李碧云，蔡遠飛

(西安航天源動力工程有限公司 陜西西安 710100)

0 前言

根據(jù)河北省即將執(zhí)行的《鍋爐大氣污染物排放標準(征求意見稿)》要求，河北省范圍內(nèi)工業(yè)燃煤鍋爐自2019年11月1日起執(zhí)行超低排放限值，顆粒物、SO2以及NOx限值分別為10 mg/m3、35 mg/m3和50 mg/m3。

河北某企業(yè)動力站現(xiàn)有150 t/h循環(huán)流化床鍋爐4臺及配套調(diào)壓用25 MW可調(diào)抽汽凝汽式汽輪機組1臺，為使現(xiàn)有4臺燃煤鍋爐煙氣排放指標滿足環(huán)保要求，該企業(yè)采用某環(huán)保公司濃度分區(qū)單塔多循環(huán)的新型氨法煙氣脫硫工藝對原空塔噴淋脫硫裝置進行技術(shù)改造，改造后系統(tǒng)運行穩(wěn)定，鍋爐煙氣排放指標滿足超低排放要求。

1 鍋爐基本情況

該企業(yè)4臺150 t/h循環(huán)流化床鍋爐采用3開1備的運行方式，正常情況下單臺鍋爐運行負荷為100～115 t/h；使用長協(xié)燃煤正常工況下煙氣中SO2質(zhì)量濃度約為1 500 mg/m3(標態(tài))，滿負荷工況下SO2質(zhì)量濃度約為2 000 mg/m3(標態(tài))；每臺鍋爐設(shè)有布袋除塵器1套，每套除塵器后配有2臺引風(fēng)機，引風(fēng)機余壓3 000 Pa。鍋爐基本參數(shù)以及改造后的煙氣排放指標如表1所示。

表1 鍋爐基本參數(shù)以及改造后的煙氣排放指標

項目參數(shù)鍋爐型號CG-150/9.81-MX鍋爐額定蒸發(fā)量/(t·h-1)150鍋爐滿負荷出口煙氣量/(m3·h-1)175 000鍋爐出口煙氣 溫度/℃120 w(SO2)/(mg·m-3,標態(tài))2 000布袋除塵器出口煙氣 w(微塵)/(mg·m-3,標態(tài))38脫硫塔出口煙氣1) w(SO2)/(mg·m-3,標態(tài))≤35 w(微塵)/(mg·m-3,標態(tài))≤10 w(霧滴)/(mg·m-3,標態(tài))≤10 w(逃逸氨)/(mg·m-3,標態(tài))≤3注:1)干基,φ(O2)為6%[1]

2 系統(tǒng)工藝流程

4×150 t/h循環(huán)流化床鍋爐煙氣脫硫裝置采用四爐雙塔塔內(nèi)飽和結(jié)晶工藝，每座塔按照3臺鍋爐滿負荷工況下的煙氣量(525 000 m3/h，標態(tài))進行設(shè)計。在正常情況下，2套脫硫裝置互為備用，設(shè)置1套硫酸銨后處理系統(tǒng)，2座脫硫塔共用，脫硫后煙氣由塔頂直排煙囪排放。脫硫裝置不設(shè)煙氣旁路和煙氣-煙氣再熱器。脫硫裝置工藝流程如圖1所示[2]。

來自鍋爐引風(fēng)機出口的煙氣經(jīng)匯總煙道后，通過原煙氣擋板門進入脫硫塔。在脫硫塔濃縮段，高溫?zé)煔馀c來自脫硫塔底部的吸收液逆向接觸，利用煙氣的余熱對漿液進行蒸發(fā)濃縮，同時將煙氣溫度降至60 ℃左右；在脫硫塔吸收段55～65 ℃最佳吸收溫度區(qū)間內(nèi)，煙氣中的SO2與來自氧化循環(huán)槽pH為5.5～6.5的吸收液充分接觸反應(yīng)，通過選擇合理的液氣比可使煙氣中的SO2得到完全反應(yīng)，同時煙氣溫度降至53～58 ℃；在脫硫塔水洗段，煙氣與來自水洗槽中的水洗液充分接觸，逃逸氨、SO2、SO3、微塵、硫酸銨等構(gòu)成氣溶膠的主要成分得到有效脫除，同時煙氣溫度降至55 ℃以下。

