Ø  技术简介

经过SCR脱硝、布袋除尘、湿法脱硫初步净化后的烟气进入深度冷凝节水（MHDV）系统，首先通过高效脱硫除尘系统实现二氧化硫与粉尘的超低排放，再通过分段冷凝，实现烟气深度冷凝节水。

冷凝段分上下两段。下段冷凝塔内设置一层喷淋、一层高效除雾器、一层集液器；上段冷凝塔内设置一层喷淋、一层集液器，塔外设置循环箱、循环泵以及冷却装置（空冷系统、机力冷却塔或自然通风冷却塔）。

脱硫后的饱和湿烟气进入下段冷凝系统冷凝，冷凝浆液通过集液器收集至塔外高效协同循环箱，循环箱浆液再由循环泵送至冷却装置冷却，烟气冷凝水直接进入脱硫系统，可补充脱硫吸收塔液位及冲洗塔内除雾器，实现脱硫节水（零补水）。冷凝后的烟气进入上段冷凝段深度冷凝，烟气中的水大量冷凝析出，并经集液器收集进入收水循环箱，收集的冷凝水经调质后可供电厂回用，实现产水节水。

两段降温冷凝后的烟气经再热后进入烟囱排放。冷凝后的烟气与蒸汽热源换热，烟温抬升到60℃以上进入烟囱，可实现全年消白烟。

Ø 工艺流程图（含核心设备）

Ø  技术特点

l  节水效率高

利用环境空气作为冷源，塔外对电厂现有冷源（冷却塔）进行改造，塔内采用直接雾化喷淋换热技术对湿法脱硫尾气进行深度冷凝，湿烟气冷凝过程平均温降＞10℃，气态水回收率大于50%（年均）。

l  多污染物深度协同脱除

基于CFD模拟流场优化技术和冷凝凝并控制技术，对湿法脱硫后烟气中低浓度多污染物深度协同控制；湿法脱硫装置排放尾气SO₂＜15mg/Nm³；烟尘＜1.5mg/Nm³；可凝结颗粒物脱除率＞80%、SO₃脱除率＞80%（基于湿法脱硫后）。

l  冷凝水分段回收、梯级利用

采用两段冷凝及精细除雾技术对湿法脱硫后烟气中的水蒸气分段回收。一段冷凝水用于湿法脱硫系统用水，可实现脱硫系统零水耗运行；二段冷凝水处理后作为电厂新的常规水源（处理成本＜2.0元/吨）。

l  投资费用少、运行成本低、改造周期短

只需对湿法脱硫塔上段进行改造，投资费用少，整体改造周期＜30天，运行成本低。

本技术已申请发明专利6项，实用新型专利5项

Ø 典型业绩

新疆天富能源股份有限公司2×300MW机组节水减白烟与废水零排放项目

1.白烟的产生

高炉内1400℃-1500℃的高温炉渣，经渣口流出，在经渣沟进入冲渣流槽时，以一定的水量、水压及流槽坡度，使水与熔渣流成一定的交角，冲击淬化成合格的水渣。大量的水急剧熄灭熔渣时，使废水的温度急剧上升，蒸发产生大量水蒸气。

2.白烟去除机理

高炉冲渣排放的烟气中，水蒸气占很大部分，特别是嘉恒法产生的烟气几乎全部是水蒸气。因此该烟气消白需将水蒸气进行收集，通过气液接触将大部分蒸汽冷凝成水，凝汽后的高温高湿空气与热空气混风后排放，从而实现排烟无白烟现象。

高炉冲渣系统出来的蒸汽经过管道引入消白烟装置。消白烟装置由集水区、蒸汽冷凝区、混风空气加热区、混风区及风机组成。在蒸气冷凝区，水蒸气被冷空气和循环水冷却，一半以上蒸汽凝结成水同循环液进入集水区收集后回用至冲渣系统，饱和的湿空气进入混风区。混风区四周设置换热装置，通过将循环液与空气换热，加热环境空气，加热后的环境空气与饱和湿空气混风，混风后的烟气处于不饱和状态，从而实现烟气消白烟。

3.消白烟工艺流程

1.流程说明

焚烧炉焚烧后的260℃烟气先经过消白烟换热装置的烟气取热单元降温到160℃后进入超重力装置进行脱硫。

经超重力装置脱硫后的烟气进入降温除湿装置进行换热降温，脱硫后烟气温度由56℃降至52℃。同时将烟气中雾滴经除雾器进行去除。除湿装置分为三段，最底部为循环池区，降温后的液体收集在该区域，再通过除湿循环泵循环至降温区。循环池内设置换热设备，通过引入厂区循环水将循环池内热量带出。除湿装置中段为降温区，通过气液接触，烟气温度从56℃降至52℃，同时该区域可作为超重力装置的脱硫补充，开停机时，加大该区碱液补充，确保烟气达标排放。除湿装置上部设置除雾器区，将烟气中雾滴降至20mg/m³，以减轻后部烟气带水问题。

