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锅炉烟气脱硫脱硝系统运行问题及处理措施

文档作者：彭战领文档来源：陕西延长石油（集团）有限责任公司炼化公司项目建设指挥部		点击数：	更新时间： 2022年03月11日
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新材料与新技术化 工 设 计 通 讯
New Material and New Technology Chemical Engineering Design Communications
·70·
第43卷第5期
2017年5月
1 脱硫脱硝系统存在问题及处理措施
1.1 硫酸铵结晶颗粒小及处理
1.1.1 主要原因
主要原因是因为进入脱硫塔烟道处防腐层脱落到浓缩段，
堵塞二级循环泵喷头，使得脱硫塔浓缩段温度太高。其次可
能是液氨投入量太大，脱硫塔pH 值太高，影响硫酸铵的结晶
效果。也可能是由于锅炉布袋除尘器泄露，导致烟气中粉尘
进入脱硫装置，这时二级循环泵喷头流通不顺畅，由于堵塞
造成浓缩段封闭，同时温度升高，硫酸铵结晶颗粒太小，分
离效果差。
1.1.2 解决措施
一般脱硫系统在开车前，首先要进行试车实验。脱硫系
统检修后，最少进行两天水联动试车，并对脱硫塔、循环槽
进行清理。水联动试车结束后，观察喷头及泵体运行情况，
保证不堵塞喷头防止堵塞。
降低对液氨的投入量，对脱硫塔进行整体的调整控制，确
保脱硫塔出口烟气稳定。同时控制脱硫塔pH 值。将一、二级
循环泵的入口过滤器换成管道过滤器，篮式过滤器密闭性差，
杂质颗粒会堵塞喷头，影响出料效果。
还可以改进锅炉除尘系统，一般使用较为广泛的是布袋
除尘器，可以用电袋复合式除尘来进行替换，确保烟气之后
的排放达到国家规范水平和环保要求，从而大大降低烟尘对
系统产生的不利影响。
1.2 硫酸铵管线断裂
1.2.1 主要原因
脱硫塔到硫酸铵厂房的脱硫管线经常破裂，并且修复时
间长，导致不能正常出料，破坏原来的结晶颗粒。一般在运
行过程中硫酸铵管线的蒸汽伴热经常存在不合适形式，最常
解决的办法就是出料后及时用水冲洗，避免对管线的封堵。
但是又出现一个问题，由于存在热胀冷缩的特性，特别容易
出现管线弯头、膨胀节、法兰处极易拉裂等问题。
1.2.2 解决措施
及时联系抢修单位对管线进行连接，避免管线泄露导致
出料受限。改造原有的硫铵管线伴热方式，采用电伴热方式
来代替蒸汽伴热，除此之外也可以在管线上另外增加膨胀节
的个数。
1.3 液氨压力不稳定
1.3.1 主要原因
对于液氨的供应而言，一般情况下由于管线距离长，使
得液氨压力不稳定，结果就是控制二氧化硫比较困难，这样
对硫铵的氧化效果同样大打折扣。最常用的方法是用针型阀
门调节系统液氨含量，但是当阀门在开度过小，整个操作过
程比较困难。
1.3.2 解决措施
把氨变成液氨泵，重点强化液氨泵的管理工作。另一种
措施是在循环槽或者循环槽顶部处安装压力表，这样可以随
时了解管线压力的变化情况，方便工艺操作和调整。
1.4 过滤器堵塞频繁
1.4.1 主要原因
锅炉厂脱硫系统中循环泵的入口大多都采用篮式过滤器，
工作一段时间后系统中的一级循环泵电流就会降低，拆开检
修后发现过滤器内存在例如树脂等胶体杂质。篮式过滤器本
身存在一个缺点，由于底部有间隙导致密封性差。对其进行
检修时发现一些过滤器中的杂质颗粒已经把喷头堵塞。为了
防止堵塞喷头造成的影响，脱硫塔超温，结果影响结晶出料。
1.4.2 解决措施
首先可以更换过滤器，使用密封效果好的管道过滤器。
其次分析得知过滤器入口中堵塞物主要是硫酸铵，经研究后
发现一开始使用12mm 孔径的过滤器，经过一段时间运行后换
成14mm 孔径的管道过滤。
1.5 脱硫塔pH 值过高
1.5.1 主要原因
电厂为了保证脱硫效率，增加液氨的使用量，导致的结
果是一级循环中的酸碱值变大，这时循环槽下层浆液和脱硫
塔中浓缩段的酸碱值都升高。结果就是脱硫塔中颗粒结晶变
小，密度增加，硫酸铵出料量降低。
1.5.2 解决措施
可以将一级循环泵过滤器变成管道过滤器，同时减少液
氨的投入量，对脱硫塔进行整体调整控制，确保烟气出口稳
定，严格控制pH 值。一级循环A 泵酸碱值控制在5～8，C 泵
控制在4～6，二氧化硫值控制在20～100mg/m3。对于针型阀门
脱硫系统液氨调节，阀门开度太小时调整比较困难，即使是
微调液氨的流量波动性也特别大。为了保证二氧化硫出口合
格，对于同样的液氨量，加阀后阀位为40%～50% 来确保其合格，
并且较为稳定。
1.6 脱硫塔pH 值过高
1.6.1 主要原因
目前硫酸铵存在大量不达标，含氮量低，质量差，并且
