门小勇

摘 要：甲醇厂CFB锅炉烟气脱硫脱硝系统改造投运后，脱硫系统出现硫酸铵浆液结晶差、脱硫塔循环喷头堵塞、液氨消耗大、硫酸铵输送玻璃钢管线断裂频繁等问题，SNCR脱硝系统出现了氨水浓度低、NOX指标不合格等问题。以上问题经过技术攻关和设备改造，逐步予以解决并优化了脱硫脱硝运行工况。

关键词：氨-肥法脱硫工艺；SNCR脱硝工艺；硫铵结晶差；液氨消耗大

中图分类号：TK229 文献标识码：A

1 引言

神华宁煤集团煤炭化学工业分公司甲醇厂位于宁夏灵武市宁东镇，共有四台循环流化床锅炉，四台锅炉均采用布袋除尘器。锅炉排出的烟气经布袋除尘器除尘、引风机后进入脱硫装置脱硫。

脱硫系统采用氨法脱硫工艺，采用的是江苏新世纪江南环保股份有限公司的氨-肥法烟气脱硫技术，脱硫系统主体由四套烟气脱硫装置和一套能力达15.2万吨/年硫酸铵回收装置组成。脱硫装置按流程可分烟气系统、脱硫系统、氧化空气系统、硫铵系统、检修排空系统、工艺水系统等。每台锅炉配置一座吸收塔，即一炉一塔进行全烟气脱硫，不设置旁路，脱硫效率不小于98%，出口净烟气SO2浓度≤100mg/Nm?。脱硝系统采用江苏科行环保科技有限公司的SNCR脱硝工艺，还原剂为氨水，NOX排放浓度不大于200mg/Nm3，SNCR脱硝效率不低于50%。

脱硫脱硝系统自2014年4月30日首套投入运行后，陆续暴露出硫酸铵管线断裂、水系统不平衡、硫酸铵结晶效果差、SO2和NOX指标合格率低等一系列问题。

2 脱硫系统存在的问题及处理措施

2.1 脱硫岛系统水量不平衡问题及处理措施

2.1.1 主要问题

（1）脱硫塔浓缩段液位持续在2.3m～2.5m高位，频繁溢流，导致塔压、液位波动，影响运行。

（2）脱硫岛循环冷却水系统总用水量121t/h，其中离心泵机封冲洗水25t/h排向地坑回收系统进入脱硫塔。

（3）脱硫塔系统设计工艺补水、管路冲洗水、烟道冲洗水、除雾器冲洗水总用量53t/h～60t/h，但不包括不可预见水量，烟气蒸发携带量只有51t/h，每小时多2t～8t水。

2.1.2 处理措施

（1）将脱硫岛循环冷却水系统中离心泵机封冲洗水25t/h集中收集进入工艺水箱，作为工艺补水。

（2）消除工艺水系统内漏缺陷，优化除雾器冲洗水、烟道冲洗水、塔壁冲洗水冲洗时间，严格控制硫酸铵管路冲洗时间，减少系统水量。

2.2 硫酸铵结晶效果差，浆液不分离问题及处理措施

2.2.1 主要原因

（1）锅炉除尘采用布袋除尘器，因锅炉布袋泄漏，导致过量粉尘进入脱硫塔，因硫酸铵饱和溶液的密度有固定值，大约1.258g/L～1.262g/L左右，粉尘颗粒会影响硫酸铵晶核的形成并阻碍硫铵小分子向晶核表面靠拢，限制单个晶核的成长。结晶太小，达不到离心机分离要求的硫酸铵结晶最小质量。

（2）脱硫塔防腐玻璃鳞片脱落堵塞部分一级循环喷嘴、二级循环喷嘴，造成喷淋空隙区，导致烟气与循环液在脱硫塔吸收段无法充分接触，吸收反应不能有效进行，生成的亚硫酸盐在中和反应作用下生成的亚硫酸氢铵/硫酸氢盐，破坏了塔内硫酸铵结晶成长环境，致使硫酸铵结晶颗粒小，浆液分离效果差。

（3）脱硫塔浆液与循环槽循环液pH值过高，影响硫酸铵的结晶。主要因素一是液氨流量调节阀选型不当，液氨流量波动大无法精确控制。二是一级循环泵A/C出口pH计安装不规范，测量值偏小。三是喷嘴堵塞使吸收反应不充分，SO2超标被迫增大加氨量。理论上硫酸铵理想结晶pH值为2.5～4.1，脱硫塔浆液pH值控制范围在2～3，循环槽循环液pH值控制范围在4～6。由于以上原因导致此两项指标在3～5和6～8，破坏了硫酸铵最佳结晶环境。浓缩段pH>3.5时硫铵结晶颗粒已明显变小，离心机无法分离。

（4）氧化率低，影响硫酸铵的结晶。烟气中SO2与氨水反应生成亚硫酸铵，经空气进行强制氧化反应生成硫酸铵溶液，形成的饱和或过饱和硫酸铵溶液进行结晶，晶体的成长和再结晶得到硫酸铵。

氧化反应是液相连续，气相离散，由于烟气尘含量大使浓缩段密度过高甚至堵塞氧化风管，致使空气与浆液不能充分接触，氧化反应不充分，严重影响硫酸铵的结晶。

2.2.2 处理措施

（1）加强对锅炉布袋除尘器的运行管理，强化除尘器设备维护力度，发现布袋破损及时更换，防止大量粉尘进入脱硫岛系统。对锅炉除尘系统进行技术改造，将锅炉布袋除尘器改为电袋复合式除尘，保证除尘器出口烟尘的排放指标≤20mg/Nm3，降低烟尘对脱硫系统的影响。

