燃煤电厂“湿烟羽”消除措施研讨

摘要：目前国内较多燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺进行烟气脱硫,脱硫后烟气为饱和湿烟气,直接排放后易形成＂烟羽＂。目前国内外已有针对湿烟羽治理的相关技术措施。本文对烟羽形成的影响因素和主流治理技术的特点及其原理进行了阐述,并结合湿烟羽的特性探索了一条可行的烟气脱白节能路径,对烟羽现象的治理具有一定的参考价值。

1引言

目前我国燃煤电厂90%以上机组的脱硫设施采用的是石灰石—石膏湿法脱硫工艺。此脱硫工艺一般采用喷淋洗涤技术，去除烟气中的二氧化硫，与此同时大量水被气化后进入烟气之中，导致烟气温度降低到与烟气的水露点温度接近。随着我国燃煤电厂超低排放改造的推进，大部分电厂湿法脱硫装置取消了GGH。烟气经过湿法脱硫石膏浆液的洗涤，温度降至45~55℃，呈饱和状态。

烟囱排出的湿烟气与温度较低的环境空气发生接触，烟气降温，在此过程中烟气中所含水蒸汽过饱和凝结，凝结水滴对光线产生折射、散射，从而使烟羽呈现出白色或者灰色的“湿烟羽”（俗称“大白烟”、“白雾”等）。湿烟气排放时，“烟羽”的抬升高度会有所降低，扩散效果相对较差，污染物在烟囱附近的落地浓度会增加，加重灰霾现象，影响能见度。在环境温度低、除雾效果较差时，则有可能发生“烟囱雨”现象，同时不利于烟气抬升扩散，甚至会加剧局部酸雨，腐蚀工程设施及建筑物等。湿烟羽现象严重影响了电厂周边居民的生产生活，削弱了公众对环境保护工作的满意度，相当一部分燃煤电厂附近的居民对湿烟羽的治理提出了相关诉求，地方有关政府部门也对湿烟羽的控制提出了要求。

随着国家对污染物排放要求的提高，当前燃煤电厂烟气排放污染物对环境的污染已经大幅下降。烟气经除尘、脱硫、脱硝、脱汞等措施后有效控制了颗粒物、硫氧化物、氮氧化物和汞等污染物的排放。“烟羽现象”是湿烟气中水汽凝聚产生的小水滴，不会对环境造成严重污染。与同等干烟气排放的污染物相比，排放总量并不会发生变化。目前国内外对于湿烟羽的成因以及拟采取的对策并没有系统性的研究分析，本文就湿烟羽的成因，目前对湿烟羽治理效果的解决技术和节能消“烟”措施等三方面进行论述。

2影响烟羽形成的因素

湿法脱硫是一个气液交换过程，逆流喷淋脱硫塔的气液相互作用十分强烈，会对脱硫浆液的液滴产生携带。“湿烟羽”和“石膏雨”主要就是吸收塔内的液态水、净烟气在烟囱中降温的冷凝水以及携带的浆液滴随烟气排放形成的。其中造成这种现象主要因素有环境因素、工艺设计、除雾器性能、烟气特性以及运行参数等。环境因素主要包括环境温度、风速、气压和大气相对湿度等。工艺设计包含烟囱中烟气液滴的携带量、脱硫塔内烟气流速、塔内流场分布、液气比、脱硫浆液的雾化程度等。烟气特性主要指湿烟气的排烟温度，烟气中含有的粉尘、石膏浆液，二氧化碳、硫氧化物、氮氧化物和水蒸汽等。烟气处理设备与机组同步运行过程中，实际运行的烟气量、除尘器的效率、脱硫塔的浆液品质以及烟囱排烟温度等运行参数都会对烟羽现象的形成产生重要的影响。

3主要消除技术

消除烟羽是一个综合治理的过程，应从以下几方面着手:（1）降低烟气的绝对含湿量；（2）降低烟气的相对含湿量；（3）控制烟气中SO3的生成及排放，控制NOx的排放并合理喷氨；（4）去除亚微米颗粒和酸雾，减少酸性气溶胶的产生。对此根据“烟羽现象”的基本成因原理，结合实际生产，治理手段大致可分为三大类：烟气加热技术、烟气冷凝技术和烟气冷凝再热技术。