市面上硫酸铵质量参差不齐，所以许多硫酸铵产品销售不佳。
1.6.2 解决措施
据了解含氮量大部分不合格原因是由于锅炉除尘效果差，
摘 要：国家对环保要求的逐渐提高，大部分锅炉厂针对烟气处理系统都进行了深入改造。随即而来出现硫酸铵浆液结晶差，
液态氨损耗大，脱硫塔喷头堵塞，脱销系统中氨水浓度较低以及氮氧化物指标不达标等一系列问题。
关键词：锅炉烟气；脱硫脱硝；技术改造
中图分类号：X783 文献标志码：A 文章编号：1003–6490（2017）05–0070–02
Operation Problems and Treatment Measures of Boiler Flue Gas
Desulfurization and Denitrification System
Peng Zhan-ling
Abstract ：The state of environmental protection requirements gradually increased，most of the boiler plant for flue gas treatment
systems are carried out in-depth transformation.Then there is a series of problems such as poor crystallization of sulfuric acid，large
liquid ammonia loss，clogging of desulfurization tower nozzle，low ammonia concentration in the system and non-compliance of
nitrogen oxides.
Key words ：boiler flue gas ；desulfurization and denitrification ；technological transformation
锅炉烟气脱硫脱硝系统运行问题及处理措施
彭战领
（陕西延长石油（集团）有限责任公司炼化公司项目建设指挥部，陕西延安 727406）
收稿日期：2017–04–20
作者简介： 彭战领（1981—），男，陕西西安人，副科长，主要从事
化工或炼油方面的工作。
化 工 设 计 通 讯 新材料与新技术
Chemical Engineering Design Communications New Material and New Technology
·71·
第43卷第5期
2017年5月
其中脱硫系统含尘量高，所以含氮量低，硫酸铵呈灰色。应
该对锅炉除尘装置进行改造，换成电袋复合除尘设备。
1.7 氨逃逸及气溶胶
1.7.1 主要原因
氨逃逸产生的原因，主要是由于氨法脱硫过程中氨水作
为吸收剂，但是氨水在常温下存在挥发性，并且受温度及密
闭性的影响。长时间放置浓氨水，会损失大量能量。挥发后
的氨水不仅会降低脱硫效率，对空气还会造成污染。所以从
环保和脱硫两个方面而言减少氨水的挥发性具有重要作用。
对于气溶胶而言，脱硫过程中氨水一般被二氧化硫吸收，
但是氨水的挥发性会和未被吸收的二氧化硫反应生成亚硫酸
铵，在此过程中有大量水蒸气，导致小液滴逐渐形成大液滴，
即“气溶胶”，结果就是尾气排放中含有亚硫酸铵，排到大气
中分解造成空气的二次污染[1]。
1.7.2 解决措施
在氨法脱硫系统中放置氨逃逸监测表，这样可以对氨逃
逸量进行及时的监测。有助于减少液氨的投入量，减小氨的
损耗，并且观察烟气的排放情况。或者在脱硫塔上安装一层
喷水装置，用来解决按逃逸的问题。
2 结论
经过一系列对脱硫脱硝系统的技术优化和改造，基本解
决了以上叙述的现阶段锅炉厂在运行过程中所存在的问题，
不仅可以达到国家要求的排放标准，同时也有利于节约能源
和减少资金的投入。
参考文献
[1] 张国敏，郝娟. 锅炉脱硫脱硝系统运行存在问题及处理措施[J]. 山
东化工，2016，45（15）：122-126.
（上接第62页）
出现问题的材料，则需要及时的与材料员沟通，并加强与材
料供应商之间的沟通，着力解决材料质量问题。且整个材料
选择、采购、入库和领用以及回收等环节均需要做好记录工
作，才能更好地为后续问题的倒查提供依据，同时还能更好
地提高整个石油工程的施工质量，满足实际施工的需要，提
高石油工程的施工效益。
3 结束语
综上所述，在石油工程项目建设施工中，不仅要注重材
料的选择，而且还要强化对其质量的控制，切实做好各方面
的记录和管理工作，才能更好地确保所选材料满足实际施工
的需要，达到提高工程质量的目的。
参考文献
[1] 王涛. 石油采油工程施工质量控制研究[J]. 石化技术，2015（3）.
