單塔多區(qū)循環(huán)技術(shù)在高硫煙氣氨法脫硫裝置升級改造中的應用

楊建超，張 明

(1.黔希煤化工投資有限責任公司 貴州黔西 551500；2.陜西興化集團有限責任公司 陜西興平 713100)

我國已成為世界第一大產(chǎn)煤和用煤國，SO2排放量迅猛增加，燃煤鍋爐煙氣脫硫已成為我國環(huán)境治理的重要內(nèi)容[1]。我國西南成渝川地區(qū)的煤礦多產(chǎn)中高硫煤，因此該地區(qū)的煙氣脫硫減排任務重、難度大。貴州黔希煤化工投資有限責任公司(以下簡稱黔希煤化工公司)現(xiàn)有300 kt/a乙二醇及配套的3×220 t/h高壓流化床鍋爐煙氣脫硫裝置各1套，煙氣脫硫裝置采用氨-硫酸銨濕法脫硫工藝，入口煙氣含SO2質(zhì)量濃度8 768 mg/m3(標態(tài))，排放氣中SO2質(zhì)量濃度>200 mg/m3(標態(tài))、煙塵質(zhì)量濃度>30 mg/m3(標態(tài))，無法滿足貴州地區(qū)常規(guī)的環(huán)保排放要求。此外，該煙氣脫硫裝置無法實現(xiàn)長周期運轉(zhuǎn)，嚴重影響化工主裝置的生產(chǎn)。為此，黔希煤化工公司決定對該煙氣脫硫裝置實行超低排放改造，即按照核心地區(qū)的要求，提前達到排放氣中煙塵質(zhì)量濃度≤5 mg/m3(標態(tài))、SO2質(zhì)量濃度≤35 mg/m3(標態(tài))、NOx質(zhì)量濃度≤50 mg/m3(標態(tài))的超凈排放標準要求。

1 煙氣脫硫系統(tǒng)存在的問題

煙氣脫硫裝置采用塔內(nèi)濃縮工藝，設(shè)計煙氣處理量為900 000 m3/h(標態(tài))，設(shè)計吸收塔進口煙氣中SO2的質(zhì)量濃度為8 300 mg/m3(標態(tài))；塔外設(shè)置2臺氧化循環(huán)槽，采用氧化循環(huán)泵和曝氣器組合的形式進行吸收液的氧化；設(shè)置2臺吸收循環(huán)泵，2開無備；吸收塔頂部設(shè)置1層水洗循環(huán)層，水洗后設(shè)置2層機械除霧層，除霧后的凈煙氣返回凈煙道，通過煙筒排放。煙氣脫硫裝置吸收系統(tǒng)主要設(shè)備及參數(shù)如表1所示。

表1 煙氣脫硫裝置吸收系統(tǒng)主要設(shè)備及參數(shù)

該脫硫裝置自2017年9月投運后，存在的主要問題：①工藝流程不合理，氣溶膠及氨逃逸嚴重；②溶液循環(huán)量不足，液氣比偏?。虎蹏娏軐釉O(shè)計不合理，噴淋覆蓋率偏低，吸收效果差；④氧化率不高，未充分氧化的溶液進入濃縮系統(tǒng)，遇高溫煙氣后分解產(chǎn)生大量的氣溶膠；⑤凈煙氣霧滴中的硫酸鹽含量偏高，環(huán)保檢測表現(xiàn)為凈煙氣出口總塵超標。

根據(jù)表1的設(shè)備參數(shù)進行分析計算，發(fā)現(xiàn)煙氣在吸收塔內(nèi)吸收段的線速度高達3.5 m/s,吸收液氣比為2.44 L/m3(標態(tài))，水洗液氣比為0.13 L/m3(標態(tài))?？諝獠捎蒙淞髌貧馄鞒樨搲何耄h(huán)溶液經(jīng)過曝氣器的喉腔與吸取的空氣接觸，從而實現(xiàn)對回流的脫硫吸收溶液的氧化。但因噴射泵揚程小，導致吸入的空氣量不足，又因氣液接觸時間短，難以達到理想的氧化效果。此外，水洗液氣比嚴重偏小，水洗覆蓋率低，水洗層形同虛設(shè)，無法保證對煙氣中的液滴進行充分洗滌和稀釋，末端2層屋脊式除霧更是無法保證應有的除霧效果。

在實際運行過程中，進口煙氣的總硫質(zhì)量濃度一直在3 000～7 000 mg/m3(標態(tài))之間波動，由于溶液的氧化率長期徘徊在70%～90%之間，幾乎達不到98.5%的設(shè)計氧化率，從吸收段補充至濃縮段的不完全氧化液與高溫煙氣接觸后，造成亞硫酸銨大量分解，生成的氣相氨與煙氣中高濃度的SO2和H2O反應生成亞硫酸氫銨氣相顆粒，即氣溶膠顆粒。該氣溶膠顆粒的直徑在納米級范圍內(nèi)，屬于布朗運動，擴散沉積速率低，不易帶電荷，一旦生成，在后續(xù)的吸收水洗流程中無法清除。因此，對于高硫含量煙氣，由于吸收液平衡濃度高，亞硫酸銨的氧化是非常困難的，這是困擾高硫含量煙氣氨法脫硫的主要問題，應給予足夠的重視。

