燃煤电厂烟气湿烟羽消除技术王琳，刘广建，陈海平华北电力大学 能源动力与机械工程学院，北京 102206摘 要燃煤电厂湿法脱硫后湿饱和烟气的直接排放一般会造成湿烟羽现象。对烟气加热法、烟气冷凝法、冷凝再热法和膜回收烟气水分法4种湿烟羽消除技术机理进行理论分析，利用湿烟羽预测模型定量计算了4种湿烟羽消除技术的参数选择。结果表明烟气加热法，当环境温度低于5 ℃，相对湿度大于40时，烟气需要加热至100 ℃以上；烟气冷凝法，当环境温度低于0 ℃，环境相对湿度大于40时，需要将烟气冷凝低于15.5 ℃；烟气冷凝再热法的冷凝温度越低，再热温度就越低，当环境温度高于5 ℃，烟气冷凝至40 ℃，再热温度不高于80 ℃；膜回收法，当环境温度大于15 ℃、水回收率达到40时，基本无白烟产生，而环境温度低于5 ℃时，水回收率要达到60以上。关键词湿烟羽；烟气加热法；烟气冷凝法；烟气冷凝再热法；膜回收法中图分类号 TK09 文献标志码 A DOI 10.11930/j.issn.1004-9649.2018120750 引言经过湿法脱硫后的出口烟气为4555 ℃的湿饱和烟气[1]。湿饱和烟气与温度较低的环境空气发生接触后，导致烟气温度降低，烟气中所含的水蒸气过饱和凝结，凝结出的小水滴对光线产生折射、散射作用，从而使烟气呈现出白色，形成湿烟羽现象[2]。在冬季或者温度极低的情况下，湿烟羽长度可达2 km以上，严重的白烟会遮挡阳光，造成能见度低或者黑暗[3]，带来严重的视觉污染，所以解决湿烟羽问题至为重要。常用的消除湿烟羽的技术有烟气加热法、烟气冷凝法、冷凝再热法。烟气加热法通过提高烟气温度来降低烟气相对含湿量，目前电厂中使用烟气加热技术按换热方式可以分为间接换热和直接换热两类[4]，常用的是通过加装热媒循环烟气再加热器（MGGH）来提高烟温。烟气冷凝法是通过降低烟气温度，使部分水蒸气凝结，降低烟气绝对含湿量来达到消白目的，一般烟气冷凝法主要是通过相变凝聚[5]、喷淋降温等方式进行降温。烟气冷凝再热法是将烟气冷凝后再进行加热，降低烟气绝对湿度和相对湿度，是烟气加热法与冷凝法的结合。目前，国外大部分国家未针对“湿烟羽”提出相应的治理政策[6]。德国在20世纪80年代曾提出相关规定，烟囱出口烟气温度不得低于72 ℃，在加入欧盟后，采用了欧盟的标准，不再对烟气温度进行限制[7]。日本规定，完全消除白烟，需要将烟气从50 ℃加热到100130 ℃[8]。中国部分城市关于湿烟羽治理也制定了相关政策，上海2017年提出排放烟温需要达到75 ℃以上，冬季或者重度污染时应达到78 ℃以上；采取烟气冷凝再热技术排放烟温必须达到54 ℃以上，冬季烟温应达到56 ℃以上[9]。浙江省于2017年要求在烟囱入口设置MGGH，将烟囱入口烟气温度加热到80 ℃以上[10]。河北唐山要求如果采取降温冷凝方法控制烟温，正常工况下夏季冷凝后烟温要求达到48 ℃以下，烟气含湿量11以下；冬季冷凝后烟温要求达45 ℃以下，烟气含湿量9.5以下[11]。针对烟羽特性问题，文献[12]提出了一种理论模型来预测含大量水蒸气的烟羽在大气中连续弯曲特性。研究发现，在混合良好的环境中，部分烟羽含有一些液态水，在离烟囱一定距离处开始凝结，在较大距离处重新蒸发。文献[13]在文献[12,14]基础上，提出了根据环境相对湿度和温度，烟气收稿日期2018−12−21； 修回日期2019−07−01。基金项目国家重点研发计划资助项目燃煤机组水分回收与处理过程热质分布规律与能效评价，2018YFB0604301。第 52 卷 第 10 期中国电力Vol. 52, No. 102019 年 10 月ELECTRIC POWER Oct. 2019162相对湿度和温度的任意条件下预测湿烟气是否会发生冷凝的计算模型；研究发现湿烟羽的冷凝发生在离烟囱很近的地方，抑或不发生冷凝。文献[15]针对冷却塔出口的湿烟羽现象，提出一种将太阳能与冷却塔集成运行方式，并探索了不同的方案，以实现最佳的系统参数、液气比、环境温度、集热器数量和太阳系温差等。国内学者也对湿烟羽形成机理和消除技术进行了广泛讨论。