鄧 驥 魏 芳新疆寰球工程公司

濕法煙氣脫硫過程白煙成因及防治措施分析

鄧 驥 魏 芳
新疆寰球工程公司

濕法煙氣凈化過程普遍采用濕法脫硫工藝，但該工藝會(huì)導(dǎo)致煙囪出現(xiàn)白煙，造成不良社會(huì)公眾影響，并導(dǎo)致露點(diǎn)腐蝕。在分析白煙成因的基礎(chǔ)上，以某煉廠硫磺回收裝置煙氣為例，重點(diǎn)探討水含量和采用氣/氣換熱器對(duì)煙氣水露點(diǎn)的影響。結(jié)果表明，在研究范圍內(nèi)：①煙氣中水的體積分?jǐn)?shù)每增加1%，煙氣的水露點(diǎn)溫度上升1.13 ℃，含硫煙氣溫度每下降1 ℃，排煙溫度上升0.925 ℃，補(bǔ)水量可減少5.07 kg/h；②綜合考慮設(shè)備投資和煙氣換熱效果，降溫含硫煙氣溫度控制在150～180 ℃為宜；③采用高效除霧器將游離水質(zhì)量分?jǐn)?shù)控制在0.01%，設(shè)置氣/氣換熱器控制降溫含硫煙氣溫度為165 ℃，煙氣中水體積分?jǐn)?shù)可降低6.21%，系統(tǒng)補(bǔ)水量可減少690 kg/h，排煙溫度可升高122 ℃，遠(yuǎn)高于露點(diǎn)溫度。采取上述措施后，可在有效減少白煙的同時(shí)節(jié)約裝置用水量。

濕法脫硫 白煙 水含量 氣/氣換熱 排煙溫度

相較于GB 16297-1996《大氣污染物綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》，2014年頒布的GB 31570-2015《石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》顯著提升了石油煉制行業(yè)大氣污染物的排放要求[1]。未來現(xiàn)有和新建的催化和硫磺回收裝置排放煙氣均需滿足大幅降低的SO2排放限值[2-3]。目前的煙氣脫硫技術(shù)主要有濕法、干法和半干法3類，其中濕法脫硫工藝流程簡(jiǎn)單，技術(shù)成熟，煙氣凈化度高，成為應(yīng)用最廣泛的煙氣脫硫工藝[4-5]。經(jīng)過濕法脫硫后的含硫煙氣可輕松實(shí)現(xiàn)達(dá)標(biāo)排放，但排放煙氣被水飽和后，煙囪頂部可能會(huì)出現(xiàn)白煙[6-7]。白煙視覺效果差，嚴(yán)重影響社會(huì)公眾對(duì)煉廠的認(rèn)可度。本研究就濕法煙氣脫硫過程中煙囪頂部白煙的成因和危害進(jìn)行討論，以采用濕法脫硫工藝處理某煉廠硫磺回收裝置高溫含硫煙氣為例，對(duì)白煙防治措施進(jìn)行分析，以期在工程設(shè)計(jì)和實(shí)際操作過程中為減少甚至消除白煙提供參考和指導(dǎo)。

1 煙氣濕法脫硫工藝及白煙成因

煙氣濕法脫硫(Wet Flue Gas Desulfurization，簡(jiǎn)稱WFGD)工藝的原理是利用酸堿中和原理通過含硫煙氣與堿的水溶液充分接觸，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)煙氣達(dá)標(biāo)排放。煙氣濕法脫硫流程簡(jiǎn)圖見圖1。濕法脫硫一般包含煙氣脫硫和氣液分離兩部分。在煙氣脫硫部分，高溫含硫煙氣和堿液通過傳質(zhì)強(qiáng)化元件實(shí)現(xiàn)氣液兩相充分接觸，同時(shí)完成氣液兩相的傳質(zhì)和傳熱。一方面，SO2在氣液界面被吸收后，在液相主體內(nèi)經(jīng)過酸堿中和反應(yīng)生成鹽[8]；另一方面，在氣液兩相間溫差的推動(dòng)下，高溫?zé)煔獾臒崃總鬟f給溫度較低的堿液，煙氣因傳熱而降溫，液相因吸熱而升溫并氣化部分水分，實(shí)現(xiàn)煙氣水汽飽和。在接觸過程中，氣液兩相在短時(shí)間內(nèi)劇烈湍動(dòng)，濕凈化煙氣不可避免會(huì)夾帶大量游離水液滴。在氣液分離部分，濕凈化煙氣中大部分游離水液滴在重力沉降和除霧設(shè)施的捕集作用下得以脫除。

