（天津华冶工程设计有限公司天津300270）
摘要：煤电锅炉烟气经除尘、湿法脱硫系统净化后都达到了国家要求的排放标准，但一般会形成45-55℃低温饱和湿烟气，这些低温饱和湿烟气直接排入大气，在北方易形成白色烟羽，仍需深度处理。烟气脱白深度处理在脱除大部分雾滴同时，还可以脱除大量污染物。目前常用烟气脱白深度处理方案有烟气直接喷淋降温余热回收+烟气再热、脱硫吸收塔前后烟气设置GGH换热器、脱硫吸收塔后净烟气冷凝+烟气再热MGGH、脱硫吸收塔浆液冷凝+烟气再热MGGH等多个方案，可根据不同工程具体情况进行选择，以达到烟气深度处理和余热利用。
关键词：烟气脱硫；白色烟羽；烟气脱白；深度处理；换热器；余热利用
1.煤电锅炉烟气排放现状
目前国内煤电锅炉绝大部分采用湿法烟气脱硫系统，经湿法脱硫净化后的烟气一般会形成45-55℃低温饱和湿烟气，这些低温饱和湿烟气直接排入大气环境中，由于温度降低，部分气态水很快和烟气中的污染物（烟尘、SO3气溶胶、NH3气溶胶、石膏浆液等）凝结成液滴，在烟气周围形成雾状水汽。在阳光照射下发生散射，形成人们常说的“白色烟羽”。在不同的视角下，一般呈现白色、灰白色、蓝色或黄色，严重时会在附近形成石膏雨或者氨逃逸。尤其在北方采暖期，室外温度越低白色烟羽越严重。
通常烟气已经通过脱硫脱硝除尘处理后，都达到了国家要求的排放标准，但有色烟羽的雾滴仍然夹带氮氧化物、硫化物、各种烟尘颗粒物、SO3气溶胶、NH3气溶胶、超细结晶盐颗粒物等污染物。
2.煤电锅炉烟气脱白意义
白色烟羽会对周围居民生活造成困扰，环保部分经常受到类似投诉。十九大报告中提出要持续实施大气污染物防治行动，打赢蓝天保卫战，这意味着相比以前提出更高的环保要求。随着国家大气污染法规标准越来越严格，未来5～10年将是中国大气污染治理的重点时期。同时上海、浙江、天津、河北等多地提出更高的环保要求，对煤电相继提出制定了消除石膏雨、白色烟羽等政策及地方标准；加速烟气扩散，减小局部污染。为贯彻《环境保护法》、《大气污染防治法》，加强对燃煤大气污染物的排放控制，促进行业技术进步和可持续发展，改善环境质量。
根据白色烟羽的成因，目前的烟气脱白工艺主要在减少烟气中的水分及提高烟气的排放温度、烟气脱硫脱硝除尘减少污染物达到超净排放等。对于湿法脱硫工艺，烟气排放的同时，由于高温原烟气经多层喷淋降温，会带走大量气态水和液体雾滴。按照全国的燃煤量，全国每年燃煤烟气带入大气的水分高达几十亿吨。进行烟气脱白，可以回收大量水资源。在进行烟气深度治理的同时，也可对烟气余热进行回收利用，达到资源的综合利用以及合理配置目的，确保工艺装置的平稳与经济运行，进一步挖潜节能减排的力度，增强企业的生命力和竞争力。
3.煤电锅炉主要烟气脱白方案
3.1方案一：烟气直接喷淋降温余热回收+烟气再热
烟气直接喷淋降温余热回收技术在脱硫塔后设一个直接接触式喷淋换热器，喷淋换热器可以直接替代部分烟道与脱硫塔串联布置，也可以在主烟道上通过设置旁通阀的形式，与主烟道并联。烟气进入喷淋换热器之后，与其中的低温喷淋水直接接触换热降温，温度降低至露点以下，烟气中水蒸汽冷凝成凝冷水并释放出大量的潜热。降温后的烟气再经过烟气再热器加热，提高烟气过热度以提高烟气排放的提升力和在环境中的扩散能力，最终烟气经过原有烟道从烟囱排放。升温后的喷淋水进入蓄水池，进行沉淀，沉淀后的清水在主循环泵的作用下进入吸收式热泵蒸发器作为低温热源。沉淀产生的污水及烟气凝水则进入原脱硫废水处理系统，净化合格的水作为脱硫塔的工艺补水或其他工艺补水。吸收式热泵机组以高温热源（燃气、蒸汽或110～120℃高温热水）驱动运转，从喷淋水中提取热量，将需要加热的锅炉补给水或热网循环水加热，在热泵机组中降温的循环水再返回喷淋换热器，完成一整套闭式循环系统。