文献[16]对常用的消白技术的特点及其在湿烟羽治理中的适应性进行了研究，并结合湿烟羽形成和消散机理探索了这些技术在不同环境温度、湿度条件下的适用范围；文献[17]通过理论计算对湿烟羽的形成和消散进行验证，并对比各种可行的湿烟羽消除技术，提出湿烟羽治理技术路线，在中部和北部等环境温度较低的地区建议采用烟气冷凝再热复合技术，在南方建议采用常规烟气再热方式；文献[18]以中国长江下游某300 MW机组为例，对烟气冷凝再热复合技术与常规MGGH技术进行了经济技术对比分析，研究表明冷凝再热复合技术与MGGH 技术相比，投资费用相当，但是在节约能耗，减少污染等方面有着很大潜力；文献[19]研究了烟气离开烟囱的过程，认为烟气加热法消除白烟时，加热温度取决于大气温度、湿度和压力，以及烟气中绝对含湿量；文献[20]分析了湿烟羽的形成机理和消散技术，采用数值计算研究了3种湿烟羽消散技术的特点。基于膜分离技术的烟气水分回收技术是一种具有发展前景的节能、节水技术。中空纤维膜烟气水分分离技术理论上可以消除湿烟羽，其消除湿烟羽的原理可解释为当烟气流经分离膜的一侧时，在膜两侧压差的作用下，水蒸气透过膜进入另一侧，留下除湿后的烟气[21]。膜回收法回收烟气中部分水分后，烟气的相对湿度降低，经过湿法脱硫后的湿饱和烟气变成非饱和状态，从而达到消白的目的。此外，中空纤维膜烟气水分回收技术在水分回收的同时也可脱除部分SO2和NO2[21]。本文首先阐述了湿烟羽的产生和消除机理，然后利用文献[13]的湿烟羽的预测模型，计算并分析了不同环境情况下湿烟羽产生的条件和不同技术的参数选择。1 湿烟羽产生和消除机理湿烟羽形成机理在温湿图上的表现如图1所示，排放的湿饱和烟气处于A点，大气环境处于G点。烟气排放进入大气中，由A点变化到G点。随着温度的降低，从A点向H点变化时，饱和凝结出现小液滴，形成湿烟羽，达到H点后继续降温直至环境点G。湿烟羽的消除机理主要是防止湿烟气在环境中饱和凝结，在图1上表现为通过一定的温湿度调节，控制湿烟气初始状态点与环境状态点的连线与湿空气饱和曲线相切或不相交[22]。本文假定经湿法脱硫后烟气为50 ℃的湿饱和烟气。F点为湿烟气达到饱和但未发生凝结的点。当烟气变化过程与湿空气饱和曲线相交时产生湿烟羽现象，当相切或者没有交点时不会产生湿烟羽现象。烟气加热法是通过提高烟气温度到B点后排放，出口烟气沿BF降温至G点；烟气冷凝法是将烟气沿湿饱和线冷凝降温至F点后排放，出口烟气沿FG继续降温至G点；冷凝再热法将烟气沿湿饱和线冷凝降温至C点，然后再加热至D点后排放，出口烟气沿DF降温至G点；膜回收法是通过降低烟气中的水蒸气含量到E点后排放，出口烟气沿EF降温至G点。4种烟气消白技术机理对比如表1所示。0 10 20 30 40 50 60 70050100150200250含湿量/gkg−1A BC DEFGH湿空气的饱和曲线温度/ C 图 1 湿烟羽产生、消除机理Fig. 1 The mechanism of wet plume ation andelimination第 10 期 王琳等燃煤电厂烟气湿烟羽消除技术1632 物理模型2.1 湿烟羽的预测模型湿烟羽形成的主要影响因素有一是环境因素，包括环境温度和环境相对湿度；二是烟气本身的特性，包括排烟温度和排放烟气的相对湿度[23]。本文借鉴了文献[13]的湿烟羽预测模型进行分析计算，此模型是根据烟羽形成的影响因素，求出在任意环境和烟气条件下，烟气达到冷凝状态的临界值。该模型的假定条件为（1）烟气属性在烟羽横截面上是恒定的（温度、密度等）；（2）环境湿度未达到完全饱和，一般来说，中国各地区的平均湿度为4080[24]；（3）烟气在空气中达到良好的混合。式（1）（4）是烟气在大气中的守恒式[12-14]。质量守恒为UdR3dx 3 MU（1）动量守恒为UdMdx F S（2）能量守恒为U[dF Sdx] MN2（3）水蒸气与液态水守恒为U{d[HSg]dx} MG（4）式中R为烟羽的半径，m；U为平均水平风速，m/s；为夹带常数，代表了风对烟羽的影响；g为重力加速度，m/s2；b为烟气上升加速度，m3/h；Lv/CpTa，Lv为汽化潜热；Cp为定压下空气比容，J/（kgK）；Ta为环境温度，℃；G为大气的比湿梯度；N为Brunt-Vaisala频率；对M UR2 S UR2g F UR2b H UR2q qa于冷凝前的湿烟羽S 0；环境稳定时N2 0；，，，。利用积分克劳修斯克拉珀龙方程，并与上述公式联立得到qaq0 qaXc qsaqs0qsaXc（5）式（5）的极值点为烟气饱和点，当小于上述极值点的函数值时，则烟气在空气中不会出现饱和凝结现象。