燃煤機組石膏雨原因分析及控制措施

劉曉旭 樊孝華 張曉光 王路松

（1 河北建投沙河熱電有限責任公司 河北邢臺 055450 2 河北冀研能源科學技術研究院有限公司 河北石家莊 050056）

0 引言

隨著環境形勢的日益嚴峻，我國對于燃煤電廠的污染物排放限值逐漸降低。自原環境保護部于2015 年12 月發布《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》后，石灰石-石膏濕法脫硫工藝在我國機組脫硫技術應用占比超過了90%［1-2］。在吸收塔內除發生二氧化硫的傳質吸收反應，還伴隨有煙氣與漿液的換熱蒸發過程，出口煙氣一般為48 ℃～52 ℃的飽和或者過飽和狀態［3-5］。由于吸收塔下游無煙氣再熱裝置，煙囪排放的煙氣抬升高度較低，其中水汽極易在環境空氣中冷凝形成液滴并在煙囪附近飄落。然而，部分電廠的液滴落地后類似泥點，形成所謂石膏雨，不僅造成視覺污染，更嚴重的是改變了當地環境，并給電廠及周邊建筑物帶來腐蝕威脅。據統計，上海外高橋電廠、山東聊城電廠、江蘇利港電廠等均存在較為嚴重的煙囪石膏雨問題。本文以某機組為例，通過相關參數測試分析診斷石膏雨產生原因，并提出了解決方案，以期為后續治理提供參考。

1 電廠基本情況

電廠1、2 號機組裝機容量均為660 MW，于2015 年完成超低排放改造。每臺鍋爐排出的煙氣經靜電除塵器和引風機后進入濕法煙氣脫硫塔，煙氣中的二氧化硫、粉塵及其他污染物得以去除。從吸收塔中排出的凈煙氣經出口擋板門導入煙囪的煙道，經240 m 煙囪排出。

吸收塔采用噴淋、吸收和氧化為一體的逆流噴淋單塔。每個吸收塔有3 臺漿液循環泵，采用3 層漿液霧化噴淋方式。每套脫硫裝置設置2 臺氧化風機（1 運1 備），吸收塔的上部布置了2 級RPT 公司生產的MEV27/30 型除霧器。脫硫入口設計煙氣流量為3.03×106m3/h，原煙氣SO2濃度為1 500 mg/m3（6%O2），脫硫效率不低于95%。

2 測試過程及方法

滿負荷條件下，對1、2 號機組的煙氣流量、流速分布、霧滴含量以及含濕量進行測試分析，其中煙氣流量的測試斷面包括脫硫入口和出口，其余參數測試只在脫硫出口。依據《固定污染源排氣中顆粒物測定與氣態污染物采樣方法》（GB/T 16157—1996），采用網格法測量各點的煙氣動壓、靜壓和溫度，計算出位置流速和整個煙氣流量。采用網格等速跟蹤法收集霧滴，將煙氣中攜帶的霧滴吸入到收集器內，而后利用ICP等離子體發射光譜分別測試吸收塔及收集器內鎂離子濃度，通過鎂離子平衡法計算霧滴濃度m，如式（1）。

式中：Vc為冷凝液體積，L；Cc為冷凝液中鎂離子濃度，mg/L；ρL為漿液密度，kg/m3；C0為漿液中鎂離子濃度，mg/L；Vsnd為標準狀態下的干煙氣采樣體積，L。

通過冷凝法測試含濕量，抽取煙氣經冷卻器冷卻后，水蒸汽凝結成水流入收集瓶，試驗后稱重得到冷凝水量，經計算得到煙氣含濕量XH2O，如式（2）。

式中：m2、m1分別為采樣后和采樣前冷凝器質量，g。

3 結果討論

3.1 煙氣流量

煙氣流量是反映機組真實運行狀態的重要參數，并且直接影響著各系統的運行效果。1、2 號機組煙氣流量測試結果如表1 所示。可以看出，脫硫入口工況條件的煙氣流量分別為3.07×106m3/h、3.08×106m3/h，均超過了3.03×106m3/h 的設計值。設計參數基本代表了脫硫裝置的最大處理能力，吸收塔煙氣流量超過設計值時，塔內煙氣流速更高，漿液液滴更容易被煙氣攜帶至除霧器，增加了除霧器的處理量，并且煙氣在除霧器內的停留時間也會縮短，2 種因素疊加將導致除霧器性能下降，最終造成脫硫漿液的“二次攜帶”。

