湿烟羽治理技术Word文件下载.docx
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用原烟气加热热媒水，然后用热媒水加热脱硫后的净烟气。
后来三菱公司通过研究改进采用了MGGH移至空气预热器后、除尘器前的布置方案，它使进入除尘器的烟温控制在90℃左右，与之配套的低低温电除尘器釆用较小的SCA即可实现较低的粉尘排放。
图5.2-1MGGH原理图
如图5.2-1所示，MGGH一般有烟气降温段和烟气再热段两部组成。
烟气降温段可布置在空预器与电除尘器与引风机之间、引风机与脱硫吸收塔之间。
实际改造时一般布置在空预器与电除尘器、引风机与脱硫吸收塔之间，也可能分两级布置在两个位置。
中间媒介水可采用开式循环和闭式循环两种：
开式循环即低加凝结水先经过烟气降温段，被烟气加热的循环水才进入烟气再热段，冷却后的水再回到低加凝结水系统。
根据加热烟气的需要，低负荷时适当增加高温凝结水，保证烟囱烟气温度达到设计值；
在高负荷时，减少进入烟气再热段的凝结水，让回收的热量进入低加凝结水系统，降低机组能耗。
闭式循环水系统即循环水在烟气降温段和再热段之间循环。
在低负荷时采用蒸汽或其他热源加热循环水后再进入烟气再热段换热器。
主要技术特点如下：
1、布置在除尘器前可以提高电除尘的除尘效率，同时由于风机流量降低.可以降低风机的能耗，减少因为换热器阻力增加产生的能耗。
2、克服传统GGH易堵塞和SO2泄露等问题。
3、原烟气与净烟气完全隔离，不会对净烟气造成污染。
4、可有效调节烟气加热后的排烟温度。
只要在脱硫前后有布置烟气换热空间的电厂均可使用，目前国内绝大多数电厂都具备应用条件。
5.2.2回转式GGH
图5.2-2回转式GGH原理图
如图5.2-2所示，回转式GGH是通过位于转子中的传热元件在原烟气中吸收热量，在净烟气中释放热量，通过转子的缓慢连续旋转，传热元件的交替吸收和释放热量，实现了对净烟气的加熱。
回转式GGH除了存在腐蚀和堵塞问题外，泄露也是存在的主要问题。
一种是由于转子交替地转过原烟气侧和净烟气侧产生的携带泄露，这种泄露是很难完全杜绝的；
另一种是当原烟气侧压力高于净烟气侧时，由于GGH的轴向、径向密封存在间隙造成的直接泄露，这类泄露可以通过有效密封技术来减轻。
为了减少原烟气向净烟气侧泄露，一般会布置低泄露系统。
包括隔离风和吹扫风系统，前者降低两侧压差，后者减少携带漏风。
一般GGH的漏风率控制在1%以内，设计和运行状况好时，可控制在0.5%以下。
为保证GGH不积灰堵塞，配备声波和蒸汽吹灰器。
同时设置—套冲洗水装置，在事故状态时冲洗GGH。
回转式GGH的技术特点如下：
1、结构紧凑，占地面积小，其体积和重量均要比管式换热器小；
2、清洗方便，维护检修容易；
3、存在一定的烟气泄漏率，一般可控制在1%以下，部分技术实力强的公司认为可以将回转式GGH泄露率控制在0.5%以下，原烟气SO2浓度高时，烟气泄露会影响SO2的达标排放。
4、换热元件一般采用金属材料，易腐蚀。
5、换热原件上易积灰、堵塞，造成转盘无法工作，故障率高。
一般半年到一年需要停机冲洗GGH换热元件，影响系统的投运率。
一般在以下条件下，可采用回转式GGH：
1、原烟气SO2浓度较低，一般低于2500mg/Nm3以下：
