湿法脱硫原理

长沙宏福环保 湿法烟气脱硫原理

1 湿法烟气脱硫的基本原理

（1）物理吸收的基本原理

气体吸收可分为物理吸收和化学吸收两种。如果吸收过程不发生显著的化学反应，单纯是被吸收气体溶解于液体的过程，称为物理吸收，如用水吸收SO2。物理吸收的特点是，随

着温度的升高，被吸气体的吸收量减少。

物理吸收的程度，取决于气--液平衡，只要气相中被吸收的分压大于液相呈平衡时该气体分压时，吸收过程就会进行。由于物理吸收过程的推动力很小，吸收速率较低，因而在工程设计上要求被净化气体的气相分压大于气液平衡时该气体的分压。物理吸收速率较低，在

现代烟气中很少单独采用物理吸收法。

（2）化学吸收法的基本原理

若被吸收的气体组分与吸收液的组分发生化学反应，则称为化学吸收，例如应用碱液吸收SO2。应用固体吸收剂与被吸收组分发生化学反应，而将其从烟气中分离出来的过程，也

属于化学吸收，例如炉内喷钙（CaO）烟气脱硫也是化学吸收。

在化学吸收过程中，被吸收气体与液体相组分发生化学反应，有效的降低了溶液表面上被吸收气体的分压。增加了吸收过程的推动力，即提高了吸收效率又降低了被吸收气体的气

相分压。因此，化学吸收速率比物理吸收速率大得多。

物理吸收和化学吸收，都受气相扩散速度（或气膜阻力）和液相扩散速度（或液膜阻力）的影响，工程上常用加强气液两相的扰动来消除气膜与液膜的阻力。在烟气脱硫中，瞬间内要连续不断地净化大量含低浓度SO2的烟气，如单独应用物理吸收，因其净化效率很低，难以达到SO2的排放标准。因此，烟气脱硫技术中大量采用化学吸收法。用化学吸收法进行烟气脱硫，技术上比较成熟，操作经验比较丰富，实用性强，已成为应用最多、最普遍的

烟气脱硫技术。

（3）化学吸收的过程

化学吸收是由物理吸收过程和化学反应两个过程组成的。在物理吸收过程中，被吸收的气体在液相中进行溶解，当气液达到相平衡时，被吸收气体 的平衡浓度，是物理吸收过程的极限。被吸收气体中的活性组分进行化学反应，当化学反应达到平衡时，被吸收气体的消

耗量，是化学吸收过程的极限。这里用Ca(OH)2溶液吸收SO2加以说明。

SO2（气体）

||

SO2（液体）+Ca(OH)2 → CaSO3+H2O

←

化学吸收过程中，被吸收气体的气液平衡关系，即应服从相平衡关系，又应服从化学平

衡关系。

（4）化学吸收过程的速率及过程阻力

化学吸收过程的速率，是由物理吸收的气液传质速度和化学反应速度决定的。化学吸收

过程的阻力，也是由物理吸收气液传质的阻力和化学反应阻力决定的。

在物理吸收的气液传质过程中，被吸收气体气液两相的吸收速率，主要取决于气相中被吸收组分的分压，和吸收达到平衡时液相中被吸收组分的平衡分压之差。此外，也和传质系数有关，被吸收气体气液两相间的传质阻力，通常取决于通过气膜和液膜分子扩散的阻力。 烟气脱硫通常是在连续及瞬间内进行，发生的化学反应是极快反应、快反应和中等速度的反应，如NaOH、Na2CO3、和Ca(OH)2等碱液吸收SO2。为此，被吸收气体气液相间的传质阻力，远较该气体在液相中与碱液进行反应的阻力大得多。对于极快不可逆反应，吸收

过程的阻力，其过程为传质控制，化学反应的阻力可忽略不计。例如，应用碱液或氨水吸收

SO2时，化学吸收过程为气膜控制，过程的阻力为气膜传质阻力。

液相中发生的化学反应，是快反应和中等速度的反应时，化学吸收过程的阻力应同时考

虑传质阻力和化学反应阻力。

（5）碱液浓度对传质速度的影响

研究得出，应用碱液吸收酸性气体时，碱液浓度的高低对化学吸收的传质速度有很大的影响。当碱液的浓度较低时，化学传质的速度较低；当提高碱液浓度时，传质速度也随之增大；当碱液浓度提高到某一值时，传质速度达到最大值，此时碱液的浓度称为临界浓度；当

碱液浓度高于临界浓度时传质速度并不增大。

为此，在烟气脱硫的化学吸收过程中，当应用碱液吸收烟气中的SO2时，适当提高碱液的浓度，可以提高对SO2的吸收效率。但是，碱液的浓度不得高于临界浓度。超过临界浓度之后，进一步提高碱液的浓度，脱硫效率并不能提高。可以得出，在烟气脱硫中，吸收SO2的碱液浓度，并非愈高愈好。碱液的最佳浓度为临界浓度，此时脱硫效率最高。

