燃煤电厂“有色烟羽”控制技术研究及工程应用

文_黄举福 福建龙净环保股份有限公司

燃煤电厂脱硫设施90%以上机组均采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，湿法脱硫后的烟气呈饱和或近饱和状态，当湿烟气从烟囱排出后与温度较低的环境空气接触并降温，烟气中的水蒸汽过饱和凝结成大量的水雾（约1μm），对光线产生折射、散射，使烟羽呈现出白色或者灰色的“湿烟羽”(俗称“大白烟”)，经自然扩散后会逐渐消失，不会产生拖尾现象。

部分机组在煤燃烧过程以及SCR脱硝过程中产生了较多的SO3，该部分SO3在有水蒸气存在的情况下会形成硫酸蒸汽，后在湿法脱硫塔内因大量浆液喷淋烟气急剧降温，形成非常微小（几十纳米到几百纳米）的硫酸雾。当烟气中硫酸雾（即SO3气溶胶或硫酸气溶胶）排放浓度较高（如5～10ppm以上时，相当于约17.8～35.6mg/Nm3），硫酸雾会与水分及细微的烟尘颗粒物凝聚成一种粒径与可见光波长相当的气溶胶细颗粒物，其对可见光的散射使得烟囱在阳光照射的反射侧，排放的烟羽呈现蓝色，而在烟羽的另一侧(透射侧)呈现黄褐色，形成了冒“蓝烟”和“黄烟”的现象。由于酸露点较高，在白色烟羽扩散蒸发消失后硫酸雾却并不会蒸发，因此会产生拖尾现象。

“有色烟羽”的排放不仅造成严重的视觉污染，且其排放的SO3等可凝结颗粒物不仅污染环境，更是雾霾前驱物，对“有色烟羽”进行治理显得尤为必要。

1 有色烟羽治理技术

1.1 “湿烟羽”治理技术

根据湿空气热力学，空气容纳水蒸气的能力是有限度的。在一定温度下，单位质量的空气能容纳的水蒸气最大质量称作饱和比湿H（单位g/kg干空气或kg/kg干空气）。当环境大气所容纳的水蒸气超过该温度下的饱和比湿时，多余的水蒸气就会在环境大气中析出，凝结成液态小水滴，形成肉眼看到的“白烟”（处于图1中的饱和比湿线左侧的区域）。

图1 烟气冷凝再热技术治理烟囱“白烟”机理

根据烟囱“白烟”形成机理，可将现有的对烟囱“白烟”有治理效果的技术归纳为烟气加热技术、烟气冷凝技术、烟气冷凝再热技术等。由于单纯的烟气加热技术存在耗能高，经济性差，无法去除可凝结颗粒物等问题，而单纯的烟气冷凝技术存在白烟治理不彻底的问题，故烟气冷凝再热技术得到更为广泛的运用。

烟气冷凝再热技术是烟气冷凝与烟气加热两种方式的组合使用。它的烟囱“白烟”消除机理如图 1 所示，湿烟气初始状态位于A点，沿AD降温冷凝，再沿DE将烟气加热后从烟囱排出，进入大气环境中后沿EC与冷空气掺混，冷却至环境状态点C。该过程中，EC变化过程与饱和湿度曲线不相交，因此不产生“白烟”。该技术通过先降温冷凝除湿，大幅减少烟气中的含湿量，可减少烟气加热所需达到的温度，起到很好的节能效果，同时实现更好的视觉污染治理效果。

1.2 SO3治理技术

SO3治理技术主要有碱基吸收剂喷射脱除SO3技术与SO3综合协同控制技术。其中碱基吸收剂喷射脱除SO3技术的原理是将碱基吸收剂喷入烟道中，烟气中SO3被碱基吸收剂吸附或者吸收形成硫酸盐，再通过下游的除尘装置除去。该技术投资较大，且受烟气中其他酸性气体如SO2、HCl等影响大，稳定性较差，在国内目前只在几台套机组上有所应用。而SO3综合协同控制技术，通过低低温电除尘器、湿法脱硫、烟气冷凝技术、湿式电除尘技术等协同控制SO3，具有经济、高效的突出特点，在SO3治理中崭露头角。