2、原脱硫系统有GGH装置，原烟气与净烟气的烟道距离很近。
在应用中需要对GGH泄露有详细的方案优化设计。
5.2.3管式GGH
管式GGH的原理示意图如图5.2-3所示，原理与管式空预器类似。
考虑烟气的结垢性等因素，原烟气走管程，净烟气走壳程，烟气通过换热管换热，实现了对净烟气的加热。
图5.2-3管式GGH原理图
1、原烟气与净烟气通过完全隔离，理论上不会对净烟气造成污染。
需要采用可靠的防腐材料，防止管道破损发生烟气泄露。
2、但是由于换热材料一般采用塑料，塑料与金属壳板接口位置固定处存在一定漏风，若设计和安装不能有效避免，漏风率也能到0.3%左右。
3、容易清洗、低维护，节约成本。
4、可靠性、安全性高；
一般在以下条件下，可采用管式GGH：
1、原脱硫系统有GGH装置，原烟气与净烟气的烟道距离很近。
2、在应用中，需要选择性能可靠的防腐材料。
同时要考虑积灰、管道破损等现象发生时的应对措施。
3、釆用氟塑料时，应该要注意管道接口的密封问题，防止烟气泄露。
5.2.4热管换热器
热管烟气换热器是利用热管技术设计、制造的利用热烟气余热加热冷烟气的换热设备。
热管换热器的热管内被抽成真空后，充入换热介质。
热管通常垂直穿过上、下两个箱体，原烟气在下面箱体流动，净烟气在上面箱体中逆向通过。
高温侧原烟气热量通过管壁传给管内换热介质，介质吸热后沸腾蒸发变为气体；
气体在压力差作用下上升至低温侧，将汽化潜热传给管外净烟气后冷凝，在重力的作用下回到高温侧，通过换热介质如此周而复始的实现热量的传递。
图5.2-4热管换热器技术原理示意图
图5.2-5热管换热器装置图
技术特点如下：
1、由于热管内一般抽成10-4~1.3×
10-1Pa的真空，热管通过在全封闭真空管内工质的蒸发与凝结来传递热量，具有极高的导热性、良好的等温性、冷热两侧的传热面积可任意改变等优点。
2、热管换热器具有流体阻力损失小。
3、可有效避免冷、热流体串流，烟气泄露问题少：
每根热管都是相对独立的密闭单元，热管的蒸发段和冷凝段同处于一个整体的上、下2个空间，原、净烟气都在管外不同的箱体件流动，中间密封板严密将冷、热流体隔开。
即使某根热管发生损坏，也不会造成两股换热烟气间的掺混。
4、可有效防止露点腐蚀：
通过调整热管数量或热管冷热侧的传热面积比，使热管壁温提高到露点温度以上。
5、系统能耗少：
由于无任何转动部件，没有附加动力消耗，运行费用低；
6、运行及维护费用低另外，操作和维护简单，不需备品、备件，即使有部分元件损坏，也不影响正常生产。
7、热管元件间相互独立，即使单根或数根热管损坏，也仅是部分换热元件失效，不影响整体换热效果。
8、热管外壳由碳钢制成，管内换热介质主要是水，这就组成了钢水热管，这种热管在一定温度下，管内的水和钢管壳会发生电化反应，生成Fe3O4和H2，其中H2会在热管内累积，影响热管换热效果，甚至会使整根热
I
管失效。
9、热管换热器利用原烟气热量提升净烟气温度，同时原烟气温度降低，能减少脱硫塔出口净烟气中的含水量。
问题是当锅炉负荷降低时，原烟气温度会降至140℃以下，此时经过热管换热器温度会降至酸露点以下，腐蚀问题严重。
热管换热器特别适合冷热流体相互独立、不能被污染的换热场合，对于个别机组或者空间场地有限的工程，也有明显优势。