（6）主要化学反应

在湿法烟气脱硫中，SO2和吸收剂的主要化学反应如下

（7）同水的反应

SO2溶于水形成亚硫酸

H2O+SO2 ──→ H2SO3 ──→ H+HSO3 ──→ 2H+ + SO32

←── ←── ←──

温度升高时，反应平衡向左移动。

（8）同碱反应

SO2及易与碱性物质发生化学反应，形成亚硫酸盐。碱过剩时生成正盐；SO2过剩时

形成酸式盐。

2MeOH+SO2 ─→Me2SO3+H2O

Me2SO3+SO2+H2O ─→ 2MeHSO3

Me2SO3+MeOH ─→ Me2SO4+H2O

亚硫酸盐不稳定，可被烟气中残留的氧气氧化成硫酸盐：

Me2SO3+1/2O2─→MeSO4

（9）同弱酸盐反应

SO2易同弱酸盐反应生成亚硫酸，继之被烟气中的氧气氧化成稳定的硫酸盐。如同石灰

石反应：

CaCO3+SO2+1/2H2O ─→CaSO3•1/2H2O+CO2↑

2CaSO3•1/2H2O+O2+3H2O ─→2CaSO4•2H2O

（10）同氧化剂反应

SO2同氧化剂反应生成SO3

SO2+1/2O2 催化剂 SO3

─────→

在催化剂的作用下，可加速SO2氧化成SO3的反应。在水中，SO2经催化剂作用被迅

速氧化成SO3，并生成H2SO4：

SO2+1/2O+H2O 催化剂 H2SO4

─────→

1.6.5 同金属氧化物的反应

金属氧化物，如MgO、ZnO、MnO、CuO等，对SO2均有吸收能力，然后再用加热的

方法使吸收剂再生，并得到高浓度的SO2。这里以MgO为例加以说明：

MgO+H2O ─→Mg(OH)2

Mg(OH)2+SO2+5H2O ─→MgSO3•6H2O

MgSO3•6H2O △ MgSO3+6H2O↑

───→

MgSO3 △ MgO+SO2

───→

吸收剂再生后可循环使用，并可回收SO2，达到高浓度的气态SO2。经液化后得到液

态SO2。

2、湿法烟气脱硫用脱硫剂

在化学吸收烟气脱硫中，吸收剂的性能从根本上决定了SO2吸收操作的效率，因而对

吸收剂的性能有一定的要求。

（1）吸收能力高

要求对SO2具有较高的吸收能力，以提高吸收速率，减少吸收剂的用量，减少设备体

积和降低能耗。

（2）选择性能好

要求对SO2具有良好的选择性能，对其他组分不吸收或吸收能力很低，确保对SO2具

有较高的吸收能力。

（3）挥发性低，无毒，不易燃烧，化学稳定性好，凝固点低，不发泡，易再生，粘度

小，比热小。

（4）不腐蚀或腐蚀小，以减少设备投资及维护费用。

（5）来源丰富，容易得到，价格便宜。

（6）便于处理及操作，不易产生二次污染。

完全满足上述要求的吸收剂是很难选择到的。只能根据实际情况，权衡多方面的因素有所侧重地加以选择。石灰（CaO）、氢氧化钙[Ca（OH）2、碳酸钙（CaCO3），是烟气脱硫

较为理想的吸收剂，因而在国内外烟气脱硫中获得最广泛地应用。

工业上利用废碱液吸收燃煤工业锅炉烟气中的SO2，利用锅炉冲渣水和湿法除尘循环水在除尘的同时吸收SO2等，已有成功的范例。从资源综合利用，以废治废，避免和减轻二

次水污染角度出发来选择吸收剂，具有更重要的意义。

3、湿法烟气脱硫的类型及工艺过程

（1）类型

根据各种不同的吸收剂，湿法烟气脱硫可分为石灰石/石膏法、氨法、钠碱法、铝法、

金属氧化镁法等，每一类型又因吸收剂不同。

（2）工艺过程

湿法烟气脱硫的工艺过程多种多样，但他们也具有相似的共同点：含硫烟气的预处理（如降温、增湿、除尘），吸收，氧化，富液处理（灰水处理），除雾（气水分离），被净化后的气体再加热，以及产品浓缩和分离等。石灰石/石灰——石膏法，是燃煤煤电厂应用最广泛、

