高效氨法脱硫除尘一体化技术的应用

孙小会

(河南省煤气(集团)有限责任公司，河南 义马 472300)

中国是一个以煤炭为主要能源的国家，随着工业的快速发展,煤炭燃烧生成的SO2、尘、氮氧化物已成为中国大气污染的主要污染物。根据发改能源《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》，东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。中国在电力行业内开展了大规模的烟气脱硫除尘治理工程，从国外引进一大批烟气脱硫技术,主流技术为石灰石-石膏法，还有氨法、海水法、镁法、双碱法、离子液法等被人们认识并推广使用。其中，氨法脱硫20世纪70年代初由日本与意大利等国开始研制并相继获得成功，氨法烟气脱硫工艺采用氨做吸收剂除去烟气中的SO2，随着技术进步具有高效脱硫协同除尘优势，且无固废、废水产生等优势，在日益严峻的超低排放环保要求环境下受到广泛的应用。

1 项目概况和实施背景

某厂有2台145 t/h、3台130 t/h、1台220 t/h锅炉，采用湿法氨法脱硫工艺，由于建于早期，工艺设计较落后，脱硫塔腐蚀严重，烟囱烟羽长，排放指标二氧化硫在100 mg/Nm3以下，烟气脱硫前除尘采用电袋一体化除尘装置，脱硫塔前尘含量控制在30 mg/Nm3以下，但由于脱硫塔设计缺陷，脱硫塔出口尘含量经常大于30 mg/Nm3。配套的硫铵回收装置流程如下：氧化罐氧化→二效蒸发→结晶器→干燥机→包装机。采用塔外蒸汽加热浓缩，能耗高，且氧化能力不足，不能满足生产需要。净烟气进入烟囱中，原烟囱为混凝土结构，设计为排放干烟气，湿法脱硫烟气含有少量SO2、SO3、氯化物等强腐蚀性物质，脱硫后会产生硫酸、亚硫酸、氯化物等冷凝物和低pH值环境中，导致老烟囱和烟囱入口烟道已出现严重的腐蚀现象。对老烟囱进行加固和做内防腐处理，投资大，周期长，实施难度大。因此，决定对装置进行高效脱硫脱尘一体化技术改造。

2 项目实施情况

2.1 设计基础

改造入口烟气参数见表1。

表1 改造入口烟气参数

注：以2×130 t/h为例进行说明。

2.2 方案介绍

采取了两台锅炉配套一套脱硫塔(简称“两炉一塔”)的布置方式，现场位置十分紧凑，建设该项目时需兼顾生产，需在附近新建脱硫装置，待建成后停炉进行烟道连接，拆除旧的脱硫装置，采取“两炉一塔”既节约占地，又节省投资。

该脱硫塔塔体采用碳钢衬玻璃鳞片，具有较好的抗腐蚀性能。该脱硫塔从下到上依次为浓缩段、吸收段、水洗段、除雾段，在一个塔内实现烟气中二氧化硫的吸收，吸收后浆液的浓缩，以及湿净烟气的气溶胶、水雾、尘的去除。在脱硫塔上部采用超声波一体化技术协同处理灰尘，达到高效去尘效果。工艺流程简述如下：原烟气自引风机进入多功能脱硫塔，依次通过浓缩段、吸收段，在浓缩段利用烟气热量提浓脱硫液，烟气温度降为50～60 ℃，再进入脱硫塔吸收段。在吸收段烟气与氨水液充分接触反应，吸收掉绝大部分的SO2，吸收后的净烟气经水洗，再经过屋脊除雾器、丝网除沫器、超声波，完成对烟气中颗粒物的控制、洗涤、捕集功能，保证脱硫塔出口烟气达到超低排放要求，净烟气由脱硫塔顶部直排烟囱排放。吸收段吸收SO2后的吸收液进行氧化、浓缩，送入硫氨回收装置，依次进入旋流器、离心机、振动流化床干燥系统，硫氨成品包装后外售。

3 运行效果

项目完工运行一个月后，进行了168 h的性能考核。锅炉保持满负荷运行，各项指标达到了超低排放要求，二氧化硫、尘、氨逃逸等指标优于设计值，取得了良好的效果，并顺利通过了当地环保局的验收。改造设计值和实际运行值如表2所示。

表2 改造设计值和实际运行值

4 技术优势

4.1 高效脱硫的基础上协同高效除尘

超声波脱硫除尘一体化超低排放技术通过多项二氧化硫吸收提效技术，降低二氧化硫含量，并显著减少了气溶胶和游离氨含量，脱硫效率高达95%～99%，同时拥有很好的除尘效果。该项目不需对塔前原电袋除尘设施进行再改造，原烟气中的尘含量≤30 mg/Nm3，烟气在多功能塔中通过洗涤、颗粒凝聚、声波凝聚，高效除雾，达到了烟气总尘含量≤5 mg/Nm3的要求。该技术取代了传统的在脱硫后加装湿式静电除尘装置的路线，后者在脱硫后面增加湿式除尘器，会增加投资、电耗、维护，并会新增废水需要处理。

4.2 氨逃逸和气溶胶的控制

氨逃逸及气溶胶的控制是氨法脱硫中最为关键的问题和技术难点，该技术合理的设计能够控制氨逃逸≤3 mg/Nm3，氨回收率≥99%，提高脱硫剂的回收利用率，从而提高了运行的经济性。并可高效脱除三氧化硫，使SO3≤2 mg/Nm3。烟气中的气溶胶得到有效的控制，烟羽短。

