燃煤电厂烟气冷凝再热技术现状及展望

马再山，杨宝昌

（辽宁沈煤红阳热电有限公司，辽宁沈阳，211081）

0 引言

煤炭是我国最主要的一次能源，2019年煤炭消费在我国全部能源消费中的占比仍接近60%。绝大部分煤炭的利用为直接燃烧，这一过程会排放大量含有污染物，如SOx、NOx、烟尘和SO3等可凝结颗粒物等的烟气，对区域环境和人类健康等均会造成重大影响。自“十三五”以来，我国大气污染防治政策日益严格，国内燃煤电厂等相继进行了烟气超低排放的建设或改造，主要采用“低氮燃烧+SCR/SNCR脱硝+电除尘器+湿式电除尘”的工艺路线，并要求完善相关的节能管理措施等，以达到颗粒物、SO2、NOx的排放限值不高于5mg/Nm3，30mg/Nm3和50mg/Nm3（标况，6%O2）的目标。

目前，我国90%以上的燃煤电厂脱硫设施采用的是石灰石石膏湿法脱硫工艺。尽管该法可高效地脱除SO2和PM10，但其排放的烟气为饱和湿烟气（50℃左右），水分含量较高（约为12%-18%），且会携带大量的可凝结颗粒物、可溶盐等物质。此类烟气的排放一方面浪费大量的水资源和余热，且会加剧烟囱的腐蚀；另一方面，排放到大气中的烟气在阳光折射下会产生“烟羽”现象，影响电厂周围区域的居民。近年来，烟羽现象日益引起关注， 我国上海、天津、浙江和河北等省市自2017年起相继出台了有关燃煤电厂烟羽治理的政策法规等，要求燃煤电厂采用烟温控制及其他有效措施，消除石膏雨和有色烟羽等现象（即“消白”）[1]。本文针对燃煤电厂烟羽控制这一问题，主要分析了烟羽的形成机理，主要的“消白”技术路线及发展方向，并对该技术的未来发展提出了展望。

1 烟羽形成及消白机理

燃煤锅炉产生的烟气在低氮燃烧、SCR/SNCR和电除尘器等一系列环保装置处理后，进入湿法脱硫塔。在脱硫塔内烟气经过洗涤后被冷却，脱硫溶液中的水分则汽化为水蒸气，且其水蒸气含量接近饱和，而烟气温度一般不高于60℃之间。以300MW机组为例，脱硫后烟气携带水分超过100t/h。600MW机组的脱硫后烟气中水蒸气含量为200t/h。一般来说，湿烟气中的成份比较复杂，我们将其简化为湿空气，通过分析其与环境空气的混合过程来解释燃煤电厂白色烟羽的产生与消除机理。根据工程热力学的原理，空气的含湿图如图1所示[2]。

图1上A点为脱硫系统脱硫后烟囱出口处烟气的状态点，E点为环境中空气的状态点，而烟囱出口处烟气与环境中空气的混合过程为AE连线的变化过程。显然，脱硫塔排烟温度高于环境空气温度，且该温度下单位质量的空气含湿量也远高于环境空气。当烟气从烟囱直接排入大气后，即与环境空气发生混合过程（图1中A到B过程）。随着混合过程的进一步发展，湿烟气温度与湿度的降低，烟气状态由B点沿着曲线BCD变化。由于饱和湿烟气温度高于环境空气温度，原烟气中的水汽会因为过饱和而凝结析出小水滴，对太阳光产生折射或散射，产生灰色或白色的烟羽。当烟气与环境空气进一步混合，其状态可从D点变化为E点，湿烟气向未饱和状态转变，烟气中的小水滴逐渐蒸发，视觉上的白色烟羽开始消散。此外，从脱硫塔出来的湿烟气，除水蒸气外，也有可溶液、SO3等可凝结颗粒物以及溶解性固体等。这些物质在进入大气之后会在大气中逐渐成核长大，产生细微颗粒物，从而加重烟羽现象。