烟气中的水蒸汽随着烟气温度降低不断凝结，凝结的水分实际上都来自于脱硫塔喷淋浆液蒸发的水分，这部分凝结水在蓄水池经过沉淀后进入脱硫塔补水系统，作为补水返回脱硫塔，能够有效缓解湿法脱硫工艺为电厂带来的补水压力。
在喷淋换热器中，由于烟气与低温中介水直接接触换热，在降温的同时，通过循环水对烟气的洗涤作用，还能够有效的降低烟气中SO2、NOx以及颗粒物浓度，最终减少排烟中污染物的排放。
烟气直接喷淋降温余热回收技术特点：
a）回收余热的同时减少污染物排放浓度，回收大量水分，实现节能，节水，减排多重功效。
b）烟气余热采用热泵深度回收加热净烟气，避免了冒“白烟”现象。
c）冷凝水经水处理后可以回收利用或直接作为湿法脱硫的补水，减少了烟气排放中水蒸汽的含量。
d）采用直接接触式换热器可以完美替代间壁式翅片管式换热器，换热效率高，解决间壁式换热器在应用过程中的诸多不利问题。
3.2方案二：脱硫吸收塔前后烟气设置GGH换热器
本方案为脱硫烟气侧设置GGH换热器，即脱硫塔前原前烟气降温+脱硫塔后净烟气再热升温。FGD系统在引风机后至脱硫塔前之间烟道加装GGH换热器，降低原烟气进入脱硫塔烟气温度，回收烟气余热；GGH加热脱硫塔出口的净烟气达约80℃，通过烟囱排向大气。在此排放温度下，净烟气属于不饱和状态，因此不会出现“白烟”，且可降低烟气对烟囱的腐蚀。经各对比安装GGH还可减少对原烟气降温喷水量约50%。
GGH换热器有回转式和热管式，脱硫技术引进国内时GGH换热器以回转式为主。采用安装GGH换热器主要技术特点：
a）GGH加热脱硫塔出口的净烟气达约80℃，避免烟囱出现“白烟”。
b)原烟气与净烟气采用GGH换热，不需其它工质，系统简单，换热效率较高。
c）安装GGH及配套烟道等投资高,阻力大，造成脱硫增压风机运行电耗大幅增加。
d）机组可靠性及可用率降低，回转式GGH换热原件易堵塞，造成FGD系统停运。
e）吸收塔前原烟气已充分降温，不需辅助冷却水,节约用水。
在最初湿法脱硫技术引进国内时，由于运行时回转式GGH存在堵塞、漏烟和腐蚀等问题，目前电厂中多数已取消。新建FGD多数没有预留场地，因此改造起来难度大。
3.3方案三：脱硫吸收塔后净烟气冷凝+烟气再热MGGH
本方案为脱硫前烟气降温+脱硫后烟气冷凝+烟气再升温。本方案在引风机后至脱硫塔前之间烟道加装烟气冷却器，降低进入脱硫塔烟气温度，回收烟气余热；在脱硫塔出口湿式电除尘器后烟道段安装烟气冷凝器，降低烟气温度，凝结析出烟气中的水蒸汽；冷凝后的烟气利用烟气再热器进行升温,提升烟气干度，通过烟囱排向大气。
烟气换热器包括原烟气冷却器和净烟气再热器两组热交换器，该系统功能为通过水和烟气的换热，利用FGD前高温原烟气的热量加热FGD后的净烟气。系统由烟气侧前后过渡段，烟气换热器本体，以及烟气换热器范围内循环水侧的管道，阀门，仪表等组成。烟气换热器管内走水，管外走烟气。烟气侧入口过渡段设有导流板，以保证换热器烟气流场均匀。锅炉满负荷状态时，循环泵将低温的循环水送至烟气冷却器，在烟气冷却器内部与烟气进行热交换，水温被加热后流出烟气冷却器，随后进入烟气再热器，加热烟囱进口的低温烟气，使烟温提升至酸露点以上。低负荷运行时，烟气冷却器入口烟气温度降低，热媒吸收的热量不足以将后端烟气温度提升至酸露点以上，故需要添加辅助蒸汽，热媒水经过辅助蒸汽加热器加热，再送入烟气再热器。
