:燃煤電廠濕法脫硫后的煙氣排放會(huì)造成白煙問題，給環(huán)境帶來(lái)不利影響。本文針對(duì)白煙問題的產(chǎn)生和防治機(jī)理迚行了研究，并在煙氣焓濕圖上表示，為處理白煙現(xiàn)象提供了依據(jù)。
我國(guó)是世界上少數(shù)幾個(gè)以煤炭作為主要能源的國(guó)家，煤炭消耗占能源消耗總量的 70%以上。但隨著經(jīng)濟(jì)的高速發(fā)展，我國(guó)所承受的環(huán)境壓力也越來(lái)越大。燃煤電廠排放的重要污染物之一SO2會(huì)導(dǎo)致酸雨的形成，給環(huán)境帶來(lái)危害。目前煙氣脫硫的主要技術(shù)分為干法、半干法、濕法脫硫三種。其中，濕法脫硫技術(shù)(WFGD)具有脫硫效率高、結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、運(yùn)行穩(wěn)定性高的優(yōu)勢(shì)，在我國(guó)燃煤電廠中應(yīng)用廣泛 。
濕法脫硫技術(shù)利用堿性循環(huán)漿液與煙氣逆流混合，充分反應(yīng)其中的 SO2，同時(shí)通過(guò)氧化風(fēng)機(jī)鼓入空氣得到石膏(CaSO4.2H2O)。在此過(guò)程中，漿液中的部分水分吸熱蒸發(fā)，使煙氣達(dá)到飽和狀態(tài)。
在煙氣再熱器(GGH)取消安裝以后，由吸收塔出來(lái)的煙氣經(jīng)過(guò)除霧器直接送往煙囪，排放到大氣環(huán)境中。由于飽和濕煙氣的溫度高于大氣環(huán)境，在冷卻稀釋過(guò)程中，煙氣中的水蒸氣會(huì)凝結(jié)成液態(tài)水，形成白煙現(xiàn)象 。
白煙現(xiàn)象不僅會(huì)造成不良的公眾影響，殘余的 SO2也會(huì)在水和氧氣的作用下生成 H2SO4?，腐蝕煙囪以及周圍環(huán)境，因此，減輕甚至消除白煙現(xiàn)象是采用 WFGD 后必須考慮在內(nèi)的。
2.1 煙氣再熱法
煙氣再熱是指將由吸收塔出來(lái)的煙氣加熱到一定溫度后再排放到大氣中而不發(fā)生水蒸氣冷凝液化現(xiàn)象的技術(shù)，其總的加熱量是煙氣抬升和擴(kuò)散的熱量、消除可見白煙的熱量和煙囪凝結(jié)的熱量之和 。
國(guó)外電廠針對(duì)煙氣再熱溫度的選擇有著明確規(guī)定。德國(guó)規(guī)定煙囪出口處的煙氣溫度不得低于72℃，否則必須經(jīng)過(guò)冷卻塔排放。英國(guó)規(guī)定排煙溫度為80℃。
日本冬季寒冷，一般將脫硫后的煙氣加熱到 90-110℃。我國(guó)很少有關(guān)于煙氣排放狀況與環(huán)境中相對(duì)濕度的具體計(jì)算，姚增權(quán)提出，為了要求環(huán)境溫度高于 5℃時(shí)不出現(xiàn)白煙，45℃的濕煙氣需要加熱到 70℃;50℃的濕煙氣需要加熱到 86℃以上;55℃的濕煙氣需要加熱到108℃以上。
從代表環(huán)境條件的C點(diǎn)引一條100%相對(duì)濕度的切線，切點(diǎn)為 D’，此切線與脫硫過(guò)程線 A-B 相交于點(diǎn) E，點(diǎn) E 即為熱煙氣與煙氣混合比例的臨界點(diǎn)。熱煙氣與煙氣的比例只要超過(guò) BE：AE，就不會(huì)發(fā)生白煙。
煙氣熱空氣混合法的原理與直接加熱法相同，也能用類似的焓濕圖表示。煙氣熱空氣加熱法是將空氣引入再熱風(fēng)機(jī)，加熱后的高溫空氣被鼓入煙道與煙氣混合，從而提高煙氣的溫度。
據(jù)計(jì)算，12%的熱空氣添加率(200℃)能使煙氣升溫30℃ 。但是由于煙氣流量的增加，下游煙氣管道和煙囪必須滿足一定的煙氣體積。