2 烟气冷凝再热消白技术

燃煤烟气的消白是一个较为复杂的烟气综合治理工程。一般而言，烟羽的消除可以从控制燃煤烟气的可溶液、可凝结颗粒物浓度、烟气含湿量和烟气排放温度等几个方面进行。另外，除白色烟羽的消除外，也因考虑到消白过程中的水资源循环利用和余热回收等事宜，以期在排放达标的前提下，提高这一过程的技术经济性，为业主单位带来一定经济效益。目前的烟气消白技术主要有分别以下3大类，即烟气再热技术、烟气冷凝技术和烟气冷凝再加热的组合技术。

2.1 烟气再热技术

烟气再热技术可将进入电厂烟囱前的饱和湿烟气进行加热，升高湿烟气的温度。在保持湿烟气的绝对含湿量不变的同时，减小其相对含湿量，使得烟气在升温后进入不饱和状态（即升温之后烟气相对湿度小于升温后的饱和湿度），从而达到消白的目的。该方法具有系统简单，一次投资费用低的特点，但运行费用相对较高，与烟气量和升温温差直接相关，且无法去除脱硫塔内携带的可溶盐和PM2.5和SO3等细微颗粒物。一般而言，该方法的运行成本较高。姚国华等报道上海外高桥第二发电有限责任公司通过加热烟气来实现白色烟羽的消除，然而该厂为了保持规定的排烟温度75℃，消耗了大量的辅助蒸汽来弥补加热器热量[3]。间接加热技术主要有GGH、MGGH和蒸汽加热器等。GGH通常利用烟气余热，运行费用较低，但易发生积灰、堵塞现象。目前，水媒式烟气-烟气换热器(MGGH)在烟气加热技术中因其较紧凑的结构和较小的占地面积，应用最为广泛。

2.2 烟气冷凝技术

烟气冷凝技术是通过换热的方法，将锅炉烟气温度冷却到一定值。在烟气降温过程中随着湿烟气温度的降低，烟气的绝对含湿量大大降低，烟气中的水汽会大量的凝结析出供回收利用。该技术不但有利于水资源的循环利用，也可以大幅度降低烟气中PM2.5和SO3等多种污染物的浓度。然而冷凝后的烟气仍为该温度下的饱和烟气。若将该烟气直接排放的话，当冷凝后的烟气温度高于大气环境温度时，该烟气与大气环境混合，仍会产生烟羽污染环境。

目前，冷凝技术分为直接换热和间接换热法两大类。直接法一般采用较低温度循环水直接与烟气接触降温，主要在喷淋脱硫塔内完成，通过“烟气—浆液— 循环冷却水”三者之间的换热来降低烟囱入口的烟气湿度和温度，达到“消白”的目的。采用直接法时，冷媒与饱和湿烟气直接接触进行剧烈的热量交换，换热效率高，系统复杂。而间接法主要采用换热器进行，饱和湿烟气不与冷媒直接接触[4]。考虑到燃煤烟气中含一定量硫分，具有腐蚀性，其材料一般选用不锈钢或氟塑料。

2.3 烟气冷凝再热技术

烟气冷凝再热技术是前述的烟气再热技术和烟气冷凝技术的有机结合，其技术路线如图2所示。这一技术的烟气消白原理是通过冷凝换热的方式将烟气降温，使烟气达到过饱和状态，饱和水汽凝结成水后析出，可供电厂循环使用；采用除雾器等装置去除凝结水后，再由烟气再热装置提高净烟气温度，同时降低湿烟气的相对含湿量，从而消除烟羽。目前，烟气冷凝再热技术在燃气锅炉上有一定应用，除了能够回收烟气余热外，该方法也有利于降低烟气中的细颗粒物和SO2排放。目前，该方法的冷凝过程主要采用水媒式烟气-烟气换热器(MGGH)。这种换热器以其较紧凑的结构和较小的占地面积，目前应用较为广泛。该技术是对传统回转式烟气加热器的升级改进，一般使用时会在除尘器前和烟囱入口烟道分别布置2个换热器(烟气冷却器和烟气再热器)，以水为介质，将原烟气的热量用于加热净化后的烟气，以提高净烟气排烟温度，达到消白的目的[4]。该技术同时也能够避免传统GGH存在的积灰堵塞现象，提高了系统的可靠性，目前，MGGH己在国内外多台1000MW机组上得到成功应用，有着很广阔的应用前景。

