煤层注水器
2019.32科学技术创新火电厂湿法烟气脱硫烟囱雨原因分析及处理建议 张培
（大唐环境产业集团股份有限公司特许经营分公司，江苏南京211100）
1概述
石灰石-石膏湿法烟气脱硫是湿法脱硫最常见的方法。现在大部分取消了气-气换热器（GGH）装置，烟囱采用内衬防腐材料，将净烟气直接从烟囱排出，形成“湿烟囱”排放的方案。脱硫系统投运后，在无GGH装置的情况下，能够有效地解决了气-气换热器的堵塞问题，但由于“湿烟囱”烟气中不能进行进一步加热，排烟温度较低，造成烟气中携带的液滴不能迅速消散，落到地面形成烟囱雨。 自2018年7月以来大唐XX发电有限责任公司发现现场输煤栈桥有大量白点，栈桥金属部分较其余区域腐蚀更为严重。经检查发现，栈桥处白点主要为“烟囱雨”造成。“烟囱雨”产生的主要原因为烟囱内烟气流速偏高，但烟气流速无法进一步控制器，因而下一步需测定沉降液滴成份，如液滴中石膏含量较高，应优化除雾器进出口烟气流场，采用高效除雾器，降低除雾器出口液滴含量，如液滴中石膏含量较低，应采用加热净烟器的方法来提高烟气温度，使其远离露点温度。同时需进一步优化烟囱和净烟道的排水措施，使冷凝液妥善排出。
2原因分析
2.1除雾器烟气流速
根据XX发电有限责任公司1、2号机组脱硫性能试验报告性能试验报告，如表1。1号机组在负荷920MW时出口工况烟气量为4349702m3/h，2机组在负荷910MW时出口工况烟气量为4406226m3/h，根据吸收塔上部直径为20.66m，可计算出1、2号机组除雾器的实际烟气流速分别为3.6m/s和3.65m/s。根据《火力发电厂石灰石一石膏湿法烟气脱硫系统设计规程》中6.1.2条规定：采用塔内除雾器时，设计工况下吸收塔烟气流速不宜超过3.8m/s，该烟气流速符合该规程规定。
表11号机组脱硫系统出口烟气量性能试验结果安装网
表22号机组脱硫系统出口烟气量性能试验结果
2.2液气比核算
本台机组共计6台循泵，单台循泵流量为10952m3/h，6台循泵循环浆液量为65712m3/h，按照性能试验报告1、2号机组原烟气量（1号机组920MW，2号机组910MW）为4829838m3/h和4662385m3/h，如下表3、4。1、2号机组的液气比分别为13.61L/m3和14.09L/m3（一般应控制在10～15L/m3之间）。
表31号机组脱硫系统入口烟气量性能试验结果
表42号机组脱硫系统入口烟气量性能试验结果
2.3烟囱内部烟气流速
按照性能试验报告，在920MW时，净烟气实际流量为4349702m3/h，折标（标态，干态）值为3141013Nm3/h，烟囱内筒直径为8.1m，此时烟囱内烟气流速为23.46m/s。根据《大气污染治理工程技术导则》（HJ2000-2010）中要求“排气筒的出口直径应根据出口流速确定，流速宜取15m/s左右。当采用钢管烟囱且高度较高时或烟气量较大时，可适当提高出口流速至20~25m/s。”因电厂所用为玻璃钢烟囱，则烟囱内烟气流速宜选择在15m/s左右，一般在烟气速度超过20m/s后，烟囱内壁凝结附着的酸液液膜易被烟气撕裂，造成烟囱内壁凝结液滴的二次携带。
2.4除雾器堵塞情况
钥匙复制机如图1，从运行画面来看，在995MW负荷时，除雾器第一级压差（一层管式除雾器和一层屋脊式除雾器的总压差）为96.89Pa，第二级压差（一层屋脊式除雾器）的差压为54.75Pa，总压差为151.64Pa。一般要求除雾器压差在200Pa以下，压差满足设计要求。
通过现有资料和以上四点分析，我们可以看出，
摘要：针对目前国内电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫运行中，“烟囱雨”现象日益严重，对其进行原因分析，并根据分析结果提出可行的措施，对脱硫系统安全运行有一定的参考价值。
关键词：湿法脱硫；烟囱雨；安全运行
中图分类号:TM621.7文献标识码:A文章编号:2096-4390(2019)32-0035-02
测试时间7月25日
测试时段15:00-17:00 机组负荷（MW）920
净烟气O2浓度（%） 5.78
烟气含湿量（%）13.8 工况烟气量（湿态，实际O2）4349702 净烟气流量（标态、干态）（dm3/h）3141013 净烟气流量（标态、干态、6%O2）（dm3/h）3187879
测试时间7月20日
测试时段14:30-18:00 机组负荷（MW）910
净烟气O2浓度（%） 4.94
烟气含湿量（%）13.8 工况烟气量（湿态，实际O2）4406226 净烟气流量（标态、干态）（dm3/h）3176981 净烟气流量（标态、干态、6%O2）（dm3/h）3400883
测试时间7月25日
测试时段15:00-17:00
机组负荷（MW）920
净烟气O2浓度（%） 5.63
烟气含湿量（%） 6.5
工况烟气量（湿态，实际O2）4829838 净烟气流量（标态、干态）（dm3/h）3069887
净烟气流量（标态、干态、6%O2）（dm3/h）3145611