濕法脫硫煙囪出口的白煙主要為大量小尺度水滴，其主要來源包括：脫硫單元夾帶的液體小液滴和煙氣中氣態(tài)水的凝結(jié)。形成白煙的原因在于：①煙囪排出的凈化煙氣中的水不能及時(shí)被大氣充分稀釋；②排放煙氣與大氣形成的局部混合氣體的露點(diǎn)溫度高于混合氣體干球溫度。

煙囪頂部的白煙不但會(huì)造成不良的社會(huì)公眾影響，凝結(jié)的液態(tài)水與凈化煙氣中殘存的SO2還會(huì)生成亞硫酸液滴，在氧氣的作用下，亞硫酸會(huì)進(jìn)一步轉(zhuǎn)化成腐蝕能力更強(qiáng)的硫酸液滴，見式(Ⅰ)和式(Ⅱ)[9]。在煙囪內(nèi)形成的硫酸液滴對(duì)煙囪構(gòu)成露點(diǎn)腐蝕，縮短煙囪使用壽命。在煙囪外部，因蒸汽冷凝形成的硫酸液滴則以酸雨的形式回落至地面，進(jìn)而加劇煙囪周圍設(shè)備的腐蝕速率。

(Ⅰ)

(Ⅱ)

在熱力學(xué)方面，若氣體的露點(diǎn)溫度高于氣體干球溫度，則會(huì)出現(xiàn)蒸汽凝結(jié)。氣體的露點(diǎn)溫度主要由氣體絕對(duì)濕含量決定，故是否形成白煙直接取決于排放煙氣與大氣形成的混合氣體的絕對(duì)濕度和溫度[8]。煙囪頂部生成白煙的影響因素十分復(fù)雜，主要包括：①煙囪出口煙氣的絕對(duì)濕含量；②煙氣的排煙溫度；③大氣濕度；④大氣溫度；⑤煙囪出口煙氣排放線速度；⑥煙囪頂部風(fēng)速[9]。其中，因素②、⑤和⑥影響到煙氣在大氣中的擴(kuò)散性能，因素①和③影響到煙氣與大氣形成的混合氣體絕對(duì)濕度，因素②和④影響到煙氣與大氣形成的混合氣體溫度。

綜合以上分析，生成白煙的影響因素眾多，在不同的天氣條件下，白煙出現(xiàn)的幾率和形式也不一樣。上述影響因素中，可控因素是排放煙氣中絕對(duì)水含量和煙氣的排放溫度。因此，減少甚至消除白煙現(xiàn)象可從控制煙氣水含量和提升煙氣排煙溫度兩方面著手。

2 白煙防治措施

2.1 水含量控制

某煉廠硫磺回收裝置采用一級(jí)熱轉(zhuǎn)化、兩級(jí)催化轉(zhuǎn)化的SCOT制硫工藝和SSR尾氣處理工藝。經(jīng)過尾氣焚燒爐和余熱回收后的未凈化含硫煙氣組成、溫度和壓力見表1。目前，裝置排放煙氣中SO2質(zhì)量濃度滿足GB 16297-1996《大氣污染物綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》中960 mg/m3(0 ℃，101.325 kPa)的限值要求。為實(shí)現(xiàn)排放煙氣中SO2質(zhì)量濃度滿足GB 31571-2015《石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》的要求達(dá)標(biāo)排放，某煉廠硫磺回收裝置煙氣擬采用濕法脫硫工藝進(jìn)行處理，借助工藝流程模擬手段探究煙氣在不同水含量下水露點(diǎn)的變化趨勢(shì)，見圖2。

表1 某煉廠未凈化含硫煙氣組成及其操作條件Table1 Compositionsandoperationconditionsofunpurifiedfluegasinarefineryφ(Ar)/%φ(O2)/%φ(N2)/%φ(CO)/%φ(CO2)/%φ(H2O)/%ρ(SO2)/(mg·m-3)溫度/℃表壓/kPa0.956281.7220.0033.81611.503533301-0.5

由圖2可知，在研究范圍內(nèi)排放煙氣的水露點(diǎn)隨煙氣水含量的增加而上升。對(duì)圖2中數(shù)據(jù)利用最小二乘法進(jìn)行線性擬合，校正相關(guān)系數(shù)為0.985[10]。擬合結(jié)果表明，飽和水體積分?jǐn)?shù)每增加1%，煙氣水露點(diǎn)大致上升1.13 ℃。

