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湿法脱硫技术是目前市场上应用最为广泛的脱硫工艺，全国90%以上的燃煤火电机组都采用了湿法脱硫技术[1]。烟气经过湿法脱硫装置后，烟气处于饱和状态，温度一般为50 ℃左右。饱和烟气若不经过处理直接通过烟囱排放，经常会发生白雾现象[2]，造成“视觉污染”，由此引起周边居民对环保情况的担忧，也会增加“烟囱雨”的发生几率。现阶段，采用湿法脱硫的电厂普遍利用高温烟气余热或其它热源对脱硫后的饱和烟气进行加热，通过提高烟气温度来消除白雾[3,4]。这种常规治理方案需要消耗较大的热量，即使这部分热量来源于高温烟气余热，在大部分电厂对尾部烟气余热进行节能综合利用的条件下[5,6,7]，烟气余热也可作为有效热量。
因此，对湿法脱硫后烟气排放产生的白雾现象进行研究，并提出可行的节能治理方案，具有重要意义。
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烟气经过湿法脱硫后，由于高温烟气与碱性脱硫剂直接接触，高温烟气被增湿降温，碱性脱硫剂溶液中的部分水分吸热汽化，最终烟气达到饱和状态。饱和烟气从烟囱排出，与温度较低的大气混合后降温，饱和混合烟气的含湿量降低，大量水蒸汽就结露析出，形成了白雾现象。
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在湿法脱硫中得到的增湿饱和湿烟气，其热力特性可用两部分曲线方程来表述。
“湿度-温度”特性曲线方程[8]：
烟气绝热冷却线方程：
式中：Hmol为烟气的摩尔湿度[(kmol H2O)·(kmol干烟气)-1]；φ为烟气相对湿度，为烟气中的水蒸汽分压力与同温度下饱和水蒸汽压力之比；Ps为在烟气温度θg下的饱和水蒸汽压力(kPa)；P1为在烟气温度θg下的烟气绝对压力(kPa)；θg为烟气经过绝热冷却后的烟温(℃)；θas为烟气在脱硫塔内冷却到饱和状态时的绝热饱和温度(℃)；γas为烟温θg下水的汽化潜热[kJ·(kmol·K)-1]；cg为烟温θg下湿烟气的比热容[kJ·(kmol·K)-1]；Has为在饱和温度θas下所对应的饱和烟气湿度[(kmol H2O)·(kmol干烟气)-1]；Hg为在温度θg下所对应的烟气湿度[(kmol H2O)·(kmol干烟气)-1]。
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根据烟气热力特性曲线方程式(1)～(3)及工程实际参数，可绘制“湿度-温度”图，如图1所示。
Figure 1. Thermal process chart of the white fog phenomenon
图1中，直线AB为烟气绝热冷却线，表示高温烟气在脱硫装置内降温增湿至饱和状态的过程，饱和曲线BC为饱和烟气从脱硫装置出口至烟囱出口的湿度及温度变化过程，D点为大气状态点，从烟囱排出的饱和烟气与大气混合，沿直线CD向D点发生状态变化，C、E点处于饱和状态，直线CE为白雾发生区，当E点混合烟气进一步与大气混合达到非饱和区D点时白雾消失。
1.1 烟气热力特性曲线
1.2 白雾现象热力过程
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由白雾形成的热力过程可知，要避免湿法脱硫后排放烟气的白雾现象，必须将烟气和大气混合后的气体状态保持在非饱和区域内。
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烟气白雾常规的治理方案主要通过加热饱和烟气，提高烟气温度减小烟气相对湿度，使烟气处于未饱和状态，达到消除白雾的目的。热力过程如图2所示。
Figure 2. Thermal process chart of the white fog treatment general scheme