圖1 脫硫裝置工藝流程

煙氣經(jīng)3段噴淋得到充分洗滌凈化后進入除霧段。除霧段由2層屋脊式除霧器和2級超級除霧器組成，使煙氣中夾帶的液滴得到有效捕集。穿過除霧段后，煙氣含水量大幅降低，煙氣“拖尾”現(xiàn)象得到明顯改善。最終，洗滌凈化后的煙氣經(jīng)塔頂直排煙囪排入大氣。

氧化風(fēng)機分別向脫硫塔塔底漿液池和氧化循環(huán)槽注入足量的氧化空氣，使得亞硫酸銨得到充分氧化，大大降低了亞硫酸銨分解和氣溶膠產(chǎn)生的可能性。

脫硫塔塔底漿液不斷循環(huán)增濃，待漿液濃度達到設(shè)定值(飽和結(jié)晶一般設(shè)定密度為1.2 kg/m3)后，由漿液排出泵將硫酸銨漿液送至硫酸銨后處理系統(tǒng)生產(chǎn)硫酸銨肥料。經(jīng)核算，硫酸銨后處理系統(tǒng)滿足脫硫裝置改造后的處理要求，本次改造不進行調(diào)整。

3 主要設(shè)備選型

根據(jù)工程實踐經(jīng)驗，超低排放裝置脫硫塔內(nèi)的煙氣流速一般取2.2～2.4 m/s，濃縮段以及水洗段的液氣比取1.1～2.0 L/m3(標態(tài))，吸收段的液氣比取4.0～6.0 L/m3(標態(tài))，具體取值可根據(jù)煙氣參數(shù)適當(dāng)調(diào)整。根據(jù)該企業(yè)煙氣參數(shù)，經(jīng)計算，單套脫硫裝置主要設(shè)備選型(不含備用)如表2所示。

表2 單套脫硫裝置主要設(shè)備選型

設(shè)備名稱規(guī)格、數(shù)量脫硫塔Ф 10 000 mm×45 000 mm,1座氧化循環(huán)槽Ф 9 000 mm×10 000 mm,1臺水洗槽Ф 5 000 mm×6 000 mm,1臺濃縮循環(huán)泵Q=800 m3/h,H=20 m,1臺脫硫循環(huán)泵Q=800 m3/h,H=25/27/30 m,3臺水洗泵Q=800 m3/h,H=45 m,1臺氧化風(fēng)機Q=60 m3/min,H=85 kPa,1臺

4 改造后系統(tǒng)運行情況

2018年4月，4×150 t/h循環(huán)流化床鍋爐煙氣脫硫裝置正式投入168 h試運行。試運行期間，系統(tǒng)主要設(shè)備運行穩(wěn)定，主要技術(shù)數(shù)據(jù)：脫硫塔塔底漿液pH維持在5.3～6.7，氧化循環(huán)槽漿液pH維持在5.5～6.5，水洗槽內(nèi)硫酸銨漿液質(zhì)量分數(shù)維持在1%以下，排煙溫度在52.6～54.1 ℃。試運行期間，各塔、槽、罐液位均能得到有效控制，168 h累計生產(chǎn)硫酸銨24 t，產(chǎn)出的硫酸銨無明顯機械雜質(zhì)，滿足國家標準《硫酸銨》(GB 535— 1995)中合格品的要求。脫硫系統(tǒng)改造前后主要運行參數(shù)對比如表3所示。

