引言燃煤电厂锅炉烟气采取烟温控制（先冷凝降温再升温）及其他有效措施，收集烟气中过饱和水蒸气水分，减少可溶性盐、硫酸雾、有机物等可凝结颗粒物排放。鼓励企业烟气余热回收利用和冷凝水综合利用，实现节能降耗，根据地域环境和烟囱高度等实际情况，提高外排烟气温度，抬升排烟高度，基本消除石膏雨和有色烟羽现象[1-3]。某600 MW燃煤电厂确定采用“浆液冷凝+蒸汽加热”烟羽消白技术，并应用于实际系统。1电厂概况某电厂1#、2#机组装机容量为2×600 MW，分别于2007年1月和7月投产发电。机组配套锅炉为B&WB-2070/17.5-M型亚临界参数、自然循环、一次中间再热、前后墙对冲、单炉膛平衡通风、固态排渣、半露天布置、全钢构架的P型汽包煤粉炉。汽轮机为ZK600-16.7/538/538型亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。两台机组已全面实现烟气超低排放，主要环保设施包括SCR脱硝装置、双室四电场静电除尘器、单塔双循环湿式脱硫系统（GGH已拆除）、湿式电除尘器。引风机为上海鼓风机厂双级动叶可调轴流式风机，卧式布置。电厂在实施超低排放改造中将GGH拆除，烟囱采用湿烟气排放，烟囱出口处产生大量液态凝结水，形成“湿烟羽”，俗称“大白烟”“白雾”等。供暖季节的湿烟羽拖尾现象严重，会产生一定的视觉污染，不利于树立企业绿色环保的形象。多数燃煤电厂采用湿法烟气脱硫工艺，直接排放饱和湿烟气，冬季环境温度较低时形成可视烟羽，对企业外部形象和经营环境具有较大的影响。部分电厂的烟气排放指标处于超低排放标准的边缘，需要对节水、减少脱硫废水排放进行进一步治理。目前，当地市政府出台了相关的文件，要求电厂完成烟羽治理，电厂有必要进行烟羽治理，提升烟囱烟气温度，消除烟羽影响，大幅度减少烟气对烟囱的腐蚀。2烟羽治理技术原理简介2.1脱硫塔内工艺2.1.1脱硫吸收塔结构脱硫吸收塔结构如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.010.F001图1脱硫吸收塔结构（1）常温蒸发部分：常规浆液喷淋系统的主要作用是烟气脱硫吸收，浆液部分水分蒸发发生相变，成为水蒸气，使烟气进入饱和状态。（2）低温冷凝部分：低温喷淋层通过向经过常温蒸发脱硫吸收区处理过的饱和烟气中喷入低温浆液，水蒸气发生相变转化为液态，析出凝结水，减少烟气温度，强化脱硫除尘。（3）相变凝聚部分：在低温凝结区的基础上利用相变凝并、碰撞凝并等原理，促进灰尘微粒和雾滴凝并长大，被高效捕集脱除。2.1.2脱硫吸收塔3个部分的相变热力过程脱硫吸收塔3个部分的相变热力过程如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.010.F002图2脱硫吸收塔3个部分的相变热力过程常温蒸发相变：在常温蒸发部分，烟气沿等焓线从A点移动到B点，烟气达到饱和状态，是等焓增湿的过程。低温冷凝相变：在低温冷凝部分，烟气沿100%相对湿度线从B点移动到C点，绝对湿度降低了d2-d3，大量pH=7的水析出，低温冷凝区保持较高的pH值，实现双区、双温、双pH值作用，强化脱硫除尘工序。相变凝聚高效捕集：相变凝聚部分的主要作用是在低温冷凝区的基础上利用相变凝并、碰撞作用，大幅提高微粒脱除效率。2.1.3烟羽的形成条件混合过程线判断如图3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.010.F003图3混合过程线判断判断混合过程线时，确定室外空气的状态点以及烟囱出口的状态点位置，在焓湿图上将两个状态点连成一条直线，观察直线与等100%相对湿度线是否有交点，有交点则认为有凝结水析出，为有冒白现象；无交点则无凝结水析出，无冒白现象。