式（5）的极值为rc fY0[ T0 TaT0]rag expf [ T0 TaTa]g（6） LvRvTaY0 ra1 lnY0式中，ra为环境相对湿度；Rv为水蒸气的气体常数，J/molK；qsa为环境饱和状态下绝对湿度，g/kg；T0为排烟温度，℃；qs0为排放烟气饱和状态下的绝对湿度，g / kg；q0为烟气绝对温度，g/kg；Xc为烟气开始凝结时的位置，m；。通过预测模型进行计算时，对应的烟气相对湿度小于rc即可。2.2 水回收率的计算模型烟气膜回收水分法是通过降低烟气中水蒸气含量来降低烟气的相对含湿量。根据前文的湿烟羽预测模型，即根据环境温度、湿度和烟气温度求出烟气的相对湿度，从而计算出水回收率为d rc d0（7）式中d为回收水蒸气后烟气的绝对含湿量，g/kg；d0为初始烟气的绝对含湿量，g/kg；rc为烟气相对湿度临界值。烟气中得水蒸气含量为x pwp0（8）式中pw为水蒸气分压，kPa；p0为烟气的压力（一般为大气压），kPa；x为烟气中水蒸气份额，。烟气中水蒸气的绝对含湿量为d 622pwp0 pw（9）表 1 湿烟羽消除机理的对比Table 1 The comparison of the mechanism of wet plume elimination消除湿烟羽技术技术原理图上表示烟气加热法烟气加热后排放在空气中，降低相对湿度，使其在大气中不再达到饱和冷凝状态A→ B→ F→ G烟气冷凝法降低烟气温度使烟气中的水蒸气冷凝，降低烟气的绝对湿度后将烟气排放到空气中A→ F→ G烟气冷凝再热法烟气先进行冷凝降温后再进行烟气加热，使烟气绝对湿度和相对湿度均降低后排放到空气A→ C→ D→ F→ G膜回收烟气水分法直接降低烟气中的含湿量，使得烟气相对湿度减小，成为非饱和状态后排放到空气中A→ E→ F→ G中国电力第 52 卷164 xx0（10）式中x0为初始烟气中水蒸气份额，；η为水回收率。将式（7）（10）联立得到 1 1x [622rc d01]（11）3 结果与讨论本文根据上述预测模型计算了烟气温度、湿度，环境温度、相对湿度对湿烟羽形成的影响和4种技术在不同条件下的变化规律。3.1 环境因素的影响假定环境相对湿度为60、烟气温度为30 ℃，烟气相对湿度随环境温度的变化规律如图2所示，凝结区域代表了产生湿烟羽的范围，随着环境温度的提高，产生湿烟羽的条件范围在减小。当环境温度为0 ℃时，烟气相对湿度大于64会产生湿烟羽现象；当环境温度为10 ℃时，烟气相对湿度大于89会出现湿烟羽现象；环境温度为20 ℃，烟气相对湿度高于100才会产生湿烟羽现象，因此温度为30 ℃的烟气在环境相对湿度为60，且环境温度高于20 ℃时，基本上无白烟出现。说明环境温度越高，越有利于湿烟羽消除。假定环境温度为20 ℃、烟气温度为40 ℃，烟气相对湿度随环境相对湿度的变化规律如图3所示。随着环境湿度的提高，产生湿烟羽的条件范围在增大。当环境湿度为20时，烟气相对湿度大于96会产生湿烟羽现象；当环境湿度为60时，烟气相对湿度大于90会出现湿烟羽现象。结果说明了环境相对湿度越小，越有利于湿烟羽消除。假定环境温度为20 ℃、环境湿度为70，烟气相对湿度随烟气温度的变化规律如图4所示。随着烟气温度的提高，产生湿烟羽的条件范围在增大。当烟气温度为40 ℃时，烟气相对湿度大于90才会产生湿烟羽现象；当环境湿度为50 ℃时，烟气相对湿度大于70就会出现湿烟羽现0 5 10 15 20020406080100不凝结区域烟气相对湿度/凝结区域T30 C环境温度/ C 图 2 在烟气温度为30 ℃，环境相对湿度为60条件下，烟气相对湿度随环境温度的变化规律Fig. 2 The variation of relative humidity of flue gas withambient temperature under the condition of flue gastemperature of 30 ℃ and ambient humidity of 600 20 40 60 80 100020406080100不凝结区域烟气相对湿度/环境湿度/凝结区域T40 C图 3 在环境温度为20 ℃、烟气温度为40 ℃条件下，烟气相对湿度随环境相对湿度的变化规律Fig. 