浅谈 FCL氨法脱硫技术在小型燃煤锅炉烟气脱硫中的应用
目前 ,我国大型燃煤机组的脱硫装置基本上都是引进国外的技术和设备 ,并以石灰石 — 石膏法为主。但对于小型燃煤机组而言 ,由于石灰石— 石膏法占地面积大、 投资大、 运行费用高、 副产物处置困难等问题而难以推广。FCL氨法脱硫工艺具有占地面积小、 投资相对较小、 副产硫酸铵可作为肥料销售、 运行费用低、 可同时脱氮等特点 ,适合在小型燃煤机组中推广。
1 工程概况
太仓保利协鑫热电有限公司现有 3台抽凝式发电机组 ,装机容量为 45MW,配备有 2台 75 t /h、 1台 90 t /h煤粉炉、 1台 150 t /h煤粉炉。保利协鑫热电公司于 2006年开始实施烟气脱硫技改工程 ,并于 20072 012 25一次性通过环保验收。本工程设计煤种硫分为 0 . 7% ,校核煤种硫分为 1 . 0% ,电除尘器出口 SO2 质量浓度不超过 1 500mg/m3 ,粉尘质量浓度不超过 400mg/m3 。
2 工艺原理
FCL氨法脱硫是用氨水洗涤含 S O2 的废气 ,形成 (NH4 ) 2 SO3—NH4HSO3—H2O 的吸收液体系。 (NH4 ) 2 S O3是氨法中的主要吸收剂 ,对 SO2具有很好的吸收能力 ,其反应如下:
SO2 + 2NH3 +H2O ——(NH4 ) 2 SO3
SO2 + (NH4 ) 2 SO3 +H2O ——2NH4HSO3
NH3 +NH4HSO3—— (NH4 ) 2 S O3
在脱硫塔底部氧化池内 , (NH4 ) 2 SO3 被鼓入的氧化空气氧化成硫酸铵:
2 (NH4 ) 2 SO3 +O2 ——2 (NH4 ) 2 SO4
3 工艺流程
FCL氨法脱硫工艺流程主要分为预洗涤、 SO2 吸收、 亚硫酸铵氧化和蒸发结晶等工序。脱硫系统主要由烟气系统、 浓缩塔浓缩系统、 脱硫塔吸收系统、 回收系统、 供氨系统、 烟气在线监测系统、 电气及 DCS控制系统等组成 。
3 . 1 烟气系统
太仓保利协鑫热电公司实施脱硫技改的 4台锅炉中 , 1、 2号炉出口烟气进入 1号脱硫系统 ,净烟气经 1、 2号炉烟道排入烟囱; 3号炉烟气分别或同时送入 1号或 2号脱硫系统; 4号炉烟气进入 2号脱硫系统 ,净烟气经 3、 4号炉烟道排入烟囱 (砖烟道经耐酸混凝土防腐处理 )。
3 . 2 浓缩系统
烟气进入冷却浓缩塔 ,与同向喷淋的浓缩液接触后 ,烟温降至 60℃ 左右 ,然后进入脱硫塔 ,浓缩液经烟气加热蒸发后得以浓缩。当浓缩液密度达到 1 240 kg/m3 左右时 ,由取出液泵抽至硫酸铵回收系统。浓缩塔和脱硫塔之间设有连通管道 ,可自动平衡浓缩塔液位 ,无需人工调节。浓缩塔采用玻璃鳞片防腐 ,喷嘴采用钴 6合金材料。
3 . 3 吸收系统
脱硫塔吸收系统共设置 3台浆液循环泵 ,塔内设 3层喷淋。氨液加至第一喷淋层 ,加氨后的脱硫液 pH值控制在 6 . 0～6 . 5之间。第二、 第三喷淋层起到进一步脱硫和防止氨逃逸的作用。在喷淋层的上部设有一层工艺水喷淋 ,主要作用是保持塔内液位和减少氨的逃逸。脱硫塔体采用玻璃鳞片防腐 , 喷淋管为 FPR材料 ,喷嘴为钴 6合金材料。烟气进入脱硫塔后自下向上流动 ,首先与第一喷淋层的脱硫液反应。
在脱硫塔出口处设置两级除雾器 ,阻力降低于 200 Pa,并设有自动清洗系统。除雾器系统的烟气水分设计值为低于 75mg/m3 (本文烟气量均为标准状态值 )。除雾器冲洗周期为每 8 h冲洗 1min。吸收系统按吸收与氧化一体化设计 (亚硫酸铵质量分数控制在 20%左右 ) ,氧化空气由 2台罗茨风机提供。氧化空气经设置在脱硫塔底部的曝气器鼓出 ,细小气泡均匀分散到脱硫液中 ,将脱硫液中的亚硫酸铵和亚硫酸氢铵氧化成硫酸铵。
3 . 4 回收系统
来自脱硫取出液泵的硫酸铵浓缩液 ,首先进入浓缩进料槽 ,再进入蒸发结晶器。在蒸发结晶器内 , 硫酸铵料液经高温蒸汽加热而蒸发 ,产生的蒸汽经真空系统喷淋冷却成水后进入脱硫塔循环使用。由于蒸发器为负压运行 ,硫酸铵料液在低于沸点条件下蒸发 ,大大降低了蒸汽的耗用量 ,而蒸汽凝结的疏水则全部回收至疏水箱重复利用。当料液含固量达到一定程度时 ,将料液放入浓浆槽 ,再由浓浆泵打入冷却结晶槽 ,料液的热量由循环冷却水系统带走。晶体完全析出后 ,再用离心机甩干成为水分小于 415%的硫酸铵。在布置回收系统管线时 ,应尽量减少弯头数量 ,同时在蒸发浓缩工艺管线上加装快装接头 ,这样就可以分别用压缩空气、 蒸汽、 水进行冲洗 ,保证管线的通畅。
