水煤浆锅炉超低排放改造

陈义丰，王占丽，杨春亮，刘晓成，张巧敏，陈继亮

（1.宁波金发新材料有限公司，浙江 宁波 315800；2.诺安实力可商品检验（宁波）有限公司，浙江 宁波 315040）

我国“富煤缺油少气”的能源结构推动煤化工行业蓬勃发展。水煤浆是煤基清洁燃料，具有环保、经济、节能等优势，符合国家节能减排要求和政策导向，作为锅炉燃料具有广阔的应用前景[1-2]。

通过对燃烧产生的污染物进行治理，水煤浆锅炉的各类污染物能达标排放（满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）要求），但相对于燃气锅炉，水煤浆锅炉各污染物排放量仍相对较大，对环境造成一定影响。2014 年9 月12日，国家发展改革委员会、环境保护部、国家能源局联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014～2020 年）》（以下简称《行动计划》），对于燃煤烟气排放的污染物，三部委要求中、东、西部地区新建和东部现役燃煤电厂通过改造后污染物排放浓度标准基本达到或接近燃气轮机组排放限值。2015 年12 月2 日，国务院常务会议决定，在2020 年前，对燃煤机组全面实施超低排放。为响应国家号召，深入实施大气污染防治行动计划，东部地区现役水煤浆锅炉需要进行超低排放改造。

1 水煤浆锅炉概况

宁波某企业于2013 年5 月8 日开工建设3台240 t/h 水煤浆锅炉产蒸汽供装置使用，配套设施有供浆系统、燃烧系统、脱硫脱硝系统、除灰渣系统、化学水处理系统、供配电系统及热工控制系统等，于2014 年5 月5 日投入试生产。锅炉2用1 备，最大蒸发量为480 t/h。

烟气处理流程见图1。水煤浆锅炉通过优化炉内配风和燃烧器喷口布置，实现低NOx燃烧。之后将还原剂（20%的氨水）喷入锅炉折焰角上方水平烟道（800 ℃～1100 ℃），在无催化剂存在条件下，通过选择性非催化还原法（SNCR）将NOx还原为N2和H2O，脱硝效率约50%；在320 ℃～420 ℃区域设有选择性催化还原法（SCR）反应器，利用还原剂（20%氨水）在催化剂作用下选择性地与烟气中的NOx继续发生化学反应，生成N2和H2O。

图1 水煤浆锅炉烟气处理工艺流程图

通过低氮燃烧器、SNCR 和SCR 组合使用，达到NOx的合格排放。采用布袋除尘器捕集细小、干燥、非纤维性粉尘，含有较细小粉尘的气体通过滤袋时，粉尘被阻留，气体得到净化，积附在滤袋的粉尘不断增加，最终落入灰门经排灰阀排出机体。净化的烟气送入主烟道后分两路进入脱硫塔中，烟气从脱硫塔中部进入。来自氨水供应系统的氨水进入脱硫塔中，采用喷淋的方式使氨水与上行的烟气进行反应，实现脱硫的目的。除去二氧化硫的烟气进一步上升，进行除雾。在氨水喷淋上方设置了两层除雾器，自工艺水箱的工艺水通过管道送至除雾器中，用来补充脱硫所需水分和除雾所用。

2 水煤浆锅炉超低排放改造

为全面达到超低排放要求，此次改造主要针对NOx、SO2、烟尘3 个污染物排放因子进行升级改造。对于燃煤烟气排放的污染物，三部委在《行动计划》中建议企业因厂制宜采用成熟适用的环保改造技术，除尘可采用低（低）温静电除尘器、电袋除尘器、布袋除尘器等装置，鼓励加装湿式静电除尘装置；脱硫可实施脱硫装置增容改造，必要时采用单塔双循环、双塔双循环等更高效率脱硫设施；脱硝可采用低氮燃烧、高效率SCR 脱硝装置等技术。本次改造主要措施为：更换高效SCR 脱硝催化剂并在原基础上加装一层SCR 催化剂，脱硫装置增容改造，脱硫后加装除尘除雾装置。