3 The variation of relative humidity of flue gas withambient humidity under the conditions of ambienttemperature of 20 ℃ and flue gas temperature of 40 ℃30 40 50 60 70020406080100不凝结区域烟气相对湿度/烟气温度/ C凝结区域图 4 环境温度为20 ℃、环境湿度为70时，烟气相对湿度随烟气温度的变化规律Fig. 4 The variation of relative humidity of flue gas withflue gas temperature if the ambient temperature is 20 ℃and the ambient humidity is 70第 10 期 王琳等燃煤电厂烟气湿烟羽消除技术165象；当环境温度为70 ℃时，烟气相对湿度大于40就会出现湿烟羽现象。表明在相同的相对湿度条件下，烟气温度越高，越不利于湿烟羽消除。3.2 不同技术的结果分析假定出口烟气为50 ℃湿饱和烟气，烟气中的水蒸气含量约为12[25]。图5为不同环境温度、湿度状态下，利用烟气加热法达到临界烟气温度的变化规律。由图5可知，相同的环境相对湿度下，随着环境温度的降低，烟气需要加热的温度越高。当环境相对湿度为20时，环境温度由20 ℃降低至5 ℃时，烟气加热温度需要从52 ℃升高到95 ℃。环境相对湿度的变化也会影响烟气加热温度，随着环境相对湿度的增大，需要加热的温度越高，当环境温度为10 ℃，环境湿度由20增加至80时，需要将烟气加热到75100 ℃。由图5还可看出温升增值ΔT1＜ΔT2＜ΔT3，说明随着环境相对湿度的增大，温升的增值不断提高，环境相对湿度越高越不利于湿烟羽的消除。当环境温度高于15 ℃时，将烟气加热到80 ℃左右基本无白烟出现，验证了文献[17]的试验结果。当环境温度较低时，烟气需要加热的温度过高，实际运行中不利于电厂经济性。文献[9]中提出采取烟气加热技术的正常工况下排放烟温应达到75 ℃以上，冬季和重污染预警启动时排放烟温应达到78 ℃以上，观测条件现场地面环境温度应高于17 ℃，环境相对湿度低于60。图5中数据显示在规定的观测条件下将烟温升高至75 ℃，无湿烟羽产生，与技术要求数据一致。图6为烟气冷凝法在不同环境温度、湿度状况下，湿烟羽的消除条件和变化规律。由图6可知，随着环境温度的降低，需要冷凝的烟气温度则越低。当环境湿度为20，环境温度由15 ℃降到0 ℃，烟气温度需要从34 ℃降到17 ℃左右才能消除湿烟羽。同时环境湿度也影响着烟气温度的降低值，当环境温度为10 ℃，环境相对湿度由20增加到80时，烟气冷凝温度由29 ℃降至20.5 ℃左右，且随着相对湿度的增加，温降幅度也随之增大。同时由图6可看出 ΔT1＜ΔT2＜ΔT3，表明环境湿度越大，越难易消除湿烟羽。机组实际运行中环境温度大于10 ℃，冷凝后烟气温度达到30 ℃以上可消除湿烟羽，与文献[20]结论一致。但在温度过低的情况下，需要冷凝的烟气温度过低，实际运行中难以实现。烟气冷凝再热法计算结果如图7、图8所示。由图7可知，环境条件确定的情况下，冷凝后温度越低，烟气再热需要加热到的温度越低。在相同的环境温度和冷凝温度下，环境湿度越大，再热温度就越高。在环境温度为5 ℃，环境湿度为60时，冷凝至45 ℃后将烟气加热至87 ℃以上不会产生白烟；冷凝至40 ℃时，将烟气再热至74 ℃则不会产生白烟。在相同的冷凝温度下，环境湿度越大，加热的温度幅值越大。在环境温度高于5 ℃，烟气冷凝温度低于40 ℃的情况下，烟气再热温度基本上不高于80 ℃。0 5 10 15 20 25 30 35406080100120140烟气温度/ C环境温度17 C，湿度60环境相对湿度20；环境相对湿度40；环境相对湿度60；环境相对湿度80；ΔT3ΔT2ΔT1环境温度/ C 图 5 烟气加热温度在不同环境条件下的变化规律Fig. 