单塔多区循环技术在高硫烟气氨法脱硫装置升级改造中的应用

杨建超，张 明

(1.黔希煤化工投资有限责任公司 贵州黔西 551500；2.陕西兴化集团有限责任公司 陕西兴平 713100)

我国已成为世界第一大产煤和用煤国，SO2排放量迅猛增加，燃煤锅炉烟气脱硫已成为我国环境治理的重要内容[1]。我国西南成渝川地区的煤矿多产中高硫煤，因此该地区的烟气脱硫减排任务重、难度大。贵州黔希煤化工投资有限责任公司(以下简称黔希煤化工公司)现有300 kt/a乙二醇及配套的3×220 t/h高压流化床锅炉烟气脱硫装置各1套，烟气脱硫装置采用氨-硫酸铵湿法脱硫工艺，入口烟气含SO2质量浓度8 768 mg/m3(标态)，排放气中SO2质量浓度>200 mg/m3(标态)、烟尘质量浓度>30 mg/m3(标态)，无法满足贵州地区常规的环保排放要求。此外，该烟气脱硫装置无法实现长周期运转，严重影响化工主装置的生产。为此，黔希煤化工公司决定对该烟气脱硫装置实行超低排放改造，即按照核心地区的要求，提前达到排放气中烟尘质量浓度≤5 mg/m3(标态)、SO2质量浓度≤35 mg/m3(标态)、NOx质量浓度≤50 mg/m3(标态)的超净排放标准要求。

1 烟气脱硫系统存在的问题

烟气脱硫装置采用塔内浓缩工艺，设计烟气处理量为900 000 m3/h(标态)，设计吸收塔进口烟气中SO2的质量浓度为8 300 mg/m3(标态)；塔外设置2台氧化循环槽，采用氧化循环泵和曝气器组合的形式进行吸收液的氧化；设置2台吸收循环泵，2开无备；吸收塔顶部设置1层水洗循环层，水洗后设置2层机械除雾层，除雾后的净烟气返回净烟道，通过烟筒排放。烟气脱硫装置吸收系统主要设备及参数如表1所示。

表1 烟气脱硫装置吸收系统主要设备及参数

该脱硫装置自2017年9月投运后，存在的主要问题：①工艺流程不合理，气溶胶及氨逃逸严重；②溶液循环量不足，液气比偏小；③喷淋层设计不合理，喷淋覆盖率偏低，吸收效果差；④氧化率不高，未充分氧化的溶液进入浓缩系统，遇高温烟气后分解产生大量的气溶胶；⑤净烟气雾滴中的硫酸盐含量偏高，环保检测表现为净烟气出口总尘超标。

根据表1的设备参数进行分析计算，发现烟气在吸收塔内吸收段的线速度高达3.5 m/s,吸收液气比为2.44 L/m3(标态)，水洗液气比为0.13 L/m3(标态)。空气采用射流曝气器抽负压吸入，循环溶液经过曝气器的喉腔与吸取的空气接触，从而实现对回流的脱硫吸收溶液的氧化。但因喷射泵扬程小，导致吸入的空气量不足，又因气液接触时间短，难以达到理想的氧化效果。此外，水洗液气比严重偏小，水洗覆盖率低，水洗层形同虚设，无法保证对烟气中的液滴进行充分洗涤和稀释，末端2层屋脊式除雾更是无法保证应有的除雾效果。

在实际运行过程中，进口烟气的总硫质量浓度一直在3 000～7 000 mg/m3(标态)之间波动，由于溶液的氧化率长期徘徊在70%～90%之间，几乎达不到98.5%的设计氧化率，从吸收段补充至浓缩段的不完全氧化液与高温烟气接触后，造成亚硫酸铵大量分解，生成的气相氨与烟气中高浓度的SO2和H2O反应生成亚硫酸氢铵气相颗粒，即气溶胶颗粒。该气溶胶颗粒的直径在纳米级范围内，属于布朗运动，扩散沉积速率低，不易带电荷，一旦生成，在后续的吸收水洗流程中无法清除。因此，对于高硫含量烟气，由于吸收液平衡浓度高，亚硫酸铵的氧化是非常困难的，这是困扰高硫含量烟气氨法脱硫的主要问题，应给予足够的重视。