A点为脱硫装置出口烟气饱和状态点，一般为50～55 ℃；直线AB为烟气绝热加热线，表示饱和烟气加热至未饱和状态排至烟囱出口的过程，也是烟气相对湿度降低的过程，此过程中已考虑烟气在烟道及烟囱中的温降，B点为烟囱出口烟气状态点，一般为70～75 ℃；D点为大气状态点，直线BD表示从烟囱排出的未饱和烟气与大气混合过程变化线，由于直线BD处于未饱和区域，因此可避免白雾发生。
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从图2可以看出，常规治理方案一般需将脱硫装置出口湿烟气从50～55 ℃加热至75～80 ℃(烟道及烟囱温降按5 ℃考虑)，需要较大的热量，现在电厂普遍采用除尘器前或脱硫塔前的高温烟气作为加热热源，高温烟气余热无法再进行节能综合利用，因此，治理方案应尽量减少饱和湿烟气的加热热量，并考虑烟气余热的综合利用效果。
如图3所示，为减少饱和湿烟气的加热热量，可以先将脱硫装置出口的饱和湿烟气进一步降温除湿，使其从饱和状态点A到达饱和状态点A′，然后再沿着绝热加热线将饱和烟气状态点A′加热至状态点B′，达到与白雾治理常规方案一样的效果。但由于先对饱和湿烟气进行了降温除湿，因此大大减少了烟气的加热热量，此外，有条件可以进一步利用饱和烟气从状态点A降温至点A′的余热，提高节能效果。
Figure 3. Thermal process chart of the white fog treatment new scheme
结合工程边界条件及实际参数，可采用凝结水或工业冷却水作为冷源，凝汽器热井的凝结水温一般为32～36 ℃，工业冷却水温一般为26～35 ℃，可将脱硫出口饱和湿烟气从50～55 ℃降温除湿至40～45 ℃，然后再利用除尘器前或脱硫塔前的高温烟气作为热源，将饱和烟气加热至50～55 ℃，最后通过烟囱排放，可以达到消除白雾的效果，富余的高温烟气余热可以用于加热冷风或凝结水。
白雾治理新方案系统流程如图4所示。利用凝结水作为冷源，可以将饱和烟气余热用于凝结水系统，增加排挤汽机抽汽所做的热功，提高机组效率，获得更好的节能效益。
Figure 4. The white fog treatment new scheme process diagram
2.1 白雾治理常规方案
2.2 白雾治理新方案
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本文以国内某超超临界N1 000-27/600/600 MW等级燃煤机组为例，以白雾治理常规方案的能耗为基准，对白雾治理新方案的能耗进行计算，分析其节能效益。
白雾治理常规方案和新方案的工程边界条件及设计原则综合考虑机组实际运行参数，按如下设计：
1)按常规气象条件，大气温度取20 ℃，相对湿度取50%。
2)两方案燃用煤质相同，燃煤量相等，计算工况都为THA工况，原煤水份取10.2%。
3)脱硫塔出口饱和烟气按常规工程取50 ℃，两方案都采用脱硫塔前的高温烟气作为加热热源，烟气温度取100 ℃，烟道及烟囱温降统一按5 ℃考虑。
4)常规方案将饱和烟气加热至75 ℃，考虑系统温降后烟囱出口的排放烟气温度为70 ℃，高温烟气由100 ℃降温为75 ℃。
5)新方案饱和烟气先被凝结水降温至40 ℃，再被高温烟气加热至55 ℃，考虑系统温降后烟囱出口的排放烟气温度为50 ℃，高温烟气由90 ℃降温为75 ℃。
6)新方案利用饱和烟气余热加热凝结水，水温取32 ℃，对应的该级抽汽效率按最末级效率，取0.061。
7)高温烟气的富余热量预热锅炉冷二次风，高温烟气由100 ℃降温至90 ℃，此系统一般与低温省煤器结合，富余热量加热能级更高的凝结水[9]，考虑锅炉效率及对应抽汽效率，综合利用效率取0.208。
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结合工程边界条件及设计原则，对两方案能耗进行计算，如表1所示。
