燃煤电厂湿烟羽消除设计方案对比分析

王争荣，耿宣，汪洋，夏怀鹏，付丽辉，沈明忠，沈建永，王凯亮

(中国华电科工集团有限公司，北京 100160)

0 引言

湿法脱硫技术成熟、效率高、安全可靠，是大型燃煤电厂主要的脱硫技术。烟气与脱硫浆液在脱硫塔中逆向运动进行传热传质，脱硫浆液中的水分吸收了烟气的热量变为蒸汽进入烟气，烟气露点温度和绝对含湿量被逐渐升高。脱硫塔烟气出口往往为饱和净烟气，出口净烟气温度较低导致烟气爬升能力降低，在烟囱附近遇冷产生白烟现象。经过超低排放改造之后，该“白烟”主要为烟气冷凝析出的水雾滴。凝结水滴与烟气未脱除的SO2形成亚硫酸液滴，进一步氧化之后变为腐蚀能力更强的硫酸液，造成电厂附近酸雨现象[1-3]。

为了减少硫酸液滴对烟道和烟囱的腐蚀，一般采用将净烟气升温至不饱和烟气，避免烟气产生液滴。若直接将净烟气加热至不饱和温度，能耗成本较高，因此，美国的湿法脱硫采用湿烟囱，在烟囱内壁敷设高温熔化耐腐蚀砖[4]；德国采用双塔合一方案[5-6]， 1982年Volklingen电厂“烟塔合一”建成运行，随着该技术逐步成熟，欧洲其他国家也采用了该技术；日本采用三菱再循环非泄漏型燃气加热器(MGGH)技术，通过在空冷器与电除尘器之间布置的热降温换热器和在脱硫塔与烟囱之间的再热器之间的循环热媒水进行换热，使净烟气温度从50 ℃升至100～130 ℃[1,7]。我国排放标准并未对烟囱排放温度做相应规定，只有部分发达地区对湿烟羽排放有环保要求：在《上海市2015年—2017年环境保护和“建设三年行动计划” 》中，要求漕泾电厂对包括#1机组的12台现役燃煤机组进行升级改造，并同步解决“石膏雨”问题；2016年1月，上海市地方颁布新的污染物排放标准——《燃煤电厂大气污染物排放标准》；浙江省环境保护厅也颁布了关于征求地方环境保护的标准——《燃煤电厂大气污染物排放标准(征求意见稿)》。

根据我国实际需求，提出了一种脱硫塔出口烟气降温、冷凝、再热的技术路线[8-10]。该技术路线主要针对湿烟羽形成的两个主要可控因素(绝对含湿量和烟气温度)进行调整，从而消除湿烟羽。经换热冷凝后的净烟气绝对含湿量显著降低，可减少北方电厂的工艺补水[11]。冷凝提水后的净烟气加热至不饱和所需要的热量明显降低，净烟气再热热量可通过MGGH的降温换热器提供。

目前虽有文献对湿烟羽消除路线进行过原理分析，但缺少对烟气降温、烟气冷凝、烟气再热及配套换热设备的综合性研究讨论及不同方案实际应用案例的计算和经济对比。本文通过分析湿烟羽生成和消除原理，针对电厂具体项目进行了若干组方案的计算和对比分析，讨论了环境状态对湿烟羽消除效果的影响，并对不同材质和形式的换热器的应用进行分析，得到最为经济的换热器组合方式和种类。

1 湿烟羽生成和消除机理

1.1 湿烟羽生成机理

气体的露点温度主要取决于气体的绝对含湿量，含湿量越高露点温度越高。脱硫塔出口净烟气温度一般为50 ℃左右。烟囱烟气体积相对于环境大气体积来说很小，烟气会迅速降温至环境温度，当净烟气露点温度大于环境温度，遇冷降温，便会凝结出水分，形成湿烟羽[12]。对于南方地区，一般当环境湿度较大或冬季温度较低时湿烟羽现象较重；对于北方地区，由于冬季时间更长、环境温度更低，形成湿烟羽的情况会更加严重。具体形成过程如图1所示。