引道结构图测试时间7月20日
测试时段14:30-17:00
机组负荷（MW）910
净烟气O2浓度（%） 4.79
烟气含湿量（%） 6.5
工况烟气量（湿态，实际O2）4662385 净烟气流量（标态、干态）（dm3/h）3022240
净烟气流量（标态、干态、6%O2）（dm3/h）3266034
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热熔铜螺母
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科学技术创新2019.32
除雾器冲洗情况良好，不存在除雾器堵塞情况，除雾器烟气流速符合设计规定，吸收塔液气比符合设计标准值，但烟囱烟气流速偏高，造成液滴的二次携带。图11号机组995MW 时的除雾器差压及烟气流量3处理建议3.1控制脱硫吸收塔浆液pH 值在5.6～5.9之间，液位在9.5～10.5之间，减少浆液循环泵运行数量。3.2对湿烟道和湿烟囱进行改造，优化疏水管道布置，使冷凝液妥善排出是解决烟囱降雨问题的关键。无GGH 的脱硫装置在净烟道及烟囱内筒都应该根据烟气流动特点相应布置排水装置。
3.3选用高效除雾器，净化烟气法是从“石膏雨”形成的根源
出发解决问题的，但由于净化程度的局限性(一般只能去除直径20μm 以上的多数液滴)，只能减轻烟气中石膏浆液和液滴
携带形成的石膏雨，无法根治“石膏雨”现象，同时净化烟气法对
干净烟气中水蒸气凝结形成的“石膏雨”(基本不含石膏)无法解决。
3.4采用热管换热器加热将净烟气由45～60℃的烟气加热
到70～80℃，降低净烟气的过饱和度，
使烟气远离水的露点温度，从而避免水蒸气凝结而形成石膏雨。
3.5在机组带大负荷时，可以适当减少风量，
通过控制炉膛负压与增压风机压力，降低烟气流量与流速。
参考文献
[1]蒋文举，赵君科，尹华强.烟气脱硫脱硝技术手册[M].北京：化学工业出版社,2007.
引向器
[2]周至祥.湿法FGD 湿烟囱工艺的问题及对策[J].电力环境保护,2003，1(19):19-21.
[3]王浩青，贺军荪.湿法烟气脱硫的烟气排放[J].能源环境保护,
2009,23(3):18-19.[4]张爽.湿法烟气脱硫装置采用湿烟囱排放的探讨[J].电力建设,2005,26(1):64-66.作者简介：张培（1978-），男，本科，工程师，从事火电厂脱硫
王亮
（大唐环境产业集团股份有限公司安阳项目部，
河南安阳455000）火电厂脱硫废水成分复杂，污染物种类繁多，不仅含有高浓度的盐分、氟化物以及各种重金属，还含有高浓度COD 、固体悬浮物等。燃煤过程及脱硫过程中脱硫剂的使用产生的COD ，可生化性差，处理难度高，使得脱硫废水的净化备受关注。
本研究拟采用零价铁为催化剂活化K 2S 2O 8，建立高级氧化体系用于处理含高盐的脱硫废水，考察pH 反应时间、K 2S 2O 8投加量、催化剂零价铁的投加量以及粒径对基于硫酸根自由基的高级氧化技术除脱硫废水中COD 的影响。
1实验部分1.1废水水质
实验废水取自某电厂脱硫废水处理后的废水，pH=8.0，COD=641.0~714.5mg/L ，呈淡黄，有刺激性气味，微混浊，氯离子含量高。
1.2试验方法
取100mL 脱硫废水于250mL 锥形瓶中，调节pH ，向其中
加入一定剂量的过硫酸钾与催化剂零价铁，在摇床转速120
rpm ，常温下间隔时间取样，
加一定量的AgNO 3去除氯离子的影响，待沉淀后取上清液过滤，对水样进行分析。采用重铬酸钾法测定COD 含量。
2结果与讨论
2.1催化剂铁的种类及投加量对COD 去除的影响
铁作为芬顿氧化过程的催化剂，能够催化加快H 2O 2产生·OH ，从而加快·OH 氧化废水中的COD 。在利用过硫酸盐氧化废水中的COD 过程中，加入零价铁在酸性条件下生成Fe 2+，活化
过硫酸盐产生氧化活性更高的SO 4·-，从而将废水中的COD 氧化去除。
Fe +2H +=Fe 2++H 2↑(1)
S 2O 82-+Fe 2+→SO 42-+SO 4
·-+Fe 3+(2)本实验考察了纳米铁、铁粉以及铁屑三种状态的单质铁作
为过硫酸钾的催化剂用于氧化去除脱硫废水中COD 的效果。
以100mL 脱硫废水为研究对象，体系中过硫酸钾投加量为1.0g ，当纳米铁的投加量为10mg 、100mg
时，反应0.5摘要：脱硫废水成分复杂，富含高浓度难降解COD 、氯离子以及重金属，是国内外电厂废水处理中的难点。本研究以某电厂
脱硫废水处理后的废水为研究对象，基于硫酸根自由基高级氧化技术，利用铁作为催化剂活化过硫酸钾处理脱硫废水。
关键词：脱硫废水；高级氧化技术；COD 去除；催化剂中图分类号:X703文献标识码:A 文章编号:2096-4390(2019)32-0036-02（转下页
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