脱硝改造仅通过更换高效SCR 脱硝催化剂并加装一层SCR 催化剂，实现烟气NOx排放浓度小于50 mg/m3的目标。脱硝改造原理简单，工艺成熟，改造方便，本文不再详细介绍。对脱硫装置进行增容改造，部分地方进行扩径，同时增加吸收塔高度来优化脱硫喷淋系统、改造原洗涤喷淋系统及配套系统。此次改造与除尘装置进行配套，确保二氧化硫和烟尘的达标排放。改造前后水煤浆锅炉烟气处理工艺流程总体上未发生变化，将原除雾器更换为管束式除尘除雾装置（氨法专用）。更改后烟气处理工艺流程见图2。

图2 改造后水煤浆锅炉烟气处理工艺流程图

3 氨法脱硫技术与管束式除尘器协同作用在超低排放改造中的应用

3.1 氨法脱硫工艺原理

氨法脱硫技术首先进行烟气吸收脱除SO2，接着进行亚硫铵氧化，转化为期望的副产品硫酸铵。烟气吸收的工艺原理是用氨水作为脱硫剂，以水溶液中的NH3和烟气中的SO2接触反应为基础，得到中间产品(NH4)2SO3或NH4HSO3的水溶液，吸收反应见式（1）～式（4）[3-4]。

上述反应中，加氨量较少时，发生式（1）反应；加氨量较多时，则发生式（2）反应。式（3）才是真正的吸收过程，实际对SO2起脱除作用的是(NH4)2SO3溶液，因NH4HSO3不具有吸收SO2的能力，需经补充氨后发生式（4）反应，将NH4HSO3转变为(NH4)2SO3，使吸收液恢复吸收能力，同时调节脱硫液pH。用循环泵不断循环、吸收、补氨以维持浆液中(NH4)2SO3的比例，脱除烟气中的SO2。

在烟气吸收过程中形成的亚硫酸铵，转化为硫酸铵才是期望的副产品。反应在循环槽（氧化段）进行，鼓入空气进行亚硫酸铵的强制氧化反应，将亚硫酸铵直接氧化成硫酸铵溶液，见方程式（5）～式（6）。

硫酸铵溶液输送到脱硫塔的浓缩段后，继而利用高温烟气的热量不断将硫酸铵溶液蒸发浓缩，在塔内饱和结晶，得到含有一定固含量的硫酸铵浆液，浆液经浓缩、分离、干燥、包装得到硫酸铵产品。

3.2 管束式除尘器除雾除尘原理

管束式除尘器是除雾除尘设备，应用于湿法脱硫塔饱和净烟气携带的雾滴和尘的脱除净化。

管束式除尘器针对吸收塔上部低温饱和净烟气中含有大量细小雾滴的特点，利用大量细小雾滴高速运动条件下增加粉煤灰颗粒与雾滴碰撞的机率，雾滴与粉煤灰颗粒凝聚从而实现对此部分极微小粉煤灰尘和雾滴的捕悉脱除。

管束式除尘器的工作原理可表述为通过粉煤灰颗粒、雾滴的凝聚，捕悉和湮灭的三种运动状态，在烟气高速旋流、剧烈混合、旋转运动的过程中，将烟气中携带的雾滴和粉尘颗粒脱除。

凝聚是指大量的细小液滴与颗粒在高速运动条件下碰撞机率大幅增加，易于凝聚、聚集成为大颗粒，从而实现从气相中分离。

捕悉是指细小的液体颗粒跟随气体与分离器中的持液层充分接触后，被液体捕悉实现分离；除尘器筒壁面的液膜会捕悉接触到其表面的细小液滴，尤其是在增速器和分离器叶片的表面的过厚液膜，会在高速气流的作用下发生“散水”现象，大量的大液滴从叶片表面被抛洒出来，在叶片上部形成了大液滴组成的液滴层，穿过液滴层的细小液滴被捕悉，大液滴变大后跌落回叶片表面，重新变成大液滴，实现对细小雾滴的捕悉。

