荐读 | 关于烟气除湿

近几年，国内电站锅炉MGGH系统的改造工程很多。该工程的技术原理是利用锅炉排烟余热（约120～160 ℃）加热循环水，循环水在锅炉排烟与脱硫塔出口净烟气之间形成闭式循环，升高温度的热水用来加热脱硫后含湿量较大的净烟气，使烟囱入口温度提高到75～85 ℃，远远高于烟气的水露点温度，从而使得烟囱出口的烟气远离饱和态，基本看不到白色水气（即“烟羽”）现象。

（配图来自网络）

MGGH，国内也称“水媒式烟气换热器”，相较于GGH（原烟气与净烟气换热器）有许多优点，如避免了净烟气二次污染，换热器腐蚀堵塞等问题，但MGGH也存在腐蚀问题，接近酸露点温度的换热管，仍存在腐蚀风险。GGH或MGGH，对于减轻烟囱腐蚀，提高烟气抬升高度，增大扩散范围，杜绝厂区的石膏雨问题，都有重要作用。

但是，采用加热烟气的办法，并没有减少烟气的携带水量，反而随着烟温提高，体积流量和烟速提高，烟气带水量会有所增加；携带水量的增加，意味着溶解在水中的石膏、各种酸性污染物也随着烟气和水汽扩散到大气中。

经过简单测算，锅炉机组排入大气中的水量是相当大的。如对300 MW机组，燃煤含水量4.5%～12.5%，单台机组每小时排入大气的水量约45～60 t。此水量主要由燃煤本身含水量、燃煤中氢元素燃烧生成的水量和空气中带入的水量（此部分较少，约占总水量的10%）3部分组成。这里没有计及因烟气流携带脱硫或湿除的喷淋水而进入大气的水量，这部分水量比前述的烟气基本携带水量还要大，烟气总的携带水量约占烟气体积流量的13%～16%。

水蒸气进入大气，本身并无直接危害，其不妥之处在于两点：一是携带溶解在水中的污染物进入大气，不利于工业减排和烟囱防腐；二是形成非自然的水循环，对城市“热岛”效应有助推效果。如果能对这部分水量假以利用，尤其对于干旱缺水地区，则将是两全其美的。

目前，已有若干的烟气除湿方案和项目正在研究论证中，绝大多数都是利用换热器给烟气降温的原理。此外，笔者曾考虑过用冷却剂或吸收剂的办法，但是其费效比过大或循环方式总有无法解决的障碍。因此，目前的尝试仍停留在换热降温除湿的层面。

对于采用换热器降温手段减少烟气带水量，是可行性很高的一个方案，换热器采用氟塑料管材，对渗漏、爆管和腐蚀都没有很高要求，但是这种管管径小，管束密集，长期使用难免管束被石膏沾染包裹，很难清除。同时，采用换热器降温方案，对于冬春季节，循环水温较低是没有问题的，夏季水温高，换热器端差减小，换热效果大大降低，除湿作用大打折扣，则必须增大循环水量，系统能耗将很大；最为重要的是，因为存在换热端差，烟温就不可能降到很低，即换热器方案的效率较低；同时为提高换热效果，烟气必须保证一定流速，则烟气的携带水量不能忽略。对于经换热器降温后的烟气，烟温较低（低于40 ℃），烟气携带水量仍很高，仍应属湿烟气，对后面的烟囱采用干烟囱还是湿烟囱存在选择尴尬。

（配图来自网络）

对换热器方案的烟气除湿技术，如果在夏季也想获得好的脱水效果，必须对循环水进行降温，否则需要很大的循环水量。给循环水降温的方案有很多，如直接冷却（这肯定是不经济的），大气降温等，凝汽式电厂的循环水冷却塔就是给循环水降温的。冷却塔内形成空气与水的逆流传热降温，其逃逸到大气中的水量比从烟囱携带出去的水量要大得多，但此处是纯的水汽，并无污染物携带。其实还可以采用“大地降温”的方案，这在下一节进一步说明。中国由于东南沿海发电企业较多，有大量电厂采用海水脱硫技术，海水脱硫可以看作“利用大地降温循环水”的案例。