3 . 5 供氨系统
供氨泵将 10% ～20%的氨水打入脱硫循环泵出口管中 ,经静态混合器混合均匀后进入第一喷淋层。加氨流量由供氨泵变频控制。由于氨水极易挥发 ,对于卸氨过程中挥发出来的氨气 ,采取了将其导入脱硫塔的措施 ,避免了氨气的浪费和环境污染。
3 . 6 在线监测系统
脱硫塔进、 出口烟道上分别安装了二氧化硫分析仪 ,用以监测原烟气和净烟气中的二氧化硫 ,在线监控脱硫效率和 SO2 排放浓度;在脱硫塔进口的原烟气管道安装烟尘仪在线监测烟尘;在脱硫塔出口净烟气管道上用 NOx 分析仪在线监测 NOx 排放浓度。系统按要求自动生成日报和月报 ,并以出口烟气 SO2浓度为参考指标来调节和控制加氨量。
3 . 7 控制系统
本工程采用的 DCS控制系统 ,自动化控制率为 95%;通过 DCS系统集中控制整个脱硫系统的运行 ,如实现烟道风门联锁、 塔内液位联锁、 自动加氨、蒸发结晶器加热联锁、 离心机运行监控等 ,为脱硫系统的安全稳定运行提供了保障。
4 主要技术指标
太仓保利协鑫热电公司 1号、 2号脱硫系统 168 h运行的主要技术指标详见表 1。 1号脱硫系统在测试期间负荷波动大 ,工况不稳定 ,造成其净烟气中游离氨超过设计值。但从 2 号脱硫系统数据可见 ,在锅炉工况稳定的情况下 ,该指标完全可以达到设计值要求。
5 存在问题及对策
5 . 1 烟囱防腐
太仓保利协鑫热电公司的脱硫系统未设 GGH, 脱硫后的烟气温度在 50～55℃ 之间 ,且处于湿饱和状态。由于烟温低于结露温度 ,虽经除雾器处理 ,烟囱内壁仍产生较多的水液。水液具有一定的腐蚀性 ,长期运行 ,将会对烟囱内筒造成腐蚀。根据国内外的经验 ,湿法脱硫后的烟囱钢内筒防腐衬主要有三类:一是防酸腐蚀的内衬 ,如玻璃钢 ( FRP) ,玻璃鳞片等;二是衬薄板 ,即采用耐酸腐蚀的金属合金板材作内衬 ,如钛板 ( TiCr 2 )等;三是用耐腐蚀的轻质隔热制品粘贴 ,如泡沫玻璃等。由于烟囱内衬防腐材料既要能防止脱硫系统正常运行时湿烟气的腐蚀 ,又要在脱硫系统故障或检修时 ,能长时间耐 130 ～150℃ 的高温。就以上几种材料看 ,第二类和第三类材料能达到此要求 ,但价格太高。目前 ,电厂已加强烟囱外表面的监测 ,对比分析烟囱外表面铁锈的流挂程度 ,准备在机组全停期间 , 对烟囱内壁作全面检查。
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5 . 2 回收系统防堵
当硫酸铵溶液达到过饱和状态后 ,会析出颗粒状硫酸铵晶体 ,并极易沉积在设备或管道的底部。在太仓协鑫热电公司脱硫系统调试期间 ,由于系统的不完善和经验的缺乏 ,从蒸发结晶器到离心机系统的设备、 管道全面发生严重堵塞 ,导致整个脱硫系统无法运行。我们利用硫酸铵易溶于水的特点 ,对回收系统进行了改进和优化控制:
(1)系统改进。在安装输送硫酸铵过饱和溶液的管道时 ,减少了弯头数量 ,并尽量避免水平布置; 在硫酸铵过饱和溶液管道上增加了冲洗水接头 ,当发生堵塞时 ,可以从不同方向对管道进行冲洗疏通; 蒸发器的下料口由蒸发循环泵入口处改至出口处, 并改用球阀控制;在冷却结晶槽底部增加了压缩空气吹扫和蒸汽吹扫功能 ,改变冷却结晶槽下料管的布置方式 ,从而降低了管道阻力。
(2)优化运行控制。通过对脱硫取出液泵流量、 蒸汽量和蒸发器放料量的动态控制,使蒸发器内料液的含固量稳定在 30%左右 ,从而解决了从蒸发器到浓浆槽的硫酸铵堵塞问题;为了防止硫酸铵在浓浆槽内沉降结块 ,采取了搅拌器连续运行、 保持浓浆槽低液位和浓浆泵小流量运行的方式 ,避免了从浓浆泵出口到冷却结晶槽之间管道的堵塞;在运行控制上 ,除保持搅拌器连续运行外 ,再在冷却结晶槽底部打入压缩空气 ,利用压缩空气的冲击力 ,使沉降在椎底的固体硫酸铵悬浮于溶液中 ,解决了冷却结晶槽底部的硫酸铵堆积问题 ,保证了下料的通畅 ,从而确保离心机可以均匀地进料。
6 结语
FCL氨法烟气脱硫工艺技术成熟、 适用煤种广、脱硫效率高、 运行稳定 ,且其副产物是优质的复合肥原料 ,具有一定的经济效益,可降低脱硫系统的运行费用。对于实际运行中存在的硫酸铵回收系统堵塞问题 ,可通过对回收系统的合理改进和采取优化运行控制等措施来解决。
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