燃煤电厂烟气深度治理技术研究

⑵管式GGH，如图5。管式GGH 利用除尘器出口至吸收塔的这段高温烟气（130℃-150℃）加热脱硫后的净烟气。净烟气通常被加热到80℃左右，然后排放。由于该技术投资较高、阻力大（约500-600Pa）；增加煤耗约0.6/(kWh)；不能控制GGH进出口烟气温度；高负荷时烟气热量浪费较多；塑料换热管与烟道接口存在泄漏，密封需要特殊设计，否则也有0.4%的漏风率，冬季气温低时不能消除大白烟，因此不推荐该技术

图5管式GGH“消白”原理图

⑶MGGH,日本三菱公司开发的湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺采用无泄漏管式水媒体加热器（MGGH）即原烟气加热水然后用加热后的水加热脱硫后的净烟气。该技术不存在烟气泄露问题，技术成熟，应用业绩多，但是投资高、阻力大（约800-1000Pa）；增加煤耗约0.8到1g/(kWh)，需采用合理的材料和设计方式防止磨损和腐蚀。可通过系统优化设计，将部分热量有效利用；低负荷时需要配套蒸汽加热装置；冬季气温低时不能消除大白烟，因此不推荐采用此技术。

蒸汽换热加热，由于该技术阻力大（约600Pa）；增加煤耗约2g/(kWh)；运行费用高，增加了汽机的热耗，不经济，因此不推荐该技术

4.2 烟气混合

⑴热二次风混合加热，由于该技术阻力小，投资费用低；增加10到20%的二次风量；锅炉效率下降0.5%左右，煤耗增加1.5～ 2g/(kW·h)；热二次风会携带部分烟尘，使净烟气的粉尘浓度增加，影响烟尘达标排放和锅炉效率，不推荐该技术。

⑵燃气直接加热，运行费用高；会增加烟气中的污染物，影响烟尘等污染物达标排放、运行费用高，不推荐该技术。

4.3烟气冷凝

⑴喷淋降温+除雾。该技术喷淋水会携带污染物，不宜直接排放，需要循环降温，降温幅度小时，消白效果不明显，因此不推荐采用此技术。

⑵冷凝换热器，烟气在换热器入口时处于过热状态，随着烟气温度的降低，当贴近壁面的烟气局部温度低于烟气中水蒸汽的饱和温度的露点温度时，水蒸汽由于过饱和而在壁面上发生凝结。冷凝下来的液滴不断聚集，最终在壁面上形成一层液滴，汇集至提水收集器内[2]。该技术需要降温的幅度大，降温幅度小时，消白效果不明显。

4.4冷凝换热器+烟气再热

⑴该技术适应范围最广。首先对净烟气进行冷凝除湿，降低烟气中含有的水分比例。然后再对烟气适当加热小幅度的温度，再送入烟囱排放。加热的方式，可以选用GGH或者MGGH，该技术需要循环降温能节约大量水；烟气升温幅度低，特别是在冬季更加明显；可完全消除大白烟现象。

直接加热方案：净烟气从50度升到78度，绿色直线所示；冷凝+再热方案：冷凝到45度,再加热到66度,如图6蓝色直线所示。蓝色曲线是烟气的湿度饱和曲线，曲线左上方代表过饱和状态（即会有大量的水析出，产生白烟或烟雨），右下方代表不饱和状态，此时烟气中的水分以气态形式存在，不会产生白烟和烟雨的现象。偏离饱和曲线越远，烟雨和白烟现象消除的越好。故建议采用冷凝换热器+烟气再热技术路线。

图6烟气脱白计算

4.5浆液冷却技术+MGGH

浆液冷却技术如图,7，在喷淋层最顶层浆液循环泵入口增设板式换热器，传热媒介水源采用循环水，传热媒介经冷却水塔进行冷却，浆液经过板式换热器冷却后喷入脱硫塔，与烟气进行接触反应，烟温降低5℃～10℃，可显著减少白烟；同步增设MGGH，升温8℃～15℃即可“脱白”，大幅节省换热面积。

图7浆液冷却技术+MGGH

采用浆液冷却方案无论从造价，场地要求，系统总体能耗，运行维护工作量等方面皆优于烟气冷却方案。但水平衡等一些问题需开发高效过滤回用系统，并在设计中采取优化措施，存在板式换热器堵管、循环水管道堵塞等问题有待解决，系统完善后将是消除烟羽的优选技术路线。。

5结束语

烟气脱白技术建议采用冷凝换热器+烟气再热和浆液冷凝+小型MGGH烟气再热技术路线将是未来实现消除有色烟羽的优选技术路线 。在满足环保指标的前提下，又能满足场地及经济性的制约，合理选择烟气脱白技术对发电厂具有重要的意义。

来源：微信公众号“除灰脱硫脱硝技术联盟”ID：dchlyxjs；本文由“除灰脱硫脱硝技术联盟”独家授权给“北极星环保网”转载，未经授权严禁转载

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