燃煤机组烟羽治理技术研究

摘要：近年来,随着环保的要求越来越严格,各地方环保逐渐要求燃煤电厂消除烟囱"白色烟羽"现象。通过分析"白色烟羽"现象形成的原因,介绍了目前主要的治理技术;并介绍分析某350 MW机组改造实例,采用间接冷凝式的烟羽治理技术使机组经改造后排放达到环保要求,此治理方案可为其他电厂治理烟羽问题提供借鉴。

引言

配备湿法脱硫的燃煤火电厂普遍存在烟囱出口产生白色烟羽的现象，其主要原因是由于烟气在通过吸收塔净化后烟温降低到45~沾t (无GGH机组)，在烟气排出烟囱时处于湿饱和状态，而环境温度相对较低，因此，饱和烟气受环境温度的急剧冷却，烟气中水蒸气凝结成微小液滴，使烟气透光率下降，从而表现出烟囱冒白烟现象，即“白色烟羽”。因此随着近年来国家环保政策的日益严厉，全国各地方政府先后出台相关政策要求对白色烟羽现象进行控制。

1 生成机理

在燃煤电厂的湿法脱硫过程中，烟气经引风机后进入脱硫塔，90 t 左右的烟气在脱硫塔内烟气与浆液充分接触，烟气被冷却至50 t 左右，同时，浆液中水分由液体加热至气态，提高了烟气含湿量。烟气经除雾器虽降低烟气中水蒸气含量，但烟气仍接近饱和状态，其含湿量远大于大气环境的饱和湿度，因此，湿烟气经烟囱排入环境后发生凝结雾化现象。标准大气压下1 0 0 %的饱和空气含湿量随温度变化的关系如图1所示，由图1可知随着温度的升高，饱和空气气含湿量逐渐增大。烟气含湿量与空气含量的特性相同，经吸收塔净化后的烟气成为低温饱和湿烟气，其状态为点D , 因环境温度较低，烟囱排出后烟气中水蒸气冷凝成液态液滴，产生白色烟羽;随着烟气的扩张，烟气温度不断的降低，烟气中水蒸气冷凝的液滴不断产生，白色烟羽持续出现，当烟气温度逐渐降至环境温度白色烟羽消失，其变化过程由点G- 点C。

由以上分析可知，烟羽现象产生的原因是烟气进入大气后烟气中水蒸气发生相变冷凝成液滴。因此，消除白色烟羽现象只需烟气含湿量在进入大气降温过程中始终低于饱和含湿量，即保证烟气中的水蒸气始终处于气相状态，不发生相变析出冷凝液滴。

白色烟羽消除机理如图2所示。

图2 中若点A表示烟气经过吸收塔净化后直接从烟囱排出时的状态，点C表示环境大气的状态。若脱硫后烟气不进行再次处理直接排放，出现水蒸气相变冷凝成液滴的过程，即类似由图2 中点A点— 点C的降温过程中。因此在外界环境不变时，需要对脱硫后的烟气进行再次处理方可消除白色烟羽。

综合以上可知，消除白色烟羽需要保证烟气含湿量在排出烟囱后的降温过程中其含湿量始终低于饱和含湿量值，即烟气中的水蒸气始终处于气相状态。只有提高脱硫后的排烟温度或者降低烟气中的含湿量方可消除烟囱白色烟羽现象。

2 烟羽治理技术介绍

烟羽治理技术主要有4种技术路线，分别为烟气加热、烟气降温再加热、热风掺混、烟气冷凝。

2.1 加热技术

加热技术主要是利用高温介质将排烟加热，提高排烟温度消除烟羽现象，即图2 中点A — 点B— 点C过程。根据换热原件的不同又分为回转式GGH技术和管式GGH技术。

回转式GGH技术原理是传热组件通过高温烟气进行吸热，实现对低温净烟气加热。但回转式GGH存在低温腐蚀、堵塞及漏风的问题。管式GGH技术通过管壳式换热器使高温烟气直接加热低温净烟气， 一般应用于小机组及垃圾电厂。

2.2 烟气降温再加热技术

烟气降温再加热技术主要为MGGH技术，通过先将烟气温度降低，再进行升温排放，即图2 中点A- ► 点D—点E- ♦ 点C过程。

目前，大多电厂采用MGGH技术，其主要由烟气冷却器、烟气再热器、循环泵、循环管道组成。脱硫前的高温烟气通过烟气冷却器将热媒水加热，烟气温度降低。被加热后的热媒水通过烟气再热器将排入大气的净烟气加热，放热后的热媒水经循环管到回到烟气冷却器再次进行加热，形成热媒水闭式循环系统。MGGH技术主要特点：(1 ) 系统能耗主要为热媒水循环泵，系统能耗低;(2 ) 不易堵塞及无S0 2泄露问题;(3 ) 系统简单、操作简便;(4 ) 烟气进入烟囱前进行再加热，降低烟囱腐蚀;(5 ) 在烟气进脱硫前对烟气进行降温，降低脱硫系统耗水量同时提高脱硫效率。

