高硫煤烟气氨法脱硫装置升级改造

2021-11-10龙勇

氮肥与合成气 2021年11期

关键词：液气罗茨硫酸铵

龙勇

(贵州黔希煤化工投资有限责任公司, 贵州黔西 551500)

贵州黔希煤化工投资有限责任公司原氨法脱硫系统于2018年5月建成并投入使用，按“3台锅炉全开，共用1塔”设计，设置3台220 t/h循环流化床锅炉，同时处理来自3台锅炉的烟气。

1 现有问题

随着SO2排放限值要求越来越高，原氨法脱硫装置不能满足超低排放标准，具体表现为不能满足净烟气中SO2质量浓度≤35 mg/m3、颗粒物排放质量浓度≤10 mg/m3的超低排放要求。原氨法脱硫装置设备参数见表1。

表1 原装置主要设备参数

2 原因分析

(1) 工艺流程不合理，气溶胶及氨逃逸严重。

(2) 循环量不足，液气比偏小。

(3) 喷淋层设计不合理，喷淋覆盖率偏低，影响吸收效果。

(4) 氧化方式设计不合理，造成氧化率不高，未充分氧化的溶液进入浓缩系统后遇高温烟气分解产生大量气溶胶。

(5) 脱硫后净烟气二次净化措施不当，且洗涤效果差，导致净烟气雾滴中的硫酸盐含量偏高，净烟气出口总尘超标。

(6) 除雾器选型及配置不合理导致除雾效果差、净烟气雾滴夹带严重，引起出口总尘超标。

3 改造方案

重新设计进口参数，烟气量为90万 m3/h，进口SO2质量浓度为8 300 mg/m3。采用单塔多段多循环工艺，在脱硫塔内实现浓缩、降温、脱硫、烟气的净化除尘及除雾等功能。每级循环分别设独立的循环槽、喷淋层，形成相对独立的闭环循环回路。根据不同的功能，独立控制每级循环运行参数，易于优化和快速调整。吸收氧化区硫酸铵浓度低、pH值高，利于SO2的吸收及亚硫酸铵的氧化；浓缩区硫酸铵浓度高、pH值低，利于硫酸铵的结晶[1-2]。改造后的煤烟气脱硫装置流程见图1。

图1 改造后的煤烟气脱硫流程

3.1 提高系统氧化率

原氧化系统采用喷射氧化技术，循环溶液经过曝气器的喉腔与经射流曝气器的空气接触，从而对脱硫吸收回流溶液进行氧化。但因喷射泵扬程小，吸入的空气量不足，且气液接触时间短，氧化率低至50%，导致浓缩段结晶颗粒细小悬浮、硫酸铵出料困难、干燥系统散发的氨味刺鼻。

采用可控制吸收液氧化率技术对原氧化系统进行改造，相比其它脱硫工艺，单塔多段多循环技术吸收液和氧化液是彻底分开的，可保证99.5%以上的氧化率。合理控制吸收液的氧化率，在保证脱硫效率的前提下，降低吸收液的pH值，从源头上杜绝氨逃逸。控制吸收液的低氧化率，在原烟气参数突然往上波动、加氨调节未及时跟上的情况下，可保证出口排放参数不会突然升高。氧化罐采用2台罗茨风机(体积流量为271 m3/min，4层筛板结构)，保证足够的氧化风量和氧化停留时间。氧化槽底部为氧化风管分布器，确保低浓度亚硫酸铵的氧化率为99.5%以上，避免亚硫酸铵分解形成SO2、NH3，提高氨的利用率。

3.2 升级浓缩段扰动方式

原脱硫塔浓缩段采用罗茨风机扰动来防止硫酸铵物料沉淀。罗茨风机的体积流量为54 m3/h，出口压力为49 kPa。2018年9月停车检修时，相关人员发现浓缩段底部有厚度为300 mm的硫酸铵物料沉淀。停车前，已对浓缩段进行补清水化料操作，控制硫酸铵溶液的密度后，仍存在大量物料沉淀。

