楊愛勇，舒 喜，韋 飛，祝業(yè)青

(國電環(huán)境保護(hù)研究院有限公司，江蘇 南京 210031)

0 引 言

2016年上海市出臺(tái)了DB 31/963—2016《燃煤電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，要求燃煤發(fā)電鍋爐應(yīng)采取煙溫控制及其他有效措施消除“石膏雨”、“有色煙羽”等現(xiàn)象，此后天津、浙江、河北、陜西、江蘇、江西等地也陸續(xù)出臺(tái)要求治理濕煙羽(又稱“有色煙羽”、“可見煙羽”、“大白煙”、“白霧”、“白色煙羽”等)的標(biāo)準(zhǔn)或政策文件[1-3]，以通過進(jìn)一步降低煤電廠[4-9]、鋼鐵[5]、焦化[5]等行業(yè)煙囪排放的污染物(常規(guī)污染物和非常規(guī)污染物)，實(shí)現(xiàn)降低環(huán)境空氣PM2.5的目的。

目前國外濕煙羽主要集中于冷卻塔濕煙羽的形成及消散機(jī)理研究，但由于沒有治理政策需求，因此未有相關(guān)技術(shù)應(yīng)用[10-12]，僅德國和日本由于煙氣擴(kuò)散的需要，分別開發(fā)了GGH和MGGH技術(shù)，但該技術(shù)僅能改善濕煙羽視覺效果，無助于減排[2，13]。最初我國多采用德國GGH技術(shù)，部分電廠采用日本MGGH技術(shù)。隨著近年來常州、上海外高橋等煙氣冷凝技術(shù)的應(yīng)用，濕煙羽治理技術(shù)才開始逐步應(yīng)用[14-18]。

目前濕煙羽治理技術(shù)路線可分為煙氣冷凝、煙氣冷凝再熱、煙氣再熱3種[19]，各技術(shù)路線有多種技術(shù)方案，各技術(shù)方案的污染物減排效益、投資和運(yùn)行成本、對(duì)脫硫水平衡的影響都有很大差異。

目前廠家大多是以換熱器設(shè)計(jì)和制作為主，設(shè)計(jì)中對(duì)燃煤電廠脫硫系統(tǒng)及水平衡未考慮或考慮不全。早先研究缺少燃煤煤質(zhì)、環(huán)境條件、脫硝等環(huán)保設(shè)施對(duì)脫硫水平衡的影響分析[20-24]。忽略了濕煙羽治理中脫硫水平衡的影響因素更加復(fù)雜，設(shè)計(jì)中如果考慮不完全會(huì)對(duì)排煙溫度達(dá)標(biāo)、系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行帶來不利影響。

本文針對(duì)濕煙羽治理過程中脫硫水平衡的影響因素，從煤質(zhì)、環(huán)境條件、脫硝等環(huán)保設(shè)施對(duì)脫硫水平衡的影響分析等方面進(jìn)行分析，并提出設(shè)計(jì)中需要注意的問題，為科學(xué)合理地確定濕煙羽治理方案與設(shè)計(jì)參數(shù)提供參考。

1 計(jì)算假定條件

1.1 脫硫水平衡主要影響因素

影響脫硫水平衡的因素主要有：脫硫入口煙氣含水量、脫硫系統(tǒng)進(jìn)水量、脫硫系統(tǒng)排水量(圖1)。脫硫入口煙氣含水的主要來源包括燃煤燃燒、空氣帶水、設(shè)備運(yùn)行帶水(蒸汽、脫硝還原劑等)以及廢水零排放工藝中的煙道噴霧蒸發(fā)水；脫硫系統(tǒng)進(jìn)水主要包括除霧器沖洗水、漿液管道沖洗水、真空泵密封水、濾布沖洗水、漿液制漿水、脫硫設(shè)備密封冷卻水等[20]；脫硫系統(tǒng)出水主要包括石膏帶水(自由水和結(jié)晶水)、脫硫廢水、煙氣蒸發(fā)水[21]。

圖1 影響脫硫水平衡的因素

1.2 假定條件

本文計(jì)算過程中，若無特別說明，作如下假定：

1)脫硫入口煙溫為130 ℃，脫硫出口氧含量為6%(本文氧含量均為干基)，環(huán)境空氣溫度和相對(duì)濕度分別為15 ℃、60%，吸收塔散熱率為3%。