2.1.4消除白色烟羽的措施消除白色烟羽措施原理如图4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.010.F004图4消除白色烟羽措施原理（1）提高脱硫吸收塔出口的烟气温度t，状态从A点移至A1点。（2）提高室外环境的温度tw，状态从B点移至B1点。（3）降低排烟中的含湿量，状态从A点移至A2点。2.2烟羽治理技术根据以上分析以及市场调研结果，单位最终采用第3条措施，先降低排烟中的含湿量，再进行适当升温，达到治理目的，即A点→A2点→A3点→B点。3烟羽治理涉及系统的概况锅炉配置的引风机为动叶可调轴流式风机，为双级、卧式布置，由上海鼓风机厂生产，全压升最大连续出力TB工况为9 504 Pa，锅炉最大连续蒸发量（BMRC工况）为8 640 Pa。两台机组的烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，采用单塔双循环技术。锅炉引风机出口处的烟气经过烟道进入吸收塔，从吸收塔出来的净烟气（约50 ℃）进入湿式电除尘器除尘，降低烟气湿度后经烟囱排入大气。AFT塔配置3台浆液循环浆泵，扬程分别为20.6 m、22.4 m、24.2 m。湿式电除尘器为三室六电场结构，采用高频电源为电场提供高压，附属设施为冲洗系统（一个水箱、两台冲洗水泵），保持除尘器内部清洁以保证效率，配套吹扫系统（两台吹扫风机及电加热器），保证绝缘子室清洁干燥。汽轮机为ZK600-16.7/538/538型亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，额定工况出力600 MW，TMCR工况出力645 MW，由北京北重汽轮电机有限责任公司与ALSTOM发电有限公司联合设计制造。每台机组配备一台辅汽联箱，1#、2#机组辅汽联箱间安装联络管道，最高工作压力为1.8 MPa，最高工作温度为380 ℃，正常工作温度111.37~184.50 ℃。汽机系统采用直接空冷凝汽器，每个基本单元配备一台风机，空冷风机全部采用变频调速电机。2014年，电厂对汽机直接空冷系统进行新增尖峰冷却系统改造，新增尖峰冷却器、排汽管道等系统，通过机力通风塔对汽轮机排出的一部分乏汽进行冷却，提高机组度夏能力，降低发电煤耗，提高机组的安全性和经济性。尖峰冷却系统机力通风塔采用方形、钢筋砼结构，采用机械通风、双侧进风、逆流式冷却塔；风机电动机选用交流感应电动机。单台冷却塔的冷却水量为5 500 m3/h。每台机组的循环水泵按照1台50%容量水泵和2台25%容量水泵的方式配置，其中一台25%容量水泵采用变频控制。2台机组共配备6台循环水泵。50%容量水泵流量为10 600 t/h，扬程为27.6 m，配套电机额定功率为1 120 kW，额定电流为84 A；25%容量水泵流量为5 300 t/h，扬程为27.6 m，配套电机额定功率为560 kW，额定电流为43.1 A。4烟羽治理技术实施电厂所在地属温带大陆性半干旱气候区，受季风影响，四季温度和风向变化比较明显。项目气候设计边界初步定为冬季工况0 ℃、60%湿度。电厂烟囱烟羽治理项目采用烟气冷凝再热技术。烟气冷凝采取脱硫浆液冷凝方案；烟气加热方案采取蒸汽加热方案。冷凝加热温度幅度原则：非供热季冷凝阶段降温3 ℃以上，烟温达到47 ℃以下，加热阶段排放烟温达到54 ℃以上；供暖季冷凝阶段降温5 ℃以上，烟温达到45 ℃以下，加热阶段烟温达到65 ℃以上。4.1浆液冷凝部分浆液冷凝部分分为两大系统。浆液冷却器系统如图5所示。浆液冷却水系统如图6所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.010.F005图5浆液冷却器系统10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.010.F006图6浆液冷却水系统结构脱硫浆液冷凝方案采用原有尖峰冷却系统的循环水作为冷源冷却脱硫塔循环浆液，将脱硫吸收塔顶层、次顶层（作为备用）喷淋层做为低温喷淋层，利用降温后的循环浆液对饱和烟气进行降温除湿，在AFT塔最顶层、次顶层浆液循环浆泵入口加装100%容量板式换热器，满足换热器一运一备要求，利用冷却水冷却浆液，达到降温目的。