赵继康

摘  要：目前燃煤电厂普遍取消了GGH，吸收塔出口的烟温在50℃左右。通常情况下，超低排放改造通过高效除雾器保证雾滴不超过20mg/Nm3，但由于烟囱在整个系统的尾端，在保证除雾器的有效性外，还需保证烟囱的设计也在合理的烟气流速范围内，否则单一通过除雾器改造，并不能保障避免烟囱雨的产生。烟囱飘雨现象与烟气状态、烟囱内烟气流速、大气环境等因素有关。本文剖析了某330MW燃煤机组烟囱飘雨的原因并给出了解决建议。

关键词：烟囱飘雨  除雾器  冷凝  二次夹带

中图分类号：TK26                              文献标识码：A                文章编号：1674-098 X （2020）07（b）-0031-03

Abstract： As GGH has been abandoned by most coal-fired power plants， flue gas temperature at the outlet of absorption towers is lowered to around 50 ℃. In general， the ultra-low emission transformation ensures that the concentration of fog drop in the flue gas does not exceed 20 mg/Nm3 by using high-efficiency demisters. However， as the stack is at the end of the whole system， in addition to ensuring the effectiveness of the demister， it is also essential that the stack is properly designed such that the flue gas velocity inside the stack is within reasonable range. Otherwise， the transformation of the demister alone cannot prevent the occurrence of the “stack rain”， which is affected by various factors including the state and velocity of the flue gas， the atmospheric environment and so on. This paper analyzes the cause of stack rain of a 330MW coal-fired power plant and suggestions are given to solve the problem.

Key Words： Stack rain;Demister; Condensation; Secondary entrainment

某发电厂共装设4台机组，其中#3、#4机组容量为2×330MW，锅炉采用武汉锅炉厂制造的型号为WGZ1065/18.4-1型的亚临界参数、一次中间再热、单炉膛、自然循环汽包炉，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术。脱硫系统设计参数为：FGD入口SO2浓度为2200mg/Nm3，脱除效率≥95%，采用一炉一塔配置，三层浆液喷淋层，浆液循环泵流量为7230m3/h，吸收塔本体浆液池容积为1184m3。近期对#4原脱硫系统进行了超低排放改造，技术要求为：（1）脱硫装置入口SO2浓度2850mg/Nm3（标态、干基、6% O2，下同），脱硫装置出口SO2浓度≤35mg/Nm3，脱硫效率≥98.78%;（2）对现有吸收塔除雾器改造，使脱硫装置出口雾滴浓度降至20mg/Nm3以下;（3）改造后的脱硫装置的协同除尘实现脱硫装置出口净烟气固体颗粒物浓度≤5mg/Nm3。

该机组超低排放改造效果的第三方测试结果如表1。测试结果表明，超低改造工程完成后，脱硫装置出口SO2浓度、NOx浓度、颗粒物浓度以及石灰石耗量等指标均优于合同要求的性能保证指标，但雾滴含量为27.54mg/Nm3，没有达到设计值，同时现场存在“烟囱飘雨”的现象，对周边环境和居民生活造成了不利影响。

1  烟囱出口带水的一般成因

4机组2008年原脱硫装置投运后，烟囱周边区域飘雨严重，尤其在冬季更为严重，水滴中带有明显的白色物质。2016年超低改造完成后，烟囱周边区域仍有飘雨现象，但水滴中白色物质明显降低。这种现象说明烟囱出口带水的原因是多方面的。

1.1 脱硫浆液滴逃逸及“石膏雨”

为实现二氧化硫的超低排放以及协同脱除部分颗粒物，多数燃煤电厂采用了湿法脱硫工艺。石膏浆液经吸收塔喷淋层喷嘴雾化后形成粒径920μm左右的液滴，下落过程中与上行烟气逆流而部分破碎产生少量直径在15μm左右或更大的雾滴。经过喷淋层上方的除雾器后，直径不小于22μm的雾滴被去除99.99%以上，直径15～22μm的液滴被去除约50%，而15μm以下的雾滴基本全部逃逸。因此净烟气中必然有一定量的石膏浆液滴。若吸收塔内流场不均、流速过高或除雾器发生了堵塞、破損甚至缺失，则大量石膏浆液滴逃逸进入大气并在烟囱或电厂周边落下，即形成所谓“石膏雨”。