最多的典型的湿法烟气脱硫技术。

我国燃煤锅炉湿法烟气脱硫工艺过程较多，其中较典型的工艺过程为旋流塔板高效脱硫

除尘工艺过程和湿法氧化镁延期脱硫工艺过程。

4、湿法烟气脱硫主要设备

湿法烟气脱硫主要设备是指脱硫塔（或洗涤塔、洗涤器）和脱硫除尘器。

对脱硫塔和脱硫除尘器的要求

用于燃煤发电厂烟气脱硫的大型脱硫装置称为脱硫塔，而用于燃煤工业锅炉和窑炉烟气脱硫的小型脱硫除尘装置多称为脱硫除尘器。在脱硫塔和脱硫尘器中，应用碱液洗涤含SO2

的烟气，对烟气中的SO2进行化学吸收。为了强化吸收过程，提高脱硫效率，降低设备的

投资和运行费用，脱硫塔和脱硫除尘器应满足以下的基本要求：

（1）气液间有较大的接触面积和一定的接触时间；

（2）气液间扰动强烈，吸收阻力小，对SO2的吸收效率高；

（3）操作稳定，要有合适的操作弹性；

（4）气流通过时的压降要小；

（5）结构简单，制造及维修方便，造价低廉，使用寿命长；

（6）不结垢，不堵塞，耐磨损，耐腐蚀；

（7）能耗低，不产生二次污染。

SO2吸收净化过程，处理的是低浓度SO2烟气，烟气量相当可观，要求瞬间内连续不断地高效净化烟气。因而，SO2参加的化学反应应为极快反应，它们的膜内转化系数值较大，反应在膜内发生，因此选用气相为连续相、湍流程度高、相界面较大的吸收塔作为脱硫塔和脱硫除尘器比较合适。通常，喷淋塔、填料塔、喷雾塔、板式塔、文丘里吸收塔等能满足这些要求。其中，填料塔因其气液接触时间和气液比均可在较大的范围内调节，结构简单，在

烟气脱硫中获得广泛地应用。

常见吸收塔的性能

目前国内外燃煤电厂常用的脱硫塔，主要有喷淋空塔、填料塔、双回路塔及喷射鼓炮塔

等四种。脱硫除尘器

近年来，我国许多部门对燃煤工业锅炉及窑炉烟气脱硫技术进行了研究及开发。为了经济简便起见，常常将烟气除尘及脱硫一体化处理，即在同一个设备内处理。为此，将脱硫除

尘一体化设备成为脱硫除尘器。

我国中小型燃煤锅炉常用的脱硫除尘器，主要有旋流塔板脱硫除尘器、空心塔脱硫除尘

器、填料塔脱硫除尘器以及流化床脱硫除尘器等。

5、湿法烟气脱硫技术的应用

（1）湿法烟气脱硫在燃煤发电厂及中小型燃煤锅炉上获得广泛的应用，成为当今世界上燃煤发电厂采用的脱硫主导工艺技术。这是由于湿法烟气脱硫效率高、设备小、易控制、

占地面积小以及适用于高中低硫煤等。

目前，在国内外燃煤发电厂中，湿法烟气硫占总烟气脱硫的85%左右，并有逐年增加

的趋势。在我国中小型燃煤锅炉中，湿法烟气脱硫占98%以上，接近100%。

（2）在国内外燃煤发电厂中，湿法烟气脱硫中，石灰石/石灰——石膏法、石灰石/石灰抛弃法烟气脱硫，占烟气脱硫总量的83%左右，其中石灰石/石灰——石膏法占45%以上，

并有逐年增加的趋势，而石灰石/石灰-石膏抛弃法呈逐年下降的趋势。

这是由于石灰石/石灰——石膏法副产建筑材料石膏，对环境不造成二次污染所致。在我国中小型燃煤锅炉上，石灰抛弃法烟气脱硫占主导地位，SO2一般不回收，多以硫酸盐或

亚硫酸盐抛弃。

（3）湿法石灰石/石灰——石膏烟气脱硫中，由于石灰石来源丰富，价格比石灰低得多，多年来形成了湿法石灰石——石膏烟气脱硫技术，并在国内外燃煤发电厂中获得广泛的应

用，其应用量有逐年增加的趋势。

（4）湿法石灰石/石灰工艺可适用于高中低硫煤种。

（5）湿法烟气脱硫技术，尤其是石灰石/石灰烟气脱硫技术，除在燃煤发电厂获得广泛应用外，在硫酸工业、钢铁工业、有色冶金工业、石油化工以及燃煤工业窑炉等烟气脱硫中

也获得广泛的应用。

（6）美国烟气脱硫工程的基本建设投资费用，占电厂总投资的10~20%。我国珞璜电厂已运行的2台36万KW机组，湿法石灰石/石灰——石膏法烟气脱硫总投资为2.26亿元，

占电厂同期总投资的11.15%，年运行费用为8319万元，脱除每吨SO2的费用为945元。 可见，削减SO2的排放量，防治大气SO2污染，需要投入大量的资金和人力。因此，