2 改造整體方案探討

2.1 塔徑的選擇

國內(nèi)早期氨法脫硫工藝(2012年以前的第1代工藝)的吸收段設(shè)計煙氣流速一般在3.5 m/s以上，其原因是：①當時脫硫排放標準低；②對氨法脫硫理論認識不足，僅考慮提高化學吸收速率，盲目提高煙氣流速，導致煙氣停留時間短。高流速帶來了很多問題，如煙氣水洗后二次夾帶量高、出口煙氣中顆粒物含量嚴重超標導致脫尾長等。我國自2015年開始實行新的超低排放標準后，國內(nèi)各大氨法脫硫技術(shù)供應商紛紛進行了技術(shù)升級，通過降低煙氣流速來改善塔內(nèi)運行工況，煙氣流速大多在2.5～2.8 m/s。針對黔希煤化工公司的煙氣脫硫裝置，由于煙氣中硫含量較高，同時兼顧吸收效率和阻力控制要求，在煙氣量為1 320 000 m3/h(包括濃縮段的水分蒸發(fā)量)的工況下，選定吸收段的煙氣流速為2.6 m/s，此時吸收塔塔徑應為13.5 m。

2.2 吸收液氣比的選擇

氨法脫硫?qū)儆诨瘜W吸收，吸收液氣比計算應遵循化工原理基本理論。吸收液氣比是吸收系統(tǒng)的關(guān)鍵參數(shù)，要確保吸收效率和循環(huán)液中游離氨含量滿足要求，使得吸收段中氣相氨質(zhì)量濃度<3 mg/m3(標態(tài))，避免氣溶膠的生成。吸收液氣比取決于最終的吸收率、塔內(nèi)結(jié)構(gòu)等多種因素，根據(jù)業(yè)內(nèi)的實踐經(jīng)驗并結(jié)合理論計算，吸收液氣比應≥9 L/m3(標態(tài))。

2.3 濃縮液氣比的選擇

濃縮段的主要任務是采用合格的氧化吸收液循環(huán)噴淋對煙氣進行激冷降溫，使煙氣達到絕熱飽和溫度后再進入吸收段，故濃縮循環(huán)量應滿足單程最小汽化率的要求。根據(jù)大量的實踐數(shù)據(jù)，單程最小汽化率在6%～8%，則濃縮循環(huán)量約為煙氣降溫引起的水分蒸發(fā)量的8～12倍；由于出料溶液中含水質(zhì)量分數(shù)約為40%，故濃縮循環(huán)量應為水分蒸發(fā)量的25～30倍。經(jīng)計算，最大水分蒸發(fā)量約為43.4 t/h，因此濃縮段的循環(huán)量不應少于1 300 t/h，即濃縮液氣比不低于1.45 L/m3(標態(tài))。

2.4 塔內(nèi)和塔外氧化的選擇

塔外氧化是指氧化循環(huán)槽外置，濃縮段在吸收塔底部。塔內(nèi)氧化是指吸收氧化池在吸收塔底部，降溫段在氧化循環(huán)槽上部，所對應的濃縮槽外置。塔內(nèi)氧化和塔外氧化沒有本質(zhì)區(qū)別，只是塔外氧化可以配置容積更大的氧化循環(huán)槽，從而降低吸收塔的高度，既有利于降低設(shè)備造價，還可減小循環(huán)泵的功率。該改造項目處理的是高硫含量煙氣，對氧化循環(huán)槽容積要求高，因此采用塔外氧化更適宜。氧化循環(huán)槽容積取決于氧化風利用率、氧化風壓、是否有布風板等，一般處理中低硫含量煙氣的溶液氧化停留時間不短于8 min，對處理高硫含量煙氣的溶液氧化停留時間需相應延長，應不少于20 min，以期獲得98.5%以上的氧化率。

2.5 二次凈化區(qū)和除霧模塊的選擇

二次凈化區(qū)是指吸收后煙氣的洗滌和除霧，一般設(shè)置1～2層水洗以確保煙氣中液滴質(zhì)量濃度低于50 mg/m3且液滴含硫酸鹽質(zhì)量分數(shù)在0.02%以下。因此，至少應設(shè)置1層水洗，內(nèi)部應設(shè)置填料，確保煙氣與噴淋的水洗液充分接觸，水洗液氣比應滿足水洗的噴淋覆蓋率不低于200%，同時煙氣進水洗前應確保液滴含量盡可能低并設(shè)置預除霧裝置進行攔截。對水洗后的煙氣，應配置組合式超級除霧器進行高效除霧[2]。