5 The variation of flue gas reheating temperatureunder different environmental conditions−10 −5 0 5 10 15 20 25烟气温度/ C环境温度/ C051015202530354045环境相对湿度20；环境相对湿度40；环境相对湿度60；环境相对湿度80ΔT3ΔT2ΔT1图 6 烟气冷凝温度在不同环境条件下的变化规律Fig. 6 The variation of flue gas condensationtemperature under different environmental conditions中国电力第 52 卷166文献[9]中提出采取烟气冷凝再热技术，正常工况下排放烟温必须达到54 ℃以上，冬季和重污染预警启动时排放烟温应达到56 ℃以上。观测适宜的环境条件是（1）现场地面环境温度高于17 ℃；（2）现场地面环境相对湿度低于60。采用加热法温度烟气冷凝再热温度在54 ℃，冷凝温度最低于45 ℃以下则可以达到消白目的，烟气冷凝再热温度在56 ℃，冷凝温度低于45.5 ℃即可。当达到给出的观测条件时，通过模型计算得到可以达到消除湿烟羽的目的，与技术要求相符。利用预测模型对复合膜法消除烟羽过程进行计算分析，结果如图9所示，随着环境温度的降低，复合膜法烟气水分回收技术中水回收率越高。当环境湿度为20，环境温度由15 ℃降至5 ℃时，烟气中水回收率从30提高到50。随着环境相对湿度的增加，可回收的水量增加，当环境温度为10 ℃，环境相对湿度从20到80时，水回收率从37提高到50。在环境温度不变的情况下，相对湿度越大，回收率增幅越大，在图9上表现为Δη1＜Δη2＜Δη3，这也说明环境相对湿度越大，越不利于烟气的消白。当烟气中水分回收率达到40，环境温度大于15 ℃的情况下基本无白烟生成。对于冬季或者低温环境条件下，水回收率要达到60以上才能消除湿烟羽。因此，具有高回收率的复合膜回收法在湿烟羽消除方面具有较大潜力。复合膜法烟气水分回收技术中复合膜可采用中空纤维膜[21]和多孔陶瓷复合膜[26]。文献[21]在450 MW燃煤电站烟气中用中空纤维膜测试运行了5 300 h，结果表明烟气水分回收率可达40以上。文献[21]在燃气锅炉上进行了中试试验，结果表明陶瓷膜的水分回收率也在40以上。本文仅分析了中空纤维膜法烟气水分分离技术。对于陶瓷复合膜，如果采用输运膜凝汽器技术[26]，经过复合膜后，烟气的温度和相对湿度都会降低，因此更有利于消白。根据文献[9]提出的消白要求，在同样的观测条件下，当使用膜回收法来消除湿烟羽时，由图9可知，当观测温度为17 ℃，相对湿度为60，水回收率应达到43左右。随着环境温度的增大和相对湿度的减小，膜法消除湿烟羽需要较低的水回收率，所以当环境温度在17 ℃以上，相对30 35 40 45 5020406080100120140再热温度/ C冷凝温度/ CΔT3ΔT2ΔT1环境相对湿度20；环境相对湿度40；环境相对湿度60；环境相对湿度80图 7 当环境温度为5 ℃，冷凝、加热温度的变化规律Fig. 7 The variation rule of flue gas reheatingtemperature with condensation temperature under theambient temperature of 5 ℃49再热温度/ C冷凝温度/ C356539 40 41 42 43 44 45 46 47 484045505560环境相对湿度20；环境相对湿度40；环境相对湿度60图 8 环境温度为17 ℃，冷凝、加热温度的变化规律Fig. 8 The variation rule of flue gas reheatingtemperature with condensation temperature under theambient temperature of 17 ℃Δη 3Δη2Δη1−5 0 5 10 15 20 2500.10.20.30.40.50.60.70.8环境温度/ C水回收率/环境相对湿度20；环境相对湿度40；环境相对湿度60；环境相对湿度80；环境温度17 C，湿度60图 9 烟气水分回收率在不同环境条件下的变化规律Fig. 9 The variation of flue gas moisture recovery rateunder different environmental conditions第 10 期 王琳等燃煤电厂烟气湿烟羽消除技术167湿度60以下，水回收率达到30就无白烟产生。