实施严格的排放标准，必须以高额的环保投资为代价。

6、 湿法烟气脱硫存在的问题及解决。

湿法烟气脱硫通常存在富液难以处理、沉淀、结垢及堵塞、腐蚀及磨损等等棘手的问题。

这些问题如解决的不好，便会造成二次污染、运转效率低下或不能运行等。

（1）富液的处理

用于烟气脱硫的化学吸收操作，不仅要达到脱硫的要求，满足国家及地区环境法规的要求，还必须对洗后 SO2的富液（含有烟尘、硫酸盐、亚硫酸盐等废液）进行合理的处理，

既要不浪费资源，又要不造成二次污染。

合理处理废液，往往是湿法烟气脱硫烟气脱硫技术成败的关键因素之一。因此，吸收法

烟气脱硫工艺过程设计，需要同时考虑SO2吸收及富液合理的处理。

所谓富液合理处理，是指不能把碱液从烟气中吸收SO2形成的硫酸盐及亚硫酸盐废液未经处理排放掉，否则会造成二次污染。回收和利用富液中的硫酸盐类，废物资源化，才是

合理的处理技术。

例如，日本湿法石灰石/石灰——石膏法烟气脱硫，成功地将富液中的硫酸盐类转化成优良的建筑材料——石膏。威尔曼洛德钠法烟气脱硫，把富液中的硫酸盐类转化成高浓度高纯度的液体SO2，可作为生产硫酸的原料。亚硫酸钠法烟气脱硫，将富液中的硫酸盐转化成

为亚硫酸钠盐。

上述这些湿法烟气脱硫技术，对吸收SO2后的富液都进行了妥善处理，既节省了资源，

又不造成二次污染，不会污染水体。

对于湿法烟气脱硫技术，一般应控制氯离子含量小于2000mg/L。脱硫废液呈酸性（PH4~6）,悬浮物质量分数为9000~12700mg/L，一般含汞、铅、镍、锌等重金属以及砷 、

氟等非金属污染物。

典型废水处理方法为：先在废水中加入石灰乳，将PH值调至6~7，去除氟化物（产品CaF2沉淀）和部分重金属；然后加入石灰乳、有机硫和絮凝剂，将PH升至8~9，使重金属

以氢氧化物和硫化物的形式沉淀。

（2）烟气的预处理

含有SO2的烟气，一般都含有一定量的烟尘。在吸收SO2之前，若能专门设置高效除

尘器，如电除尘器和湿法除尘器等，除去烟尘，那是最为理想的。

然而，这样可能造成工艺过程复杂，设备投资和运行费用过高，在经济上是不太经济的。若能在SO2吸收时，考虑在净化SO2的过程中同时除去烟尘，那是比较经济的，是较为理

想的，即除尘脱硫一机多用或除尘脱硫一体化。

例如，有的采取在吸收塔前增设预洗涤塔、有的增设文丘里洗涤器。这样，可使高温烟气得到冷却，通常可将120~180℃的高温烟气冷却到80℃左右，并使烟气增湿，有利于提高

SO2的吸收效率，又起到了除尘作用，除尘效率通常为95%左右。

有的将预洗涤塔和吸收塔合为一体，下段为预洗涤段，上段为吸收段。喷雾干燥法烟气脱硫技术更为科学，含硫烟气中的烟尘，对喷雾干燥塔无任何影响，生成的硫酸盐干粉末和

烟尘一同被袋滤器捕集，不用增设预除尘设备，是比较经济的。

近年来，我国研究及开发的燃煤工业锅炉和窑炉烟气脱硫技术，多为脱硫除尘一体化，

有的在脱硫塔下端增设旋风除尘器，有的在同一设备中既除尘又脱硫。

（3）烟气的预冷却

大多数含硫烟气的温度为120~185℃或更高，而吸收操作则要求在较低的温度下（60℃左右）进行。低温有利于吸收，高温有利于解吸。因而在进行吸收之前要对烟气进行预冷却。

通常，将烟气冷却到60℃左右较为适宜。常用冷却烟气的方法有：应用热交换器间接冷却；应用直接增湿（直接喷淋水）冷却；用预洗涤塔除尘增湿降温，这些都是较好的方法，

也是目前使用较广泛的方法。

通常，国外湿法烟气脱硫的效率较高，其原因之一就是对高温烟气进行增湿降温。 我国目前已开发的湿法烟气脱硫技术，尤其是燃煤工业锅炉及窑炉烟气脱硫技术，高温烟气未经增湿降温直接进行吸收操作，较高的吸收操作温度，使SO2的吸收效率降低，这

就是目前我国燃煤工业锅炉湿法烟气脱硫效率较低的主要原因之一。

（4）结垢和堵塞

在湿法烟气脱硫中，设备常常发生结垢和堵塞。设备结垢和堵塞，已成为一些吸收设备

能否正常长期运行的关键问题。

为此，首先要弄清楚结构的机理，影响结构和造成堵塞的因素，然后有针对性地从工艺

设计、设备结构、操作控制等方面着手解决。

一些常见的防止结垢和堵塞的方法有：在工艺操作上，控制吸收液中水份蒸发速度和蒸发量；控制溶液的PH值；控制溶液中易于结晶的物质不要过饱和；保持溶液有一定的晶种；严格除尘，控制烟气进入吸收系统所带入的烟尘量，设备结构要作特殊设计，或选用不易结垢和堵塞的吸收设备，例如流动床洗涤塔比固定填充洗涤塔不易结垢和堵塞；选择表面光滑、