对于烟气除湿脱水，上面的技术难点其实并不复杂，真正难的在于“水的处理”。这个“处理”包含两层意思：一是烟气脱下来的水为弱酸性，不能直排，必须经中和后才能排走或再利用；二是水量长期累积起来的量是非常巨大的，电厂不能完全利用。若要完全脱水利用，则变成一个市政问题。

有海水脱硫的电厂，烟囱里一般很少水汽排出。这是因为巨量的海水将烟温降得很低，当烟温降至水露点以下时，水汽大量凝结沉降，极少量被烟气流携带出烟囱。

所谓“增湿脱水方案”，就是模仿海水脱硫，利用大量的循环水冲洗（喷淋）脱硫塔（或湿式电除尘器）烟气，将烟温降得较低，低于烟气水露点；同时大量水喷淋导致烟气含湿量增加，则烟气水露点提高，从而水汽更易于凝结排出。方案的实施非常容易，可适当加高脱硫塔（湿式除尘器塔），增大喷淋量，提高上塔水泵的容量，同时增大浆液澄清池等后处理系统的容量。欲脱水，先增湿，看似不合常理，实则是欲擒故纵。靠烟气喷淋的方式，烟气与水传热又传质，换热效率比换热器方案高多了。

喷淋水温度越低，则降低烟温的效果越好，需要的喷淋水量越少。但除具备海水脱硫条件的电厂，内陆电厂用水均必须循环利用，这就导致循环水温度越来越高，最后降温效果下降，除湿也就不显著。因此，无论换热器方案还是直接喷淋方案，均需要对循环水进行冷却，这是无法躲避的热力学第二铁律！上文已提到，可以考虑“大地降温”的方案——这里可以脑洞一下，将电厂的循环水冷却塔改造为“护厂河”，有条件的电厂可以在附近开建“人工湖”。笔者曾经考察过山东某厂周边，完全具备修湖的条件。修湖或挖河后，可以考虑在水面建太阳能发电基地，一方面充分利用空间和太阳能资源，另一方面，可以有效防止循环水被晒的“过热”。

大地降温循环水，利用的是导热与自然对流传热的机理；而循环水冷却塔则是利用空气与水逆流传质、传热来降低水温，是强制对流换热机理，其效果，肯定是后者好一些。因此，利用大地降温，对于“护厂河”或“人工湖”的修建，也需要讲究一番，如定义“表面积/体积比S/V”指标等，其形状应该是尽量犬牙交错。因为土地的比热容大于空气的比热容，当夏季气温较高时，利用大地冷却循环水的效果应该不差于空气冷却，但两个方案很难拉到同一条水平线上，所以很难比较，这里不再赘述。

需要说明的一点是，用上述办法处理脱硫后湿烟气含水问题还可，但如果想代替机组循环水冷却塔，则因为循环水量过于巨大，上述的湖、河将大到电厂无法承受，因此不太现实。

还有很重要的一点，从烟气凝结排出来的水是酸性的，主要有SO₃^2-、SO₄^2-、Cl^-、F^-等，不能直排，必须处理。加碱中和之后的水，表观是中性的，但酸根离子仍在，这样的水渗入土壤或排入江河的后果怎样，已超出本人专业范围，又找不到相关的专家咨询，实难回答。但脱下来的水终究是要利用的，这又是无法回避的问题。设想那些水在没有除下来以前，携带着石膏液滴、少量的气体污染物排入大气中，也未形成立竿见影的危害，因此，如果认为中和处理之后的水排入江河，也应该是可以的。毕竟，海水脱硫废水直排入海，而此处是脱除95%左右硫元素且经中和处理后的“废水”。

对300 MW机组，燃煤含水量在4.5%～12.5%的湿烟气，其携带水量约145～160 t/h，按湿烟气温度45 ℃、用25 ℃的喷淋水降温至30 ℃（烟气水露点温度一般约36 ℃左右），则需要喷淋水量约为7 000～8 500 t/h。此处计算较为保守，循环水温略高、湿烟气降温幅度略大，实际上如果不追求完全除水，降温幅度还可低些，实际耗水量可减少。注意，此处的喷淋水量是在湿法脱硫之后需要追加的水量。