2)脫硫出口煙氣認(rèn)為是飽和濕煙氣，煙氣壓力按大氣壓考慮，水蒸氣分壓按純水表面水汽分壓計(jì)算公式計(jì)算。

3)筆者認(rèn)為，目前常用的含水率、含濕量、濕度等無法準(zhǔn)確表示煙氣中水蒸氣的體積分?jǐn)?shù)，因此采用國際氣象組織標(biāo)準(zhǔn)名稱——水蒸氣體積比。

2 脫硫入口煙氣含水影響因素

2.1 燃煤煤質(zhì)

不同燃煤煤質(zhì)對(duì)煙氣含水量的影響很大。表1為典型燃煤煤質(zhì)(數(shù)據(jù)取自各區(qū)域電廠設(shè)計(jì)煤質(zhì)等相關(guān)資料)對(duì)煙氣水蒸氣體積比的影響。脫硫入口煙氣水蒸氣體積比在6.15%～14.28%，相應(yīng)的煙氣水露點(diǎn)、排煙溫度范圍分別為37.2～54.2、48.8～59.6 ℃，與目前燃煤電廠實(shí)際運(yùn)行情況基本相符，計(jì)算值與實(shí)際值基本一致。

表1 典型煤質(zhì)燃燒后煙氣中水蒸氣體積比

燃煤煤質(zhì)對(duì)脫硫入口煙氣露點(diǎn)和排煙溫度的影響主要由燃煤中全水和氫含量的差異引起，這是由于燃煤中水和氫含量越高，原煙氣中水汽比重越高，進(jìn)而影響凈煙氣中的水汽比重。

圖2為燃煤全水和燃煤中氫含量對(duì)脫硫入口水蒸氣體積比、脫硫出口排煙溫度的影響。由圖2(a)可以看出，燃煤中全水從3%增至24%時(shí)，脫硫入口煙氣的水蒸氣體積比從5.49%增到9.51%，脫硫排煙溫度則從48.1 ℃增到53.79 ℃。從圖2(b)可以看出，燃煤中氫含量從1%增到4.5%時(shí)，脫硫入口煙氣的水蒸氣體積比從4.51%增到8.28%，脫硫排煙溫度從46.87 ℃增加到52.08 ℃。綜上，燃煤煤質(zhì)中全水和氫元素含量對(duì)排煙溫度影響很大。在濕煙羽治理工程設(shè)計(jì)參數(shù)選取時(shí)，需要詳細(xì)分析燃煤煤質(zhì)全水和氫含量的歷史分布以及趨勢，確定合理的設(shè)計(jì)燃煤煤質(zhì)。

圖2 燃煤全水和燃煤中氫含量對(duì)脫硫入口水蒸氣體積比、脫硫出口排煙溫度的影響

2.2 空氣含水量

空氣中水蒸氣體積比取決于環(huán)境空氣溫度與相對(duì)濕度。燃煤燃燒需要大量空氣，因此空氣的水蒸氣體積比會(huì)影響煙氣的水蒸氣體積比。同時(shí)，空氣與煙氣的比例不同(即空氣過剩系數(shù))也會(huì)影響脫硫入口煙氣的水蒸氣體積比。圖3為環(huán)境空氣溫度對(duì)脫硫入口水蒸氣體積比、脫硫出口排煙溫度的影響，可以看出，環(huán)境空氣溫度從0 ℃升至40 ℃時(shí)(相對(duì)濕度60%)，脫硫入口煙氣水蒸氣體積比從7.17% 升到10.72%，脫硫排煙溫度從50.56 ℃升到55.2 ℃。

圖3 環(huán)境空氣溫度對(duì)脫硫入口水蒸氣體積比、脫硫出口排煙溫度的影響

燃煤煙氣中的空氣來源主要有送風(fēng)機(jī)送風(fēng)(一次風(fēng)、二次風(fēng)、三次風(fēng)等)、空預(yù)器漏風(fēng)、電除塵器漏風(fēng)、煙道和設(shè)備漏風(fēng)，其對(duì)煙氣水蒸氣體積比的影響無本質(zhì)區(qū)別，可歸為煙氣中氧含量(或空氣過剩系數(shù))。由于空氣水蒸氣體積比一般低于煙氣水蒸氣體積比，因此氧含量越高，煙氣水蒸氣體積比越低。圖4為脫硫入口煙氣中氧含量對(duì)脫硫入口水蒸氣體積比、脫硫出口排煙溫度的影響，可以看出，氧含量從4%增至8%時(shí)，脫硫入口煙氣的水蒸氣體積比從8.57%降到6.90%，脫硫排煙溫度從52.59 ℃降至50.05 ℃。此外，電除塵器絕緣箱熱風(fēng)吹掃、噴氨稀釋空氣、脫硫氧化空氣等的空氣量較少，對(duì)煙氣水蒸氣體積比影響較小，且前兩者最終可反映到脫硫入口煙氣的空氣過剩系數(shù)中。