5.2.5蒸汽换热器
蒸汽换热器一般采用列管换热器等常见的—种热量交换设备。
来自机组蒸汽的热量通过管-壳式换热器直接传给饱和烟气。
图5.2-6烟气串联再热示意图
其特点：
1、设计和运行简单；
2、易于出现腐蚀和堵塞问题。
这就要求除雾器必须运行正常，因为任何液滴携带将导致在管子上形成沉积物，将降低传热效果及提高烟气通过再热器的压降。
3、存在腐蚀问题。
由于换热介质分别走壳程和管程，一旦有换热管出现腐蚀，两种物质就会发生混合，影响整个换热效果。
4、后者设备投资成本低。
5、需要消耗大量蒸汽，运行费用髙，重庆九龙发电厂原采用蒸汽换热器，蒸汽消耗量达13t/h（蒸汽参数：
0.27MPa，温度300℃）
6、原设计是蒸汽冷凝下来的水排至凝结水箱回用，但实际上SGH腐蚀泄露很严重，冷凝水被污染无法回用，大幅降低了电厂的经济性。
一般适合用于加热烟气量较小的小机组。
早期在重庆九龙发电厂等有应用，后由于运行成本、管排泄露、蒸汽冷凝水污染等问题，后经过技术改造采用三维内肋的烟气-烟气换热器，原烟气走管侧，净烟气走壳侧，强化换热后大幅提高了换热效率和经济效益。
目前，该技术已经但很少应用到加热烟气的场合，一般是作为MGGH的辅助装置，在烟温较低时加热MGGH的循环水。
5.2.6热二次风直接加热
热二次风加热净烟气的技术原理如下：
利用锅炉热二次风的裕量，从空气预热器后二次风风道中抽取部分热二次风，以顺流方式直接注入脱硫系统出口烟道，与脱硫后的净烟气混合。
这种方法可以提高净烟气的温度和烟气抬升高度，使其高于酸露点，从而解决烟囱腐蚀加重以及“石膏雨”的危害问题。
图5.2-7利用锅炉二次热风加热脱硫后低温烟气的方案示意图
在设计时，一般在脱硫主烟道顶部与混合器之间，设置一个百叶窗式电动调节门，运行时可以通过控制电动调节门的开度来控制烟气加热温度。
为保证二次热风与脱硫后烟气混合迅速、均匀，短时间内达到最佳的换热效率，烟气和二次热风混合段设计为文丘里型烟道，二次热风以顺流混合方式从文丘里型管道的喉部注入烟道。
利用文丘里型管加速降压的作用，适当控制文丘里型管的渐缩段缩角、渐扩段扩角，强化脱硫烟气与二次热风的气流混合，提高混合传热效率。
所抽取的二次热风需由空气预热器出口流动至烟气脱硫（FGD）出口烟道，流程长，流动阻力大，文丘里型烟道还对所抽取的二次热风有较强的引流作用。
文丘里型烟道会增加烟气流动的阻力，方案实施后烟气温度上升，烟囱的自拔力增加，会部分抵消阻力增加所带来的影响。
热二次风加热净烟气的技术特点：
1、方法系统相对简单，初投资也不算高；
2、二次风会携带粉尘，使净烟气的粉尘浓度增加（10〜30mg/m3），导致粉尘排放浓度难于满足排放标准的要求。
3、二次风加热脱硫出口净烟气技术所造成的经济损失是不可避免的，影响机组经济性数值比蒸汽加热器更大。
由于目前电厂均要执行超低排放标准，热二次风混合会直接影响烟尘达标排放。
因此，不建议采用该方式。
5.3冷凝技术
5.3.1间接凝换热技术
通过在脱硫后烟道中（或湿除装置内）安装烟气冷凝换热器，通过烟气换热降低烟气温度，实现降低脱硫后烟气含湿量。
根据冷源可分为冷却水冷却和冷却风冷却。
目前，冷却水冷却方式有应用案例。
根据冷却水的循环方式，可分为开式循环和闭式循环两种。