2 改造整体方案探讨

2.1 塔径的选择

国内早期氨法脱硫工艺(2012年以前的第1代工艺)的吸收段设计烟气流速一般在3.5 m/s以上，其原因是：①当时脱硫排放标准低；②对氨法脱硫理论认识不足，仅考虑提高化学吸收速率，盲目提高烟气流速，导致烟气停留时间短。高流速带来了很多问题，如烟气水洗后二次夹带量高、出口烟气中颗粒物含量严重超标导致脱尾长等。我国自2015年开始实行新的超低排放标准后，国内各大氨法脱硫技术供应商纷纷进行了技术升级，通过降低烟气流速来改善塔内运行工况，烟气流速大多在2.5～2.8 m/s。针对黔希煤化工公司的烟气脱硫装置，由于烟气中硫含量较高，同时兼顾吸收效率和阻力控制要求，在烟气量为1 320 000 m3/h(包括浓缩段的水分蒸发量)的工况下，选定吸收段的烟气流速为2.6 m/s，此时吸收塔塔径应为13.5 m。

2.2 吸收液气比的选择

氨法脱硫属于化学吸收，吸收液气比计算应遵循化工原理基本理论。吸收液气比是吸收系统的关键参数，要确保吸收效率和循环液中游离氨含量满足要求，使得吸收段中气相氨质量浓度<3 mg/m3(标态)，避免气溶胶的生成。吸收液气比取决于最终的吸收率、塔内结构等多种因素，根据业内的实践经验并结合理论计算，吸收液气比应≥9 L/m3(标态)。

2.3 浓缩液气比的选择

浓缩段的主要任务是采用合格的氧化吸收液循环喷淋对烟气进行激冷降温，使烟气达到绝热饱和温度后再进入吸收段，故浓缩循环量应满足单程最小汽化率的要求。根据大量的实践数据，单程最小汽化率在6%～8%，则浓缩循环量约为烟气降温引起的水分蒸发量的8～12倍；由于出料溶液中含水质量分数约为40%，故浓缩循环量应为水分蒸发量的25～30倍。经计算，最大水分蒸发量约为43.4 t/h，因此浓缩段的循环量不应少于1 300 t/h，即浓缩液气比不低于1.45 L/m3(标态)。

2.4 塔内和塔外氧化的选择

塔外氧化是指氧化循环槽外置，浓缩段在吸收塔底部。塔内氧化是指吸收氧化池在吸收塔底部，降温段在氧化循环槽上部，所对应的浓缩槽外置。塔内氧化和塔外氧化没有本质区别，只是塔外氧化可以配置容积更大的氧化循环槽，从而降低吸收塔的高度，既有利于降低设备造价，还可减小循环泵的功率。该改造项目处理的是高硫含量烟气，对氧化循环槽容积要求高，因此采用塔外氧化更适宜。氧化循环槽容积取决于氧化风利用率、氧化风压、是否有布风板等，一般处理中低硫含量烟气的溶液氧化停留时间不短于8 min，对处理高硫含量烟气的溶液氧化停留时间需相应延长，应不少于20 min，以期获得98.5%以上的氧化率。

2.5 二次净化区和除雾模块的选择

二次净化区是指吸收后烟气的洗涤和除雾，一般设置1～2层水洗以确保烟气中液滴质量浓度低于50 mg/m3且液滴含硫酸盐质量分数在0.02%以下。因此，至少应设置1层水洗，内部应设置填料，确保烟气与喷淋的水洗液充分接触，水洗液气比应满足水洗的喷淋覆盖率不低于200%，同时烟气进水洗前应确保液滴含量尽可能低并设置预除雾装置进行拦截。对水洗后的烟气，应配置组合式超级除雾器进行高效除雾[2]。