湮灭是指细小的液体颗粒被拋洒至分离器的表面时，形成附着液膜从烟气中脱离出来；经过加速器加速后的气流高速旋转向上运动，气流中的细小滴、尘粒在离心力作用下与气体分离，向筒体表面方向运动。而高速旋转运动的气流迫使被截留的液滴在筒体壁面形成一个旋转运动的液膜层。从气体分离的细小雾滴、微尘颗粒在与液膜层接触后被捕悉，实现细小雾滴与微尘颗粒从烟气中的脱除。湮灭过程中颗粒物与旋转的液膜层相对运动速度较少，液膜层又有效地避免了细小雾滴和颗粒物直接撞击筒壁形成更细小的二次雾滴或颗粒物。

3.3 改造内容

此次脱硫增容改造主要与除尘装置进行配套，确保二氧化硫及烟尘的达标排放。

脱硫吸收塔总高度增加9 m，净烟道随吸收塔进行上移改造，挡板门利旧。同时净烟气的烟气排放连续监测系统（CEMS）测点和挡板门位置根据改造需要进行调整，更换吸收塔入口原烟道膨胀节。改造部分扩径至13 m，优化脱硫喷淋系统、改造原洗涤喷淋系统及配套系统。

脱硫喷淋系统：利用原第1 层（最下层）脱硫喷淋层、第2 层喷淋层、将原洗涤层移位作为第3层脱硫喷淋层，利用原3 台脱硫循环泵，增加1台一级循环泵（三用一备）。目的是增大脱硫液气比，降低脱硫液pH，从而减少氨逃逸。

洗涤喷淋系统：设置洗涤段的作用是洗涤烟气通过浓缩段、吸收段所夹带的雾沫、铵盐以及逃逸NH3等气溶胶颗粒，回收烟气中的氨及铵盐。更换洗涤喷淋层集液器，更换原有的填料层，新增一层洗涤喷淋层。两台塔共新增2 只洗涤循环水箱及4 台洗涤循环水泵。

在脱硫塔顶部，将原除雾器更换为管束式除尘除雾装置（氨法专用）。吸收塔内设置有管束式除尘器取代传统的除雾器，布置于吸收塔顶部雾化喷淋层的上部。烟气穿过喷淋层后，再连续流经管束式除尘器除去尘和浆液雾滴。在管束式除尘器的上面布置一层冲洗喷嘴，通过冲洗除尘器元件，带走管壁附着的尘粒。

该企业于2018 年5 月对脱硫塔进行脱硫除尘提升改造，完成一台脱硫塔的全部改造工程，并于2018 年12 月投入使用，另一台改造于2019年完成。图3 为脱硫塔改造现场图。

图3 脱硫塔改造现场图

4 水煤浆锅炉超低排放改造效果

该企业3 台水煤浆锅炉共用一个烟囱，安装在线监测系统，2018 年5 月企业对3 台240 蒸吨的水煤浆锅炉逐步实施了超低排放改造，并于2018 年12 月正式投运。故在水煤浆锅炉正常运行的情况下选取2018 年和2019 年在线监测数据进行对比分析，见图4。

图4 污染物排放浓度变化趋势

从上述数据分析可知，改造前，二氧化硫已达到超低排放标准，但浓度（约30 mg/m3）与排放标准（35 mg/m3）较接近，给操作带来较大压力，一旦出现工况波动，操作上未及时调整到位，容易出现数据超标。改造后，排放浓度大幅下降（约11 mg/m3），与排放标准（35 mg/m3）相差较远，给工况波动留有较大的调整空间。改造前，烟尘排放浓度不能满足超低排放要求，通过更换管束式除尘器后，烟尘浓度极低（0.5 mg/m3），满足超低排放要求（烟尘排放浓度小于10 mg/m3）。

5 存在的问题及解决办法

脱硫剂氨水由液氨汽化后与水稀释而来，液氨具有易燃易爆、强腐蚀性及刺激性等特点，导致该技术存在一定的安全风险，同时烟气中的SO2分子具有较强腐蚀性，烟气飞灰和脱硫固体悬浮物的磨损，以及氯离子腐蚀性，导致脱硫塔存在腐蚀问题，最后尾气存在氨逃逸和气溶胶现象[3-5]。

