湿法烟气脱硫应用中的几个问题探讨

湿法烟气脱硫应用中的几个问题探讨

江永蒙

江苏苏源环保工程股份有限公司 210008

〖摘要〗对火电厂应用石灰石/石膏法烟气脱硫中遇到的几个实际问题进行分析和讨论，重点讨论分析了湿法烟气脱硫和烟气温度、烟气抬升高度、烟气扩散的关系，并分析了湿法烟气脱硫对烟囱产生的腐蚀影响。

〖关键词〗湿法烟气脱硫 温度变化 抬升高度 烟气扩散 烟囱

根据1995年统计资料，全国大火电厂SO2排放量约占全国总排放量的35%以上，说明电力行业已成为造成SO2污染和酸雨的主要行业之一。所以控制电力行业SO2排放量是控制酸雨的主要途径之一，从技术经济角度来讲，在200MW以上火电机组推行湿法烟气脱硫是较优的。

1 湿法烟气脱硫

烟气脱硫工艺从吸收剂和脱硫渣的形态来讲可分为三种，分别为干法、半干法和湿法。湿法烟气脱硫在200MW以上机组有较好的技术经济性已被接受认同，但该工艺相比干法和半干法来讲一次投资、运行费用较高，并且需要较多的操作维护人员，从这一点上讲该工艺也适合于中大型机组上应用。以下是不同工艺的脱硫技术经济表1。

表1 烟气脱硫技术经济表

工艺方案 工艺流程 技术指标 脱硫副 产品 负面影响 占发电总量电耗、占地 占电厂总投资比例 脱硫成本 适用情况应用前景 石灰石-石膏法 钙硫比1.1，利用率90% CaSO4及少量烟尘，可以综合利用或送堆渣场堆放 旋转喷雾法 1.5，利用率50% CaSO4、CaSO3、Ca(OH)2、烟尘的混合物，目前利用途径处于探索阶段。 LIFAC 系统简单，效率80%，钙硫比2.0，利用率50% CaSO4、CaSO3、CaO、烟尘的混合物，目前利用途径处于探索阶段。 系统复杂，脱硫效率95%，系统较简单，效率80%，钙硫比腐蚀出口烟囱 1.5～2%、3000～5000m2(300MW机组) 13～19% 适用于200MW以上机组 1000～1400元/tSO2 燃高中硫煤锅炉、当地有石灰石矿；国内商业化应用 增加除尘器除灰量、塔壁易积灰 影响锅炉和除尘器效率 <1%、2000～3500 m2(300MW机组) 8～12% 适用于中小机组 900～1200元/tSO2 燃烧高、中、低硫煤锅炉都可使用；国内处于工业示范阶段 0.5%、1500～2000 m2(300MW机组) 5～8% 适用于中小机组 800～1000元/tSO2 燃烧中、低硫煤锅炉；国内处于工业示范阶段 2 烟气温度变化对抬升高度和烟气扩散的影响

以2×135MW机组为例，在上脱硫系统前，烟囱入口烟温一般在150℃左右，湿法脱硫后的净烟气从吸收塔出来的温度约为47℃左右，经GGH（烟气再热器）加热后再次进行烟囱的温度在80℃左右，脱硫后比脱硫前烟气温度下降约在70℃左右，如此大的烟温降对烟气抬升高度、烟气扩散的影响是不能忽略的。 对于烟气抬升高度，可由下式计算：

ΔH=n0QHn1HSn2/US -------------------式（1） 式中：ΔH------烟气抬升高度，m；

QH------烟气热释放率，kJ/s；建议用下式计算： QH =353.8Qv(Ts-Ta)/Ts -------------------式（2） Ts ------烟气出口温度，K；

Ta ------大气温度，K；取当地气象台近5年定时观测的

平均气温值；

Qv ------实际状态下的烟气排放量，m3/s； HS------烟囱几何高度，m； US------烟囱出口风速，m/s；

n0、n1、n2------系数及指数，可由GB3840-83查得。

对于同一污染源，n0、n1、n2、Ta、US、HS是等同的，脱硫装置安装前后Ts、Qv不同。现假设几个接近2×135MW机组烟囱的参数通过式（2）进行计算可知（见表2），在烟气脱硫装置安装后不同负荷下烟气抬升高度均下降约100m左右，负荷越高，烟气抬升高度下降的相对越多一点，这跟烟气抬升高度和烟气热释速率HSn1（与烟气出口温度和烟气量相关）成正比有关。

表2 烟气脱硫装置安装前后不同负荷下烟气抬升高度

项目 脱硫前（m） 脱硫后（m） 满负荷 526 413 80%负荷 504 396 65%负荷 493 387 50%负荷 463 364 火电厂上烟气脱硫装置后，尤其是湿法烟气脱硫装置对烟气温度降低很多，按高架连续点源扩散模式（高斯模式）简化后的地面轴线最大浓度评价：