图1 湿烟羽生成机理

烟气饱和曲线显示含湿量随温度升高而增大。降温线a和降温线b分别为相同环境状态下，环境状态点与不同烟气状态点的连线。由图1可知，烟气沿降温线b降温时，与烟气饱和曲线将交于两点，当第1次与饱和曲线相交于A点，温度继续降低时，烟气产生凝结水。当温度曲线与降温线b相交于第2点B时，又进入非饱和区域，不再产生白烟。而当降温线变为降温线a时，降温曲线与烟气饱和曲线只有一个交点C，该点也是烟气降温过程中是否产生湿烟羽的临界点。我们可以称环境点与该交点连线为临界线，当降温线斜率继续增大时，将与饱和曲线无交点，此时烟气降温过程中不会产生湿烟羽现象。

1.2 湿烟羽消除机理分析

湿烟羽治理技术路线主要有以下4种[12]：烟气间壁式加热，将净烟气温度加热至临界线，如图2中a线所示[5,13]；烟气降温[14]，利用冷却循环水或喷淋冷却液降低脱硫塔烟气出口温度，降温曲线与饱和线重合，沿着饱和曲线将烟气降至目标温度，该路线一定程度上可以削弱湿烟羽，但无法完全消除，如图2中b线所示；烟气降温再升温[12]，烟温先降至目标冷凝温度，再通过升温换热器升至临界线，如图2中c线所示；混热风[15-16]，利用电厂的热二次风或燃烧气与净烟气的混合风，将烟气的温度和干度同时提升，混合线如图中d线所示。

图2 湿烟羽消除机理

2 技术路线对比

2.1 烟气加热

烟气单纯加热是直接将净烟气温度提升至临界线，增加烟气抬升高度，降低烟囱附近污染物沉降浓度。加热介质可以是原烟气、循环热媒水或蒸汽等[4]。该方法能够在一定条件下消除湿烟羽，但随着外界环境温度的降低或湿度的提高，彻底消除湿烟羽的所需要消耗的额外热量也将越来越大，经济性随之变差。该方法目前的主要业绩见表1。

表1 烟气加热技术主要业绩

2.2 烟气降温

烟气降温包括直接换热降温和间接换热降温。直接换热降温为通过喷淋冷却介质与烟气混合降低烟温；间接降温是冷媒通过间壁式换热器或回转式换热器与烟气进行换热，降低烟温使净烟气绝对含水量减少。烟气降温技术只有在高温低湿度的条件下才能削弱而非完全消除湿烟羽，该技术的主要应用业绩见表2。

表2 烟气降温技术

2.3 热风混合

热风混合加热利用的是空预器热二次风、原烟气或燃气燃烧后产生的热烟气与净烟气的混合。混风加热曲线斜率与混合热气的温度和湿度相关，热风温度越高，干度越大，热风用量越小。

利用空预器热二次风作为热风对机组的二次风余量有要求，若机组的热二次风余量不足，将涉及空预器、热风道改造：由于脱硫塔至烟囱的烟道距离短，热风和烟气的混合管道长度一般不够，可能导致改造机组的热烟气和净烟气不能充分混合，需要增设混风器；同时，由于二次风温度为300 ℃左右，而目前电厂烟道防腐层主要采用的玻璃鳞片树脂所承受温度一般小于180 ℃，因此采用该技术应对烟道防腐层进行改造，防腐层改用宾高得耐酸砖、钛合金或镍基合金钢板贴衬；另外，二次风量增大，还将引起风机功率的增加[4,17]。

燃气直接加热，需要增设新的燃烧系统，会增加能耗和设备投资，现基本仅应用于燃油机组[5,7]。

热风混合技术的业绩见表3。

表3 热风混合技术主要业绩

2.4 烟气降温再热

烟气降温再热技术的组合方式灵活，降温段和升温段均可以选用直接换热或间接换热，主要应用业绩见表4。

表4 烟气降温再热技术

直接换热虽换热效率高，但由于喷淋冷却水与烟气中粉尘、酸和盐等直接接触导致产生更多废水，对于缺水地区不推荐使用，对于水资源充足的地区同样会增加了废水处理成本，因此限制了该技术的应用范围[11]。间接换热效率虽然低于直接换热，但冷却水可以循环使用，尤其适用于严重缺水地区；对于沿海、沿河地区，可以使用海水或河水作为冷却水，从而节约设备投资。烟气再热段可使用间壁式换热器、热二次风或两者一起使用。