（2）将一级循环泵、二级循环泵吸入口的篮式过滤器更换为管道过滤器。由于篮式过滤器密封性不够严密，很多硫酸铵颗粒和脱落玻璃钢鳞片极易透过过滤器，堵塞喷嘴，影响脱硫塔吸收段吸收效果和二循喷淋降温、蒸发、浓缩效果使脱硫塔超温，影响结晶出料。

（3）在液氨流量调节阀后加10mm节流孔板，使液氨流量调节精确控制。调整一级循环泵A/C出口pH计安装位置，使之测量准确。强化生产管理，控制一级循环A泵pH值在5～8，一级循环C泵pH值在4～6，控制SO2指标在20mg/Nm3～ 100mg/Nm3。降低液氨的投加量。

（4）脱硫系统开车前，将脱硫塔、循环槽进行全面清理，并对一级循环泵、二级循环泵管线、过滤器、喷嘴进行疏通。对脱硫岛系统进行24时间水联运，及时清理系统残存杂物，观察喷嘴布水情况，保证不堵塞喷头。系统运行后，对一、二级氧化风管定期冲洗，保证风管畅通。

2.3 硫铵管线断裂及处理措施

2.3.1 主要原因

（1）甲醇廠一套生产装置区有两套锅炉脱硫装置，脱硫岛硫铵排出管道长度约1200m。由于1#/2#脱硫塔硫铵排出泵管道与料液泵回料管道过长，管道膨胀释放设计不合理位移过大，使管道频繁断裂。玻璃钢管道粘接修复时间约24小时，影响系统正常出料，导致浓缩段固含量上涨过快，浆液粘滞堵塞循环管道、喷嘴，导致脱硫塔超温。

（2）硫铵管道蒸汽伴热形式不合适，蒸汽伴热温度150℃左右，长期炙烤玻璃钢管道使其脆化强度降低。而且在硫铵出料后随即要用清水冲洗管道，剧烈的热胀冷缩变化，造成管道弯头、法兰及膨胀节处频繁拉裂。

2.3.2 解决措施

（1）对1#/2#脱硫岛至硫铵厂房之间硫胺玻璃钢管道全部更换，管道膨胀释放重新设计，增加膨胀弯，加强管道支架。

（2）对1#/2#脱硫岛至硫铵厂房之间硫铵管线伴热方式进行改造，用电伴热代替蒸汽伴热，适当调控温度。

2.4 液氨压力不稳定及处理措施

2.4.1 主要原因

（1）氨罐区布置在烯烃生产装置区距脱硫岛约2000m，因氨压缩机故障频发，液氨在输送过程中易出现气化现象，液氨压力极不稳定，导致流量调节困难，SO2指标波动很大。

（2）脱硫系统液氨调节阀是气动薄膜直通单座调节阀，在需要准确的调节小流量时操作调整非常困难，閥门在开度过小的情况下，液氨的压力、流量波动非常大。

（3）液氨管道无远传压力监测设备，操作人员无法及时掌握液氨压力变化，调整不及时。

2.4.2 解决措施

（1）氨罐区将液氨加压泵由屏蔽泵更换为容积式泵，并加强液氨加压泵日常管理工作，保证液氨压力、流量稳定。

（2）在液氨调节阀后安装DN10的流量孔板，随后调节阀门控制裕度改善，调节压力、流量较为稳定。逐步将脱硫岛液氨调节阀更换为针形调节阀，SO2指标超标现象已极少发生。

（3）在脱硫岛液氨调节阀前管道加装液氨管线远传压力表并传输至DCS，便于操作人员观察液氨压力和工艺操作。

3 脱硝系统存在的问题及处理措施

3.1 喷枪设置不合理，NOX指标超标严重

（1）设计单位在进行技术论证时担心CFB锅炉分离器入口烟道温度无法达到SNCR工艺要求的850℃左右，因此将脱硝喷枪安装在了锅炉炉膛密相区。

（2）SNCR工艺使用的脱硝还原剂为20%氨水，因氨水制备故障导致氨水浓度只有10%左右。

3.2 处理措施

（1）将脱硝喷射系统三只喷枪安装在锅炉两侧旋风分离器入口烟道处。改造后的锅炉NOX排放指标由之前的 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，指标合格率100%，运行非常稳定。

（2）修复氨水制备系统液氨蒸发器和密度计，保证氨水浓度在16%以上。

结语

经过对脱硫脱硝系统的工艺优化和技术改造，先后解决了硫铵结晶颗粒小、脱硫塔喷头堵塞、环保指标不达标、脱硫管线频繁断裂、液氨压力不稳定等一系列问题，甲醇厂锅炉脱硫脱硝系统达到了安全、稳定、长周期的运行要求，锅炉烟气SO2和NOX排放指标100%合格，降低了液氨单耗，硫铵产量日均增加40t，月均节能降耗46万元。

参考文献

[1]徐长春，傅国光.氨法烟气脱硫技术综述[J].电力环境保护，2006，21（02）：17-20.

[2]张文武，沙志强，朱忠益，杨林军.氨法脱硫工艺参数对气溶胶排放特性的影响[J].热能动力工程，2013（03）.