煙氣中的水含量分為飽和水含量和游離水含量?jī)刹糠?。在不同的溫度、壓力下，飽和水和游離水可相互轉(zhuǎn)化，升高溫度、降低壓力有利于游離水向飽和水轉(zhuǎn)化。反之，飽和水則會(huì)轉(zhuǎn)化為游離水。在一定的溫度、壓力下，煙氣中的飽和水含量取決于氣液分離時(shí)的氣相溫度，游離水含量則取決于除霧設(shè)施的捕集能力高低。為降低煙氣中的飽和水含量，可采取兩方面措施：①降低煙氣進(jìn)入煙氣脫硫部分的溫度；②對(duì)脫硫堿液進(jìn)行降溫冷卻。對(duì)脫硫堿液進(jìn)行降溫冷卻需要采用合適溫位的冷源移出高溫?zé)煔鈳淼臒崃?，這必將導(dǎo)致脫硫部分的運(yùn)行費(fèi)用上升。故建議采用控制高溫?zé)煔膺M(jìn)脫硫部分溫度，以降低煙氣中的飽和水含量。游離水的脫除較飽和水更為容易，故建議盡量降低排放煙氣中的游離水含量。根據(jù)工程實(shí)際，采用高效除霧設(shè)施可將游離水質(zhì)量分?jǐn)?shù)控制在0.01%以下。

2.2 排煙溫度控制

提升凈化煙氣排出溫度的主要措施有：①凈化煙氣和高溫含硫煙氣進(jìn)行換熱；②凈化煙氣與熱空氣混合；③加熱凈化煙氣[9]。措施②和措施③需消耗外部熱量，增加裝置消耗，措施②增加了煙囪排煙負(fù)荷，減小了煙囪抽力，故推薦采用措施①。配置凈化煙氣和高溫含硫煙氣換熱器的濕法脫硫工藝流程框圖如圖3所示。

設(shè)置氣/氣換熱器后，排煙溫度取決于降溫含硫煙氣溫度。針對(duì)上述高溫?zé)煔鉂穹摿蜻^程，借助工藝流程模擬手段探究?jī)艋療煔鉁囟取艋療煔庵酗柡退?、排煙溫度、換熱器KA值和補(bǔ)水量隨降溫含硫煙氣溫度的變化關(guān)系，見圖4和圖5。

由圖4可知，凈化煙氣溫度和凈化煙氣的飽和含水量隨降溫含硫煙氣溫度的上升而上升，排煙溫度則隨降溫含硫煙氣溫度的上升而下降。這主要是因?yàn)闊煔膺M(jìn)脫硫部分溫度越高，氣/氣換熱量減小，在脫硫部分更多的熱量可以傳遞給脫硫堿液，進(jìn)而氣化更多的水分。對(duì)排煙溫度和降溫含硫煙氣溫度進(jìn)行擬合，校正相關(guān)系數(shù)達(dá)0.999，表明其具有良好的線性關(guān)系，高溫含硫煙氣經(jīng)氣/氣換熱器每降低1 ℃，排煙溫度可上升0.925 ℃，見式(1)。

tp=340-0.925×tj

(1)

式中：tp為排放煙氣溫度，℃；tj為降溫含硫煙氣溫度，℃。

由圖5可知，降溫?zé)煔鉁囟让拷档? ℃，脫硫系統(tǒng)外補(bǔ)水量可以減少5.07 kg。換熱器KA值則隨降溫含硫煙氣溫度的上升而迅速下降。這主要是因?yàn)闊煔膺M(jìn)脫硫部分的溫度越高，帶入系統(tǒng)的熱量越多，更多的液態(tài)水則需通過汽化以維持系統(tǒng)熱量平衡。煙氣進(jìn)脫硫部分溫度越高，氣/氣傳熱量越小，冷熱物流兩側(cè)傳熱溫差大，所需的換熱面積小。由圖5可知，進(jìn)入系統(tǒng)溫度低于150 ℃后，換熱器的KA值迅速上升，單位換熱面積完成的傳熱量顯著下降，故為控制換熱器成本在合理范圍內(nèi)，建議降溫含硫煙氣溫度控制在150～180 ℃。

設(shè)定降溫含硫煙氣溫度為165 ℃，濕法煙氣脫硫部分有無氣/氣換熱器的對(duì)比情況見表2。由表2可知，相較于無氣/氣換熱器，設(shè)置氣/氣換熱器并將進(jìn)入脫硫單元的溫度控制在165 ℃可以實(shí)現(xiàn)：①排放煙氣中的水體積分?jǐn)?shù)減少6.21%，煙氣露點(diǎn)降低7 ℃；②排放溫度將上升至187 ℃，保證煙囪出口煙氣處于過熱狀態(tài)；③系統(tǒng)補(bǔ)水量減少690 kg/h。前兩條可有效降低煙囪頂部白煙出現(xiàn)幾率，第③條則可降低裝置運(yùn)行成本，實(shí)現(xiàn)節(jié)水的目的。