該方法與直接燃燒法相比，避免了SO2?和煙塵的排入，不會(huì)降低脫硫和除塵效率，但是高溫度空氣一般是經(jīng)過(guò)未處理煙氣加熱后，由空氣預(yù)熱器引過(guò)來(lái)，如果直接和煙氣混合排放會(huì)造成這部分熱量的浪費(fèi)，進(jìn)而增加燃煤鍋爐的熱量損失。
2.2 煙氣冷凝法
煙氣冷凝法是指通過(guò)降低煙氣露點(diǎn)溫度來(lái)達(dá)到消除白煙的方法。煙氣露點(diǎn)溫度是煙氣達(dá)到飽和時(shí)的溫度，若煙氣溫度繼續(xù)下降，其中的水蒸氣就會(huì)凝結(jié)出來(lái)。
如果把進(jìn)入煙囪前的煙氣溫度降低到大氣溫度以下，由于煙氣流經(jīng)煙囪過(guò)程中溫度繼續(xù)下降，排入大氣后就不會(huì)產(chǎn)生水蒸氣凝結(jié)現(xiàn)象。煙氣冷凝法在煙氣焓濕圖上表示如下：
圖中 A 點(diǎn)為煙氣脫硫前的狀態(tài)點(diǎn)，對(duì)應(yīng)的 A1點(diǎn)所處的溫度為脫硫前煙氣的露點(diǎn)溫度。B 點(diǎn)為脫硫后的狀態(tài)點(diǎn)，B 點(diǎn)所對(duì)應(yīng)的溫度為脫硫后煙氣的露點(diǎn)溫度。F 點(diǎn)為 100%含濕量曲線上的低于大氣溫度的一個(gè)狀態(tài)點(diǎn)。如果脫硫過(guò)程按照 A-F直線進(jìn)行，那么脫硫后煙氣排放將不會(huì)產(chǎn)生白煙現(xiàn)象。
關(guān)于煙氣冷凝，王啟軍提出了冷卻吸收液的方法 [7] 。通過(guò)冷卻設(shè)備降低吸收液的入塔溫度，然后將低溫吸收液和煙氣在吸收塔內(nèi)進(jìn)行充分熱交換，從而煙氣的溫度會(huì)大幅度下降至露點(diǎn)溫度以下。其提出的具體工藝過(guò)程如圖 5 所示：
2.4 煙塔合一排放技術(shù)
煙塔合一排放在德國(guó)應(yīng)用廣泛，是將脫硫后的煙氣直接排入優(yōu)化后的冷卻塔，使煙氣與冷卻塔內(nèi)的熱蒸汽形成混合氣體并由塔頂排放的新型技術(shù)。我國(guó)于 2005 年開始建設(shè)一批煙塔合一排放項(xiàng)目，目前國(guó)內(nèi)的神華三河電廠、大唐錦
州熱電公司、大唐哈爾濱第一熱電廠等都采用了煙塔合一排放技術(shù)。煙塔合一排放技術(shù)的優(yōu)勢(shì)在于：
1)工程投資的減少
煙塔合一排放技術(shù)避免了煙囪建造以及再熱系統(tǒng)的投資和運(yùn)行費(fèi)用，雖然增加了冷卻塔的改造及防腐費(fèi)用，但總體的工程投資大大減少
2)環(huán)境效益的提高煙塔合一技術(shù)不僅有著良好的脫硫效率(95%以上)而且提高了煙氣的抬升高度，有利于污染物的擴(kuò)散，避免了常規(guī)脫硫系統(tǒng)白煙的產(chǎn)生。
不過(guò)，目前的煙塔合一排放技術(shù)還存在著一些問題，主要集中在煙道材料的選擇及其運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性以及循環(huán)冷卻水方面 [8] ，還需要進(jìn)一步吸取國(guó)外先進(jìn)運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)。
(1)燃煤電廠濕法脫硫后排放的煙氣中含有大量水分，若直接排放，煙氣中的水蒸氣會(huì)在冷卻稀釋過(guò)程中凝結(jié)成液態(tài)水滴，形成白煙現(xiàn)象。
(2)當(dāng)前燃煤鍋爐消除白煙的方法主要有煙氣再熱法、煙氣冷凝法、煙氣除濕法以及煙塔合一排放技術(shù)。前文給出了每一種方法在煙氣焓濕圖上的表示過(guò)程，并分析了其優(yōu)缺點(diǎn)，為濕法脫硫后白煙的消除提供了參考。