分析物料沉积原因，发现扰动风与悬浮底部的距离为500 mm，无法扰动所有硫酸铵物料。

浓缩段底部扰动风分布管布置较为密集，给底部维修施工带来一定的阻碍。同时，分布管上的孔径较小，当固含量偏高时，容易发生堵塞，导致罗茨风机电流升高、出口压力升高。

针对氨法脱硫浆液的特点，采用带喷嘴的浆液喷射液力搅拌技术。对比常规气流搅拌装置，液力搅拌优势在于：其动能远超气流搅拌动能，搅拌效果更好；避免了气流搅拌时泵入口易吸气导致泵气蚀和管道振动；液力搅拌覆盖整个塔截面，避免塔底局部集料导致硫铵块状物料堵塞循环泵进口过滤器；底部分布管布局较为宽敞，方便底部检修施工；喷嘴孔径较大，不易发生堵塞，同时易冲洗。改造后，2次大修停车开塔时，发现底部硫酸铵物料均无任何堆积情况，扰动效果良好。采用此种扰动方式要求氧化罐浆液氧化率达到99.5%以上，且氧化罐浆液保持较低pH值运行，保证浓缩段内部不产生亚硫酸铵成分[3]。

3.3 合理选择加氨方式

原脱硫塔从脱硫循环泵进口管道加入氨水，氨水与亚硫酸氢铵混合不均匀，而氧化罐内不参与加氨，与SO2反应后生成的亚硫酸氢铵在氧化罐内不能转换成亚硫酸铵，导致整个氧化罐内亚硫酸铵、亚硫酸氢铵增多，严重影响了系统氧化率，增大了氨逃逸，吸收效率低。

对此进行改造，将氨水直接打入单独新建的加氨槽内，连接3台脱硫循环泵，在脱硫段内完成SO2的吸收反应，经集液盘2根回流管流入加氨槽形成循环。亚硫酸铵溶液经脱硫泵的支管打入氧化槽，经过2台罗茨风机进行强制氧化[4]。

3.4 合理选择液气比

液气比过小会导致吸收效率降低、循环液中游离氨含量增多。吸收段气相氨质量浓度应小于3 mg/m3，以避免气溶胶的生成。过高的液气比会导致烟气带水严重及塔阻增大、投资费用增加。根据实践经验并结合理论计算，液气比应大于9 L/m3。原脱硫塔液气比不足5 L/m3，改造后达10 L/m3。

3.5 升级除雾器

原脱硫塔采用两层平板除雾器，除雾效果差，烟气拖尾严重。对此进行改造，使用三级屋脊除雾器加两级丝网除雾器。在脱硫塔吸收喷淋层上方设置3层除雾器，分离收集喷淋吸收后的烟气中夹带的绝大部分机械雾滴。除雾器上下安装喷淋水管，通过定期冲洗，去除除雾器表面上的烟尘和亚硫酸铵晶体颗粒，补充循环液因烟气饱和而带走的水分，以维持塔底循环池的液位。确保除雾器出口的雾滴质量浓度≤50 mg/m3。

3.6 升级水洗段

原水洗段体积流量为120 m3/h，无法捕捉烟气中的铵盐。对此进行改造，选用大流量的水洗泵，由外部水洗循环槽、水洗泵、水洗喷淋层、填料、吸收积液盘组成。通过水洗喷淋层喷出的大量清水洗涤去除烟气中夹带的可溶性铵盐，水通过积液盘收集洗涤至水洗槽中循环使用，保证了塔内喷淋覆盖面积，将出口粉尘质量浓度控制在5 mg/m3以下。

3.7 优化浓缩段循环

浓缩层塔壁安装环形清洗管路，保证了塔壁清洁。进口烟道两侧有烟道冲洗水，底部安装冲洗水，防止烟气中的灰尘或喷淋浆液堆积于进口烟道。此外，设置烟道紧急降温水，防止塔壁温度超温。浓缩系统的集液器进口采用旋流凝并器，减少了烟气中浆液夹带量，同时起到了整流烟气的作用，利于吸收流场的分布。氧化循环槽向浓缩段输送的补充液为合格的完全氧化液，浓缩段亚硫酸铵不会分解，杜绝气溶胶的生成。

4 改造效果

改造前，原锅炉烟气中，SO2排放质量浓度≤200 mg/m3、颗粒物排放质量浓度≤30 mg/m3。改造后，SO2排放质量浓度≤35 mg/m3、颗粒物排放质量浓度≤5 mg/m3。现锅炉烟气排放量为90万m3/h，年运行时间按8 000 h计，SO2减排量为1 188 t、颗粒物减排量为180 t。