开式循环即冷却水经过烟气冷凝换热器换热被加热后直接排放或进入其他水系统。
该方式的难点在于需要有大量的水源，同时被升温的水要有排放口，因此一般适合于靠江、海，机组采用开式循环冷却的电厂。
优势是能耗主要是水泵以及烟道阻力引起的风机能耗增加。
烟气冷却效果主要取决于江水/海水的温度。
闭式循环即根据冷却水经过烟气冷凝换热器换热被换热器加热后，通过冷却塔将冷却水降温，之后再次循环进入烟气冷凝。
一般冷却水釆用除盐水。
该方式基本可适用于任何电厂。
但是该方式除了水泵能耗和引风机增加能耗外，还需要增加冷却塔的能耗，因此整个系统能耗大大增加。
且烟气冷却效果受冷却塔的规格、环境空气的温度和湿度影响很大，烟气温度降低幅度有限。
间接冷凝技术的换热介质不与烟气直接接触，无需额外的加药系统来维持循环水水质。
该技术相对于直接冷凝换热技术换热效率相对较低，通常使用非金属材质换热器，换热面积大。
冷源的品质受季节影响较为明显。
本技术由于能够收集湿法脱硫系统喷入烟气的水，尤其适用于缺水地区电厂。
5.3.2直接冷凝换热技术
直接冷凝换热技术一般通过在脱硫后增设冷却塔（或利用除雾器上部空间），通过喷淋水降温方式降低烟气温度，喷淋水收集后经过冷却装置降温后再次进入喷淋系统。
由于喷淋水对烟气有洗涤作用，烟气中的烟尘、SO3等会进入喷淋水中，因此需要定期对喷淋水进行加药、澄清等处理。
喷淋水冷却方式目前有空冷塔冷却和热泵冷却两种方式，目前仅热泵冷却方式在小机组中有使用业绩。
1、直接换热效率高，投资成本低；
2、无运行风险，对烟气适应性强；
3、对脱硫后净烟气中的污染物有二次脱除作用；
4、冷却喷淋水直接接触净烟气，需加药对PH值进行控制。
5、可采用空冷塔做冷源，占地面积大，能耗高；
冷却效果受冷却塔规格、环境空气温度和湿度影响大。
6、可采用热泵做冷源，占地面积大，能耗非常高（每回收1MJ热量需要消耗0.7MJ蒸汽），因此建议与热网水连用才具有一定的经济性。
本技术适用于场地条件较好的电厂，适用于缺水地区电厂。
5.4冷凝+再热技术
烟气通过冷凝降温后，烟气中的水汽凝结析出后，通过除雾器等装置捕集，烟气的含湿量大大降低。
之后再经过烟气再热装置，通过提升烟气温度有效清除“湿烟羽”。
由于烟气中温度和含湿量降低，因此可有效降低烟温升高的幅度，节约热源消耗。
一般烟气温度越高、环境温度越低，环境相对湿度越高，烟温需要提升幅度降低的越明显。
由于冷凝装置一般与再热装置是两个独立系统，冷凝与加热技术可根据实际情况选择前述各种方式互相组合。
目前有使用业绩的是上海外高桥第三电厂#7、#8机组，采用开式间接水冷换热方式+热二次风直接加热方式。
冷凝再热复合技术的主要技术特点如下：
1、降温过程中，可有效降低烟气中烟尘、SO3、Hg等污染物的浓度。
2、降温可以回收烟气中的大量冷凝水，实现脱硫系统零水耗。
3、烟气含湿量降低后，烟气升温幅度可大幅降低，节约加热热源的消耗，降低机组能耗。
4、可以在冬季实现有效消除“湿烟羽”现象。
在环境温度低于15℃时，常规加热到75℃到80℃时，仍然会有“湿烟羽”现象。
因此，该技术适合于常年平均低温低于15℃的地区的电厂采用。
根据当地的冷源、电厂设备状况及环境情况，可根据情况采用直接冷凝、间接冷凝。
冷源可采用水冷、空冷等方式。