圖4 脫硫入口煙氣中氧含量對(duì)脫硫入口水蒸氣體積比、脫硫出口排煙溫度的影響

2.3 脫硝還原劑

SCR反應(yīng)器中的催化劑、空預(yù)器、低溫省煤器等需要采用蒸汽吹灰方式，瞬間蒸汽用量大，在使用時(shí)煙氣水蒸氣體積比和排煙溫度瞬間上升，但該因素不是長期影響，設(shè)計(jì)時(shí)可不考慮。

SNCR/SCR采用氨水、尿素作為還原劑時(shí)，需要大量的溶解水，對(duì)燃煤煙氣中的水蒸氣體積比、排煙溫度有一定影響，特別是SNCR的尿素用量更高。

以燃神華煤300 MW機(jī)組為例，采用SNCR工藝滿負(fù)荷噴入尿素溶液含水量為10 t時(shí)，不考慮尿素蒸發(fā)對(duì)空預(yù)器排煙溫度和換熱的影響，脫硫排煙溫度可從51.37 ℃升至52.66 ℃，溫升幅度可達(dá)1.29 ℃。實(shí)際中由于空預(yù)器排煙溫度略有降低，排煙的溫升幅度略小于1.29 ℃。

3 脫硫系統(tǒng)進(jìn)水與出水的影響因素

3.1 脫硫系統(tǒng)進(jìn)水

脫硫系統(tǒng)進(jìn)水主要包含除霧器沖洗水、濾布沖洗水、漿液制漿水、漿液管道沖洗水、循環(huán)泵密封冷卻水等[20]。

根據(jù)脫硫?qū)λ|(zhì)的要求，盡量提高回用，降低系統(tǒng)進(jìn)水。如漿液制漿對(duì)水質(zhì)要求很低，應(yīng)采用濾液水或回用水制漿，減少脫硫水耗。

濾布沖洗水、設(shè)備機(jī)封水、冷卻水等對(duì)水質(zhì)要求相對(duì)較高，一般無法采用回用水；但設(shè)備機(jī)封水、冷卻水的回水大部分均直流進(jìn)入脫硫系統(tǒng)，增加了系統(tǒng)進(jìn)水，可進(jìn)行收集回收用于除霧器或管路沖洗等對(duì)水質(zhì)要求不高的環(huán)節(jié)，實(shí)現(xiàn)分級(jí)利用，有效控制水平衡[24]。

采用漿液冷卻技術(shù)時(shí)，由于冷凝水直接進(jìn)入脫硫系統(tǒng)，為維持水平衡需要增設(shè)一套水處理裝置將漿液澄清液去除懸浮物后沖洗除霧器。由于未經(jīng)除硬處理，沖洗除霧器存在較大的結(jié)垢傾向，對(duì)設(shè)備的安全運(yùn)行存在一定隱患。

3.2 脫硫系統(tǒng)出水

脫硫系統(tǒng)出水主要包含石膏帶水(自由水和結(jié)晶水)、脫硫廢水、煙氣蒸發(fā)水[21]。

石膏帶水與煙氣硫含量、脫硫效率、石膏脫水率等因素有關(guān)，與煙氣其他性質(zhì)無關(guān)，波動(dòng)較小，水量也相對(duì)較少。

脫硫廢水排放量取決于燃煤中Cl含量、工藝補(bǔ)充水中Cl含量以及脫硫排放廢水中Cl含量[24]。其中脫硫廢水排放Cl濃度對(duì)廢水排放量影響很大。采用冷卻塔排水等高含鹽廢水作為脫硫補(bǔ)水時(shí)，會(huì)導(dǎo)致脫硫廢水排放量一定程度的增加，可以降低廢水零排放的整體投資，但不利于脫硫水平衡控制，濕煙羽治理與廢水零排放方案需要根據(jù)實(shí)際情況綜合考慮。