5.1 氨的安全风险及管控措施

对涉及液氨的系统，从设计上配备温度、压力、液位、流量、组分等信息的不间断采集和监测系统以及液氨（氨气）气体泄漏检测报警装置，并具备信息远传、连续记录、事故预警、信息存储等功能，对压力表、液氨气体检测报警器进行定期检验。建立安全管理制度并落实到位，制定完善的岗位安全操作规程并定期安排培训。制定应急救援预案，建立应急指挥中心，配备应急救援人员；制定演练计划，并配备必要的防护装备和应急器材设备，指定专人负责维护保养，应急器材设备类型和数量符合要求。现场设置安全警示牌、危险物质安全周知牌。

5.2 脱硫塔腐蚀问题及管控措施

吸收塔增高部分制造所选用的材质及内部防腐涂料满足脱硫工艺的运行要求，内部所有部件均可承受最大入口气流及最高进口烟气温度的冲击，并可承受烟气飞灰和脱硫固体悬浮物的磨损。塔体和内部结构在设计时均考虑了合适的腐蚀余度。为防止塔内液体泄漏，吸收塔本体为气密性结构，制造时尽可能使用焊接连接，以保证壳体结构的完整性，法兰和螺栓连接仅在必要时使用。塔体上的人孔、通道、连接管道等需要在壳体穿孔的地方均应进行密封，防止泄漏。塔体材质选用碳钢内衬鳞片防腐。

脱硫系统循环浆液中的氯离子主要包括烟气中的氯离子、补充水中的氯离子，高浓度低pH的氯离子腐蚀性很强。为了减少脱硫系统设备腐蚀，要求脱硫塔浓缩段中氯离子浓度不超过40000 mg/L，循环槽中不超过10000 mg/L，本次改造增设氯离子控制系统。

浓缩液中的氯离子主要包括烟气中的氯离子、补充水中的氯离子。本次超低排放改造按烟气中氯离子含量为50 mg/Nm3，水中氯离子含量为200 mg/L 考虑，配置一套处理量为1 m3/h 的蒸发处理系统。连续从脱硫塔浓缩段取出一定量的含氯离子的浆液进行处理，使浓缩段及吸收段液体的氯离子含量不再因吸收烟气及水而累积增长，保持在控制指标范围内。采用高温原烟气对含有盐类的水溶液进行直接蒸发浓缩，最后使盐类以结晶方式析出。

5.3 氨逃逸和气溶胶现象及管控措施

通过浓缩段、吸收段所夹带的雾沫、铵盐以及逃逸NH3等气溶胶颗粒，经洗涤层后回收烟气中的氨及铵盐。具体为更换洗涤喷淋层集液器，更换原有的填料层，新增一层洗涤喷淋层。两台塔共新增2 只洗涤循环水箱及4 台洗涤循环水泵。增加洗涤喷淋层的目的是洗除烟气液膜夹带的铵盐及逃逸氨。

管束式除尘器主要针对吸收塔上部低温饱和净烟气中含有大量细小雾滴，利用大量细小雾滴高速运动增加粉煤灰颗粒与雾滴碰撞的机率，雾滴与粉煤灰颗粒凝聚从而实现对此部分极微小粉煤灰尘和雾滴的捕悉脱除。烟气中携带的雾滴和粉尘颗粒形成液膜从烟气中分离出来，降低烟气夹带雾沫的铵盐浓度，同时减少气溶胶的排放量。

6 结语

通过对脱硫塔的增容改造，实现了SO2的超低排放，使用管束式除尘除雾装置对烟气中携带的雾滴和粉尘进行分离净化，实现颗粒物的超低排放。该工艺具有脱硫效率高、运行费用低、脱硫副产物抵扣部分运行费用、不产生二次污染等优点，解决了传统氨法脱硫工艺存在的安全风险、氨逃逸、气溶胶等问题，具有良好的应用前景。