表2 有無氣/氣換熱器脫硫單元參數(shù)對(duì)比情況Table2 Parameterscomparisonofdesulfurizationunitwithorwithoutgas/gasheater(GGH)項(xiàng)目無GGH有GGH差值進(jìn)入脫硫單元溫度/℃301165-136 煙氣露點(diǎn)/℃6558-7 排煙溫度/℃65187122系統(tǒng)補(bǔ)水量/(kg·h-1)1260570-690排放煙氣組成φ(Ar)/%0.830.890.06φ(O2)/%1.731.870.14φ(N2)/%70.5876.325.74φ(CO)/%3.303.570.27φ(H2O)/%23.5617.35-6.21ρ(SO2)/(mg·m-3)≤100≤100-

3 結(jié) 論

在介紹濕法煙氣脫硫工藝的基礎(chǔ)上，分析了煙囪頂部白煙生成的因素，重點(diǎn)分析了煙氣中水含量和增設(shè)氣/氣換熱器對(duì)白煙生成情況的影響，基于最小二乘法對(duì)關(guān)鍵參數(shù)之間的關(guān)系進(jìn)行定量關(guān)聯(lián)，并對(duì)有無氣/氣換熱器進(jìn)行對(duì)比分析，進(jìn)而得出如下結(jié)論：

(1) 煙氣濕法脫硫工藝煙氣頂部白煙成因復(fù)雜，可控參數(shù)主要為煙氣中水含量和煙氣排煙溫度。

(2) 煙氣中的水體積分?jǐn)?shù)每增加1%，煙氣水露點(diǎn)上升1.13 ℃，降溫含硫煙氣溫度每下降1 ℃，排煙溫度上升0.925 ℃，補(bǔ)水量可減少5.07 kg/h。

(3) 濕法煙氣脫硫系統(tǒng)建議采用高效除霧器，將游離水質(zhì)量分?jǐn)?shù)控制在0.01%。

(4) 從氣/氣換熱器的經(jīng)濟(jì)性出發(fā)，降溫含硫煙氣溫度建議控制在150～180 ℃為宜。

(5) 設(shè)置氣/氣換熱器并控制降溫含硫煙氣溫度為165 ℃時(shí)，煙氣中水的體積分?jǐn)?shù)可降低6.21%，排煙溫度可升高122 ℃，系統(tǒng)補(bǔ)水量可減少690 kg/h，同時(shí)實(shí)現(xiàn)減少白煙和節(jié)水的目的。

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Analysis on the causes and prevention measures of white mist in wet flue gas desulfurization

Deng Ji, Wei Fang
XinjiangHuanqiuEngineeringCorporation,Dushanzi,Xinjiang,China

The Wet Flue Gas Desulfurization (WFGD) is widely used in flue gas purification, which always leads to numerous white mist causing adverse public effect and dew point corrosion of the stack. Based on the reasons analysis of forming white mist, the impact of water content and gas/gas heater (GGH) was analyzed for the sulfur recovery unit of a refinery. The results showed as follows: (1) the 1% increase of water volume fraction led to about 1.13 ℃ rise of the flue gas dew point, the 1 ℃ decrease of cooling feed gas resulted in the 0.925 ℃ increase of exhaust temperature and the decrease of 690 kg/h water consuming; (2)after comprehensively considering the equipment investment and heat transfer effect of flue gas, it was suitable to control the cooling feed gas temperature at 150-180 ℃; (3) when the free water content was controlled at 0.01 wt% by the highly efficient mist eliminator and feed gas was cooled to 165 ℃ by GGH，the water content in discharged flue was decreased by 6.21 vol%，the flow of make-up water was decreased by 690 kg/h，the flue discharge temperature was raised by 122 ℃. After taking above measures, the white mist and the water consumption was reduced simultaneously.

wet flue gas desulfurization, white mist, water content, gas/gas heater, exhaust gas temperature

鄧驥(1990-)，男,主要從事天然氣、煉廠氣處理與加工方面相關(guān)研究和設(shè)計(jì)工作。E-mail：dengji@cnpc.com.cn

TE991.1

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.02.004

2016-08-17；編輯：溫冬云