表2总结了4种湿烟羽消除技术的特点和计算结果。4 结论本文通过预测模型计算了50℃湿饱和烟气采用4种技术进行烟羽消白时需满足的条件。计算结果与各地湿烟羽治理标准进行了对比，证明了本文计算结果的合理性。（1）中空纤维膜回收烟气水分法通过降低烟气中的水蒸气含量，使烟气处于非饱和状态，通过降低烟气相对湿度来消除湿烟羽现象。（2）使用烟气加热法进行湿烟羽消除时，当环境温度为5 ℃，环境相对湿度大于40时，烟气需要加热至100 ℃以上。从电厂运行经济性的角度来看，当环境温度较低时，烟气加热法不可行。（3）使用烟气冷凝法进行湿烟羽消除时，当环境温度低于0 ℃，环境相对湿度大于40时，需要烟气冷凝温度低于16 ℃。因此，当环境温度较低时，单独采用烟气冷凝法不可行。（4）使用烟气冷凝再热法进行湿烟羽消除时，冷凝温度越低，再热温升就越低。环境温度高于5 ℃，相对湿度小于80时，烟气冷凝至45 ℃，烟气再热温度可低于100 ℃；烟气冷凝至40 ℃，烟气再热温度可低于74 ℃。因此，在较大的环境温度和相对湿度范围内，冷凝再热法具有技术可行性。（5）使用膜回收法进行湿烟羽消除时，环境温度大于15 ℃，水回收率达到40以上时，基本无白烟产生；环境温度低于5 ℃时，水分回收率要达到60以上，才可消除白烟。因此膜回收法在消除湿烟羽方面具有一定的潜力。参考文献吴炬, 邹天舒, 冷杰, 等. 采用混合式烟气再热技术治理火电厂“石膏雨”[J]. 中国电力, 2012, 4512 26–30.WU Ju, ZOU Tianshu, LENG Jie, et al. Elimination of gypsum rainwith admixing and heating cleaned flue gas[J]. Electric Power, 2012,4512 26–30.[1]姚增权. 湿烟气的抬升与凝结[J]. 国际电力, 2003, 71 42–46.YAO Zengquan. The rise and condensation of a moist plume[J].International Electric Power for China, 2003, 71 42–46.[2]TYAGI S K, PARK S R, WANG S W. Thermodynamic andeconomic study and cost comparison for different heating systems tocontrol the visible plume from wet cooling towers[J]. InternationalJournal of Ambient Energy, 2008, 292 93–107.[3]王春昌. 掺二次热风加热脱硫出口净烟气技术的经济性[J]. 中国电力, 2012, 451 37–40.WANG Chunchang. Economical efficiency of the technology usingsecondary hot air for heating cleaned outlet flue gas of the FGD[J].Electric Power, 2012, 451 37–40.[4]熊英莹, 谭厚章. 湿式相变冷凝除尘技术对微细颗粒物的脱除研究[J]. 洁净煤技术, 2015, 212 20–24.XIONG Yingying, TAN Houzhang. Influence of wet phase transitioncondensate dust removal technology on fine particle removal[J].Clean Coal Technology, 2015, 212 20–24.[5]莫华, 朱杰. 燃煤电厂有色烟羽治理要点分析与环境管[J]. 中国电力, 2019, 523 10–15.MO Hua, ZHU Jie. Analysis of key points on curbing colored plumein coal-fired power plants and environmental management[J].