3 改造項目實施情況

黔希煤化工公司的煙氣脫硫裝置超低排放改造項目于2018年11月進行公開招標，最終由江蘇某公司進行EPC總包，采用單塔多區(qū)循環(huán)技術(shù)，技術(shù)參數(shù)完全滿足高硫煙氣氨法脫硫的要求，并在工藝細節(jié)上有所創(chuàng)新和改進，其核心是設(shè)置了加氨循環(huán)槽和大容積高效氧化循環(huán)槽。

3.1 主要技術(shù)特點

(1)吸收段

與傳統(tǒng)的一體化氧化加氨槽相比，加氨循環(huán)槽處于低pH下運行，可保證得到的溶液為離子銨溶液(亞硫酸銨-硫酸銨-亞硫酸氫銨的混合溶液)。離子銨溶液作為吸收段的吸收液，其吸收速率快、對液氣比要求低，單噴淋層的噴淋覆蓋率達到260%以上。

(2)濃縮系統(tǒng)

濃縮系統(tǒng)采用濃縮擾動泵進行擾動，避免了塔內(nèi)物料沉積現(xiàn)象。濃縮層塔壁設(shè)置環(huán)形清洗管路，保證了塔壁的清潔。濃縮系統(tǒng)的集液器進口采用旋流凝并器，減少了煙氣中漿液的夾帶量，同時起到了整流煙氣的作用，有利于吸收流場的分布。氧化循環(huán)槽向濃縮段輸送的補充液為合格的完全氧化液，不存在濃縮段亞硫酸銨分解的現(xiàn)象，避免了氣溶膠的生成。

(3)二次凈化段、水洗段及高效除霧段

大容積氧化循環(huán)槽單獨循環(huán)，槽內(nèi)配置4層合金篩板布風，氧化風利用率高，起到洗滌逃逸氨和殘余SO2的作用。采用大液氣比操作，運行液氣比達到了2.3 L/m3(標態(tài))以上。水洗后配置多級屋脊絲網(wǎng)組合除霧+線網(wǎng)電除霧器，起到去除剩余逃逸粉塵的作用。

3.2 工藝流程

改造后的煙氣脫硫裝置工藝流程如圖1所示。

3.3 性能測試

該改造項目于2019年6月23日機械竣工，7月12日開始調(diào)試，7月31日至8月6日進行了試運行及性能測試。測試期間采用的高硫煤含硫質(zhì)量分數(shù)為1.6%～4.3%，相關(guān)測試數(shù)據(jù)如表2所示。

從表2可以看出，煙氣脫硫裝置超低排放改造完全達到了預期目標。

表2 性能測試數(shù)據(jù)

4 運行成本和綜合效益分析

4.1 運行成本分析

按煙氣處理量900 000 m3/h(標態(tài))、入口煙氣中SO2質(zhì)量濃度8 300 mg/m3(標態(tài))、副產(chǎn)硫酸銨15.5 t/h、年運行8 000 h計，改造后的煙氣脫硫裝置最大運行成本如表3所示。

表3 改造后的煙氣脫硫裝置最大運行成本

4.2 綜合效益分析

由表3可以看出，由于液氨價格處于高位，改造后煙氣脫硫裝置年運行費用為5 990.74萬元。但使用高硫煤后，由于噸煤采購價格下降140元，按年使用高硫煤855.3 kt計，年可節(jié)約燃料成本1.197億元，扣除煙氣脫硫裝置的運行費用后，年可降低生產(chǎn)成本在5 900萬元左右。同時，該項目的投用可帶來明顯的環(huán)境效益和良好的社會效益。

5 結(jié)語

煙氣脫硫裝置改造中采用的單塔多區(qū)循環(huán)技術(shù)充分體現(xiàn)了同步除塵功能，并從系統(tǒng)流程設(shè)計、提高吸收液的氧化率、多區(qū)獨立凈化循環(huán)、增大液氣比、提高除霧器效率、降低凈煙氣霧滴中的硫酸銨含量、減少煙氣霧滴夾帶等[3]多個方面進行了綜合考慮，對高硫煙氣氨-硫酸銨法脫硫技術(shù)進行了升級優(yōu)化，實現(xiàn)了高硫煙氣的超低排放。該改造項目的成功實施，說明氨-硫酸銨法煙氣脫硫技術(shù)具有重大的推廣價值。

目前，我國氨-硫酸銨法煙氣脫硫技術(shù)的規(guī)模還不是很大，各種氨法煙氣脫硫工藝技術(shù)不盡相同，每家企業(yè)的運行情況也有所差異，個別裝置甚至無法正常運行，其主要原因是設(shè)計和實踐經(jīng)驗不足[1]。氨法脫硫過程集成了吸收、氧化、熱質(zhì)同時傳遞、蒸發(fā)、顆粒沉降、結(jié)晶等多種單元操作，同時比較注重工藝原理與實踐設(shè)計經(jīng)驗相結(jié)合，故將來無論是新建項目還是改造項目，都必須首先確保工藝原理的準確性，再優(yōu)化匹配流程，做好設(shè)計環(huán)節(jié)和工程施工環(huán)節(jié)的工作，完全可以實現(xiàn)煙氣的超低排放。