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我国钢铁、电厂、焦化、化工等行业燃煤烟气90%采用湿法脱硫，通过采用低温电器和/或末端湿式静器，可以满足新国标(GB13223-2011)要求、甚至实现，但现行标准规范缺失排放烟气湿度的控制指标，而这恰恰是形成雾霾的根源。如能有效解决的排烟除湿脱白，不仅能根除雾霾污染，还能低成本实现达标、超低近，特别是回收烟气中的水分和余热，年潜力几十亿吨，提高燃煤效率，能兼顾解决环境与发展的矛盾。 我国湿排烟带出水分的总量估算 按照燃烧吨煤放散烟气10000Nm³/t、湿烟气所含水分112g/Nm³估算，每燃烧1吨煤湿烟气带走水份1吨，主要包括煤中原始含水、脱硫补充水，全国消耗煤36-37亿吨，燃煤烟气带入大气的水份高达三十多亿吨。 其次是天然气燃烧，煤改气一直被国家和北京等有些地方做为控制大气污染的主要技术措施，不谈天然气的来源和价格问题，也不论天然气燃烧温度高导致排烟氮氧化物含量高，一个很大问题是每燃烧1单位体积的天然气，会产生2倍体积的水蒸汽。我国天然气消耗量1800亿立方米，则产生3600亿立方米水蒸汽，折合近3亿吨水分。 仅此两项，我国每年就人为增加~40亿吨的水分进入大气。加上钢铁、化工等其它行业，我国工业烟气排放总量超过50亿吨，夹带着达标后的残余污染物成分。 现有的除湿脱白技术 我国在引进的石灰石石膏湿法脱硫成套技术中，包含烟气再热器，业内称GGH(Gas-Gas Heater)，通过湿烟气与干烟气间接换热将其温度抬升到80°C以上排放。采用GGH再热器的优点是只需一组换热器，应用中出现了堵塞、腐蚀、串烟导致排放超标等一些问题影响了电厂的正常运行。 随后引进了热媒循环烟气再热器MGGH(Media Gas-Gas Heater),采用降温和升温两组换热器分离单独布置，成功解决了堵塞、串烟问题，腐蚀问题通过换热器采用耐腐材料也有解决办法，新的问题是造价过高。由于MGGH再热器的升温换热器是将湿烟气间接升温为干烟气，腐蚀更突出，MGGH在国产化过程中，有些用户只用降温换热器，用软水或环境空气做为换热介质，升温后回收利用，脱硫后湿烟气直接排放。 国外也有用户采用辅助燃烧产生高温干烟气，与脱硫后湿烟气混风+升温除进行除湿脱白。我国火电锅炉在实际大范围推广湿法脱硫过程中，原设计机组多拆除GGH，新建基本不用GGH，代之以防腐蚀烟囱直接湿排烟，钢铁、化工等其它行业也纷纷效仿，这就是导致我国产生严重雾霾的主要根源。 影响湿烟气的因素 湿气体的饱和含湿量与湿烟气压力和饱和温度有关，压力、饱和温度越高含湿量就越高。湿法脱硫后的烟气表压为几百帕的微正压，可以近似视为恒定绝对大气压。 在恒定大气压力下，湿烟气的饱和含湿量只与饱和烟气温度相关，这在许多相关技术手册中都可以查到，也可以计算。为方便讨论，以1Nm³的干烟气为基数，将其饱和含湿量与饱和温度的关系列于表1。 将上表绘制成图2，图中的O点就是目前湿法脱硫后放散湿烟气的状态点：平均温度~50°C、含湿量为111.8g/Nm³。 在湿烟气饱和含湿量不变的条件下，GGH、MGGH通过间接换热方式将烟气温度升高到80°C，则烟气的相对湿度就从100%降低到16%，成为干烟气排放，属于升温除湿，见图中OA线。 缺点是分别存在换热器堵塞、腐蚀、串烟、造价高、安装空间紧张、增加阻损导致系统能力不足或电耗增加，投资和运行成本高，存在环境治理与经济效益间的矛盾。 随着相关技术的进步，通过尝试新的除湿脱白技术来解决这一矛盾已经具备条件，这一湿烟气除湿脱白的技术途径，就是冷凝除湿为主的混合除湿技术，如图OB所示：将脱硫后~50ºC湿烟气深度冷凝冷却到25°C以下，也就是大气平均温度，如能进一步冷却到15°C，然后再升温到25°C效果更好。 冷凝除湿+热管GGH脱白工艺简介 在湿法脱硫塔出口后，增加冷凝器和除雾除湿装置，将湿烟气的温度从50ºC降低到25ºC以下，湿烟气的饱和含湿量从111.8降低到26g/Nm³以下，湿烟气中大部分水汽会冷凝为水，烟气中残余的二氧化硫、石膏、PM2.5细颗粒物、氨、离子液等成分都会随着水汽的冷凝进入冷凝液中。再通过热管化热器高温烟气温度将低温净化烟气加热排放，既可实现脱白排放。 冷凝除湿+热管GGH脱白技术特点 1、湿烟气的饱和含湿量从111.8降低到26g/Nm³以下，与大气含湿量接近，实践证明可以实现除湿脱白，从而有助于解决我国的大气雾霾污染。 2、经过冷凝除湿处理后为脱硫或锅炉提供补充水，可节约水用量，节省成本。 3、冷凝除湿还有一个重要作用，就是可以将残留的细颗粒粉尘、二氧化硫、酸、重金属等大部分污染成分大部分冷凝进入排水中，是实现燃煤锅炉放散烟气低成本达标、甚至超低近零排放的可选择技术之一。 冷凝除湿+热管GGH脱白技术，在脱除视觉白烟的同时，可回收大量的低温余热和烟气含水，有相当的节能经济效益；除湿过程中还能吸附各种污染物的细小颗粒，同步实现超低排放。 |
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