理想情况下，烟气中每小时可脱水约150 t，理论上几天之内即可积累到循环水自给自足的程度，后续的水需要湖、河蓄积，或排入已有江河。即本系统需要有一个“启动水量”。如果不追求完全脱水，循环水量可少些，每小时除水100 t还是很容易实现的。

烟气除湿脱水，使强腐蚀性有害气体及脱硫残余石膏浆液，全部随水排走，不再进入大气，可降低大气污染物排放；烟气含湿量低，烟囱可按干烟囱设计，防腐压力减轻；烟囱视觉污染基本消除，具有一定的社会效益。

增湿喷淋脱水方案，主要设备是循环泵，利用脱硫塔或湿除尘设备，还有一些循环水管道、阀门等，设备非常少。重点在于地冷系统的建设费用，系统越大投资越多。这些都是很容易估算的。而对于废液的处理费用，通过咨询化学专家，估列如下：

废水pH值按2～3范围，取平均值pH=2.5，根据pH =-㏒[H⁺]，则 [H⁺]=3.16×10^-3mol/L；

每小时排放水量100～160 t/h（取平均值130 t/h），则相当于需要中和的[H⁺]: 130×10³ L/h×3.16×10^-3 mol/L=410.8 mol/h；

酸碱中和1:1的摩尔比，则需要NaOH也为410.8 mol/h；

因此，每小时需消耗氢氧化钠：410.8×40=16 432 g=16.4 kg。

按固体碱氢氧化钠市场价3 500～4 500元/t（按均价4 000元/t），

则酸碱中和每小时成本：16.4×10^-3×4 000=65.6元。

相比GGH系统，MGGH是一个进步，一定程度上避免了换热面堵塞与烟尘二次携带，但MGGH的腐蚀也是很严重的，其设计、安装、运行、维护、材料选择等各个方面均存在问题，多数时候还需要蒸汽辅热，其能耗远远高于GGH。因此，本人不看好MGGH，不建议电厂采用此方案。

MGGH之外，业内也在寻求各种烟气除湿方案，换热器是大家普遍推荐的方式。本人多方比较之后，仍认为“模拟海水脱硫”的增湿脱水方案是最佳的。困难在于脱下来的大量水如何处理。按一个2×300 MW容量的电厂，如果烟气完全脱水，每天（按24 h计）可排水约2 000～3 000 m³，其中只有很少一部分用于自给自足，内部循环，仍有约2 000多m³需要排走。这就需要废水的无害化处理和连通就近的江河。因此，多数时候是无法实现烟气完全脱水的。

这么大的水量，除了政府有手段解决，任何企业均无法单独处理。对于北方干旱缺水地区，如果建立一个启动水量，后续电厂用水即可自给自足，还可以供应其它工业用水。如工业园区，可考虑若干企业建立联合用水机制，修建人工湖和渠道，也可以考虑上文提到的太阳能发电选项。作者考察的山东某电厂，即适合此种操作模式。

近几年的火电厂环保改造，以中国超强的工业产能和工程能力，迅速席卷全国，先后完成了烟气脱硝、低氮燃烧、脱硫、除尘、烟气余热利用等工程，有的还完成了二次改造。这个过程太快了，以致于我们还没有完全消化其中的技术细节。但是，问题依然存在，雾霾依然严重，甚至连雾霾是什么，如何产生，至今仍无定论。排入大气的NO_x、SO_x少了，但带来了CO和NH₃，日积月累的效果是什么，我们并不知道。

对于石灰石-石膏湿法脱硫工艺，SCR/SNCR烟气脱硝工艺，通过弱化燃烧达到分级低氮效果的燃烧技术等，目前为止是技术经济上最可行的方案，这个毋庸置疑。但这些技术本身并不是环保的，是否有更好的方案呢？