MGGH的技术特点如下：
a）无泄漏：MGGH的降温侧和升温侧完全分开，在热烟气和冷烟气之间无烟气与飞灰的泄漏，MGGH不影响FGD系统的SO2和飞灰的去除效率。可较为彻底地解决常规回转式GGH容易堵塞漏风等弊端，能确保系统的可靠运行，实现稳定长期的干烟囱排放，彻底消除湿烟囱排放水雾长龙造成严重视觉污染的危害。
b）布置灵活：MGGH的降温侧与升温侧可根据现场场地布置，相比GGH降温侧与升温侧必须临近布置可减少烟道的费用。
c）便于控制烟温：通过控制循环热媒水的流量来调节热量，进而使出口烟道温度高于酸露点温度以防止烟道的酸腐蚀。
d）可靠性高：回转式换热器（GGH）因为烟气温度和水分的波动，容易引起灰尘的沉积与结垢，而MGGH不会由此问题，可以通过控制热媒水的循环流量和温度来减少烟气温度和水分的波动。
本方案烟气深度治理采用烟气“两降一升”原理，大大降低烟气中的湿度。再利用脱硫塔进口烟气余热给脱硫冷凝后的净烟气升温，大大提高排烟温度，成为干烟气排放。从而解决烟囱排“白烟”的问题，解决掉了视觉污染。
3.4方案四：脱硫吸收塔浆液冷凝+烟气再热MGGH
本方案为脱硫前烟气降温+脱硫塔中烟气冷凝+脱硫塔后烟气再升温。本方案在引风机后至脱硫塔前之间烟道内加装烟气冷却器，降低进入脱硫塔烟气温度，回收烟气余热；在脱硫塔中使用浆液降温喷淋层，通过喷淋低温浆液进行降低烟气温度，凝结析出烟气中的水蒸汽；冷凝后的烟气利用烟气再热器进行升温，提升烟气干度，通过烟囱排向大气。
烟气换热器系统包括原烟气冷却器和净烟气再热器两组热交换器，该系统功能为通过水和烟气的换热，利用FGD前高温原烟气的热量加热FGD后的净烟气。方案四烟气换热器系统同方案三烟气换热器系统。该方案烟气冷却器安装在吸收塔内，吸收塔后烟道不需安装烟气冷凝器，外部系统较简单，便于布置。
脱硫塔内烟气与冷却浆液充分接触后，烟气含水量大大降低，将脱硫塔出口烟气降低至约40℃，饱和含水蒸汽量随着温度的降低而降低，凝结析出水，回流至脱硫塔。此时烟气含水量依旧饱和，再通过烟气再热，将烟气温度升高，此时烟气含水量不再饱和，经烟囱排放也不会产生“白烟”情况。达到降低烟气的颗粒物和硫化物排放量，实现“减排”的目的。
4.结论
方案一使用直接接触式换热的工艺流程，体积小，易检修、系统阻力小、换热效率高，投资较低；但增设热泵系统，运行需驱动热源，系统较复杂。方案二使用烟气GGH方案，降温侧与升温测集中布置，不需其它工质，换热效率高；但烟道布置较复杂且投资较高、系统运行费用高，且系统可靠性及可用率降低。方案三及方案四均使用MGGH,流程较复杂，需要使用的间壁式换热器重量大，烟气侧和水侧阻力大，增大烟气侧阻力，投资造价较高；但布置灵活，运行可靠性高。四种烟气深度处理方案都能有效降低烟气含湿量、降低SO2、NOX和烟尘排放。锅炉烟气脱硫后深度处理和余热利用方案应结合项目实际情况，从项目场地、现有工艺流程，换热效率，投资造价，运行稳定性可靠行等方面综合考虑选择。
参考文献
[1]李英、王三平.《火电厂湿法烟气脱硫GGH换热器的利弊分析》.环境与可持续发展.2011年第2期.
[2]翁卫国，张军，李存杰.《湿法脱硫系统“石膏雨”问题的成因及解决对策》.化工进展.2015年第34卷第1期.