煙氣蒸發(fā)水量主要取決于脫硫入口煙溫與煙氣水蒸氣體積比，且呈正相關(guān)關(guān)系，一般可根據(jù)脫硫塔熱量平衡計(jì)算脫硫出口排煙溫度及水蒸氣體積比。

4 其他因素

4.1 脫硫入口煙溫

脫硫入口煙溫越低，脫硫出口溫度越低。圖5為脫硫入口煙氣溫度對(duì)脫硫出口溫度的影響，可以看出，燃燒神華煤，脫硫入口溫度從80 ℃升到160 ℃ 時(shí)，脫硫出口溫度從46.88 ℃升到53.67 ℃，溫升達(dá)6.79 ℃。燃燒烏拉蓋褐煤和晉東南貧煤時(shí)，脫硫出口溫度分別從55.9、44.99 ℃升到60.99、52.26 ℃，溫升幅度分別為5.08、7.27 ℃。說明燃燒褐煤時(shí)，脫硫入口溫度對(duì)出口排煙溫度的影響相對(duì)較小，燃燒低水高灰的晉東南貧煤時(shí)，脫硫入口煙溫對(duì)出口排煙溫度影響更大。因此，脫硫入口含水量越低，脫硫入口溫度對(duì)排煙溫度影響越大。

圖5 脫硫入口煙氣溫度對(duì)脫硫出口溫度的影響

此外，脫硫入口煙溫每降低10 ℃，對(duì)低溫區(qū)域影響比高溫區(qū)域大。以神華煤為例，脫硫入口煙溫從160、90 ℃分別降低10 ℃時(shí)，排煙溫度分別降低0.74、1 ℃。

在達(dá)到相同排煙溫度設(shè)計(jì)條件下，采用煙氣冷凝換熱器技術(shù)路線時(shí)，脫硫入口煙溫越高，煙氣冷凝器收集水越多，由于該系統(tǒng)水屬于系統(tǒng)出水，脫硫系統(tǒng)水平衡相對(duì)更易控制；采用漿液冷卻技術(shù)時(shí)，由于冷凝水仍在脫硫系統(tǒng)內(nèi)，脫硫入口煙溫變化對(duì)水平衡無影響，但會(huì)影響漿液換熱器的換熱面積。因此，在濕煙羽治理技術(shù)參數(shù)確定時(shí)，應(yīng)綜合考慮煤質(zhì)、脫硫入口煙溫等因素對(duì)脫硫排煙溫度的影響。

4.2 機(jī)組負(fù)荷與空氣過剩系數(shù)

負(fù)荷與空氣過剩系數(shù)呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，即機(jī)組負(fù)荷越高，空氣過剩系數(shù)(即氧含量)越低。圖6為某330 MW機(jī)組脫硫入口煙氣含氧量與負(fù)荷的關(guān)系，可以看出，滿負(fù)荷時(shí)氧含量在4%～6%，50%負(fù)荷時(shí)在8.5%～10.5%。各電廠的實(shí)際值存在一定差異，與機(jī)組設(shè)備型號(hào)、運(yùn)行狀態(tài)(如送風(fēng)機(jī)、磨煤機(jī)、空預(yù)器等)等因素有關(guān)。

圖6 某330 MW機(jī)組脫硫入口煙氣含氧量與負(fù)荷的關(guān)系

負(fù)荷降低會(huì)使煙氣量減少、脫硫入口煙溫降低、氧含量升高。在低負(fù)荷時(shí)，3者均會(huì)導(dǎo)致脫硫排煙溫度降低，系統(tǒng)帶出水量減少，但脫硫系統(tǒng)整體進(jìn)水量不會(huì)等比例減少，水平衡更難以控制。由于氧含量升高(即空氣過剩系數(shù)增大)以及鍋爐效率的影響，50%負(fù)荷時(shí)的煙氣量一般為滿負(fù)荷時(shí)煙氣量的70%左右(不同燃煤、空氣過剩系數(shù)、鍋爐效率等有一定差異)。氧含量升高會(huì)導(dǎo)致脫硫入口煙氣水蒸氣體積比降低，低負(fù)荷的氧含量達(dá)到一定值時(shí)，低負(fù)荷的水平衡控制有可能比滿負(fù)荷更易控制，但較高的氧含量會(huì)造成風(fēng)機(jī)能耗增加、除塵與SCR效率下降。在濕煙羽治理技術(shù)水平衡分析論證時(shí)，應(yīng)結(jié)合機(jī)組負(fù)荷情況對(duì)主要典型負(fù)荷進(jìn)行分析，避免分析錯(cuò)漏。

