鍋爐煙氣脫硫脫硝系統運行問題及處理措施

門小勇

摘 要：甲醇廠CFB鍋爐煙氣脫硫脫硝系統改造投運后，脫硫系統出現硫酸銨漿液結晶差、脫硫塔循環噴頭堵塞、液氨消耗大、硫酸銨輸送玻璃鋼管線斷裂頻繁等問題，SNCR脫硝系統出現了氨水濃度低、NOX指標不合格等問題。以上問題經過技術攻關和設備改造，逐步予以解決并優化了脫硫脫硝運行工況。

關鍵詞：氨-肥法脫硫工藝；SNCR脫硝工藝；硫銨結晶差；液氨消耗大

中圖分類號：TK229 文獻標識碼：A

1 引言

神華寧煤集團煤炭化學工業分公司甲醇廠位于寧夏靈武市寧東鎮，共有四臺循環流化床鍋爐，四臺鍋爐均采用布袋除塵器。鍋爐排出的煙氣經布袋除塵器除塵、引風機后進入脫硫裝置脫硫。

脫硫系統采用氨法脫硫工藝，采用的是江蘇新世紀江南環保股份有限公司的氨-肥法煙氣脫硫技術，脫硫系統主體由四套煙氣脫硫裝置和一套能力達15.2萬噸/年硫酸銨回收裝置組成。脫硫裝置按流程可分煙氣系統、脫硫系統、氧化空氣系統、硫銨系統、檢修排空系統、工藝水系統等。每臺鍋爐配置一座吸收塔，即一爐一塔進行全煙氣脫硫，不設置旁路，脫硫效率不小于98%，出口凈煙氣SO2濃度≤100mg/Nm?。脫硝系統采用江蘇科行環保科技有限公司的SNCR脫硝工藝，還原劑為氨水，NOX排放濃度不大于200mg/Nm3，SNCR脫硝效率不低于50%。

脫硫脫硝系統自2014年4月30日首套投入運行后，陸續暴露出硫酸銨管線斷裂、水系統不平衡、硫酸銨結晶效果差、SO2和NOX指標合格率低等一系列問題。

2 脫硫系統存在的問題及處理措施

2.1 脫硫島系統水量不平衡問題及處理措施

2.1.1 主要問題

（1）脫硫塔濃縮段液位持續在2.3m～2.5m高位，頻繁溢流，導致塔壓、液位波動，影響運行。

（2）脫硫島循環冷卻水系統總用水量121t/h，其中離心泵機封沖洗水25t/h排向地坑回收系統進入脫硫塔。

（3）脫硫塔系統設計工藝補水、管路沖洗水、煙道沖洗水、除霧器沖洗水總用量53t/h～60t/h，但不包括不可預見水量，煙氣蒸發攜帶量只有51t/h，每小時多2t～8t水。

2.1.2 處理措施

（1）將脫硫島循環冷卻水系統中離心泵機封沖洗水25t/h集中收集進入工藝水箱，作為工藝補水。

（2）消除工藝水系統內漏缺陷，優化除霧器沖洗水、煙道沖洗水、塔壁沖洗水沖洗時間，嚴格控制硫酸銨管路沖洗時間，減少系統水量。

2.2 硫酸銨結晶效果差，漿液不分離問題及處理措施

2.2.1 主要原因

（1）鍋爐除塵采用布袋除塵器，因鍋爐布袋泄漏，導致過量粉塵進入脫硫塔，因硫酸銨飽和溶液的密度有固定值，大約1.258g/L～1.262g/L左右，粉塵顆粒會影響硫酸銨晶核的形成并阻礙硫銨小分子向晶核表面靠攏，限制單個晶核的成長。結晶太小，達不到離心機分離要求的硫酸銨結晶最小質量。

（2）脫硫塔防腐玻璃鱗片脫落堵塞部分一級循環噴嘴、二級循環噴嘴，造成噴淋空隙區，導致煙氣與循環液在脫硫塔吸收段無法充分接觸，吸收反應不能有效進行，生成的亞硫酸鹽在中和反應作用下生成的亞硫酸氫銨/硫酸氫鹽，破壞了塔內硫酸銨結晶成長環境，致使硫酸銨結晶顆粒小，漿液分離效果差。

（3）脫硫塔漿液與循環槽循環液pH值過高，影響硫酸銨的結晶。主要因素一是液氨流量調節閥選型不當，液氨流量波動大無法精確控制。二是一級循環泵A/C出口pH計安裝不規范，測量值偏小。三是噴嘴堵塞使吸收反應不充分，SO2超標被迫增大加氨量。理論上硫酸銨理想結晶pH值為2.5～4.1，脫硫塔漿液pH值控制范圍在2～3，循環槽循環液pH值控制范圍在4～6。由于以上原因導致此兩項指標在3～5和6～8，破壞了硫酸銨最佳結晶環境。濃縮段pH>3.5時硫銨結晶顆粒已明顯變小，離心機無法分離。

（4）氧化率低，影響硫酸銨的結晶。煙氣中SO2與氨水反應生成亞硫酸銨，經空氣進行強制氧化反應生成硫酸銨溶液，形成的飽和或過飽和硫酸銨溶液進行結晶，晶體的成長和再結晶得到硫酸銨。