不易腐蚀的材料制作吸收设备。

脱硫系统的结构和堵塞，可造成吸收塔、氧化槽、管道、喷嘴、除雾器设置热交换器结垢和堵塞。其原因是烟气中的氧气将CaSO3氧化成为CaSO4（石膏），并使石膏过饱和。这

种现象主要发生在自然氧化的湿法系统中，控制措施为强制氧化和抑制氧化。

强制氧化系统通过向氧化槽内鼓入压缩空气，几乎将全部CaSO3氧化成CaSO4，并保持足够的浆液含固量（大于12%），以提高石膏结晶所需要的晶种。此时，石膏晶体的生长

占优势，可有效控制结垢。

抑制氧化系统采用氧化抑制剂，如单质硫，乙二胺四乙酸（EDTA）及其混合物。添加单质硫可产生硫代硫酸根离子，与亚硫酸根自由基反应，从而干扰氧化反应。EDTA则通过

与过渡金属生成螯合物和亚硫酸根反应而抑制氧化反应。

5）腐蚀及磨损

煤炭燃烧时除生成SO2以外，还生成少量的SO3，烟气中SO3的浓度为10~40ppm。 由于烟气中含有水（4%~12%），生成的SO3瞬间内形成硫酸雾。当温度较低时，硫酸雾凝结成硫酸附着在设备的内壁上，或溶解于洗涤液中。这就是湿法吸收塔及有关设备腐蚀

相当严重的主要原因。

解决方法主要有：采用耐腐蚀材料制作吸收塔，如采用不锈钢、环氧玻璃钢、硬聚氯乙烯、陶瓷等制作吸收塔及有关设备；设备内壁涂敷防腐材料，如涂敷水玻璃等；设备内衬橡

胶等。

含有烟尘的烟气高速穿过设备及管道，在吸收塔内同吸收液湍流搅动接触，设备磨损相

当严重。

解决的主要方法有：采用合理的工艺过程设计，如烟气进入吸收塔前要进行高效除尘，以减少高速流动烟尘对设备的磨损；采用耐磨材料制作吸收塔及其有关设备，以及设备内 壁

内衬或涂敷耐磨损材料。

近年来，我国燃煤工业锅炉及窑炉烟气脱硫技术中，吸收塔的防腐及耐磨损已取得显著

进展，致使烟气脱硫设备的运转率大大提高。

吸收塔、烟道的材质、内衬或涂层均影响装置的使用寿命和成本。

吸收塔体可用高（或低）合金钢、碳钢、碳钢内衬橡胶、碳钢内衬有机树脂或玻璃钢。 美国因劳动力昂贵，一般采用合金钢。德国普遍采用碳钢内衬橡胶（溴橡胶或氯丁橡胶），

使用寿命可达10年。腐蚀特别严重的如浆池底和喷雾区，采用双层衬胶，可延长寿命25%。ABB早期用C-276合金钢制作吸收塔，单位成本为63美元/KW，现采用内衬橡胶，成本为

22美元/KW。

烟道应用碳钢制作时，采用何种防腐措施取决于烟气温度（是否在酸性露点或水蒸汽饱

和温度以上）及其成分（尤其是SO2和H2O含量）。

日本日立公司的防腐措施是：烟气再热器、吸收塔入口烟道、吸收塔烟气进口段，采用耐热玻璃鳞片树脂涂层，吸收塔喷淋区用不锈钢或碳钢橡胶衬里，除雾器段和氧化槽用玻璃

鳞片树脂涂层或橡胶衬里。

（6）除雾

湿法吸收塔在运行过程中，易产生粒径为10~60m的“雾”。“雾”不仅含有水分，它还溶有硫酸、硫酸盐、SO2等，如不妥善解决，任何进入烟囱的“雾”，实际就是把SO2排放到

大气中，同时也造成引风机的严重腐蚀。

因此，工艺上对吸收设备提出除雾的要求。被净化的气体在离开吸收塔之前要进行除雾。

通常，除雾器多设在吸收塔的顶部。

目前，我国相当一部分吸收塔尚未设置除雾器，这不仅造成SO2的二次污染，对引风

机的腐蚀也相当严重。

脱硫塔顶部净化后烟气的出口应设有除雾器，通常为二级除雾器，安装在塔的圆筒顶部（垂直布置）或塔出口的弯道后的平直烟道上（述评布置）。后者允许烟气流速高于前者。对于除雾器应设置冲洗水，间歇冲洗除雾器。净化除雾后烟气中残余的水分一般不得超过100mg/m3，更不允许超过200mg/m3，否则含沾污和腐蚀热交换器、烟道和风机。