C（x,0,0,H）max = 0.234Qδz /（USHe2δy） --------------式（3） 式中： C（x,0,0,H）max----地面轴线最大浓度，mg/m3；

Q------源强排放速率，mg/s；

δz ------铅直向的扩散参数； He------有效源高，m； δy------横向的扩散参数；

US------烟囱出口处的大气平均风速，m/s。

从式（3）可知，地面轴线最大浓度与源强排放速率成正比，与有效源高的平方成反比。湿法脱硫效率按90%计，表2中满负荷下脱硫装置安装前后的烟气高度作参数进行理想计算，可得脱硫装置安装后地面轴线最大浓度只有脱硫前的16.2%。如果不考虑扩散距离，说明脱硫装置安装后对一次最大落地浓度贡献值为负，达84%左右。

最大落地浓度对应距离：Xmax=[He/c2(1+(p/g))1/2]1/g --------------式（4） 式中：c2、p、g------假设边界条件，在Xmax情况下，p=g。

从式（4）可以看出，最大落地浓度对应距离与He1/g成正比。由于烟气温度的降低导致抬升高度减小，并使最大落地浓度对应距离也相应减小，但最大落地浓度的降低可补偿这种距离减小的影响。

3 对烟囱的腐蚀影响

由于烟气脱硫装置安装后烟温下降较大，平均比未脱硫时降低70℃左右，因此对于烟气脱硫装置安装后的烟囱须考虑烟温变化带来的影响。

烟囱内烟气温度变化可能对烟囱带来的影响主要有：由于烟气温度降低出现酸结露现象，造成烟囱内部腐蚀，同样由于烟温降低，烟囱抽力下降后造成烟囱内正压区范围扩大会使这种腐蚀现象加重；另外由于烟气温度的变化会使烟囱的热应力发生改变。

烟气脱硫装置安装后可能使烟气温度低于酸露点，造成对烟囱内衬料以及钢筋混凝土筒壁的腐蚀，致使其强度下降。

根据某发电厂的烟气成分测试数据（表3），计算出烟气脱硫装置安装前后酸露点的温度，见表4。

由表4可见，烟气脱硫装置安装前酸露点温度范围为105.0～111.6℃，烟气脱硫装置安装后由于烟气中的SO2 、SO3等酸性气体大量减少，酸露点温度明显下降。烟气脱硫装置安装后，由于烟气温度的降低，烟囱内壁面温度明显降低，

温度仅为71.7～72.3℃,恰恰处于烟气脱硫装置安装后的酸露点温度70.5～90℃，理论上在烟囱内壁面上会出现结酸露现象。但是因为脱硫后烟气中的硫氧化物含量已大量降低，烟气的腐蚀性也会明显减弱。

表3 烟气成分测试数据

SO2/g·m-3(标准状态) SO3/mg·m-3(标准状态) NOX/mg·m-3(标准状态) CO/mg·m-3(标准状态) H2O/% 100% 2.76～3.22 5.9～10.5 761 15 8.2 64% 2.76～3.22 5.9～10.5 622 32 9.6

表4 烟气脱硫装置安装前后酸露点的温度

项目 酸露点温度/℃ 烟气脱硫前 105.0～111.6 烟气脱硫后 90%脱硫率 83.5～90 95%脱硫率 70.5～82.1 根据DL5022-93《火力发电厂土建结构设计技术规定》中烟气腐蚀性指数KC

的计算公式：

KC=100St.ar/A.ar∑RxO

式中：KC ----烟气腐蚀性指数； St.ar ----燃煤中硫的含量，%；

A.ar ----燃煤中灰分含量，%；

RxO ----燃煤灰分中4种碱性氧化（K2O、NaO、CaO、MgO）

的总含量，%。

根据电厂提供的煤和灰分成分的分析数据，计算出烟气脱硫装置安装后烟气的腐蚀性指数，见表4。

表4 烟气脱硫装置安装前后的腐蚀性指数 项目 腐蚀性指数Kc 烟气脱硫前 1.23 烟气脱硫后 脱硫效率90% 脱硫效率95% 0.123 0.063 对照烟气对烟囱腐蚀性强弱的分类表，烟气脱硫装置安装前腐蚀性指数Kc=1.23，此时烟气为弱腐蚀性；烟气脱硫装置安装后脱硫效率90%时Kc=0.123，脱硫效率95%时Kc=0.063，该指数表明此时的烟气腐蚀性已远远在弱腐蚀性之下，说明上湿法烟气脱硫装置后烟气对烟囱的腐蚀性要比脱硫前要小。