3 改造项目实施情况

黔希煤化工公司的烟气脱硫装置超低排放改造项目于2018年11月进行公开招标，最终由江苏某公司进行EPC总包，采用单塔多区循环技术，技术参数完全满足高硫烟气氨法脱硫的要求，并在工艺细节上有所创新和改进，其核心是设置了加氨循环槽和大容积高效氧化循环槽。

3.1 主要技术特点

(1)吸收段

与传统的一体化氧化加氨槽相比，加氨循环槽处于低pH下运行，可保证得到的溶液为离子铵溶液(亚硫酸铵-硫酸铵-亚硫酸氢铵的混合溶液)。离子铵溶液作为吸收段的吸收液，其吸收速率快、对液气比要求低，单喷淋层的喷淋覆盖率达到260%以上。

(2)浓缩系统

浓缩系统采用浓缩扰动泵进行扰动，避免了塔内物料沉积现象。浓缩层塔壁设置环形清洗管路，保证了塔壁的清洁。浓缩系统的集液器进口采用旋流凝并器，减少了烟气中浆液的夹带量，同时起到了整流烟气的作用，有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，不存在浓缩段亚硫酸铵分解的现象，避免了气溶胶的生成。

(3)二次净化段、水洗段及高效除雾段

大容积氧化循环槽单独循环，槽内配置4层合金筛板布风，氧化风利用率高，起到洗涤逃逸氨和残余SO2的作用。采用大液气比操作，运行液气比达到了2.3 L/m3(标态)以上。水洗后配置多级屋脊丝网组合除雾+线网电除雾器，起到去除剩余逃逸粉尘的作用。

3.2 工艺流程

改造后的烟气脱硫装置工艺流程如图1所示。

3.3 性能测试

该改造项目于2019年6月23日机械竣工，7月12日开始调试，7月31日至8月6日进行了试运行及性能测试。测试期间采用的高硫煤含硫质量分数为1.6%～4.3%，相关测试数据如表2所示。

从表2可以看出，烟气脱硫装置超低排放改造完全达到了预期目标。

表2 性能测试数据

4 运行成本和综合效益分析

4.1 运行成本分析

按烟气处理量900 000 m3/h(标态)、入口烟气中SO2质量浓度8 300 mg/m3(标态)、副产硫酸铵15.5 t/h、年运行8 000 h计，改造后的烟气脱硫装置最大运行成本如表3所示。

表3 改造后的烟气脱硫装置最大运行成本

4.2 综合效益分析

由表3可以看出，由于液氨价格处于高位，改造后烟气脱硫装置年运行费用为5 990.74万元。但使用高硫煤后，由于吨煤采购价格下降140元，按年使用高硫煤855.3 kt计，年可节约燃料成本1.197亿元，扣除烟气脱硫装置的运行费用后，年可降低生产成本在5 900万元左右。同时，该项目的投用可带来明显的环境效益和良好的社会效益。

5 结语

烟气脱硫装置改造中采用的单塔多区循环技术充分体现了同步除尘功能，并从系统流程设计、提高吸收液的氧化率、多区独立净化循环、增大液气比、提高除雾器效率、降低净烟气雾滴中的硫酸铵含量、减少烟气雾滴夹带等[3]多个方面进行了综合考虑，对高硫烟气氨-硫酸铵法脱硫技术进行了升级优化，实现了高硫烟气的超低排放。该改造项目的成功实施，说明氨-硫酸铵法烟气脱硫技术具有重大的推广价值。

目前，我国氨-硫酸铵法烟气脱硫技术的规模还不是很大，各种氨法烟气脱硫工艺技术不尽相同，每家企业的运行情况也有所差异，个别装置甚至无法正常运行，其主要原因是设计和实践经验不足[1]。氨法脱硫过程集成了吸收、氧化、热质同时传递、蒸发、颗粒沉降、结晶等多种单元操作，同时比较注重工艺原理与实践设计经验相结合，故将来无论是新建项目还是改造项目，都必须首先确保工艺原理的准确性，再优化匹配流程，做好设计环节和工程施工环节的工作，完全可以实现烟气的超低排放。