王 波 顏曉光

(北京首鋼國(guó)際工程技術(shù)有限公司)

燒結(jié)、球團(tuán)排放污染物占鋼鐵行業(yè)60%左右，采用SCR(選擇性催化還原)脫硝技術(shù)對(duì)其排放煙氣中的NOx進(jìn)行超低排放治理已成為行業(yè)內(nèi)的首選。SCR脫硝催化劑可靠反應(yīng)溫度為260～330 ℃，但球團(tuán)煙氣溫度一般在120～180 ℃，因此球團(tuán)煙氣脫硝需設(shè)置補(bǔ)熱系統(tǒng)對(duì)煙氣進(jìn)行升溫。SCR脫硝煙氣補(bǔ)熱系統(tǒng)采用高爐煤氣、焦?fàn)t煤氣等清潔燃料不會(huì)造成二次污染，但對(duì)于獨(dú)立球團(tuán)廠，廠區(qū)內(nèi)無(wú)清潔燃料，即使有天然氣，其高昂的成本也成為應(yīng)用于SCR脫硝的制約因素，且使用天然氣燃料還會(huì)造成優(yōu)質(zhì)能源的浪費(fèi)。

為解決獨(dú)立球團(tuán)廠SCR脫硝系統(tǒng)煙氣補(bǔ)熱燃料成本高的問(wèn)題，文章提出了采用燃煤補(bǔ)熱的方式，并解決了補(bǔ)熱煙氣粉塵量大、補(bǔ)熱系統(tǒng)與主煙氣系統(tǒng)壓力難平衡、脫硝過(guò)程伴隨生成的NH4HSO4易堵塞系統(tǒng)等難題，為同類項(xiàng)目的設(shè)計(jì)和運(yùn)行提供依據(jù)。

1 技術(shù)方案

1.1 工程概況

工程位于山西省呂梁市，屬于獨(dú)立球團(tuán)廠，年產(chǎn)240萬(wàn)t球團(tuán)礦，現(xiàn)有脫硫采用石灰石—石膏法，煙氣脫硝擬采用全煙氣SCR脫硝工藝，全煙氣(主抽煙氣)設(shè)計(jì)參數(shù)見表1。

表1 煙氣設(shè)計(jì)參數(shù)

脫硫脫硝系統(tǒng)要求設(shè)計(jì)排放指標(biāo)滿足國(guó)家和當(dāng)?shù)刈钚鲁团欧艠?biāo)準(zhǔn)，SO2≤35 mg/m3，NOx≤50 mg/m3，粉塵≤10 mg/m3，排放指標(biāo)基準(zhǔn)氧含量為18%。

1.2 技術(shù)路線的選擇

球團(tuán)煙氣脫硫脫硝分別采用石灰石—石膏法和SCR工藝。該項(xiàng)目煙氣溫度150～165 ℃，而目前成熟可靠的SCR催化反應(yīng)活性溫度普遍在260 ℃以上，因此，需設(shè)置煙氣補(bǔ)熱系統(tǒng)，使煙氣升溫至SCR脫硝催化反應(yīng)需要的溫度。

脫硫前脫硝還是脫硫后脫硝在行業(yè)內(nèi)一直存在爭(zhēng)論，技術(shù)路線的確定是該工程的關(guān)鍵因素，將兩種技術(shù)路線的優(yōu)缺點(diǎn)進(jìn)行對(duì)比。

脫硝+脫硫(脫硫前脫硝)。優(yōu)點(diǎn)：脫硝入口煙氣溫度較高，可節(jié)約補(bǔ)熱系統(tǒng)燃料的消耗，運(yùn)行費(fèi)用低；可對(duì)煙氣補(bǔ)熱系統(tǒng)帶入的污染物協(xié)同治理；初投資較低。缺點(diǎn)：進(jìn)入脫硝系統(tǒng)的煙氣SO2含量高，生成的NH4HSO4堵塞催化劑和GGH換熱器的風(fēng)險(xiǎn)大；系統(tǒng)操控要求高、維護(hù)工作量大；對(duì)流場(chǎng)設(shè)計(jì)要求極高，否則會(huì)降低脫硝效率，氨逃逸增加，進(jìn)而增加堵塞隱患。