名称 符号/单位 常规方案 新方案 锅炉排烟焓(烟温为40 ℃) Hpy1/(kJ·kg-1) 428.2 428.2 锅炉排烟焓(烟温为50 ℃) Hpy2/(kJ·kg-1) 536.0 536.0 锅炉排烟焓(烟温为55 ℃) Hpy3/(kJ·kg-1) 589.6 589.6 锅炉排烟焓(烟温为75 ℃) Hpy4/(kJ·kg-1) 804.1 804.1 锅炉排烟焓(烟温为90 ℃) Hpy5/(kJ·kg-1) 964.9 964.9 锅炉排烟焓(烟温为100 ℃) Hpy6/(kJ·kg-1) 1 072.1 1 072.1 各方案用于加热饱和烟气的热功率 Q1/MW 26.278 9 15.767 3 新方案可利用的饱和烟气余热功率 Q2/MW — 10.570 4 新方案可利用的富余高温烟气余热功率 Q3/MW — 10.511 6 新方案增加凝结水侧循环泵功率 P1/kW — 141.2 新方案增加引风机功率 P2/kW — 471.0 新方案用于凝结水加热功率折算为机组增加的发电功率 Q2′/kW — 644.8 新方案富余烟气用于预热冷风的功率折算为机组增加的发电功率 Q3′/MW — 2.185 4 新方案增加的发电功率(考虑余热用于凝结水系统) Qc′/MW — 2.830 1 新方案增加的发电功率(不考虑余热用于凝结水系统) Q′/MW — 2.185 4 新方案增加的供电功率(考虑余热用于凝结水系统) Qgc′/MW — 2.217 9 新方案增加的供电功率(不考虑余热用于凝结水系统) Qg′/MW — 1.573 1 新方案比常规方案的机组效率增加值(考虑余热用于凝结水系统) δηc/% — 0.231 新方案比常规方案的机组效率增加值(不考虑余热用于凝结水系统) δη/% — 0.164 Table 1.
Energy consumption calculation of the white fog treatment scheme 由计算结果看出，饱和烟气加热功率新方案比常规方案小10.511 6 MW，此部分热量可用于预热冷风，折算为机组增加的发电功率2.185 4 MW，新方案可利用的饱和烟气余热功率为10.570 4 MW，在考虑烟气余热用于凝结水系统和不考虑烟气余热用于凝结水系统两种情况下，新方案比常规方案的机组效率分别增加0.231%、0.164%，节能效果更好。
3.1 工程边界条件及设计原则
3.2 能耗计算
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1)烟气经过湿法脱硫后，达到饱和状态，排出烟囱后，与温度较低的大气混合后降温，饱和气体的含湿量降低，大量水蒸气结露析出，形成了白雾现象。从白雾现象热力过程图也可以看出，饱和烟气与大气混合的过程处于白雾发生区，因此会产生白雾现象。
2)为减少饱和烟气的加热热量，新方案采用先降温除湿再加热的原理，使饱和烟气到达更低温度的饱和状态点，脱除部分水分后，再利用更少的热量进行绝热加热，达到与白雾治理常规方案一样的效果。
3)新方案可采用凝结水或工业冷却水作为冷源，利用除尘器前或脱硫塔前的高温烟气作为热源。富余的高温烟气余热可以用于加热冷风或凝结水，饱和烟气余热可用于加热凝结水，增加排挤汽机抽汽所做的热功，提高机组效率，获得更好的节能效益。
4)在一定的工程边界条件及设计原则下，新方案饱和烟气的加热功率要比常规方案小10.511 6 MW，此部分热量可用于预热冷风，折算为机组增加的发电功率2.185 4 MW，新方案可利用的饱和烟气余热功率为10.570 4 MW，在考虑烟气余热用于凝结水系统和不考虑烟气余热用于凝结水系统两种情况下，机组效率分别增加0.231%、0.164%，节能效果更好。
5)虽然新系统有更好的节能效益，但脱硫后的饱和烟气仍有一定的腐蚀性，换热设备需考虑防腐蚀材料，投资费用较高，因此电厂需结合工程运行数据，计算烟气的酸露点，并进行年费用分析，选取合理系统，确保取得最优的经济效益。
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