百万千瓦级燃煤机组烟气脱白技术研究

摘要：我国多数燃煤电厂采用湿法烟气脱硫工艺,尾部饱和湿烟气直接排放,形成可视湿烟羽。目前无泄漏式烟气换热器技术与烟气冷凝再热技术均已成功运用于百万千瓦级燃煤机组,标志着燃煤电厂湿烟羽问题能得到有效解决。以这两种烟气脱白技术在两家电厂投运工程为例,从烟气脱白效果、经济性等多方面进行对比和研究。

我国多数燃煤发电厂采用湿法脱硫，且未安装GGH，导致排烟温度在50℃左右，此时的烟气为饱和湿烟气，含有大量水蒸汽。如果烟气由烟囱直接排出进入温度较低的环境空气中，由于环境空气的饱和湿度比较低，在烟气温度降低过程中，烟气中的水蒸汽会凝结形成湿烟羽(又称有色烟羽)，加上由于除雾器效果不佳从吸收塔中携带出的石膏细颗粒，俗称“石膏雨”。石膏雨会在电厂周围一定范围内沉降，对环境造成影响。

2014年国家发改委、国家环保部、国家能源局联合发文“关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》的通知”中要求，稳步推进东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组和有条件的30万千瓦以下公用燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的环保改造。各电厂脱硫系统出口除雾器均进行高效扩容改造，很多改成三级屋脊式除雾器，保证出口雾滴浓度<20mg/m3(原脱硫系统设计除雾器出口雾滴浓度一般为75mg/m3，但根据现场测试经验实际浓度可能超过100mg/m3)，大幅降低“石膏雨”影响。然而湿烟羽造成的视觉污染仍在，且烟气中仍含有一定量的溶解性盐等，进入环境空气后形成可凝结颗粒物，造成对环境的二次污染，消除湿烟羽的工作势在必行。

上海地方标准DB31/963—2016《燃煤电厂大气污染物排放标准》中提出，燃煤发电锅炉应采取烟温控制及其他有效措施消除消除石膏雨、有色烟羽等现象。上海市环保局于2017年出台上海市燃煤电厂石膏雨和有色烟羽测试技术要求，对采用烟气加热技术的燃煤电厂严格控制其排放烟温。其他省市如天津市、河北省、江西省、山西省等纷纷推出地方标准或行动计划，进行燃煤电厂湿烟羽深度治理，完成烟气脱白工作。

1 烟气脱白技术介绍

燃煤电厂烟囱排出的饱和湿烟气与环境冷空气混合，在降温过程中，所含的水蒸气饱和凝结，凝结水雾滴对光线产生折射、散射，使烟羽呈现出白色或者灰色，被称为“湿烟羽”，俗称“大白烟”，烟气脱白就是指去除大白烟。大白烟的源头是水分，烟气中饱和水蒸气是吸热产生的，含有大量潜热，因此，烟气脱白的关键就是排放烟气的温度、湿度控制。

图1中的曲线为湿空气的饱和曲线，假设湿烟气在烟囱出口处的状态位于A点，而环境空气的状态位于F点，烟气在离开烟囱时处于未饱和状态。湿烟气与环境空气混合过程开始沿AB线变化，达到B点后烟气变为饱和湿烟气，此后湿空气与环境空气的混合沿着曲线BDE变化，而多余的游离水蒸汽将凝结成液态小水滴，形成湿烟羽。

根据湿烟羽形成及消散的机理，可将现有的对湿烟羽有治理效果的技术归纳为烟气冷凝技术(见图2)、烟气加热技术(见图3)、烟气冷凝再热技术(见图4)。

从图2～图4不难发现，不管使用哪种技术，其本质是保证湿烟气进入环境空气降温直到完全融入环境的过程中(图中A点到C点)与饱和湿度曲线不相交，暨湿烟气始终处于未饱和状态，不产生湿烟羽。

以下结合工程实例，以最有代表性的百万千瓦级机组为例，对比不同烟气脱白技术的效果和经济性。

2 烟气冷凝技术

烟气冷凝技术对脱硫出口的湿饱和烟气进行冷却，使得烟气沿着饱和湿度曲线降温，在降温过程中烟气含湿量大幅下降，冷却至接近环境温度时排放。烟气冷凝技术的核心为合适的冷源，一般的冷源主要为水冷、空冷和其他人工冷源。要将湿烟气直接冷却至接近环境空气状态难度不小，水冷和空冷方式受制于环境气候，冬季和夏季效果差异很大;人工冷源方式能够保证效果，但能耗较高，经济型差，因此烟气直接冷凝技术很少应用于燃煤电厂。

3 烟气加热技术

3.1 常规烟气加热技术

提到尾部烟气加热技术，使用最普遍的无疑是回转式RGGH，回转式RGGH 换热效率高，但容易出现堵塞和泄漏的情况，在目前燃煤电厂超低排放的背景下，些许的原烟气泄漏都会造成烟囱排放口污染物浓度超标。