表3 脫硫系統(tǒng)改造前后主要運行參數(shù)對比

項目改造前改造后處理煙氣量/(m3·h-1)365 000365 000塔入口w(SO2)/(mg·m-3,標態(tài))1 3801 380塔出口w(SO2)/(mg·m-3,標態(tài))875～8塔出口w(微塵)/(mg·m-3,標態(tài))351～5塔出口w(霧滴)/(mg·m-3,標態(tài))706～7塔出口w(逃逸氨)/(mg·m-3,標態(tài))10.00.5～1.0脫硫效率/%93.0>99.5

5 設(shè)計創(chuàng)新點

(1)采用塔、槽結(jié)合布置，有效降低了工程造價。在以往的氨法脫硫工藝設(shè)計中，為了延長煙氣停留時間、提高吸收效率，往往采用高度較高的單塔或者雙塔工藝，而這無疑增加了工程造價。本系統(tǒng)采用單塔分區(qū)多循環(huán)技術(shù)，采取塔外布置氧化循環(huán)槽和水洗槽結(jié)合的方式，配合使用低阻高效升氣帽，保證煙氣在滿足設(shè)計流速和充足反應(yīng)時間的前提下降低了塔體高度和機泵揚程，從而大幅降低了項目建筑安裝成本和設(shè)備采購成本。

(2)優(yōu)化設(shè)備選型，降低工程全壽命期成本。液氣比是影響脫硫效率的重要因素之一，在一定范圍內(nèi)液氣比越大，氣液之間的接觸面積越大，傳質(zhì)比表面積越大，脫硫效率越高；但是過大的液氣比會使得脫硫循環(huán)泵流量增大，導(dǎo)致脫硫裝置的運行成本增加。針對該企業(yè)鍋爐正常運行負荷維持在額定負荷80%的實際情況，在脫硫循環(huán)泵改造選型時，第1級和第2級脫硫循環(huán)泵流量滿足鍋爐90%額定負荷時的脫硫要求，第3級脫硫循環(huán)泵可根據(jù)燃煤含硫量和脫硫塔出口SO2排放情況啟停備用，既可保證煙氣達標排放，又能降低脫硫系統(tǒng)生產(chǎn)運行能耗。

(3)合理設(shè)置加氨方式，提高氨逃逸的可控性。在氨法脫硫的吸收過程中，保持較高的pH對提高脫硫效率有利，但同時會增加系統(tǒng)氨的逃逸率。本系統(tǒng)在工藝設(shè)計中通過優(yōu)化加氨方式、增加水洗段和高效除霧器等方式來解決脫硫效率與氨逃逸之間的矛盾。將氨水噴霧器設(shè)置在氧化循環(huán)槽底部，氨水從氧化循環(huán)槽的液面下霧化加入，再通過脫硫循環(huán)泵輸送至吸收段，使得氨水能夠充分溶入吸收液中；逃逸的氨通過水洗段和除霧段進行再吸收，使吸收液具有較高SO2吸收能力的同時又最大限度減少了氣溶膠的產(chǎn)生和氨的逃逸。

(4)集水坑泵采用氣動隔膜泵，提高系統(tǒng)運行安全性。氨法脫硫系統(tǒng)集水坑內(nèi)介質(zhì)成分較為復(fù)雜，事故狀態(tài)下，可能在短時間內(nèi)氨水濃度上升較快，從安全性上講屬于脫硫裝置中僅次于氨水罐區(qū)的危險區(qū)域。該裝置原集水坑泵采用自吸式離心泵(防爆電機)+虹吸罐形式，存在啟動流程復(fù)雜、流量不易控制、操作彈性小、安全防爆系數(shù)低等缺陷，而且根據(jù)操作人員反饋，虹吸罐真空度調(diào)節(jié)困難、操作難度大，曾發(fā)生爆罐事故。本次改造時，將集水坑泵更換為氣動隔膜泵。氣動隔膜泵是一種以壓縮空氣為動力，具有使用過程中不會產(chǎn)生電火花、使用時無熱量產(chǎn)生、操作簡單、操作彈性大等優(yōu)點，且其采用廠區(qū)富余的壓縮空氣作為動力，在提高系統(tǒng)安全性的同時降低了運行成本。