2.5 方案效果对比

烟气单纯加热方案可有效提高烟气爬升高度，但不能减少烟气中绝对含湿量及污染物浓度。烟气的温度随着烟气爬升高度的增加而降温，依然会产生湿烟羽，并且能耗的经济代价大；烟气单纯降温法可降低烟气露点温度和绝对含湿量，但同时降低了烟气的爬升高度，受温度和循环水量的限制，降温温度不会低于环境温度，不能完全消除湿烟羽；热风混合方案对于热二次风量余量或其他燃料有要求，热二次风的使用会增加机组煤耗，导致排放超标，混风过程对烟道防腐和混合气有更高要求[18]；烟气降温再热方案，烟气绝对含湿量和露点温度可有效降低，一方面可以达到节水目的，另一方面再热所需热量显著减少，所需热量可由低温烟气余热提供，升温后的烟气爬升高度得到保障，可满足节能环保要求。在可行的技术经济条件下，烟气降温再热技术路线适用环境范围最广，烟气再热次之，烟气冷凝最小。

技术路线的选择应结合地区政策、电厂烟气温度、地理环境、冷热源等条件综合分析，在满足环保要求的情况下选择投资最少的方案。

3 换热方案的选择

3.1 MGGH方案

某电厂1 000 MW超超临界机组烟气加热原设计方案为MGGH，用Aspen plus 软件对该电厂烟气系统进行模拟计算。循环热媒水通过低温省煤器换热被加热至124.86 ℃，其中一部分用于加热净烟气，冷却后的循环水返回至省煤器，净烟气被加热至80 ℃,所需热量为39.08 MW，剩余循环热媒水用于加热电厂循环凝结水，模拟结果与电厂实际情况参数一致。为了降低单纯依靠MGGH加热消除湿烟羽的能耗，本次在原系统的模拟基础上对系统进行节能改造，改造方案为在脱硫塔出口烟道上增设烟气冷凝换热器。

3.2 烟气饱和曲线计算

消除湿烟羽计算首先需可靠的烟气饱和曲线。烟气组成及烟道压力影响着烟气饱和曲线的形状，本文利用成熟商业软件Aspen plus，设定烟气组成、温度及压力，模拟计算烟气饱和曲线，并与已验证的Excel计算程序得到的饱和曲线一致。通过Origin软件对所得数据进行精确的曲线拟合，得到指数形式的关联方程

y=a+b×xc，

(1)

式中：x为烟气含湿量，g/kg；y为烟气饱和温度，℃；a，b，c分别为拟合方程常数。

3.3 设计环境点的选取

设计中所采用的环境温度和湿度决定着一年中多少天能够消除湿烟羽，环境温度越低湿度越大，消除湿烟羽所需代价越大，尤其是当环境温度在0 ℃以下时，要完全消除烟羽的难度明显加大。本文分别以环境为5，0 ℃时为例，115 ℃原烟气被降至90 ℃用于加热脱硫塔后净烟气，选用间壁式降温 +间壁式加热、间壁式降温+热二次风加热、间壁式降温+间壁式加热+热二次风加热3种方案对该电厂进行计算。方案中所用循环水入口温度为10 ℃，出口温度为25 ℃，热二次风温度为300 ℃。对于混热风进行编程和迭代计算，可以快速准确得到混热风的混合点。不同方案中，当净烟气再热所需热量少于降温换热器供给热量时，多余的热量用于加热凝结水，若净烟气再热所需热量大于降温换热器供给热量时，不足部分用热二次风进行补充。3种工艺计算在两种环境温度下的技术参数见表5、表6。