4.3 脫硫廢水零排方案

隨著燃煤電廠脫硫廢水零排放工作的推進(jìn)，廢水零排放的工藝對(duì)脫硫水平衡影響越來越明顯[24]。

1)脫硫補(bǔ)水方案：電廠冷卻塔循環(huán)排污水等高含鹽廢水大多作為脫硫系統(tǒng)除霧器或制漿等補(bǔ)水。采用該方案后，一方面脫硫系統(tǒng)必須有接受此部分補(bǔ)水的余量；另一方面進(jìn)入脫硫系統(tǒng)的含鹽總量(主要是Cl)增加，會(huì)增加脫硫廢水的排放。前者影響要更大，因此水平衡更難控制。

2)廢水蒸發(fā)工藝：采用電除塵器前噴淋工藝(直接噴淋和旁路蒸發(fā))和脫硫入口煙氣蒸發(fā)等工藝，脫硫廢水都會(huì)進(jìn)入脫硫入口煙氣中，增大原煙氣的水蒸氣體積比，導(dǎo)致脫硫出口溫度升高。煙氣冷凝的難度更大，采用漿液冷卻技術(shù)時(shí)水平衡控制難度增大。以燃用神華煤的300 MW機(jī)組、脫硫入口煙溫為130 ℃為例，5 t脫硫廢水蒸發(fā)進(jìn)入脫硫入口煙氣中，脫硫出口溫度可從51.37 ℃升到52.02 ℃(采用旁路蒸發(fā)工藝，脫硫入口排煙溫度不變)。若采用直接噴淋工藝，脫硫入口煙溫降低10 ℃，此時(shí)排煙溫度從51.37 ℃降到51.20 ℃。因此，需要綜合考慮廢水蒸發(fā)工藝、脫硫入口煙溫(如低溫省煤器的運(yùn)行情況)等因素對(duì)脫硫水平衡的影響。

4.4 濕煙羽治理方案

目前治理濕煙羽技術(shù)包括漿液冷卻技術(shù)、煙道冷凝換熱技術(shù)、塔內(nèi)噴淋技術(shù)。

煙道冷凝換熱技術(shù)由于冷凝水塔外收集，冷凝水的水質(zhì)好，可簡單處理后作為廠區(qū)工業(yè)水，因此對(duì)脫硫水平衡無影響。

漿液冷卻技術(shù)由于冷凝水完全進(jìn)入吸收塔，無法分離。設(shè)計(jì)排煙溫度越低，水平衡越難以控制，特別是燃用褐煤的機(jī)組。一般需要采用一套水處理裝置，利用脫硫系統(tǒng)內(nèi)部水沖洗除霧器及其他設(shè)備。此外，要限制冷卻塔排污水等系統(tǒng)排水進(jìn)入脫硫系統(tǒng)。

塔內(nèi)噴淋技術(shù)一般會(huì)另外建塔或塔內(nèi)設(shè)置截水裝置，冷凝收集水不會(huì)進(jìn)入吸收塔系統(tǒng)，因此對(duì)脫硫系統(tǒng)無影響，但塔內(nèi)截水裝置需避免漏水問題。

5 結(jié) 論

1)燃煤煤質(zhì)、環(huán)境空氣溫度和相對(duì)濕度、負(fù)荷與空氣過剩系數(shù)(或含氧量)、脫硫入口煙溫、SNCR/SCR的還原劑制備工藝、廢水零排放方案(廢水蒸發(fā)工藝與冷卻塔等排污水去處)、煙氣冷凝方案對(duì)脫硫系統(tǒng)水平衡均有重大影響。各廠需要根據(jù)自身實(shí)際情況分析，量化各種因素的影響，以便確定合理的設(shè)計(jì)邊界參數(shù)。

2)在設(shè)計(jì)時(shí)充分考慮到各因素之間的匹配性，選取合適的濕煙羽治理設(shè)計(jì)參數(shù)，對(duì)于降低電廠的設(shè)備投資和運(yùn)行費(fèi)用、提高系統(tǒng)可靠性和達(dá)標(biāo)排放穩(wěn)定性具有重要意義。