3.2 无泄漏式烟气换热器

无泄漏式烟气换热器(MGGH)常用于尾部烟气余热利用，一般将空预器出口烟气余热加热锅炉凝结水以提升锅炉效率，在近几年被广泛应用于烟气脱白，由于换热过程中烟气不直接发生接触，不存在原烟气泄漏问题。MGGH的换热形式为烟气—水换热器(系统示意见图5)，通过热媒介质将锅炉原烟气热量传递给脱硫吸收塔出口的低温烟气：烟气冷却器利用锅炉空预器出口的烟气加热热媒介质;烟气加热器利用热媒介质加热脱硫吸收塔出口的低温烟气。热媒介质采用除盐水，闭式循环，增压泵驱动，热媒辅助加热系统采用辅助蒸汽加热。

3.3 工程实例

A厂装机容量2×1 000MW，在超低排放改造过程中采用MGGH 技术。根据技术规范，在100%THA工况下，热媒水经循环泵后依次进入烟气冷却器，将烟气温度降低至90℃左右，之后进入烟气加热器，将脱硫出口的湿烟气从50℃提升至80℃后由烟囱排放。该技术能保证电厂春夏秋三季无湿烟羽排放，冬季则无法避免，根据理论计算如要在冬季消除湿烟羽，采用直接加热方式需将烟温提升至160℃以上，从经济性角度出发是不可行的。

冬季或低负荷工况时，烟气冷却器入口烟温偏低，换热量不够导致烟气加热器出口烟气温度达不到保证值，此时启动辅助蒸汽加热器，确保烟气在80℃(冬季或重污染预警时78℃以上)进行排放，以满足环保考核要求。

MGGH系统较为复杂，有独立的烟气冷却器(根据除尘器的个数确定，百万千瓦级机组一般为6台)、烟气加热器和热媒水循环系统，系统阻力大，根据试验结果显示：烟气冷却器系统阻力为500Pa，烟气加热器系统阻力为900Pa，系统阻力提升接近1 500Pa，加上热媒水循环泵的功耗、蒸汽吹扫装置和辅助蒸汽的使用，煤耗保守估计增加2g以上。

4 烟气冷凝再热技术

4.1 技术原理

从目前燃煤电厂的实际情况来看，单纯的烟气加热和冷凝方式都有各自的局限。加热技术在牺牲一部分煤耗之后能达到消除白烟的效果，而冷凝技术受到冷源，也就是环境空气、冷却水温度的限制，基本不可能将烟气冷却至接近环境温度再进行排放。

结合烟气加热和冷凝技术的特点，采用将烟气先冷凝再加热的方法，则可扩大系统湿烟羽消除对环境温湿度的适应范围。通过将原烟气冷却降温，降低了烟气中绝对含湿量，再经加热后，使烟气在向大气扩散和降温的过程中不达到饱和湿烟气的状态，不出现水汽的凝结，从而达到消除湿烟羽的效果。

从表1中可以看出，以春秋季(环境温度15℃)工况、净烟气温度50℃为例，MGGH 加热法理论加热温度为75.4℃，温升为25.4℃;而冷凝再热法在将烟气温度降低5℃之后只需提升至58.9℃ 即可达到消除湿烟羽的效果，温升为13.9℃，其对于能量的消耗较少，对热源的要求较低。

图6为烟气冷凝再热法系统示意图。

4.2 工程实例

B厂装机容量2×1 000MW，使用烟气冷凝再热技术进行烟气脱白，采用高导热性耐腐蚀管式换热器，换热器材料选用氟塑料，直流冷却水(从冷却水母管中抽出一路单独增压)作为冷源。脱硫系统出口的湿烟气进入烟气冷却器进行冷却降温至45℃左右(春秋季设计工况)，经过一级除雾器之后进入烟气加热器，加热到60℃左右后由烟囱排放，加热方式采用凝结水进行换热。

直流冷却水取自长江，水温受季节影响变化很大，直接导致烟气冷却器冬夏季节冷凝效果的差异。春秋季节运行烟气温降为4～5℃，夏季高温季节为2～3℃，冬季极端气温条件下烟气温降可达到6～7℃。

当春秋季环境温度较高时湿烟羽基本不可见，这是由于冷凝后的烟气中含湿量显著下降，经过小幅度升温后，可使烟气在向大气扩散和降温的过程中处于不饱和湿烟气的状态，不出现水汽的凝结，从而达到消除湿烟羽的效果;夏季由于环境温度较高，烟气冷凝后基本不用加热或者只需要加热较低温度便可消除湿烟羽;冬季目前无法避免，除非消耗大量能源将烟温从45℃提高到100℃以上，从经济性角度出发是不可行的。

烟气冷却器中烟气降温后产生的冷凝水收集至贮水箱，水量很大，单台机组在冬季工况、满负荷情况下冷凝水量可达80～90m3/h。冷凝水外观清澈，呈酸性，离子浓度较低，水质比工业水更好，适合回用。贮水箱中的冷凝水经过沉淀溢流入清水箱，一部分由清水泵送入脱硫吸收区工艺水箱，用于脱硫吸收塔除雾器冲洗使用;另一部分经过pH 调节等简单处理后回用至煤场水冲洗系统。