氧化反應是液相連續，氣相離散，由于煙氣塵含量大使濃縮段密度過高甚至堵塞氧化風管，致使空氣與漿液不能充分接觸，氧化反應不充分，嚴重影響硫酸銨的結晶。

2.2.2 處理措施

（1）加強對鍋爐布袋除塵器的運行管理，強化除塵器設備維護力度，發現布袋破損及時更換，防止大量粉塵進入脫硫島系統。對鍋爐除塵系統進行技術改造，將鍋爐布袋除塵器改為電袋復合式除塵，保證除塵器出口煙塵的排放指標≤20mg/Nm3，降低煙塵對脫硫系統的影響。

（2）將一級循環泵、二級循環泵吸入口的籃式過濾器更換為管道過濾器。由于籃式過濾器密封性不夠嚴密，很多硫酸銨顆粒和脫落玻璃鋼鱗片極易透過過濾器，堵塞噴嘴，影響脫硫塔吸收段吸收效果和二循噴淋降溫、蒸發、濃縮效果使脫硫塔超溫，影響結晶出料。

（3）在液氨流量調節閥后加10mm節流孔板，使液氨流量調節精確控制。調整一級循環泵A/C出口pH計安裝位置，使之測量準確。強化生產管理，控制一級循環A泵pH值在5～8，一級循環C泵pH值在4～6，控制SO2指標在20mg/Nm3～ 100mg/Nm3。降低液氨的投加量。

（4）脫硫系統開車前，將脫硫塔、循環槽進行全面清理，并對一級循環泵、二級循環泵管線、過濾器、噴嘴進行疏通。對脫硫島系統進行24時間水聯運，及時清理系統殘存雜物，觀察噴嘴布水情況，保證不堵塞噴頭。系統運行后，對一、二級氧化風管定期沖洗，保證風管暢通。

2.3 硫銨管線斷裂及處理措施

2.3.1 主要原因

（1）甲醇廠一套生產裝置區有兩套鍋爐脫硫裝置，脫硫島硫銨排出管道長度約1200m。由于1#/2#脫硫塔硫銨排出泵管道與料液泵回料管道過長，管道膨脹釋放設計不合理位移過大，使管道頻繁斷裂。玻璃鋼管道粘接修復時間約24小時，影響系統正常出料，導致濃縮段固含量上漲過快，漿液粘滯堵塞循環管道、噴嘴，導致脫硫塔超溫。

（2）硫銨管道蒸汽伴熱形式不合適，蒸汽伴熱溫度150℃左右，長期炙烤玻璃鋼管道使其脆化強度降低。而且在硫銨出料后隨即要用清水沖洗管道，劇烈的熱脹冷縮變化，造成管道彎頭、法蘭及膨脹節處頻繁拉裂。

2.3.2 解決措施

（1）對1#/2#脫硫島至硫銨廠房之間硫胺玻璃鋼管道全部更換，管道膨脹釋放重新設計，增加膨脹彎，加強管道支架。

（2）對1#/2#脫硫島至硫銨廠房之間硫銨管線伴熱方式進行改造，用電伴熱代替蒸汽伴熱，適當調控溫度。

2.4 液氨壓力不穩定及處理措施

2.4.1 主要原因

（1）氨罐區布置在烯烴生產裝置區距脫硫島約2000m，因氨壓縮機故障頻發，液氨在輸送過程中易出現氣化現象，液氨壓力極不穩定，導致流量調節困難，SO2指標波動很大。

（2）脫硫系統液氨調節閥是氣動薄膜直通單座調節閥，在需要準確的調節小流量時操作調整非常困難，閥門在開度過小的情況下，液氨的壓力、流量波動非常大。

（3）液氨管道無遠傳壓力監測設備，操作人員無法及時掌握液氨壓力變化，調整不及時。

2.4.2 解決措施

（1）氨罐區將液氨加壓泵由屏蔽泵更換為容積式泵，并加強液氨加壓泵日常管理工作，保證液氨壓力、流量穩定。

（2）在液氨調節閥后安裝DN10的流量孔板，隨后調節閥門控制裕度改善，調節壓力、流量較為穩定。逐步將脫硫島液氨調節閥更換為針形調節閥，SO2指標超標現象已極少發生。

（3）在脫硫島液氨調節閥前管道加裝液氨管線遠傳壓力表并傳輸至DCS，便于操作人員觀察液氨壓力和工藝操作。

3 脫硝系統存在的問題及處理措施

3.1 噴槍設置不合理，NOX指標超標嚴重

（1）設計單位在進行技術論證時擔心CFB鍋爐分離器入口煙道溫度無法達到SNCR工藝要求的850℃左右，因此將脫硝噴槍安裝在了鍋爐爐膛密相區。

（2）SNCR工藝使用的脫硝還原劑為20%氨水，因氨水制備故障導致氨水濃度只有10%左右。

3.2 處理措施

（1）將脫硝噴射系統三只噴槍安裝在鍋爐兩側旋風分離器入口煙道處。改造后的鍋爐NOX排放指標由之前的 350mg/Ncm3左右，控制在了80mg/Ncm3～ 120mg/Ncm3，氨水耗量也有600kg/h左右下降到了150kg/h～220kg/h，指標合格率100%，運行非常穩定。

（2）修復氨水制備系統液氨蒸發器和密度計，保證氨水濃度在16%以上。

結語

經過對脫硫脫硝系統的工藝優化和技術改造，先后解決了硫銨結晶顆粒小、脫硫塔噴頭堵塞、環保指標不達標、脫硫管線頻繁斷裂、液氨壓力不穩定等一系列問題，甲醇廠鍋爐脫硫脫硝系統達到了安全、穩定、長周期的運行要求，鍋爐煙氣SO2和NOX排放指標100%合格，降低了液氨單耗，硫銨產量日均增加40t，月均節能降耗46萬元。

參考文獻

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