浆液冷凝装置冷却水取现有配置的2台25%尖峰循环水泵出口来水，设置与现有尖峰循环水泵出水母管隔离阀门，2台25%尖峰循环水泵出口汇流至1根母管上至浆液冷却器。2台25%尖峰循环水泵对于浆液冷却设施按1用1备进行设计。浆液冷凝装置配套冷却水回水回至尖峰循环水回水母管，至机力冷却塔冷却，完成冷却水循环。板式换热器换热面积1 590 m2，冬季换热量48.5 MW，夏季换热量30.6 MW，换热元件材质采用2205双相不锈钢，壳侧材质采用Q345R钢。冷源采用尖峰循环水，为了保证单泵满足尖峰系统、浆冷器分别使用方案，且原有的25%循环水泵的参数（设计压力0.27 MPa，设计流量5 300 m3/h）不适用，将循环泵叶轮由平直叶轮技改为弧形叶轮，调整运行参数（设计压力0.35 MPa，设计流量3 300 m3/h），实现设备在不同工况点保持高效率。4.2蒸汽加热部分蒸汽加热系统结构如图7所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.010.F007图7蒸汽加热系统结构蒸汽加热方案采用机组辅汽为热源对湿式电除尘器出口湿烟气进行加热升温，疏水经处理后返回机组汽水系统。利用蒸汽加热器的辅助手段，将锅炉定排水引至蒸汽加热器后烟道。蒸汽加热器布置于湿式电除尘和烟囱之间。加热段板式换热器换热面积为4 690 m2，换热量为22.58 MW，设计蒸汽量为26.9 t/h，材质采用2205双相不锈钢。蒸汽侧设计温度为进气端100 ℃，疏水端300 ℃。辅汽联箱来蒸汽经过板式换热器后进入机组凝结水箱，为了降低对凝结水系统的扰动，增加系统的安全性，进入凝结水箱前加装一个小板式换热器（设计流量34 t/h，进出水温度185 ℃、45 ℃，设计压力1.0 MPa）。在凝结水母管轴封加热器前抽出193.4 t/h凝结水作为冷源，设计温升15 ℃，返回轴封加热器后凝结水母管。为了防止辅汽联箱来蒸汽的温度过高，在蒸汽母管上加装减温系统，减温水取至电动给水泵前置泵出口母管。4.3水平衡部分吸收塔出口烟温降低，大量冷凝水析出并进入脱硫塔浆液池，出口烟气携带水量减少，脱硫系统出现水平衡问题。根据本方案计算，两机为了防止脱硫塔内液位过度升高，通过适当措施解决50 t/h的水量可以解决整个系统的水平衡问题。4.3.1循环浆泵机封技改两台机组共14台循环浆液泵，有水机封用水来自工艺水母管，所用水源最终经地坑泵打回吸收塔，改为无水机封，减少进入吸收塔的水量共15~20 t/h。4.3.2冷油器冷却水技改循环浆泵冷油器冷却水原用工艺水，开式系统经地沟、地坑泵打回吸收塔，现改为闭式循环，工艺水母管来水经冷油器后返回工艺水箱，减少进入吸收塔的水量共5~8 t/h。4.3.3过滤水系统技改过滤水泵进行增容，流量由60 m3升至100 m3；在过滤水母管上加装1个支路，至新装浆液过滤器（1用1备），设计流量30 t/h，过滤后的滤液分别至1#、2#滤布冲洗箱和过滤水坑，替换脱硫过滤系统和石灰石浆液箱工艺水补充；过滤器反冲的浓浆至溢流浆液箱，经溢流浆液泵返回皮带脱水机进行脱水。5烟羽治理技术应用中变更和试验后效果5.1烟羽治理技术应用中的变更（1）浆液冷却部分。根据全年不同时段的两机尖峰冷却系统、浆液冷却系统转机实际运行工况，冷却系统至浆液冷却器管路的阻力不同，为了减少能源消耗，在两机浆液冷却水管、回水母管之间加装联络门，对浆液冷却器冷却水母管前的电动门控制系统进行小技改，变为可调整电动门，便于调整两机水量，控制浆液温度。