（上接第49页）
Φ97mm铅模通过变形点，未缩径，鱼顶印痕贴边，判断打印
过程挤压套管，断口复位，落鱼贴边。
3 结论
打捞操作过程是多岗位密切配合过程，以往在打捞中往
往能听到员工抱怨工具不合理、反复解卡多此一举、“瞎折腾”
等，主要是因为员工认识的片面性，技术人员也没有具体解释，
导致操作过程缺斤少两，打捞失败后情绪低落，对异常现象
不重视，甚至无意间隐瞒真相。因此，技术人员不仅要告诉
员工怎么做，更要讲为什么要这么做，关键点在哪里，目标
是什么，要注意哪些问题，会产生什么危害。从而消除配合
人员疑虑，确保各项检查落实，各项操作到位，提高操作质量。
（上接第6页）
3.1.3 脱硫液的洗涤作用
脱硫液的主要成分K2CO3 和KHCO3，均是强碱弱酸盐，
溶液呈碱性。碱性的脱硫液具有一定的润滑性，且在一定条
件下，富液槽中的KOH 会与洗油组分反应生成表面活性剂，
更容易把煤气中的油性物质洗涤下来（与肥皂作用类似），从
而在脱硫液中富集。
3.2 油性物质在脱硫再生过程中的影响及变化
（1）根据物质表面现象学，洗油含有憎水的苯基等非极
性基团，与水不互溶，且会在脱硫液表面和脱硫塔塔内填料
表面自动铺展形成一层膜或在脱硫液内部形成O/W 或W/O 的
乳状液，阻碍煤气内H2S 等酸性气体与脱硫液接触，使化学
吸收反应速度大大降低甚至无法进行，降低洗涤效果。
（2）在脱硫液再生过程，油类组分容易气化形成分压，
导致H2S 等酸性气体的分压降低，酸性气体析出量降低，即
再生效率降低，能耗增加。油类组分随酸汽水分冷却进入真
空冷凝液，使真空冷凝液带油，无法循环使用。
（3）洗油的低沸点馏分在随脱硫液循环中不断损失，最
终老化结晶成渣，使塔器、泵、管道和换热器堵塞、真空泵
能力下降，酸气正压管道堵塞，生产稳定性、连续性降低。（真
空泵检修过程中，发现泵内有大量的油类和无色针状结晶物；
经查阅有关资料，常温下苊结晶成无色针状。）
4 改进措施
4.1 改进洗油质量，降低煤气夹带
洗苯改为采用一级品洗油，洗苯温度从32～35℃降至 25.5～
26.5℃ ；同时增加洗苯塔顶捕雾层厚度，使洗油消耗从平均
102.4t/ 月降至60t/ 月；煤气夹带量大大降低，且夹带多为轻
质组分，相对较不容易结晶。
4.2 置换已污染脱硫液
完全置换已污染的脱硫液，并对脱硫系统管道、设备进
行清洗，清洗后重新配置脱硫液。
4.3 增加洗涤塔
在脱硫前增加洗涤塔，用干净水对煤气洗涤、降温，控
制塔后温度24～26℃，降低脱硫煤气中的油类物质夹带。
4.4 酸汽正压管增加捕雾装置
在真空泵酸汽出口正压管道增加捕雾装置，并引真空冷
凝液对酸汽管道进行连续冲洗，冲洗液返回真空冷凝液槽。
5 改进效果与结论
经过改造，消除煤气洗油夹带对脱硫液的影响后，本焦化
厂的脱硫液质量有明显改善，设备运行状况有明显好转，煤
气脱硫效果大幅攀升。脱硫液呈淡黄色，表面偶尔有星点油花，
没有结晶、沉渣或其他明显沉淀物；脱硫塔、脱硫液管道、泵体、
换热器、真空泵及酸气正压管道等没有再出现因堵塞而被迫
停产检修的情况。对比改造前脱硫效果有明显改善；如表2（每
月有3～5次煤气脱硫前后含H2S 取样化验，表内每月数据为当
月平均值）。
表2 改造后脱硫塔前后煤气含H2S（g/m3）化验数据
项目9 月10 月11 月12 月1 月2 月3 月4月平均
塔前3.70 4.45 3.78 4.02 4.48 4.50 4.54 5.59 3.73
塔后0.64 0.68 0.56 0.48 0.76 0.86 0.77 0.54 0.53
效率83% 84.7% 85.2% 88.1% 83% 80.9% 83% 90.3 87.04%
塔后煤气含硫平均能降至500mg/m3，脱硫效率达87%。
洗油等油性物质对真空碳酸钾脱硫工艺的影响显而易见。
参考文献
[1] 刘中强，苏涛，庞玉亭. 洗油不溶物的产生原因和再利用[J]. 煤炭
与化工，2010，33（7）：52-53.

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