（7）净化后气体再加热

在处理高温含硫烟气的湿法烟气脱硫中，烟气在脱硫塔内被冷却、增湿和降温，烟气的温度降至60℃左右。将60℃左右的净化气体排入大气后，在一定的气象条件下将会产生“白

烟”。

由于烟气温度低，使烟气的抬升作用降低。特别是在净化处理大量的烟气和某些不利的气象条件下，“白烟”没有远距离扩散和充分稀释之前就已降落到污染源周边的地面，容易出

现高浓度的SO2污染。

为此，需要对洗涤净化后的烟气进行二次再加热，提高净化气体的温度。被净化的气体，通常被加热到105~130℃。为此，要增设燃烧炉。燃烧炉燃烧天然气或轻柴油，产生

1000~1100℃的高温燃烧气体，再与净化后的气体混对。

这里应当指出，不管采用何种方法对净化气体进行二次加热，在将净化气体的温度加热到105~130℃的同时，都不能降低烟气的净化效率，其中包括除尘效率和脱硫效率。

为此，对净化气体二次加热的方法，应权衡得失后进行选择。

吸收塔出口烟气一般被冷却到45~55℃（视烟气入口温度和湿度而定），达饱和含水量。

是否要对脱硫烟气再加热，取决于各国环保要求。

德国《大型燃烧设备法》中明确规定，烟囱入口最低温度为72℃，以保证烟气扩散，防止冷烟雾下沉。因吸收塔出口与烟囱入口之间的散热损失约为5~10℃，故吸收塔出口烟气

至少要加热到77~82℃。

据ABB或B&W公司介绍，美国一般不采用烟气再加热系统，而对烟囱采取防腐措施。如脱硫效率仅要求75%时，可引出25%的未处理的旁通烟气来加热75%的净化烟气，德国第1台湿法脱硫装置就采用这种方法。德国现在还把净化烟气引入自然通风冷却塔排放的脱

硫装置，籍烟气动量（质量 速度）和携带热量的提高，使烟气扩散的更好。

烟气再加热器通常有蓄热式和非蓄热式两种形式。蓄热式工艺利用未脱硫的热烟气加热冷烟气，统称GGH。蓄热式换热器又可分为回转式烟气换热器、板式换热器和管式换热器，

均通过载热体或热介质将热烟气的热量传递给冷烟气。

回转式换热器与电厂用的回转式空气预热器的工作原理相同，是通过平滑的或者带波纹的金属薄片载热体将热烟气的热量传递给净化后的冷烟气，缺点是热烟气会泄露到冷烟气

中。

板式换热器中，热烟气与冷烟气逆流或交*流动，热交换通过薄板进行，这种系统基本不泄露。管式加热器是通过中间载体水将热烟气的热量传递给冷烟气，无烟气泄露问题，用

于年满负荷运行在4000~6500h的脱硫装置。

非蓄热式换热器通过蒸汽、天然气等将冷烟气重新加热，又分为直接加热和间接加热。直接加热是燃烧加热部分冷烟气，然后冷热烟气混合达到所需温度；间接加热是用低压蒸汽（≥2×105Pa）通过热交换器加热冷烟气。这种加热方式投资省，但能耗大，使用于脱硫装

置年运行时间4000h-6500h的脱硫装置。

4 湿法烟气脱硫装置各腐蚀区域的腐蚀分析

4.1 烟气输送及热交换系统

4.1.1 该系统主要腐蚀介质及腐蚀环境

该系统主要腐蚀介质及腐蚀环境为两类:一是经流换热器原烟气进口烟道、换热器降温段、换热器原烟气出口至吸收塔进口烟道、原烟气旁路烟道、烟气挡板的高温（170-110℃）含尘（3-5%）含SO2（1-4%）原烟气；二是经流吸收塔净烟气出口至除雾器、除雾器至换热器净烟气进口烟道、烟气增压风机、换热器升温段的低温（45-90℃）除尘（0.3-0.5%）脱

SO2（3×10-4-4×10-4）净烟气。

4.1.2 该系统主要腐蚀特点分析

(1) 亚硫酸露点腐蚀：高温原烟气在正常运行条件下因无水份存在，对装置几乎无腐蚀，

但在三种情形下将导致腐蚀。

一是列管式换热器管程因某种原因穿孔，导致冷却水泄漏，致使高温原烟气所含SO2

与水反应生成亚硫酸，形成高温亚硫酸还原性腐蚀。

二是迴转式蓄热换热器清洗水外泻或蓄集形成高温亚硫酸还原性腐蚀。

三是在装置开停车时，因环境大气湿度影响，装置内残留的气态SO2被钢基体表面凝聚水吸收生成亚硫酸，形成亚硫酸露点腐蚀（虽然烟道外保温可延迟钢基体表面凝聚水生成

时间，但无法完全防止该类腐蚀的形成）。

低温净烟气虽只残存少量SO2且经除雾器除去大部分水雾，但微量水和SO2的存在及环境大气湿度在装置开停车时形成的钢基体表面凝聚水仍会形成缓慢的亚硫酸还原性露点腐蚀（如重庆珞璜除雾器出口净烟气烟道，原设计不防腐，经多年运行可看到明显腐蚀现象，

现已实施鳞片防腐）。

(2) 防腐蚀衬层高温热应力失效：鉴于上述腐蚀因素的存在，通常在原烟气流经区域采用1.2～1.5mm厚耐高温鳞片涂料防腐，但在实际使用中该区防腐蚀衬层时常发生龟裂、开