根据热网水等情况，可采用热泵或空冷塔等形式。
烟气再热技术的选择根据现场场地、环保要求、投资、阻力等多种因素综合考虑确定。
5.5冷却塔排烟等其它技术
烟塔合一技术最早起源于德国，该技术是将脱硫后的净烟气送入自然通风冷却塔与冷却塔气流一起排入大气的烟气排放技术。
此法可省去GGH和烟囱，目前我国的许多电厂也开始采用该技术排烟。
目前根据冷却塔排放可分为水冷塔排放和空冷塔排放。
一般采用水冷塔排放时，吸收塔布置在塔外；
采用空冷塔排放时，可布置在空冷塔内和塔外两种布置方式。
该方式不存在“湿烟羽”现象，适合应用于新建机组，不适合现役机组改造。
此外，干法脱硫排烟温度高，海水脱硫排烟温度低，因此除严寒天气，基本也不存在“湿烟羽”问题。
我们目前关注的主要是烟囱排放产生的“湿烟羽”问题。
目前，电厂采用湿式电除尘器、烟道除雾器、声波除雾、烟囱收水环和除雾器等技术虽然可以有效去除烟气的凝结水，但由于烟气凝结水在烟气中水汽的占比十分有限（以50℃烟气为例，烟气中水汽含量l00g/Nm3，脱硫出口液滴—般在75mg/Nm3），因此去除烟气的凝结水只能减轻“湿烟羽”，不能有效消除。
6技术路线分析
6.2技术路线适应性分析及边界参数确定
6.2.1技术路线适应性分析
目前，从技术可实施性，性能可靠性，投资与运行费用等多种因素考虑，主要是有烟气再热，冷凝两种技术路线。
本次主要介绍烟气再热、烟气冷凝、烟气冷凝再热三种技术路线相应技术在本项目中的适应性。
表6.1-1湿烟羽治理技术适应性分析
技术路线
技术类别
工艺原理
适应性分析
小结
湿烟气加热
间接换热加热方式
回转式GGH
现场无GGH，且GGH漏风率较高，因此不推荐该技术。
根据项目硫分较高，实际场地条件，各技术目前的技术可靠性和成熟度，本次改造烟气加热方式推荐采用MGGH技术，烟气余热不足时采用蒸汽辅助加热方式。
管式GGH
烟道费用高、阻力大；
塑料换热管与烟道接口存在泄露，密封需要特殊设计；
否则也有0.4%的漏风率，因此不推荐该技术。
MGGH
不存在烟气泄露问题,技术成熟.应用业绩多，因此推荐采用该技术。
热管换热器
不存在运行能耗，但本次可采用该技术。
蒸汽换热加热
能耗太高，不经济，因此不推荐该技术。
烟气混合加热路线
热二次风混合加热
钢厂无二次风，无法采用该技术。
燃气直接加热
会增加一定的烟尘等污染物，考虑到钢厂排标较低，影响有限。
钢厂有大量富余CO等可燃气体，可采用该技术。
湿烟气冷凝
直接换热
喷淋降温+除雾
喷淋水会携带污染物，不宜直接排放，需要循环降温.投资和运行费用高，因此不推荐。
根据现场的气候、水温和现场设备现状，各技术的技术可靠性、成熟度、投资和能耗等多种因素，本次改造烟气冷凝采用间接换热方式。
间接换热降温
冷凝换热器
由于本项目凝汽器采用开式冷却方式，可采用开式循环方式，用凝汽器循环水冷器烟气，能耗和投资费用均较低，因此推荐该方式。
6.2.2技术路线的边界参数和方案确定
根据湿烟羽形成机理，经过理论计算采用不同设计参数时，烟气再热和降低的温度数据如下。
表6.2-1各技术路线的边界参数（按烟气温度为50°
C，环境相对湿度为51%考虑）
烟气冷凝器入口
烟气冷凝器出口
烟气再热拥入口
烟气再热翳出口
50
19.5
/
48
94.5
105.7
44
76.7
42