1.2 烟道及烟囱冷凝液滴的二次携带

饱和湿烟气在流经烟道和烟囱的过程中，水蒸气会在温度较低的烟道壁和烟囱内壁上冷凝，并在烟道、烟囱壁上形成液膜。正常情况下，烟囱壁上的液膜在重力作用下而向下流淌。但在烟囱内烟气流速较高的情况下，烟气流动会对液膜形成湍流扰动，液膜部分破碎形成的小液滴被烟气夹带而进入环境中。烟气的流速越高，生成和夹带的液滴也就越多，当烟气流速过高时，甚至会造成液膜向上流动。剪切形成的夹带液滴一般尺寸较大，通常在100～500μm，大直径液滴会随烟气向上运动而进入大气环境，在烟囱周围区域降落形成“烟囱雨”。

1.3 烟气进入大气后的冷凝

在环境温度较低、大气中的水分接近饱和、气象扩散条件较差的天气状况下，饱和湿烟气离开烟囱进入环境后降温冷凝也会生成水滴。生成的冷凝水滴的粒径、数量与烟气温度、环境条件有关。当形成的水滴粒径较大且未及时扩散时，就会在重力作用下下落。

2  烟囱出口带水的定量分析

2.1 脱硫浆液滴逃逸量

4机组吸收塔烟气出口温度为62.4°C，饱和烟气含湿量为141.5g/m3，1.0×106 Nm3/h的烟气量对应携带水（蒸气）的量为141.3t /h。实际测试除雾器出口净烟气液滴（以液态形式存在）含量为27.54mg/ Nm3，折合含水量为27.5 kg/h。可见净烟气雾滴含量相对于饱和烟气含水量来说是可以忽略的。

2.2 烟囱中水蒸气冷凝的影响因素

根据西安热工院一组冷凝水模拟量分析（见表2）可以看出：（1）冷凝水量随着环境温度升高，凝结水量有较大程度的降低;（2）在相同的条件下，设置冷凝装置，具有一定导流作用，不设置冷凝液收集槽，烟囱逸出量液滴量大;（3）有水平烟道保温比没保温收集凝结水量大。

2.3 烟囱内烟气流速对“烟囱雨”的影响

为了防止烟囱内壁二次夹带的发生，国内外相关标准对烟囱内烟气流速提出了要求。德国要求BMCR工况下烟囱内烟气流速≤16m/s;美国电力研究院（EPRI）最新颁布的《湿烟囱设计导则（2012）》对“烟囱雨”解决路线给出了明确说明。按照《湿烟囱设计导则（2012）》，影响“烟囱雨”问题的主要因素包括烟气流速、防腐内衬类型、烟囱结构、脱硫系统参数等，其中对于最主要的影响因素即烟气流速和内衬类型的推荐组合如表3。国内标准《烟囱设计规范》（GB 50051—2013）要求排烟筒内部应设置冷凝液收集装置。

本文所述#4机组与所在电厂#3机组两炉共用一座烟囱。烟囱为单管钢内筒，内衬陶瓷砖，出口内径7.0m。单台炉1.0×106 Nm3/h的干烟气量，在实际温度62.4℃时，两台炉的实际工况饱和湿烟气量为2.81×106 m3/h，对应烟囱出口烟气流速为20.3m/s，超过了烟气临界流速，造成的二次夹带是形成“烟囱雨”现象的直接原因。

3  结语

基于烟囱出口带水的影响因素和影响规律分析了某330MW燃煤机组烟囱雨的成因，发现烟囱带水的主要来源是饱和烟气中携带的冷凝液，是由烟囱内烟气流速过高而导致的“二次夹带”引起的。高效除雾器出口净烟气携带的雾滴对烟囱雨形成的影响较弱，不是形成烟囱雨的主要原因。

建议从以下方面进行“烟囱雨”的治理：

（1） 为减少冷凝液的逃逸，应在烟囱内设置分段收集和排放装置，对烟囱筒壁的液膜层进行破坏、收集和外排，避免液膜堆积过厚造成烟气二次夹带。

（2） 若考慮现运行情况，无法在线改造原烟囱，仅针对消除“飘雨”现象，一般烟气出口每降低1℃，可以增加6～7t/h冷凝水。因此若将吸收塔出口温度降低到50℃附近，收集40t/h左右的冷凝水，并在脱硫后采用烟气冷凝+MGGH升温工艺方案，即可消除飘雨现象。

（3）运行时应注意控制除雾器冲洗水量，保证冲洗水压力不要过大，同时注意吸收塔内浆液运行时的品质，避免浆液中的油、杂质或灰含量过多造成浆液起泡，从而导致烟气中浆液携带量增大，造成“飘雨”现象恶化。

参考文献

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