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濕法煙氣脫硫過程白煙成因及防治措施分析

文檔作者：鄧驥　魏芳文檔來源：新疆寰球工程公司		點擊數(shù)：	更新時間： 2022年03月11日
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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
　　摘　要　濕法煙氣凈化過程普遍采用濕法脫硫工藝，但該工藝會導(dǎo)致煙囪出現(xiàn)白煙，造成不良社會
公眾影響，并導(dǎo)致露點腐蝕。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，重點探討水
含量和采用氣／氣換熱器對煙氣水露點的影響。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)補水量可減少６９０ kg／h ，排煙溫度可升高１２２ ℃ ，遠高于露點溫
度。采取上述措施后，可在有效減少白煙的同時節(jié)約裝置用水量。
關(guān)鍵詞　濕法脫硫　白煙　水含量　氣／氣換熱　排煙溫度
中圖分類號：TE９９１ ．１ 　　文獻標(biāo)志碼：A 　　DOI ：１０ ．３９６９ ／j ．issn ．１００７‐３４２６ ．２０１７ ．０２ ．００４
Analysis on the causes and prevention measures of white mist in
wet flue gas desulfurization
Deng Ji ，Wei Fang
X inj iang Huanqiu Engineering Corporation ，Dushanz i ，X inj iang ，China
Abstract ：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 ．
Key words ：wet flue gas desulfurization ，white mist ，water content ，gas／gas heater ，exhaust gas
temperature
１７
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　石油與天然氣化工
　第４６ 卷　第２ 期　　　　　　　　　CHEMICAL ENGINEERING OF OIL &amp;amp; GAS
　　作者簡介：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)計工作。E‐mail ：dengji＠ cnpc ．com ．cn 萬方數(shù)據(jù)
　　相較于GB １６２９７ － １９９６枟大氣污染物綜合排放標(biāo)
準(zhǔn)枠，２０１４ 年頒布的GB ３１５７０ － ２０１５枟石油煉制工業(yè)
污染物排放標(biāo)準(zhǔn)枠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現(xiàn)達標(biāo)排放，但排放
煙氣被水飽和后，煙囪頂部可能會出現(xiàn)白煙［６‐７］ 。白煙
視覺效果差，嚴(yán)重影響社會公眾對煉廠的認可度。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，對白煙防治措施進行分析，
以期在工程設(shè)計和實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
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，進而實現(xiàn)煙氣達標(biāo)排放。
煙氣濕法脫硫流程簡圖見圖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)強化元件實現(xiàn)氣液兩相充分接
觸，同時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，實現(xiàn)煙氣水
汽飽和。在接觸過程中，氣液兩相在短時間內(nèi)劇烈湍
動，濕凈化煙氣不可避免會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溫度高于混
合氣體干球溫度。
煙囪頂部的白煙不但會造成不良的社會公眾影
響，凝結(jié)的液態(tài)水與凈化煙氣中殘存的SO２ 還會生成
亞硫酸液滴，在氧氣的作用下，亞硫酸會進一步轉(zhuǎn)化成
腐蝕能力更強的硫酸液滴，見式（ Ⅰ ）和式（ Ⅱ ）［９ ］ 。在
煙囪內(nèi)形成的硫酸液滴對煙囪構(gòu)成露點腐蝕，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，進而加劇煙囪周圍設(shè)
備的腐蝕速率。
SO２ ＋ H２ O H２ SO３ （ Ⅰ ）
２H２ SO３ ＋ O２ ２H２ SO４ （ Ⅱ ）
在熱力學(xué)方面，若氣體的露點溫度高于氣體干球
溫度，則會出現(xiàn)蒸汽凝結(jié)。氣體的露點溫度主要由氣
體絕對濕含量決定，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熱轉(zhuǎn)化、兩級催化
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GB１６２９７ － １９９６枟大氣污染物綜合排放標(biāo)準(zhǔn)枠
１８ 鄧驥 等 　 濕法煙氣脫硫過程白煙成因及防治措施分析 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 ２０１７ 　
萬方數(shù)據(jù)
表1 　某煉廠未凈化含硫煙氣組成及其操作條件
Table 1 　Compositions and operation conditions of unpurified flue gas in a refinery
φ（Ar）／
％
φ（O２ ）／
％
φ（N２ ）／
％
φ（CO）／
％
φ（CO２ ）／
％
φ（H２ O）／
％
ρ（SO２ ）／
（mg · m － ３ ）
溫度／
℃
表壓／
kPa
０ ．９５６ ２ ８１ ．７２２ ０ ．００３ ３ ．８１６ １１ ．５０３ ５３３ ３０１ － ０ ．５ 中９６０ mg／m３ （０ ℃ ，１０１ ．３２５ kPa）的限值要求。為實
現(xiàn)排放煙氣中SO２ 質(zhì)量濃度滿足GB ３１５７１ － ２０１５
枟石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)枠的要求達標(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
水露點的變化趨勢，見圖２ 。
由圖２ 可知，在研究范圍內(nèi)排放煙氣的水露點隨
煙氣水含量的增加而上升。對圖２ 中數(shù)據(jù)利用最小二
乘法進行線性擬合，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兩
部分。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 降低煙氣進入煙氣脫硫部分的溫度；② 對脫硫堿液
進行降溫冷卻。對脫硫堿液進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
脫硫部分的運行費用上升。故建議采用控制高溫?zé)煔?