裂、剥落等腐蚀失效现象，其原因主要有三：

一是由于火电厂环保脱硫装置开停车较频繁，使生成的热应力处于间歇性交变状态中，加速衬层的热应力腐蚀失效；四是鳞片涂层属脆性材料，衬层内热应力的长期存在，特别是

在热应力交变期内易导致涂层龟裂、开裂、剥落等物理腐蚀失效；

二是衬里材料选择不合理，树脂耐温能力不足，在高温热应力作用下形成热应力开裂。 三是在衬层施工中，存在有衬层厚薄不均、界面粘接不良、固化剂分布不均等局部质量

缺陷，使环境热应力易于在衬层薄弱处形成应力集中，导致衬层热应力破坏。

(3) 防腐蚀衬层烟尘磨损失效：在配套有电除尘设备的火力发电装置中，该类腐蚀失效虽有但并不严重，若无电除尘设备，由于烟气中含有大量粉尘，则磨损较严重。低温净烟气

烟道因含尘量极小，此类腐蚀失效可不作重点考虑。

(4) 防腐蚀衬层高温碳化烧蚀失效：正常情况下从电除尘排出的原烟气温度为140～150℃，此温度不足以使耐高温鳞片衬里高温碳化烧蚀，但当锅炉的蒸汽预热器、省煤器、空气预热器等设备运行不正常时，电除尘排出的原烟气温度将达160℃以上，此温度将导致大多数耐高温鳞片衬里材料由表及里缓慢高温碳化，此类衬里材料碳化并不严重影响衬里的完整性及耐蚀性，但衬里一旦因热应力作用形成开裂，则裂纹的发展加快，介质沿裂纹渗透速度加快，导致衬里局部整块剥离。当温度超过180℃时，长期高温作用会导致大多数耐高温鳞片衬里由表及里烧蚀碳化，此种情形将导致衬里严重失强减薄，其腐蚀破坏是致命的。

(5) 液滴冲击磨蚀：当高速流动的烟气中夹带水滴（形成双相流）时，易对烟道壁衬里，特别是对迎风面烟道壁衬里（如导流板及弯烟道壁）产生液滴冲击磨蚀（即空泡腐蚀），形成力学疲劳破坏。水相来源一是换热器的清洗水，二是列管式换热器的泄漏水。因液滴在烟气中分布的随机性和液滴的独立存在特点，使衬层承受着连续点击交变冲击作用，导致衬层

力学疲劳破坏。

(6) 衬里震颤疲劳破坏：衬层在下述条件下易产生震颤疲劳破坏：

一是该区烟道结构设计强度、刚性不足，特别是烟道布置受环境所限，弯道、过流截面变化较大时，高速流动的烟气在烟道中过流时会因弯道及过流截面变化的影响，产生较大的压力变化，形成不稳定流动，导致烟道结构震颤，使本来就高温失强的衬里形成疲劳腐蚀开

裂，严重时形成大面积剥落。

二是在烟道结构强度设计时，出于结构补强需要，采用细杆内支承补强，当高速流动的烟气在烟道中过流时，因烟气冲击压力作用引发支承细杆抖动变形，导致支承杆与烟道壁焊接区衬层开裂。由于烟气引发的结构震颤是通过衬层传导给金属基体的，而衬层与基体是通过界面底漆粘接联接的，故此类破坏往往发生在界面底漆粘接层，其对衬层的破坏是非常致

命的。

4.2 SO2吸收及氧化系统：

4.2.1 该系统主要腐蚀介质及腐蚀环境

该系统主要腐蚀介质及腐蚀环境为三类:

一是烟气中所含的SO2。当含硫烟气处于脱硫工况时，在强制氧化环境作用下，烟气中的SO2首先与水反应生成H2SO3及H2SO4，再与碱性吸收剂反应生成亚硫酸盐，经强制氧化生成硫酸盐沉淀分离。而此阶段，工艺环境温度正好处于稀（亚）硫酸活化腐蚀温度状态，其腐蚀速度快，渗透能力强，故其中间产物H2SO3及H2SO4是导致设备腐蚀的主体。 二是烟气中所含NOX、吸收剂浆液中的水及石灰石、水中所含的氯离子对金属基体具

有一定腐蚀能力。

三是吸收塔入口烟道及喷浆区环境温度急变，吸收剂浆液中固体含量大，其温差热应力

及固态料对衬层具有较强的腐蚀破坏能力。

4.2.1 该系统主要腐蚀特点分析

(1) 防腐蚀衬层稀（亚）硫酸渗透失效：导致介质渗透腐蚀失效原因有三：

一是室温条件下固化成型的有机非金属树脂均为非致密体，固化树脂基体中存有大量的

分子级空穴；

二是衬里材料均为复合材料，不同相材料界面间总存在有界面孔隙；

三是衬里材料在混配、施工过程中，必然会生成微气泡、微裂纹等缺陷。这就为介质迁移性渗透提供了通道。可以说，正是衬里自身具有的这些固有缺陷，导致腐蚀介质渗透的不可避免性。橡胶及鳞片衬里之所以被选择为烟气脱硫装置的适用防腐蚀衬里技术，鳞片衬里

