湿法烟气脱硫应用中的几个问题探讨

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1、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

2、，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石灰石-石膏法旋转喷雾法LIFAC工艺流程技术指标系统复杂，脱硫效率95%，钙硫比1.

3、1，利用率90%系统较简单，效率80%，钙硫比1.5，利用率50%系统简单，效率80%，钙硫比2.0，利用率50%脱硫副产品CaSO4及少量烟尘，可以综合利用或送堆渣场堆放CaSO4、CaSO3、Ca(OH)2、烟尘的混合物，目前利用途径处于探索阶段。CaSO4、CaSO3、CaO、烟尘的混合物，目前利用途径处于探索阶段。负面影响腐蚀出口烟囱增加除尘器除灰量、塔壁易积灰影响锅炉和除尘器效率占发电总量电耗、占地1.5～2%、3000～5000m2(300MW机组)<1%、2000～3500m2(3

4、00MW机组)0.5%、1500～2000m2(300MW机组)占电厂总投资比例13～19%适用于200MW以上机组8～12%适用于中小机组5～8%适用于中小机组脱硫成本1000～1400元/tSO2900～1200元/tSO2800～1000元/tSO2适用情况应用前景燃高中硫煤锅炉、当地有石灰石矿；国内商业化应用燃烧高、中、低硫煤锅炉都可使用；国内处于工业示范阶段燃烧中、低硫煤锅炉；国内处于工业示范阶段1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

5、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---------

6、----------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

7、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满负荷80%负荷65%负荷50%负荷脱硫前（m）526504493463脱硫后（m）413396387364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=0.2

8、34Qδz/（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