2.3 热风掺混技术

热风掺混技术一般通过抽取空预器出口热二次风与净烟气进行混合，提供烟气温度，即图2 中点A—点G-点C过程。但改技术要求机组送风机具有一定的余量;同时在实际工程中脱硫塔至烟囱的烟道距离较短，无法满足热二次风与烟气的混合所需管道长度，在改造过程中需要增设混风器，方可达到热二次风和净烟气充分混合，同时热风掺混改造还要求引风机具有一定的余量，机组改造后厂用电量增加。

2.4 烟气冷凝技术

烟气冷凝技术通过将烟气温度降低，使烟气中水蒸气冷凝，即图2 中点A— 点点F— 点C过程。冷却方法可分为喷淋冷却、浆液冷却、间接冷却。

( 1 ) 喷淋冷却技术。喷淋冷却是通过在脱硫塔后增设喷淋冷却塔，烟气经过喷淋水后烟气温度降低。同时喷淋水对烟气有洗涤作用，烟气中的烟尘、SO3等会进入喷淋水中，因此需要定期对系统进行加药、澄清等处理。该技术占地面积大，适用于场地空间特别富裕的地方。

(2 ) 间接冷凝换热技术。间接冷凝换热技术通过在脱硫塔出口烟道布置烟气冷凝器降低烟气温度。根据冷凝器冷却水的循环方式可分为开式循环和闭式循环。开式循环即冷却水采用开式冷却水，冷却水经烟气冷凝换热器被加热后直接排放。闭式循环即冷却水经烟气冷凝换热器加热后，通过其他换热器将冷却水降温后再次进入烟气换热器，循环使用。主要技术特点如下：可进一步降低烟气冷凝器中冷却水不与烟气接触，无需对冷却水进行处理;在脱硫塔后的烟道中布置烟气冷凝，对脱硫系统无影响。

( 3 ) 浆液冷却技术。浆液冷却技术通过对脱硫塔的浆液进行冷却，从而达到间接冷却烟气，降低脱硫塔出口的烟气温度。此种方法主要是通过在脱硫塔的最上层浆液循环泵入口加装换热器，利用电厂的循环水或其他自然水源水作为换热器的冷却介质冷却脱硫塔浆液。

此技术主要特点有：

① 提高除尘除雾效率;② 减少脱硫系统的补水;③ 提高脱除SO3和硫酸雾滴的效果;④不增加锅炉烟气系统的阻力。

3 工程实例

某350 MW燃煤发电机组采用上海电气生产的SG-1143/25.4-M4412型超临界燃煤锅炉。烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统，脱硝采用SCR工艺，除尘采用干式静电除尘+湿式静电除尘工艺。

3.1 技术优劣对比

为达到地方环保排放要求，电厂进行烟羽治理改造。主要考虑因素为是否具备不停机在线改造条件和烟道阻力增幅。各治理技术对比分析如表1所示。由于电厂不具备长期停机改造的条件，同时，机组引风机裕量不足,通过对比浆液冷凝技术较合适该项目。

3.2 烟羽治理系统

项目采用在脱硫吸收塔顶层喷淋层循环泵出口管道上布置浆液换热器，利用循环水在浆液换热器内降低顶层、次顶层喷淋层浆液温度，降温后的浆液对吸收塔内的饱和烟气进行降温除湿，烟气中的水蒸气析出，从而实现减弱烟羽的形成，同时，节约机组耗水量。该项目烟羽治理改造流程示意图如图3所示。

3.3 系统运行效果

在满负荷运行工况下未改造时脱硫塔出口烟气温度52度左右。经改造后，运行1台换热器，循环水入口温度31度，冷却水量3000 t/h左右，烟气温度可降低到47度 ,烟气含湿量小于10.4 % , 烟尘含量小于10mg/m3, 同时，每小时冷凝水量35t/h左右。

4 结语

通过此次350 MW机组烟羽治理，在脱硫吸收塔顶层喷淋层循环泵出口管道上增加浆液换热器，利用循环水降低浆液温度，实现烟气中水蒸气冷凝，削弱了烟羽现象，同时，节约机组用水量，并进一步减少了污染物的排放，此改造技术可为其他电厂烟羽治理改造工程提供借鉴。