3.1烟气加热技术

烟气加热技术是对进入烟囱前的湿饱和烟气进行加热，将湿烟气的温度升高，保持湿烟气的绝对含湿量不变，相对含湿量减小，使得烟气相对湿度小于升温后的饱和湿度，从而达到消除烟羽的技术要求。

目前烟气加热技术按换热方式可以分为间接换热和直接换热两类[9]。间接加热技术主要有回转式GGH，管式GGH，热管式GGH，MGGH和蒸汽加热器等；直接加热技术主要有热二次风混合加热，燃气直接加热，热空气混合加热等3种。

3.2烟气冷凝技术

烟气冷凝技术是对烟囱入口前的湿饱和烟气进行冷却，将湿烟气的温度降低，在降温过程中含湿量大幅下降，减小湿烟气的绝对含湿量。该技术可以回收大量烟气凝结水、降低烟气中烟尘、Hg、SO3等多种污染物的浓度。

烟气冷凝技术主要有镶边凝聚器、冷凝析水器、脱硫零补水系统和烟气余热回收与减排一体化系统等。按换热方式分有为间接换热（如管式换热器）和直接换热（如喷淋塔）两类。按冷源的不同又可分为水冷源、空气冷源和其他人工冷源等三种。

3.3烟气冷凝再热技术

烟气冷凝再热技术是上述两种方式的组合使用。它的湿烟羽消除机理是通过降温减少湿烟气中的绝对含湿量，使烟气中饱和水汽析出成凝结水，再将烟气再热降低湿烟气的相对含湿量，从而消除烟羽。

3.4其它消除措施

根据燃煤电厂“烟羽现象”产生的原因，还可以采取一些可行的措施，如混煤燃烧，采用混煤燃烧的方式降低烟气中的含硫量，从源头减少SO3的产生；也可在燃烧中或燃烧后喷碱性吸收剂，从炉膛顶部或选择在催化还原装置后向炉膛或烟道内喷洒碱性吸收浆液，其与SO3发生反应生成硫酸盐，随飞灰通过除尘装置脱除。美国的Gavin电厂炉膛喷镁脱硫效果显著，当Mg/SO3摩尔比为7时，SO3的脱除效率可达到90%。除此之外，开发新型SCR催化剂，如BiOIO3、CuO/TiO2等，降低SCR中SO3的转化。

4新型消“烟”技术

根据“烟羽现象”的形成机理以及消除技术，可考虑效仿烟气换热器——位于发电厂电除尘器的上游或下游，通常是一种具有逆流排列的管式换热器，在脱硫塔下游布置一级烟气冷凝装置用于对湿烟气降温，将其中的水蒸气凝结出来收集。通过换热降低烟气的温度，将热量从烟气转移到冷却介质，冷却介质可取自凝汽器的循环冷却水，其温度为30℃左右，使该换热器具有低温省煤器的作用，预先加热锅炉给水。也可取自外部水源，给水进口温度:冬季5～15℃，夏季15～25℃，换热后可达到35~40℃。

另外，可将烟气冷凝装置单独改造成一个供暖系统，提供低品位热水，供给地暖热用户采暖。常规暖气散热片对热水温度要求较高，要求供水温度达到70℃左右，而地暖采暖所要求的供水温度只需要50℃以下，回水温度约25℃左右，通过利用地暖的优势，可实现对冷源的循环再利用。

这样尾部烟气冷凝装置的水循环流程可以分为两个单独的循环回路，一回路为:冷凝器→烟气冷凝装置→省煤器→循环水泵→锅炉→过热器→汽机，该回路用于燃煤电厂正常生产活动;二回路为：外部水源→烟气冷凝装置→循环水泵→用户，此回路主要用于采暖类型为地暖的用户。由此运行后，锅炉热效率可以得到有效的提高，实现了冷源水的再利用，同时一定程度上消除“烟羽现象”。

5总结

对采用湿法脱硫工艺的燃煤电厂普遍存在的“烟羽现象”，其主要原因是脱硫塔脱硫后的烟气中含有固体颗粒物的液态水和汽态水，根本原因为进入烟囱的烟气为饱和湿烟气。通过对现有烟羽治理相关技术的阐述，结合当前电厂节能减排的技术要求，提出了一种可有效凝结析出饱和烟气中水蒸气的办法，缓解了烟羽的发生，同时冷源也得到了良好的利用，对未来的烟羽治理有一定的借鉴意义。