图2 燃煤烟气冷凝再热系统流程图

在该方法中，随着烟气的温度降低，饱和湿烟气进入湿式相变冷凝装置内部后遇冷降温，所含水蒸气发生相变凝结。凝结后的水蒸气可以与烟气中的污染物和液滴等发生碰撞，且以烟气中的SO2和细颗粒物等为凝结核发生团聚长大，逐步团聚长大。通过控制装置内部冷凝管壁面的温度，可进一步控制饱和湿烟气的相变程度。在冷凝装置内部的温度梯度作用下，长大后的颗粒物向冷凝壁面移动，附着在冷凝管表面的液膜上，在重力作用下随液膜流动到装置底部后收集。王丰吉等改造了由三级屋脊式高效除雾器和冷凝湿膜层组成的冷凝式除雾器，在50%和100%负荷工况下进行试验，发现随着冷却器换热量的增加，该系统对雾滴、烟尘及 SO3的脱除效果越好[5]。目前，目前国内德梅斯特环保科技有限公司已将该技术应用在国内数十个电厂的脱硫系统中。烟气经过超精细分离器后，净烟气中大于13微米的液滴100%被去除分离，小于10微米的液滴40～70%被去除分离，雾滴含量不高于15mg/Nm³。而且冷凝过程可产生源源不断的冷凝水，在起到除雾消白作用的同时，不断对下方除雾器进行冲洗，防止系统堵塞。

通过两种技术的联用，一方面可以达到节水、烟气中多种污染物同时消除的目的；此外，吸热段降低原烟气温度可减少脱硫浆液的蒸发量，净烟气的湿度和温度也会降低，烟气冷凝器换热量也相应减少。另一方面，由于烟气的含湿量大幅降低，烟气再热幅度相对比直接再热小，烟气再热的所需的能量会大大降低，可有效降低整体系统的运行成本。该技术具有的优势可以有效缓解极端天气状况（如冬季低温、高湿等）下和高寒地区等在消白过程中存在的烟气的加热临界温度过高或冷凝临界温度过低的问题[2]。

图3 燃煤烟气冷凝消白原理及装置

2.4 燃煤电厂冷凝再热系统的技术经济性分析

目前，用于烟气消白的技术路线主要有以上三大类，但这三类技术的适用范围、投资和运行成本的等各不相同，需要根据项目实际情况展开分析。除消白以外，同样也要考虑业主单位循环水回用和余热利用方面的因素。一般情况下，排烟温度每升高10K，排烟热损失增加0.6%-1.0%，而发电煤耗增加2g/(kW·h)左右。显然通过冷凝再热的方法使得燃煤电厂的烟气余热在消白过程中得到回用，具有巨大的意义和经济效益。

余波等以常州某连铸厂为例，针对其量10.5万m3/h（工况），排烟温度60℃的燃烧炉烟气开展消白技术经济性和环境影响的分析。通过对直接加热法和直接冷凝法两种消白工艺路线进行比较发现，直接加热法需增加一台热风炉，主要消耗高炉煤气进行补热；而直接降温法主要消耗电力，但需要新增体积较大的喷淋塔和冷却塔，占地面积较大。直接加热法的年运行成本245万元，而直接降温法的年运行费用仅为直接加热法的45.7%，约112万元。

而当环境温度低于5℃时，只能运用烟气冷凝再热的白色烟气深度处理技术路线。王琳等通过建立数学模型，运用数值计算详细分析了“湿烟羽”形成和消散机理，对烟气加热法、烟气冷凝法、冷凝再热法和膜回收烟气水分法4种消白技术进行理论分析，利用湿烟羽预测模型定量计算了4种湿烟羽消除技术的参数选择。结果表明采用烟气加热法在环境温度低于5℃，相对湿度大于40%时，烟气需要加热至100℃以上方可实现消白目的，其经济性较差；采用冷凝法时，当环境温度低于0℃，环境相对湿度大于40%时，需要将烟气冷凝到低于16℃，当环境温度较低时，单独采用烟气冷凝法不可行。而烟气冷凝再热法时，冷凝温度越低，再热温度随之降低，当环境温度高于5℃，烟气冷凝至40℃时，再热温度不高于80℃，在较大的环境温度和相对湿度范围内，冷凝再热法具有技术可行性。采用膜回收法时，当环境温度大于15℃、水回收率达到40%时，基本无白烟产生，而环境温度低于5℃时，水回收率要达到60%以上才可实现消白，但目前缺少适合电厂燃煤烟气的低成本耐用性好的膜材料。