是因其具有优异的抗渗透能力，橡胶是因其为压延成型故胶板致密性好。

(2) 防腐蚀衬层热应力腐蚀失效：导致该区应力腐蚀失效原因除上述原因外，还应特别注意吸收塔内喷浆区环境状态，该区为高温原烟气与低温吸收剂浆液交汇区（温度由120～

110℃降至45～50℃），对该区防腐衬层而言，温度急变将导致处于不同温度区的衬层热膨胀状态不一样，形成不均匀热应力,其破坏性较恒定热环境下的热应力大得多。应力的存在增加了衬层内及界面间微裂纹及界面孔隙等缺陷，且为缺陷发展及介质渗透创造了条件。吸收塔非喷浆区及氧化区，由于环境温度较低，热应力小，衬层的应力腐蚀失效易较小。

(3) 防腐蚀衬层固体物料磨损腐蚀失效：在脱硫氧化体系中，固体物料除烟气所带粉尘外还有作为吸收剂的石灰石浆液及脱硫生成物硫酸钙。导致衬层固体物料磨损腐蚀失效的原

因有五：

一是石灰石浆液经浆液泵从喷浆管带压喷出，在与烟气中SO2反应过程中，同时冲刷

衬层表面；

二是吸收浆液自重落体对衬层产生较强的磨损能力。

三是在高温环境下，树脂具有高温失强，橡胶具有高温热老化等特性，使衬层本体强度

降低或材质硬化，使磨损更为严重。

四是吸收塔为现场拼焊制作，表面凹凸不平，其凸起部位更易因磨损而破坏。 五是吸收塔氧化池底部因工艺机械搅拌及空气搅拌作用亦产生较强的磨损。

(4) 防腐蚀衬层机械力损伤失效：此种情形主要发生在设备内件吊装及检修时，特别应关注吸收塔氧化池底部氧化空气对底部衬层的吹冲破坏及空气管检修时人为机械损伤。

(5) 含亚硫酸热蒸汽腐蚀区：该区指吸收塔原烟气入口延长段，在该区域，高温原烟气与低温吸收剂浆液交汇，浆液中的水被汽化并吸收原烟气中的SO2生成含H2SO3水蒸汽，受汽化扩散能的作用向入口延长段扩散并进一步被高温原烟气加热，经一段时间后达到平衡，在此区形成具有热冲击、间歇性交变热应力作用特征的含亚硫酸热蒸汽腐蚀环境，特别是当该区设有冷却喷淋水时，该区还同时伴随着空泡腐蚀作用，其腐蚀环境十分苛刻。 橡胶衬里耐热性不足易热老化破坏，一般不锈钢因Cl-及H2SO3的存在不耐腐蚀。采用鳞片衬里必须充分考虑其热冲击、间歇性交变热应力及空泡腐蚀作用特点，实施有效补强措施。国内许多业主及设计方出于对非金属衬里技术的担心，往往在该区域选择价格昂贵的高

镍基合金（如59合金等）纯金属结构。

4.3 吸收剂（石灰石浆液）传输及回收系统

4.3.1 该系统主要腐蚀介质及腐蚀环境

该系统主要腐蚀介质及腐蚀环境为两类：

一是经流石灰储槽、石灰石浆液储槽（含石灰石制备废水储坑及排水沟）、石灰石料浆泵、输浆管、吸收塔内料浆集管、料浆喷射管的低温（30-40℃）、高固体含量（20-30%）的

石灰石浆液制备输送系统；

二是经流石膏料浆泵、输浆管（槽）、浆液循环管及循环泵、水力分离器、真空带式过滤机、（含过滤水储槽、排水沟、排水储槽、氧化池浆液备用储槽）低温（45-50℃）、高固

体含量（40-50%）的石膏浆液输送处理系统。

4.3.2 该系统主要腐蚀特点分析：

(1) 石灰石浆液制备输送系统的主要腐蚀介质为CaCO3、水及微量Cl-和OH-，对衬里而言腐蚀条件并不苛刻。石膏浆液处理输送系统的主要腐蚀介质为CaSO4•2H2O、水及微量

Cl-、H2SO3和H2SO4，对衬里而言腐蚀条件也不苛刻。

(2) 防腐蚀衬层固体物料磨损腐蚀失效：由于腐蚀环境温度较低，衬里本体强度高，尽管固体物料含量大，但磨损腐蚀失效并不十分严重，故衬里磨损余量适度考虑即可。 真空带式过滤机、石膏料浆泵、浆液循环管及循环泵、石灰石料浆泵、输浆管、吸收塔内料浆集管、料浆喷射管等设备，在制造商供货时其材料选择中已考虑腐蚀磨损问题，本文

将在材料选择章节中列出并加以讨论，此处不在赘述。

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