[6]表 2 不同技术的对比分析Table 2 The comparative analysis of different technologies消白技术核心技术/装置模型计算结果技术特点烟气加热法气-气换热、气-水-气换热、与高温气体混合等方式当环境温度低于5 ℃，相对湿度大于40时，烟气再热温度高于100 ℃有利于烟气的抬升，同时会增加烟气的阻力、电厂的煤耗烟气冷凝法相变凝聚、喷淋降温等方式当环境温度低于0 ℃，相对湿度大于40时，烟气冷凝低于16 ℃有利于降低烟气中烟尘、Hg、SO3等多种污染物；对换热器材料防腐要求较高[16]冷凝再热法将烟气加热法与冷凝法结合环境温度高于5 ℃，相对湿度小于80时，烟气冷凝至45 ℃，烟气再热温度可低于100 ℃；烟气冷凝至40 ℃，烟气再热温度可低于74 ℃可在较低环境温度下使用，同时具备降低烟气中烟尘、Hg、SO3等多种污染物的作用[5]膜回收法中空纤维膜和陶瓷膜等环境温度大于15 ℃时，水回收率达到46时，基本无白烟产生；环境温度低于5 ℃时，水回收率要达到60以上降低烟气酸露点，回收的水分水质较好[21,27]中国电力第 52 卷168Electric Power, 2019, 523 10–15.周洪光, 李延兵. 如何正确认识火电厂湿烟气排放及白雾现象[J].环境工程, 2014, 306 34–47.ZHOU Hongguang, LI Yanbin. Correct understanding of the wet fluegas emission and white spray phenomenon in coal-fired powerplants[J]. Environmental Engineering, 2014, 306 34–47.[7]刘永芹.湿法脱硫系统的烟气再热机理及再热度的确定[D].济南山东大学, 2005.[8]上海环境保护局.关于印发上海市燃煤电厂石膏雨和有色烟羽测试技术要求试行的通知沪环保总〔2017〕203号[Z].[9]浙江省人民政府.燃煤电厂大气污染物排放标准 DB33/2147−2018[Z].[10]唐山市大气污染防治工作领导小组.唐山市钢铁、焦化超低排放和燃煤电厂深度减排实施方案的通知冀气领〔2018〕156号[Z].[11]CSCANADY G T. Bent-over vapor plume[J]. Journal of AppliedMeteorology, 1971, 10 36–42.[12]WIGLEY T M L, SLAWSON P R. On the condensation of buoyant,moist, bent-over plume[J]. Journal of Applied Meteorology, 1971,10 253–259.[13]MORTON B R. Buoyant plumes in a moist atmosphere[J]. Journal ofFluid Mechanics, 1957, 22 127–144.[14]PANJESHAHI M, GHARAIE M, AHMADI L. Integrating solarenergy into wet cooling tower to prevent plume ation-a novelapproach[C]//2008 TEEE International Conference on SustainableEnergy Technologies, 2008 448−452.[15]叶毅科, 惠润堂, 杨爱勇, 等. 燃煤电厂湿烟羽治理技术研究[J]. 电力科技与环保, 2017, 334 32–35.YE Yike, HUI Runtang, YANG Aiyong, et al. Technical research ofwet plume control in coal-fired power plant[J]. Electric PowerTechnology and Environmental Protection, 2017, 334 32–35.[16]刘志坦, 惠润堂, 杨爱勇, 等. 燃煤电厂湿烟羽成因及对策研究[J].