为了更好的降低能量消耗、减少污染物的排放、完全消除烟囱“湿烟羽”现象，舒喜等以某300MW机组为例，对烟气冷凝再热复合技术与常规 MGGH 技术进行技术可行性和经济性的对比分析。结果表明，采用烟气冷凝再热复合技术虽然需要增加烟气冷凝器，但可有效降低烟气再热器的换热面积，在环境温度较低时(即5℃左右)，冷凝再热复合技术与MGGH技术总体投资费用基本不变。此外，该技术可以进一步降低SO3、细颗粒物等污染物和水汽的排放，减少加热过程的能耗，实现节水减排(效果与降温幅度相关)。冬季气温低时也可有效保证消白效果，具有较好的经济和环境效益。此外，冷凝法回收的水处理后可用作电厂循环冷却水补水以及脱硫工艺水，当烟气温度降低9-10℃时，回收水分作为脱硫系统补水可实现脱硫系统零水耗。

目前，已有越来越多的燃煤电厂进行了烟气消白项目的建设，考虑到湿烟气直接排放可导致烟囱腐蚀等问题，非金属材料换热器在消白技术的发展过程中逐渐成为热点。非金属材料换热器具有耐腐蚀、耐高温以及不粘性，可在露点以下温度的尾气中长周期使用，也不会积灰。生产过程中，非金属材料换热器可以通过减薄管壁提高导热性、小管径增加换热面和传热效果，使实际制造的非金属材料换热器换热效率和成本均优于金属换热器。一般非金属材料换热器的材质包括氟塑料、PE、PVC等，但目前氟塑料换热器以其较高的耐热温度（不低于250℃）和较高的换热系数（接近金属换热器），已逐渐成为主流。王猛等发现在脱硫塔后使用聚四氟乙烯换热器能够节水30%以上，并且脱硫净烟气含水量的下降，从而够减缓烟囱的腐蚀。另外该换热器可从脱硫后的净烟气中获取大量的热能，产生可观的经济效益。改造后的脱硫系统换热器进出口温差为7℃。该部分热量被凝结水吸收而带入锅炉补水系统，实现余热的回收利用。周黎旸等报道采用该类换热器后，1套125MW燃煤机组每年可节约标煤10kt以上。徐祥根等在某电厂试验中，同样发现低温烟气经过氟塑料换热器后，在换热管束外部冷凝液的带动下，设备除尘效率可达77%，显著减少了白色烟羽的排放。胡清等经对某1000MW机组氟塑料换热器进行经济性计算分析，发现该技术具有适用性强和调节性好等特点，系统投资回收期约5.61年。冯国华等于巨化热电有限公司8号机组280t/h项目测试中发现，在脱硫塔后安装氟塑料换热器后，烟温可降低3℃～4℃，且安装后颗粒物排放浓度稳定低于5mg/m3，且SO3的去除效率约为20%，有效缓解了白烟排放，具有较好的经济效益和环境效益。

3 结论

烟气冷凝再加热技术可有效降低烟气的含湿量，对冷凝形成的液滴实现有效捕集，同时实现节能、节水、多污染减排、消除白色烟羽等多种功能，具有良好的环境、经济、社会效应，符合我国节能减排的政策要求，为我国烟煤电厂节能减排和治理白色烟羽提供了很好的技术改造思路，具有较好的应用前景。非金属材料换热器以其低成本、高换热系数、耐腐蚀等优点在烟羽消除技术方面日益受到关注。具体的设计方案和参数建议充分考虑到各地季节气候变化、负荷高低对各方案经济性的影响，最后确定改造技术路线和最终改造方案。