(中兴电力蓬莱发电有限公司)
前言:现代火力发电厂烟气经过脱硫后，烟气温度50℃左右，烟气中饱和水分含量高达82g/m3,烟囱出口烟气遇冷形成雾滴，这是形成雾霾的重要因素。其次烟囱排放口形成白色烟羽，影响视觉效果。目前环保治理的发展趋势要减少甚至是消除白色烟羽。根据目前节水环保要求，下面给出百万机组最经济的消除白色烟羽的方案。
消白方案为先冷凝再加热方案：
1、烟囱白烟深度治理项目方案
本方案中换热器分两部分布置：
单独设置烟气冷却喷淋层，冷却喷淋层设置在除雾器与浆液喷淋层之间，百万机组冷却喷淋浆液量1200m3/h，冷却浆液温度按冬季35℃、夏季42℃设计。浆液冷却器布置在冷却浆液循环泵出口管道,冬季脱硫塔出口烟气温度由49.25℃冷凝至45℃以下；夏季脱硫塔出口烟气温度由49.25℃冷凝至48℃以下。
烟气蒸汽加热器（换热器）布置在吸收塔出口净烟道上。冬季将烟气温度由45℃加热至51℃以上，夏季烟气温度由48℃加热至51℃以上，达到消除白烟的目的。
浆液比热容按4.5kj/kg℃（4.5kj/l℃），烟气比热容按1.5kj/m3℃计算。
2、烟囱白烟深度治理项目技术路线
本方案采用设置独立的浆液冷凝系统冷却烟气+烟气蒸汽加热技术。相对于采用冷却第一层喷淋浆液，冷却浆液量减少了90%，使换热器体积降低80%，减少了冷却循环水量，使有效热交换效率提高至50%，使投资大大降低。
图2.1-1浆液冷凝烟气、烟气蒸汽加热系统流程图
2.1浆液冷凝烟气技术
浆液换热器，设置在冷却浆液循环泵的出口管道上，如图2.1-1所示：
烟气经过降温，除雾器脱除水分并回收，烟气水分降低。烟气经换热器加热后，达到消除白烟的目的，粉尘、二氧化硫、可溶盐排放降低。
浆液冷凝相变技术主要技术特点：
1)冷却浆液是脱硫循环泵流量的十分之一，冷却浆液流量小，换热器体积小，投资省，施工方便；
2)浆液的冷却装置放置在脱硫塔外，设备体积小，维修方便；
3)不增加烟气阻力，不会影响系统安全；
4)浆液换热器是水—水换热，换热器的传热系数远大于气—水换热器；
5)降低净烟气中微细颗粒物、SO2等多种污染物，减排、收水、节能。
6)冷却浆液可吸收部分二氧化硫，降低二氧化硫排放浓度。
2.1.2冷源
采用开式冷却方式，冷源采用海水，热交换负荷冬季18MW。
开式冷却，即冷却水经过冷凝换热器换热被加热后直接排放，浆液冷却效果主要取决于海水的温度。
2.2浆气加热方案说明
烟气再加热方案即在脱硫净烟气烟道设置一套消白烟蒸汽加热系统。
烟气再加热器布置在吸收塔出口净烟道上，采用低参数蒸汽加热净烟气，冬季将烟气温度由45℃加热至51℃，热负荷8MW；夏季将烟气温度由48℃加热至51℃，热负荷4MW。
2.2.1方案参数
烟气换热器采用蒸汽管式换热器，蒸汽参数：温度180～320℃，压力0.4~0.5MPa。针对二次再热百万机组，采用中压缸至低压缸导气管抽汽，冬季加热用气量约10t/h。导气管蒸汽品质较低，在汽轮机内部已经完成75%的做功能力，热量的价值较低约20元/GJ，利用低参数蒸汽加热运行成本低，投资只有常规热水加热系统的五分之一。
利用低参数蒸汽的经济性：1GJ热量与34.12公斤标准煤发热量，25.9立方米天然气发热量，277度电的发热量，空气能热泵消耗80度电的发热量均相当。对应的热量成本差别巨大。充分利用在汽轮机内部完成80%左右做功能力的低参数蒸汽，蒸汽热量价值在15~20元/GJ之间，经济性非常高。
结构型式：换热器管束型式为翅片管，材质2205不锈钢。
冬季100%BMCR工况时，烟气加热器负荷8MW，烟囱入口烟气温度大于51℃。
3、对现有脱硫设施的影响：
3.1冷却浆液喷淋层布置在除雾器下方，整套系统对吸收塔无影响，脱硫塔加高2米。
3.2烟气加热器需要布置在净烟道上，烟气加热器阻力≤200Pa。
3.3冬季烟气加热负荷8MW，夏季4MW。冬季对应汽轮机导气管抽汽量9.7t/h，其他参数不变情况减少机组负荷2.01MW。即减少机组千分之二负荷，冬季影响煤耗约0.5g/kwh，全年平均0.35g/kwh。两台机组每年多消耗煤量约4000吨，加热蒸汽费用每年约200万元。
3.4净烟气由49.5℃降温至45℃，每台百万机组脱硫系统饱和水凝结量约为35t/h，凝结水质优于海水反渗透产水。脱硫的耗水量大约降低三分之一，通过减少冲洗水量，达到用水平衡。
3.5蒸汽凝结换热，换热系数是热水换热器的10倍以上，蒸汽加热器的体积小，所以投资大大降低。加热系统投资是常规设计采用烟气加热水，热水再去加热净烟气方案投资的30~40%。
3.6相比采用第一层喷淋12500m3/h浆液降温，换热器的投资可以降低80%，降温系统投资可以降低35%。