烟气冷凝再热技术系统相对简单，布局紧凑，占地面积小，整个系统阻力较低，冷却器+加热器的总阻力约为400Pa，另有单独设立的开式循环增压水泵、换热装置在线清洗装置和冷凝水回用系统等，煤耗增加在1～2g。

5 技术分析

MGGH技术和烟气冷凝再热技术目前都已成功应用于百万千瓦级机组，并连续运行两年以上，能够在一年中绝大部分时间(除冬季外)有效解决燃煤电厂湿烟羽问题。

5.1 MGGH技术特点分析

MGGH利用空预器出口烟气温度加热脱硫出口低温烟气，空预器出口烟气经过烟气冷却器后烟温由130℃左右降至90℃左右，形成低低温静电除尘器，减小除尘器入口烟气量，降低烟尘比电阻，提升除尘效率，对烟囱出口烟气低浓度颗粒物排放起到保障作用。温度降低后烟气中的SO3可很好地与烟气中的水分融合成小液滴，经高质量浓度的粉尘颗粒包裹吸附后很容易被除尘器捕捉，从而解决下游设备的腐蚀难题。

从机组实际运行状况来看，由于长时间负荷不高，烟气冷却器入口温度低导致换热量不足，经常需要投入辅助蒸汽来保证烟气的温度以达到消除湿烟羽的效果。空预器出口烟气余热既没有回用至锅炉系统，也无法保证尾部烟气的温度，经济性较差，可以考虑将烟气冷却器分级使用，暨将一部分余热传递给尾部烟气保证一定的温升，另一部分余热传递给凝结水或者二次风来提高锅炉效率，尾部烟气温度不足的部分由辅助蒸汽补充，由于辅助蒸汽的能量品味远高于热媒水，能够保证对尾部烟气的加热效果，具体方案还需要通过测算来验证其可行性。

MGGH技术能够有效消除湿烟羽并且避免原烟气的泄漏，但系统比较复杂，初期投资耗费大，系统阻力大能耗较高，今后还需进一步优化提升效率。

5.2 烟气冷凝再热技术特点分析

烟气冷凝再热技术结合了烟气冷凝技术和烟气加热技术的特点，通过合适的冷源降温降低了烟气的绝对含湿量，之后由热源进行小幅度的升温即可消除湿烟羽。由于对热源品味要求不高，理论上采用少量机组热风直接混合(需考虑对污染物排放浓度的影响)、蒸汽直接混合或其他换热方式等，均能达到烟气脱白的效果。

由于烟气冷却器布置在脱硫系统出口，与原烟气无交集，因此能够通过在除尘系统或脱硫系统前设置低温省煤器，将烟气余热利用至凝结水系统，提高锅炉效率。

烟气冷凝再热技术的应用在消除湿烟羽的同时也能够收集大量冷凝水回用，降低电厂自身水耗，对我国北方地区缺水但冷源充沛的特点有着借鉴作用，同时对我国“水十条”政策中要求火电行业促进再生水利用、控制用水总量、提高用水效益有着积极的作用。

烟气冷却过程中产生的冷凝水pH 在2左右，呈强酸性，因此对系统的防腐性能提出很高的要求，目前烟气冷却器中换热材料主要使用氟塑料或钛合金。其中氟塑料作为一种高分子材料，因其特殊的分子结构而具有特别的物化特性：强度高、稳定性强、高热阻、低摩擦系数和良好的表面不黏性。前文提到的B厂烟气冷却器(采用氟塑料作为换热材料)投运时间接近两年，未出现损坏泄漏等问题，体现了氟塑料的可靠性。

6 结语

相比MGGH 技术，烟气冷凝再热技术能够以更低的能耗代价达到消除湿烟羽的目的，同时达到节能、节水的附属效果，从经济性和环保节能方面相比有一定的优势。目前烟气除湿技术还有烟气冷凝-热泵回收工艺、浆液冷凝工艺、复合膜法水分回收、溶液吸收法等，迫于系统复杂程度、经济性或者其他因素无法应用于大型工程。

近年来国家对环境空气整治日趋严格，对雾霾的治理更是不遗余力，有专家指出火电厂湿烟气排放也是造成雾霾的原因。国家级的火电厂污染物排放标准还未对湿烟羽治理进行强制要求，但各个省市都纷纷出台地方标准加以规定，我国东部沿海一带已完成或正在进行湿烟羽消除技术改造，内地也将逐步展开相应工作。

从技术上讲，烟气直接加热和冷凝再热技术能够成功运用于百万千瓦级机组标志着所有等级火电机组能够实现烟气脱白。在解决烟气湿烟羽问题的前提下，如何抛弃传统高能耗技术，寻求更为简洁、经济的方式，例如回收烟气中的水分和余热，节水节能，进一步提髙燃煤效率，能兼顾解决环境与发展的矛盾，这将是今后不断持续进步的方向。