表1 脫硫入出口煙氣流量測試結果

另外，根據脫硫出口的煙氣流量，1、2 號機組同時帶滿負荷時，煙囪中的煙氣流速為23.5 m/s。然而，根據國外的濕煙囪設計規程的要求，采用泡沫玻璃磚、耐酸磚做內襯的直筒煙囪煙氣流速分別不高于15 m/s、17 m/s［6］。在煙囪內部，煙氣溫度隨高度升高而下降，攜帶的水滴和水汽也會在煙囪內壁逐漸凝結，然后相互凝結成為較大的水滴，甚至形成水膜。在較高的煙氣流速條件下，很容易被帶出煙囪，在周圍地區形成石膏雨。因此，在較高負荷時，機組煙囪煙氣流速遠超臨界值將促進石膏雨的形成。

3.2 煙氣流場

煙氣流場不僅影響脫硫系統噴淋區的脫硫效率，也會影響塔頂除霧器的除霧效率。尤其是在塔內流場均勻性較差的情況下，部分位置偏流嚴重，將增加除霧器局部區域處理負荷。如果沖洗不及時或沖洗系統存在設計問題很容易導致表面結垢甚至煙氣通道堵塞，從而進一步增加吸收塔出口霧滴濃度。依據《濕法煙氣脫硫設備 除霧器》（JB/T 10989—2020），除霧器入口同一截面煙氣流速的不均勻分布應在±25%范圍內。由于吸收塔入口煙氣流速測試平臺在導流裝置上游，無法反映塔內的真實流場，因此選擇出口位置開展測試，并據此推測除霧器入口流場分布情況。

脫硫出口流場分布測試結果如圖1 所示。可以看出，1、2號機組脫硫出口平均煙氣流速相差不大，分別為14.30 m/s、14.26 m/s；然而煙氣流速范圍波動范圍較大，分別為7.8 m/s～16.7 m/s、8.9 m/s～16.8 m/s，且最高流速均在吸收塔邊緣，極易造成該區域的漿液霧滴濃度增加。比較2 臺機組的單點流速與對應均值，偏差范圍分別達到了-45.45%～16.78%、-37.59%～17.81%，均顯著超過了±25%的行業標準，導致了除霧器運行性能下降。

圖1 脫硫出口流場分布

3.3 霧滴濃度

吸收塔出口霧滴濃度是檢驗除霧器運行效果和判斷凈煙氣漿液攜帶的直接指標。根據設計文件，煙氣流經兩級屋脊式除霧器后的霧滴含量應小于75 mg/m3（干基、標態、含氧量為6%）。

受機組負荷時間影響，因單孔霧滴采樣時間均超過1 h，1、2 號機組均只選擇了4 個測孔進行了霧滴采樣分析，結果如表2 所示。可以看出，不同位置的霧滴濃度變化和流場分布結果基本一致，即在煙氣流速較高的吸收塔邊緣霧滴濃度較高；在流速較低的中部區域霧滴濃度相對較小。2 臺機組的霧滴平均濃度分別為86.52 mg/m3、99.21 mg/m3（干基、標態、含氧量為6%），均超過了除霧器出口霧滴濃度不高于75 mg/m3的設計值要求，這是該期工程出現石膏雨的首要原因。