除湿系统降温冷凝出的水以及除雾器冲洗的水通过管道溢流至超重力机，作为超重力机的系统补水，已确保系统水平衡。

洁净烟气由除湿装置除雾器除雾脱水后，进入消白烟换热装置利用原烟气的高温热量将湿烟气加热到145℃，通过烟道排至烟囱排放。

经消白烟装置后的烟气温度较高，且烟气中水蒸气处于未饱和状态，排烟过程不会出现白烟现象。

2.工艺流程

1.流程说明

来自余热锅炉的烟气（约200℃）先进入MGGH 1段，烟气降温至130℃，并加热MGGH 1段内的热媒；

降温后的烟气进入FCC脱硫装置，脱硫后的低温饱和湿烟气进入除湿单元，在除湿单元（高效协同单元）内烟气进一步降温，饱和水蒸气从烟气中凝结后被设置于除湿单元顶部的除雾器收集。同时在水蒸气凝结过程中，二氧化硫及细小颗粒被水滴凝并后去除；

除湿后的烟气经MGGH 2段加热至100℃后排至烟囱；

烟气冷却采用空冷间接换热方式，避免冷却水热量转移产生额外的水蒸气。

2.处理工艺

定型机废气消白烟装置的核心设备为冷凝降温、除雾模块、烟气加热模块。 

装置主要由以下几个系统组成：

（1）冷凝降温和除雾模块：烟气通过原引风机后进入该模块，模块填料段上部布冷却水、底部出水，水与烟气直接接触，烟气温度由60度降低至35度，烟气中有机气体冷凝至直接接触的水中，且烟气中有少量气态水析出为液体水，烟气夹带有雾沫进入除雾器后使气液完全分离。

（2）烟气加热模块：经过除湿后的烟气经过烟气加热器升温，实现烟气消白。

工艺流程图如下：

 烟气超低排放是指火电厂燃煤锅炉在发电运行、末端治理等过程中，采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术，使其大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值，即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度（基准含氧量6%）分别不超过10 mg/m³、35 mg/m³、50 mg/m³，比《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中规定的燃煤锅炉重点地区特别排放限值分别下降50%、30%和50%，是燃煤发电机组清洁生产水平的新标杆。

针对烟尘，采用低低温电除尘、湿式电除尘、高频电源等技术，实现除尘提效，排放浓度不超过5 mg/m³；

针对二氧化硫，采用增加均流提效板、提高液气比、脱硫增效环、分区控制等技术，对湿法脱硫装置进行改进，实现脱硫提效，排放浓度不超过35 mg/m³；

针对氮氧化物，采用锅炉低氮燃烧改造、SCR脱硝装置增设新型催化剂等技术，实现脱硝提效，排放浓度不超过50 mg/m³； 

针对汞及其化合物，采用SCR改性催化剂技术，可使汞氧化率达到50%以上，经过吸收塔脱除后，排放浓度不超过3 μg/m³；

针对三氧化硫，采用低低温电除尘、湿式电除尘等，排放浓度不超过5 mg/m³。

烟气湿法脱硫技术目前主要应用的工艺有：石灰石（石灰）-石膏法、氧化镁法、碱法、碱渣脱硫等。

石灰石（石灰）-石膏法：

采用石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液，当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水制成吸收剂浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应从而被脱除，最终反应产物为石膏。该工艺采用的脱硫剂便宜且来源广、通常脱硫效率能够达到98%以上，因此应用最广泛。

流程图如下：

碱渣脱硫：

以造纸白泥（CaCO₃）、电石渣（Ca(OH)₂）等作为脱硫剂，实现以废治废。该工艺广泛应用于造纸厂自备热电厂、PVC行业自备电厂等。经过对碱渣特性的充分考虑，实现脱硫产物（石膏）品质与石灰石石膏法相同。

烟气脱硝主要指燃煤锅炉及工业窑炉烟气脱硝，烟气脱硝主要工艺技术有：

选择性催化脱硝法（SCR）、选择性非催化脱硝法（SNCR）、联合脱硝法（SNCR-SCR）、湿法同时脱硫脱硝法等。

（一）SCR

SCR：选择性催化还原（SCR，Selective Catalytic Reduction），还原剂（NH3、尿素）在催化剂作用下，选择性地与NO_x反应生成N₂和H₂O，SCR系统包括催化剂反应室、氨储运系统、氨喷射系统及相关的测试控制系统。通常SCR脱硝效率能够达到90%以上。

SCR流程如下：

（二）SNCR

SNCR:选择性非催化还原法是一种不使用催化剂，在 850～1100℃温度范围内还原NOx的方法。最常使用的药品为氨和尿素。一般来说，SNCR脱硝效率对大型燃煤机组可达 25%～40% ,对循环流化床锅炉脱硝效率可达 60～70%。水泥窑炉脱硝通常采用SNCR工艺。

SNCR流程如下：

（三）联合工艺（ SNCR-SCR ）

联合工艺（ SNCR-SCR ）：两段式反应：尿素或氨基化合物作为还原剂，炉膛内壁喷入过量的还原剂脱硝（SNCR反应区，反应温度850～1100度），然后进入SCR反应区，利用余量的还原剂在反应温度270～400度、SCR催化剂的条件下进一步脱硝。该工艺通常适用于循环流化床锅炉，能够在较低的投资下实现高效率。