表5 环境温度为5 ℃时3种净烟气温度技术参数

表6 环境温度为0 ℃时不同净烟气温度技术参数

由表5、表6可知，随着环境温度的降低，排烟温度需升至更高，消耗热风增多：环境温度为5 ℃，脱硫塔出口温度为50 ℃时，仅依靠降温段所需热量已不能满足再热所需热量；而环境温度为0 ℃时，脱硫塔出口温度为45 ℃和50 ℃时，仅依靠降温段所需热量依然不能满足再热所需热量。

根据该电厂的现场条件，电厂可提供的循环水量为6 000 t/h，可知净烟气最多只能冷凝至45 ℃，所能提供热二次风量为4 000 000 m3/h，综合考虑只能选择间接换热器加热后再混合热二次风方案，该方案所需循环冷却水量为5 561 t/h，烟气凝结水量为120 t/h，烟温升至95.38 ℃，所需热二次风量为134 400 m3/h。

当环境温度为-5 ℃时，经计算所需热二次风量为436 800 m3/h，超过厂里所能提供的热二次风余量，故湿烟羽不能完全消除。这是由于环境温度越低，临界线斜率快速增加，需要的热二次风量也就急速变大。

3.4 降温幅度和换热器选择

分别计算了净烟气冷凝温降为3，5，7 ℃时采用净烟气冷却提水+间壁式换热加热，所需冷却水量、烟气析出凝结水量和换热量，降温后需再热至临界温度，计算结果见表7。

表7 不同降温幅度的物料和热平衡

由表7可知随着烟气降温幅度越大，所需循环水逐渐增大。净烟气再热段需加热至临界温度分别为67，60，54 ℃。

由于改造方案需冷却循环水，须增设循环水泵。循环水泵增加了系统功耗，同时由于降温之后部分凝结水析出，导致烟气升温所需热量减少，最终系统能耗减少，见表8。

表8 系统减少热耗和增加功耗

4 换热器材料的选择

由于净烟气中含有大量硫、氯离子等[14]，且为低温饱和状态，在烟道中遇冷析出酸雾，对换热器和烟道产生低温腐蚀。因此，对降温换热器和升温换热器的材质要求比较高，目前降温换热器采用氟塑料或耐腐蚀能力强的超级钢2057(国标00Cr25Ni7Mo4N)。与降温换热器相比，升温换热器除了可以选择氟塑料或2057材质之外，还可以利用三段金属组合(湿烟气段换热管采用316L、干湿烟气交叉处热管采用304、干烟气段热管采用ND钢)材质的换热器。目前用得较多的换热器为氟塑料换热器、宽通道式换热器、金属光管换热器。由于不同材料的价格差异，导致不同材质换热器的造价不同。根据每种换热器换热特性进行计算，结合价格因素，初步对每种方案的回收期进行了综合对比，见表9。

表9 不同方案和换热设备投资回收期 年

由表9可知，随着烟气降温幅度增大，整体投资回收期缩短，这是由于降温设备费用小于降温之后升温所节约能耗的费用，导致温度下降幅度大，整体回收期反而变短。降温换热器和再热换热器均采用氟塑料换热器时静态回收期最长，降温段采用氟塑料换热器再热段采用三段金属材质组合的换热器和板式换热器时的回收期基本一致，两段2057材质的宽通道板式换热器回收期最短。

5 结论

本文对湿法脱硫消烟羽治理方法进行分析对比，在可行的技术经济条件下，烟气降温再热技术路线适用环境范围最广。利用商业软件Aspen plus计算烟气饱和曲线，可以获得更加准确的烟气饱和曲线，为消烟羽临界线的计算提供准确基础数据。利用3种方案对某电厂进行计算，考察了环境状态对湿烟羽消除的影响，烟气降温越幅度大、环境温度越低，所需循环冷却水和再热热耗越多。对比了不同材质和形式的换热器换热效果和回收周期，降温换热器和再热换热器均采用材质为2057宽通道板式换热器时，静态回收期最短，综合考虑初步投资和回收期，得到净烟气温降范围为应在5～7 ℃。