表2 脫硫出口霧滴含量測試結果單位∶mg/Nm3，干基、標態、6%O2

3.4 含濕量

煙氣溫度測試數據表明，1、2 號機組進入吸收塔前的煙氣溫度均在120 ℃以上。此高溫煙氣與塔內漿液逆流接觸，除SO2的吸收傳質過程外，同時會因氣液溫度差異發生換熱蒸發作用，增加吸收塔出口的煙氣含濕量。為掌握2 臺機組脫硫出口煙氣含濕量的真實情況，在除霧器沖洗停運和開啟條件下分別進行了測試，結果如表3 所示。可以看出，2 臺機組脫硫出口均為高濕煙氣，且1 號機組脫硫出口的含濕量高于2 號機組，這可能是由于1 號機組脫硫入口溫度偏高的影響；開啟除霧器沖洗時因部分液滴逃逸到煙氣中，造成含濕量略有增加。

表3 脫硫出口含濕量測試結果 （%）

高濕煙氣進入煙囪后，煙氣溫度會緩慢下降，內部蒸汽將逐漸冷凝。以排煙溫度降至35 ℃為例，此時煙氣中飽和含濕量為5.63%。在除霧器沖洗停運條件下，基于含濕量變化和煙氣量，1、2 號機組在煙囪內壁分別將產生192 t/h、141 t/h 的冷凝水。大量的凝結水被煙囪內的高煙氣流速沖刷，極易形成水滴被帶出煙囪并在附近沉降形成石膏雨。

4 控制措施及方案

通過對機組石膏雨診斷分析，針對2 臺機組煙氣量大、吸收塔內流場不均、脫硫出口霧滴和含濕量濃度高等問題，借鑒其他工程中應用的治理方法，提出了如下控制措施及方案：

（1）提升機組運行精益性。監控來煤礦源，保證來煤品質適合機組運行，控制煤耗在設計值范圍內；優化鍋爐運行方式，合理配風，將鍋爐出口氧量控制在3%以內；提高空預器檢修質量，適當調整密封間隙并清理換熱元件內部積垢，加強蒸汽吹掃頻率和強度，將漏風率控制在6%以下。

（2）改善吸收塔內流場均勻性。應用CFD 流場模擬技術，對脫硫入口煙道和吸收塔內部組件進行建模計算，并結合物理模型試驗結果，設計優化脫硫入出口導流板、噴嘴選型和布置位置等，提升塔內流場分布均勻性，有效減少了煙氣偏流。

（3）改造塔頂除霧系統。增加管式除霧器，將現有除霧器改造成一級管式+兩級屋脊式除霧器（共三級）。管式除霧器不僅可以去除大于400 μm 的霧滴，而且能進一步均布煙氣，防止后兩級屋脊式除霧器堵塞，并提高二級屋脊式除霧器的除霧效率。另外，對除霧器沖洗系統進行改造，將較長的管道分成2 段，由兩端進入，修改自動沖洗的流程，提升沖洗效果。

（4）加裝低低溫省煤器、凝結水收集器等。在空預器和靜電除塵器之間加裝低低溫省煤器，在其內部設置一定數量的受熱面用于回收煙氣熱量，可以將脫硫入口溫度降至95 ℃，進而減少了煙氣在吸收塔內部與漿液換熱量，降低了脫硫出口煙氣溫度和含濕量。在吸收塔出口煙道、煙囪內部等位置布置了凝結水收集器，并將煙氣冷凝水引至排水裝置中，減少了液滴夾帶量。

通過上述改造和運行調整，機組附近產生的石膏雨現象明顯減少，居民對該問題的投訴減少了90%，有效減輕了機組運行對周圍環境的負面影響。

5 結論

機組實測結果表明，石膏雨由多種原因疊加產生。煙氣流量超過設計值極易引起漿液和冷凝水的二次攜帶；吸收塔內流場分布不均影響了除霧器性能，使出口霧滴濃度過高；脫硫出口高含濕量造成了煙囪內壁形成大量的冷凝水，促進了液滴夾帶。為有效解決石膏雨問題，選用了多種控制措施和方案，包括提升機組運行精益性、改善塔內流場分布、改造吸收塔除霧系統以及加裝低低溫省煤器和凝結水收集器等，顯著減輕了機組對周邊環境的污染。