4.3 变废为宝，实现“循环经济”

多数煤化工工程，都副产一定量的低浓度废氨水，可用于氨法脱硫，在治理二氧化硫和废氨污染的同时又能“变废为宝”，副产硫酸铵化肥，系统不产生废水废渣[1]。

该厂自己生产液氨，也有副产氨水，以液氨或氨水为原料脱除烟气中的SO2、NOx，副产硫酸铵化肥，是一种价值较高的化肥，资源化利用程度高，硫酸铵的销售可以降低运行成本，利于企业经济效益最大化。

4.4 节能减排，没有二次污染

氨法脱硫不新增二氧化碳排放，符合“低碳经济”理念。而石灰石-石膏法每脱除1 t二氧化硫需排放二氧化碳0.7 t。氨法脱硫没有废水产生，没有废渣排放。氨法脱硫液气比低，这极大地降低了循环泵的能耗和尾气系统的阻力。

5 项目实施过程中注意的几个问题

5.1 脱硫剂的可靠供应

该厂有合成氨装置，现场设置的有2×1 000 m3的液氨球罐，其它装置还副产氨水，吸收剂有丰富的资源优势，该项目设置液氨和氨水独立的双管道供氨，只需铺设管线至脱硫装置即可，液氨管线压力为1.2 MPa。但由于长距离输送，特别是夏季环境温度高，液氨易汽化造成氨流量不显示或显示不准确，导致加氨不稳定，二氧化硫排放指标不稳定。

针对此问题增加液氨增压系统，增加液氨加压泵两台，将液氨的供应压力提高到1.5 MPa，增压泵布置在脱硝吸收剂区，泵出口设置有安全阀，事故氨气进入脱硝氨区事故吸收罐。通过改造保证加氨的稳定，防止指标出现波动。

5.2 系统中Cl-的控制

氨法脱硫装置难题就是氯离子的腐蚀问题，由于系统不排放废水，氯离子会在浆液里富集，尤其是煤含硫量低时，硫氨带走的氯离子非常少，会造成对塔体、管道的严重腐蚀，减短脱硫塔装置的使用寿命。氯离子一方面来自煤炭，另一方面来自工艺补水。该厂原水预处理后生产供水中Cl-浓度在130 mg/L左右，Cl-含量很高，不利于脱硫装置的长周期运行。之后改造直接采用地下水，水中Cl-在20 mg/L左右，由离心泵直接将井水加压送至脱硫装置，尽可能地降低系统Cl-的带入。提升工艺补水品质，控制系统内氯离子浓度，减少装置腐蚀速率，延长设备使用寿命。

5.3 净烟气排放问题

该厂原烟囱设计为排放干烟气，若对老烟囱进行加固和做内防腐处理，投资较大，且实施难度大，施工周期长。新建脱硫塔直径为8.5 m，高约45 m，若把且脱硫塔出口净烟道需要从45 m处回到烟囱烟气入口6.5 m处，增加了项目投资，烟气阻力增大，经综合考虑，废弃老烟囱，烟气采取直排方式。

吸收塔与烟囱同心布置，烟囱排放口高度为90 m，烟囱直筒段为45 m，吸收塔净烟气出口锥体与烟囱内筒相连接，烟囱内设置冷凝水回收装置，直接回收至塔内浆液里，能够有效减少冷凝水带出。烟囱筒体和脱硫塔筒体均采用碳钢衬玻璃鳞片，易维护和检修。可节约投资300余万元，并减少烟气阻力，减少引风机电耗。

5.4 多套脱硫塔出料与一套硫氨的合理配置

该厂三套脱硫装置共用一套硫铵生产系统，较近的一套脱硫装置硫铵排出由浓缩泵出口增加分支管至硫铵缓冲槽，另两套脱硫浆液由硫铵排出泵排出，距离硫氨装置约800 m，输送距离远，三套均出料时间长，硫铵系统装置运行负荷低，设备效率低，包装间工人工作时间长。该厂对硫铵排出系统进行优化改造，利用大修时间增加或更换硫铵排出泵六台，泵流量和扬程增加，同时对硫铵排出泵出口管线和硫铵装置返料管线直径变大，加快硫铵排出速度，硫铵返料管线增加气动阀，利用操作控制，保证三套脱硫装置单独出料，不互相干扰。同时管线建立互通，当一套脱硫装置检修时，脱硫装置的浆液可以通过互通管线排至另一套脱硫装置进行出料。

6 结语

高效脱硫协同除尘技术可靠稳定，脱硫、除尘效率高，在脱硫塔顶部加装置颗粒物控制系统，在不增加湿电的情况一步到位实现了超低排放，烟尘的排放浓度低至5 mg/Nm3，达到了2014 年9 月国家三部委联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020 年)》中火电厂大气污染物中特别排放限值中要求尘含量低至5 mg/Nm3的要求，即使未来环保提标无需大改。我国是合成氨大国，产能过剩严重，为氨法脱硫提供可靠的氨供应。而且能耗小、操作简单，占地面积节约，应用较为灵活[2]。没有固废和废水产生，具有明显的综合优势，在当前严峻的环保形势下有着广阔的应用前景和推广意义。