根据室外温度，可以调整单机尖峰循环水泵，同时带动两机浆液冷却器，减少一台尖峰循环泵的运行，达到节能目的。（2）蒸汽加热部分。辅助蒸汽经减温后到达蒸汽加热器进行换热，各换热管路换热不均形成汽水两相，易在出口发生撞管现象。因此，在蒸汽换热器热源出口加装一个小型扩容器，运行中维持一定液位，避免母管出现两相流现象。（3）水平衡报告。整个烟羽治理项目中，试验期间新加装的浆液冷凝器未达到设计水量要求。乙方需要继续进行技术改造，脱硫系统能够保持水平衡，问题原因为原有脱硫系统的水平衡系统裕量较大，虽挤压了脱硫除雾器冲洗量，但完全满足除雾器差压要求，未出现差压增大现象。脱硫循环浆液冷油器冷却水由开始循环改为闭式循环，特殊时段会发生水温升高现象，故将闭式循环回水母管改为不直接回至工艺水箱，接至浆液冷却器冷却水回水母管，流至尖峰冷却塔冷却（工艺水箱补水来自尖峰泵前池），达到降温目的。原有的工艺水系统由两机共有，工艺水箱容量600 m3，配套2台工艺水泵、3台除雾器冲洗水泵。项目实施后新增2#工艺水箱，容量300 m3，配套2台工艺水泵、2台除雾器冲洗水泵，工艺水母管、除雾器冲洗母管未变动，两系统变更为单机供应，两机间加装联络阀门，增加运行灵活性。5.2烟羽治理项目试验结果烟羽治理项目自2018年6月份正式开工，于2019年12月全部完工，期间除了新装浆液过滤器未能达到设计处理水量，其他系统均达到设计要求，通过整体验收。根据机组实际运行工况，2019年7月16日至7月24日烟羽治理项目开展非采暖季工况测试，2019年11月25日至12月6日开展采暖季工况测试。改造后，机组正常工况下的冷凝后烟气的排烟温度和含湿量应达到以下控制要求：非采暖季（4~10月）冷凝后烟气温度达到47 ℃以下，加热阶段排放烟温达到54 ℃以上；暖季（11月~次年3月）冷凝阶段降温5 ℃以上，烟温达到45 ℃以下，加热阶段烟温达到65 ℃以上。100%THA工况下，蒸汽加热器烟气侧压降不大于200 Pa。5.2.1浆液冷却器的试验结果2019年7月16日，机组负荷为599 MW（非供暖工况），进行了浆液冷却系统测试试验。满负荷工况下浆液冷却系统测试结果（非供暖工况）如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.010.T001表1满负荷工况下浆液冷却系统测试结果（非供暖工况）项目A测点B测点C测点均值未冷凝烟气量/(km3/h)1 6501 6441 6581 650未冷凝脱硫塔出口烟温/℃50.649.850.150.2冷凝后烟气量/(km3/h)1 3581 3301 3401 356冷凝后脱硫塔出口烟温/℃46.846.746.946.8循环水入口温度/℃30.029.830.230.0循环水出口温度/℃38.938.638.838.8由表1可知，599 MW负荷工况下，机组各项运行参数能够满足正常运行要求，A测点烟温降低3.8 ℃，B测点烟温降低3.1 ℃，C测点烟温降低3.2 ℃。投运浆液冷却器后，烟温由50.2 ℃降至46.8 ℃，温度降低3.4 ℃，满足设计脱硫塔出口烟温由50 ℃降低为47 ℃的要求。2019年11月26日，机组负荷为570 MW（供热工况），进行了蒸汽加热系统测试试验。满负荷工况下浆液冷却系统测试结果（供热工况）如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.010.T002表2满负荷工况下浆液冷却系统测试结果（供热工况）项目A测点B测点C测点均值未冷凝烟气量/(km3/h)1 5301 5261 5341 530未冷凝脱硫塔出口烟温/℃51.850.951.251.3冷凝后烟气量/(km3/h)1 3321 3281 3301 329冷凝后脱硫塔出口烟温/℃44.844.144.344.4循环水入口温度/℃15.214.915.115.0循环水出口温度/℃30.229.930.130.1由表2可知，570 MW负荷工况下，机组各项运行参数能够满足机组正常运行，A测点烟温降低7 ℃，B测点烟温降低6.8 ℃，C测点烟温降低6.9 ℃。