环境与发展, 2017, 2910 43–46.LIU Zhitan, HUI Runtang, YANG Aiyong, et al. Rearch on causesand countermeasures of the wet plume in coal-fired power plant[J].Environment and Development, 2017, 2910 43–46.[17]舒喜, 杨爱勇, 叶毅科, 等. 冷凝再热复合技术应用于燃煤电厂湿烟羽治理的可行性分析[J]. 环境工程, 2017, 3512 82–85.SHU Xi, YANG Aiyong, YE Yike, et al. Feasibility analysis of thecondensation and reheating composite technology applied to the wetplume control in coal fired power plant[J]. EnvironmentalEngineering, 2017, 3512 82–85.[18]裘立春. 大型燃煤电站锅炉冒白烟的研究[J]. 锅炉技术, 2015,463 26–29.QIU Lichun. The research on stack white fume in large utility boilerburning coal[J]. Boiler Technology, 2015, 463 26–29.[19]马修元, 惠润堂, 杨爱勇, 等. 湿烟羽形成机理与消散技术数值分析[J]. 科学技术与工程, 2017, 1722 220–224.MA Xiuyuan, HUI Runtang, YANG Aiyong, et al. Numericalanalysis of wet plume ation mechanism and dissipationtechnique[J]. Science Technology and Engineering, 2017, 1722220–224.[20]SIJBESMA H, NYMEIJER K, VAN M, et al. Flue gas dehydrationusing polymer membranes[J]. Journal of Membrane Science,2008313 263–276.[21]谭厚章, 刘兴, 王文慧, 等. 超低排放背景下烟气消白技术路线研究[J]. 洁净煤技术, 2019, 252 38–44.TAN Houzhang, LIU Xing, WANG Wenhui, et al. Research on wetflue gas plume elimination technology in the context of ultra lowemission[J]. Clean Coal Technology, 2019, 252 38–44.[22]MICHIOKA T, SATO A, KANZAKI T, et al. Wind tunnelexperiment for predicting a visible plume region from a wet coolingtower[J]. Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics,2007, 958 741–754.[23]中华人民共和国国家统计局. 中国统计年鉴2016年[M]. 北京 中国统计出版社, 2016.[24]彭越宇. 燃煤锅炉烟气中水分回收利用研究[D]. 杭州 浙江大学,2018.[25]WANG D, BAO A, KUNCET W, et al. Coal power plant flue gaswaste heat and water recovery[J]. Applied Energy, 2012, 911341–348.[26]CHEN H, ZHOU Y, SU X, et al. Experimental study of waterrecovery from flue gas using hollow micronano porous ceramiccomposite membranes[J]. Journal of