(5)優(yōu)化除霧方式，極大降低凈煙氣霧滴含量。近年來，為了達到超低排放要求，煙氣脫硫+濕式電除塵的工藝路線得到青睞，但濕式電除塵存在造價高、電耗高、占用空間大、可靠性差等缺陷，而單獨使用機械除霧器理論上僅能使煙氣通過除霧器后的霧滴質(zhì)量濃度在1個沖洗周期內(nèi)的平均值<75 mg/m3(標態(tài))。本系統(tǒng)在設(shè)計之初通過脫硫塔內(nèi)流場模擬，在優(yōu)化噴淋層布置的同時，采用2段屋脊式除霧器+2層超級除霧器的除霧方式，在降低工程造價的同時，通過2段除霧器的梯級除霧，極大降低了脫硫后凈煙氣的霧滴含量及微塵含量，可保證脫硫塔出口煙氣霧滴質(zhì)量濃度<10 mg/m3(標態(tài))。

(6)改進液位測量方式，提高液位測量的準確性。傳統(tǒng)的脫硫塔液位測量均采用壓力變送器，利用P=ρ·g·h(DCS控制系統(tǒng)一般取ρ=1.1 kg/m3)轉(zhuǎn)換后計算脫硫塔的液位。在脫硫塔實際運行過程中，塔底漿液的密度是動態(tài)變化的，且漿液處于不均勻的懸浮狀態(tài)，預(yù)先設(shè)置漿液密度無法準確反映出脫硫塔內(nèi)漿液密度的動態(tài)變化情況。此外，采用設(shè)定的密度值計算塔底液位，極易造成塔內(nèi)液位失準，而液位失準可能導(dǎo)致脫硫塔溢流(液位過高)或者循環(huán)泵空轉(zhuǎn)(液位過低)，情況嚴重時則可能導(dǎo)致環(huán)保事故。在本次改造過程中，在脫硫塔液位測量設(shè)計時，通過在脫硫塔的有效液位區(qū)域上、中、下3個部位分別設(shè)置3只壓力變送器，DCS控制系統(tǒng)分別計算出3個ΔP，由于3只液位計之間的ΔH是準確已知的，便可以得出一個較為準確的塔底漿液實時密度值ρ*，再通過H=P/(ρ*·g)計算出3個液位高度，補償測點高度后即可得出較為可靠的液位值。

(7)優(yōu)先采用廠區(qū)廢氨水作為脫硫吸收劑，降低系統(tǒng)的運行成本。該企業(yè)原脫硫系統(tǒng)采用外購質(zhì)量分數(shù)10%的氨水作為脫硫吸收劑，本次改造時，充分考慮該企業(yè)生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的質(zhì)量分數(shù)為10%的廢氨水亟待消化，因此引入這部分廢氨水作為脫硫吸收劑，不足部分通過外購氨水補充。該設(shè)計不僅可以實現(xiàn)廢氨水的資源化、減量化和再利用，達到以廢治廢的效果，而且減輕了車間污水處理裝置的生產(chǎn)壓力并降低了脫硫系統(tǒng)的運行費用。

6 結(jié)語

4×150 t/h循環(huán)流化床鍋爐脫硫裝置超低排放改造完成后，系統(tǒng)運行穩(wěn)定，凈煙氣排放指標滿足國家和地區(qū)相應(yīng)標準的要求，各項運行參數(shù)符合設(shè)計要求，消耗和產(chǎn)出指標較優(yōu)，符合清潔生產(chǎn)的要求，有效降低了生產(chǎn)成本，達到了資源再利用的目的，提高了企業(yè)的競爭力，取得了良好的經(jīng)濟效益和社會效益。