湿法烟气脱硫应用中的几个问题探讨_江永盟

湿法烟气脱硫应用中的几个问题探讨江永盟(武汉凯迪电力股份有限公司,武汉430070)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3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大中型机组上应用。表1是不同工艺的脱硫技术经济表。表1烟气脱硫技术经济表项目石灰石-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1.1,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(300MW机组)0.5%、1500～2000m3(300MW机组)占电厂总投资比例%13～19(适用于200MW机组)8～12(适用于中小机组)5～8(适用于中小机组)脱硫成本元·t-11000～1400900～1200800～1000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)加热后再次进入烟囱的温度在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=n0Qn1HHn2sUs(1)式中ΔH———烟气抬升高度m;QH———烟气热释放率kJs。建议用下式计算:QH=353.8Qv(Ts-Ta)Ts(2)式中Ts———烟气出口温度K;Ta———大气温度K;取当地气象台近5a定时观测的平均气温值;Qv———实际状态下的烟气排放量m3s;Hs———烟囱几何高度m;Us———烟囱出口风速ms;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),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Hn1s(与烟气出口温度和烟气量相关)成正比关系。火电厂安装烟气脱硫装置后,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:35环境工程2003年4月第21卷第2期DOI:10.13205/j.hjgc.2003.02.012C(x,0,0,H)max=0.234QδzUsH2eδy(3)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负荷(满)负荷(80%)负荷(65%)负荷(50%)脱硫前m526504493463脱硫后m413396387364式中C(x,0,0,H)max———地面轴线最大浓度mgm3;Q———源强排放速率mgs;δ———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ms。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=[Hec2(1+pg))12]1g(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H1ge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