投运浆液冷却器后，烟温由51.3 ℃降至44.4 ℃，温度降低6.9 ℃ ，满足设计脱硫塔出口烟温由50 ℃降低为45 ℃的要求。5.2.2蒸汽加热器试验结果2019年7月16日，机组负荷为599 MW（非供暖工况），进行了蒸汽加热系统测试试验，满负荷工况下蒸汽加热系统测试结果（非供暖工况）如表3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.010.T003表3满负荷工况下蒸汽加热系统测试结果（非供暖工况）项目A测点B测点C测点均值烟气量/(km3/h)1 3581 3301 3401 356蒸汽加热器入口烟温/℃46.846.746.946.8蒸汽加热器出口烟温/℃54.853.754.154.2系统阻力/Pa176176176176温升/℃8.07.07.27.4由表3可知，机组各项运行参数能够满足机组正常运行，A测点烟温升高8 ℃，B测点烟温升高7 ℃，C测点烟温升高7.2 ℃。投运蒸汽加热器后，烟温由46.8 ℃升至54.2 ℃，升温幅度为7.4 ℃，满足设计烟囱入口烟温由47 ℃升高为54 ℃的要求。烟气侧阻力为176 Pa，低于设计值要求的200 Pa。2019年11月26日，机组负荷为570 MW负荷（供暖工况），进行了蒸汽加热系统测试试验，满负荷工况下蒸汽加热系统测试结果（供暖工况）如表4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.010.T004表4满负荷工况下蒸汽加热系统测试结果（供暖工况）项目A测点B测点C测点均值烟气量/(km3/h)1 3321 3281 3301 329蒸汽加热器入口烟温/℃44.844.144.344.4蒸汽加热器出口烟温/℃66.465.866.266.2系统阻力/Pa165165165165温升/℃21.621.721.921.8由表4可知，机组各项运行参数能够满足机组正常运行，A测点烟温升高21.6 ℃，B测点烟温升高21.7 ℃，C测点烟温升高21.9 ℃。投运蒸汽加热器后，烟温由44.4 ℃升至66.2 ℃，升温幅度为21.8 ℃，满足设计烟囱入口烟温由45 ℃升高为65 ℃的要求。烟气侧阻力为165 Pa，低于设计值要求的200 Pa。5.2.3试验结果分析锅炉满出力时，非供暖季工况下，浆液冷却系统的平均减温幅度为3.4 ℃，满足设计设计由50 ℃降低为47 ℃、温降3 ℃的要求；供暖季工况下，浆液冷却系统平均减温幅度为6.9 ℃，满足设计设计由50 ℃降低为45 ℃、温降5 ℃的要求。锅炉满出力时，非供暖季工况下，蒸汽加热器出口平均烟气温度为54.2 ℃，满足设计温度由47 ℃升高为54 ℃、温升7 ℃的要求，烟气侧阻力为176 Pa，满足设计阻力200 Pa的要求；供暖季工况下，蒸汽加热器出口平均烟气温度为66.2 ℃，满足设计温度由45 ℃升高为65 ℃、温升20 ℃的要求，烟气侧阻力为165 Pa，满足设计阻力200 Pa的要求。6结语实施烟羽治理项目可以有效地消除有色烟羽，减少溶性盐、硫酸雾、有机物等可凝结颗粒物的排放，同时对烟尘、硫分含量具有一定的降低效果。烟羽治理项目的实际运行中，根据当地气象条件分析，每年11月~次年5月是烟羽治理的关键时期；计算分析机组全年的运行费用为400万余元，但实际运行费低于此数值。其中，浆液冷却部分能耗使厂用电量增加约0.01%~0.05%；能耗主要集中在蒸汽加热部分的蒸汽热量消耗方面。有色烟羽的治理方案较多，需要根据各单位的实际情况选取，减少有色烟羽排放和视觉污染。