2 “有色烟羽”治理技术工程应用

2.1 项目现状分析

河北某2×330MW机组在超低排放改造后拆除了GGH，现在烟囱采用湿烟气排放，烟囱出口处出现大量液态凝结水，形成大量“湿烟羽”，冬季尤为严重。机组SCR入口（即锅炉出口）SO3浓度为161.4mg/m3，SCR出口SO3浓度为188.9mg/m3，湿除进口SO3浓度在29.7～34.5mg/m3之间，湿除出口SO3浓度在14.9～17.7mg/m3之间。随着机组燃煤波动，湿除出口SO3浓度可达到35mg/m3以上。烟囱出口存在蓝烟拖尾，对周边产生一定的视觉污染，影响企业的形象。为了消除“有色烟羽”造成的不利影响，河北某2×330MW机组将进行“有色烟羽”治理改造。

2.2 改造技术路线的确定

综合前面对白烟和蓝烟的生成特性与治理技术分析可以看到，单一的技术对于实现有色烟羽的治理是很困难的。为了有效消除电厂“湿烟羽”以及协同降低SO3的排放，采用烟气冷凝再热技术对排放烟气进行除湿脱白，并协同降低SO3的排放，可以实现良好的有色烟羽治理效果。

根据河北某电厂所处地区气象环境进行理论计算分析并结合当地环保政策要求，以确定合理的烟气冷凝再热温度。该地区的日平均温度一般在-11.5℃到31℃之间，均值为14.73℃，采暖季日平均温度为2.1℃，非采暖季日平均温度为26.4℃，全年81%的时间日均值温度高于2.1℃，多年平均相对湿度为65%。

图2 河北某地区2016年气温日均值分布图

当地环保政策要求非采暖季冷凝后烟温达到48℃以下，烟气含湿量9.5% ，采暖季冷凝后烟温达到45℃以下，烟气含湿量8.5%以下，烟气经加热后排放烟温需达到56℃以上。

为了实现更好的环保效果，本项目确定采暖季时将脱硫出口饱和湿烟气冷凝至43℃，烟气含湿量8.5%，较冷凝至45℃烟气含湿量减少1%。非采暖季工况时，将脱硫出口饱和湿烟气冷凝至45℃，烟气含湿量9.5%，较冷凝至48℃烟气含湿量减少1.5%，进一步降低了烟囱外排大气的水量。此时再将烟气温度升高至58℃后从烟囱排放，即可大幅消减烟囱白烟规模。

图3 烟气冷凝再热技术工艺简图

该技术的核心换热装置为烟气冷凝器、烟气冷却器、烟气再热器。该技术的冷凝部分为在湿法脱硫塔出口设置烟气冷凝器，实现将脱硫出口烟气温度下降至45℃/43℃（非采暖季/采暖季），减少排烟含湿量。该技术的再热部分包括除尘器进口设置的烟气冷却器和湿除后的再热器，其中烟冷器将电除尘器进口烟温下降至95℃左右，实现低低温电除尘，同时利用烟冷器吸收的烟气余热通过热媒介质送至烟气再热器及暖风器中，实现将烟气冷凝器后的烟温升至58℃以上，并提升空预器冷端温度，减轻空预器硫酸氢铵堵塞和低温腐蚀问题。

“有色烟羽”治理改造工艺简图如图3所示。

2.3 湿烟羽治理效果分析

“有色烟羽”治理改造完成后，各设备进出口烟温测试数据如表1所示，测试结果表明本次改造基本达到改造设计要求，实现了湿烟羽的消除。

表1 “有色烟羽”治理改造设计参数与改造后各设备技术参数表

2.4 SO3协同脱除效果分析

改造后电除尘器出口的SO3浓度在25mg/Nm3左右，烟囱入口SO3浓度长期稳定在2mg/Nm3左右，达到了改造设计要求的5mg/Nm3以内，烟囱出口无蓝烟现象，图4、图5为改造前后烟囱视觉效果对图。

图4 改造前烟囱视觉效果图

图5 改造后烟囱视觉效果图

3 结语

河北某2×330MW机组通过“有色烟羽”治理改造，采用烟气冷凝再热技术使得燃煤电厂“白色烟羽”现象得到显著改善，并协同脱除烟气中的SO3，使得烟囱入口SO3浓度下降到2mg/m3，取得良好的社会效益与环保效益。