68.9
40
62.1
38
55.7
36
49.9
34
44.7
该数据没有考虑到烟囱烟气温度降低的彩响（如不增加烟气，烟气经过烟囱有一定温降，会过饱和凝结产生液滴），且假定烟气和空气是均匀混合过程，因此与实际值有一定差异，实际设计值需要在上述值有一定的提升。
本次改造提出三个技术方案：
方案一（烟气冷凝技术）、方案二（烟气再热技术）、方案三（烟气冷凝再热技术）。
6.3技术方案比选
6.3.1方案一（烟气冷凝技术方案）
（1）烟气冷却系统总体布局
1、拟采用循环冷却水进行换热交换的方法进行，在烟道内设置换热器和地面设置冷却换热站的方法实现；
2、根据计算：
本次项目设计将烟气温度从46℃降低到35℃，换热器面积的设计余量不低于5%。
于脱硫后的烟气温度低于酸露点温度，脱硫后的区域均视为存在低温腐蚀区域，为避免低温腐蚀区域的出现换热管道腐蚀，换热器采用2205材质；
3、在烟道内设置换热器，换热器通道面积尺寸10m×
8.5m，设计含前后连接管的总压损该处不超过700pa；
4、连接烟道的换热器在地面设置冷却：
换热站，具体有相变复合流冷却器、循环水泵、循环水管、蓄水池等组成。
（详见循环水及设备房设计）
吸收塔出口净烟气冷却装置系统的换热形式为气-水换热器，布置在吸收塔出口至烟囱入口的水平净烟道上，布置方式充分考虑其形状和布置位置确保吸收塔烟气余热回收装置进、出口烟气流速均匀。
吸收塔出口净烟气冷却装置系统的冷却水采用钢厂除盐水（或冷凝水、工业水）。
（2）技术方案
在脱硫塔出口至烟囱入口净烟道上增设一套烟气换热装置和15台高频率的声波装置、4台可调频声波装置及1套高效除雾提水装置。
其中高效除雾提水装布置在靠近烟囱入口烟道内；
2台可调频声波装置布置在靠近高效除雾提水装置烟道；
2台可调频声波装置布置在靠近入口烟气降温装置入口烟道，15台高声波装置分别布置在烟气降温装置与高效除雾提水装置之间的烟道上部，均匀布设（10-15m分五层，每层3台）。
（3）技术方案主要技术参数
表6.3-1主要技术参数
序号
项目
单位
参数
1
烟气量
Nm3/h
1100000
2
入口烟温
℃
46
3
出口烟温
35
4
入口烟尘浓度
mg/Nm3
28
5
出口烟尘浓度
10
6
烟气压降
Pa
700
7
循环水流量
t/h
600
8
循环水入口温度
20
9
循环水出口温度
24
换热面积
m2
69130
11
析出水量
30
12
电耗
kW
606
13
压缩空气耗量
m3/min
65
6.3.2方案二（烟气再热技术方案）
由表6.1-1可以看出，目前根据现场场地条件、现有设备特点、投资、能耗、阻力、技术成熟度等多种因素，烟气再热技术推荐采用MGGH技术。
采用该技术在环境温度15℃以上时，可以有效消除湿烟羽。
环境温度越低，需要加热的温度幅度大幅增加。
当环境温度达到0℃甚至更低时，按一般设计加热20到30℃仍难以消除湿烟羽。
MGGH系统分两级布置。
烟气冷却器布置在增压风机前2个水平烟道中，烟气温度由120℃降至90℃；
烟气再热器布置在脱硫塔后烟囱前的一个水平烟道内，脱硫塔出口烟气温度由50℃加热至80℃。
表6.3-2MGGH系统热力参数（THA工况，单台炉）
名称
烟气冷却器
烟气再热器
烟气体积流量
升级会员 