進脫硫部分溫度，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。針對上述高溫?zé)煔鉂穹摿蜻^程，借助工藝
流程模擬手段探究凈化煙氣溫度、凈化煙氣中飽和水
含量、排煙溫度、換熱器KA 值和補水量隨降溫含硫煙
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。這主要是因為煙
氣進脫硫部分溫度越高，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，進而氣化更多的
水分。對排煙溫度和降溫含硫煙氣溫度進行擬合，校
正相關(guān)系數(shù)達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） 。
１９
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　石油與天然氣化工
　第４６ 卷　第２ 期　　　　　　　　　CHEMICAL ENGINEERING OF OIL &amp;amp; GAS
萬方數(shù)據(jù)
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)煔鉁囟让拷档停?℃ ，脫硫系統(tǒng)
外補水量可以減少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。這主要是因為煙氣
進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／氣換熱器并將進入
脫硫單元的溫度控制在１６５ ℃ 可以實現(xiàn)：① 排放煙氣
中的水體積分?jǐn)?shù)減少６ ．２１％ ，煙氣露點降低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
行成本，實現(xiàn)節(jié)水的目的。
表2 　有無氣／氣換熱器脫硫單元參數(shù)對比情況
Table 2 　Parameters comparison of desulfurization
unit with or without gas／gas heater（GGH）
項目無GGH 有GGH 差值
進入脫硫單元溫度／ ℃ ３０１ １６５ － １３６ 　 　 煙氣露點／ ℃ ６５ ５８ － ７ 　 　 排煙溫度／ ℃ ６５ １８７ １２２ 系統(tǒng)補水量／（kg · h－ １ ） １ ２６０ ５７０ － ６９０ 排放煙氣組成
φ（Ar）／％ ０ ．８３ ０ ．８９ ０ ．０６ φ（O２ ）／ ％ １ ．７３ １ ．８７ ０ ．１４ φ（N２ ）／ ％ ７０ ．５８ ７６ ．３２ ５ ．７４ φ（CO）／ ％ ３ ．３０ ３ ．５７ ０ ．２７ φ（H２ O）／％ ２３ ．５６ １７ ．３５ － ６ ．２１ ρ（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，重點分析了煙氣中水含量和增
設(shè)氣／氣換熱器對白煙生成情況的影響，基于最小二乘
法對關(guān)鍵參數(shù)之間的關(guān)系進行定量關(guān)聯(lián)，并對有無氣／
氣換熱器進行對比分析，進而得出如下結(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
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，煙氣中水的體積分?jǐn)?shù)可降低６ ．２１％ ，排
２０ 鄧驥 等 　 濕法煙氣脫硫過程白煙成因及防治措施分析 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 ２０１７ 　
萬方數(shù)據(jù)
煙溫度可升高１２２ ℃ ，系統(tǒng)補水量可減少６９０ kg／h ，
同時實現(xiàn)減少白煙和節(jié)水的目的。
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（上接第１１ 頁）
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收稿日期：２０１６‐１０‐１２ ；編輯：溫冬云
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　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　石油與天然氣化工
　第４６ 卷　第２ 期　　　　　　　　　CHEMICAL ENGINEERING OF OIL &amp;amp; GAS
萬方數(shù)據(jù)

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