脫硫+脫硝(脫硫后脫硝)。優(yōu)點(diǎn)：進(jìn)入脫硝系統(tǒng)的煙氣中SO2、粉塵含量低，脫硝系統(tǒng)運(yùn)行環(huán)境好，不易堵塞催化劑及GGH換熱器；脫硝系統(tǒng)生成NH4HSO4的幾率?。灰撞倏?，系統(tǒng)維護(hù)工作量小。缺點(diǎn)：脫硝入口煙氣溫度低、濕度大，補(bǔ)熱系統(tǒng)燃料消耗量大，運(yùn)行費(fèi)用高；受廠區(qū)燃料條件的制約，煙氣補(bǔ)熱系統(tǒng)必須采用煤氣、天然氣等清潔燃料；脫硫后煙氣溫度低、含水量大，煙氣中含有石灰—石膏漿液和SO3等，腐蝕與堵塞后續(xù)設(shè)備的隱患較大；初投資較高。

球團(tuán)廠屬于獨(dú)立球團(tuán)廠，沒有相對(duì)廉價(jià)的煤氣。若采用脫硫后脫硝的工藝路線，煙氣補(bǔ)熱系統(tǒng)必須采用天然氣，但天然氣單價(jià)較高，系統(tǒng)用量大，運(yùn)行費(fèi)用極高，還有冬季政策限制用量而影響生產(chǎn)的風(fēng)險(xiǎn)。基于這些問(wèn)題，提出燃煤補(bǔ)熱的方案，選用脫硫前脫硝的技術(shù)路線，燃煤產(chǎn)生的高溫、高塵煙氣直接混入主抽煙氣，升溫混合后的煙氣依次經(jīng)脫硝、脫硫、除塵后達(dá)標(biāo)排放。SCR處理風(fēng)量105萬(wàn)m3/h的工況下，運(yùn)行費(fèi)用對(duì)比詳見表2。

表2 運(yùn)行費(fèi)用對(duì)比

采用燃煤補(bǔ)熱的運(yùn)行費(fèi)用約為采用天然氣補(bǔ)熱的運(yùn)行費(fèi)用的50%，且不受冬季天然氣用量限產(chǎn)政策的限制。但脫硫前脫硝+燃煤補(bǔ)熱存在脫硝煙氣粉塵量大(補(bǔ)熱系統(tǒng)帶入)、易生成NH4HSO4堵塞催化劑和GGH換熱器的風(fēng)險(xiǎn)。

2 工藝設(shè)計(jì)

該工程采用脫硫前脫硝+燃煤補(bǔ)熱的技術(shù)路線，設(shè)計(jì)中重點(diǎn)考慮了流場(chǎng)、SO2濃度、脫硝煙氣粉塵含量等因素。工藝流程為：球團(tuán)主抽煙氣→GGH原煙氣側(cè)→SCR入口混合煙道(補(bǔ)熱升溫+噴氨)→SCR脫硝反應(yīng)器→GGH凈煙氣側(cè)→增壓風(fēng)機(jī)→濕法脫硫系統(tǒng)→濕電系統(tǒng)→煙囪。

2.1 SCR反應(yīng)系統(tǒng)

由于煙氣中SO2含量高，經(jīng)催化劑后部分轉(zhuǎn)化為SO3，與還原劑NH3反應(yīng)生成NH4HSO4。根據(jù)理論計(jì)算得出噴氨量和煙氣中SO3的濃度乘積，查NH3與SO3濃度乘積對(duì)NH4HSO4生成的影響曲線可知，當(dāng)煙氣溫度在280 ℃以下時(shí)，容易凝結(jié)生成NH4HSO4并粘附到催化劑及設(shè)備表面，堵塞催化劑及設(shè)備。

為緩解NH4HSO4引發(fā)堵塞的風(fēng)險(xiǎn)，選用高溫催化劑，設(shè)計(jì)運(yùn)行溫度310～340 ℃，遠(yuǎn)離NH4HSO4生成的溫度范圍。選用22孔蜂窩式催化劑，SO2至SO3的轉(zhuǎn)化率≤1%。初期設(shè)置2層催化劑，預(yù)留1層。在催化劑頂部設(shè)置保護(hù)性金屬網(wǎng)結(jié)構(gòu)，金屬網(wǎng)格尺寸小于催化劑孔徑，過(guò)濾煙氣中的大顆粒粉塵，避免堵塞催化劑。

反應(yīng)器同時(shí)配備聲波吹灰器和耙式吹灰器，耙式吹灰器的氣源配備電加熱系統(tǒng)。運(yùn)行時(shí)以聲波吹灰器為主，當(dāng)催化劑壓差大于設(shè)定值時(shí)，啟動(dòng)耙式吹灰器，利用加熱后的高溫壓縮空氣進(jìn)行吹掃。

脫硝還原劑采用濃度20%的氨水，氨水經(jīng)汽化、稀釋后通過(guò)噴氨格柵均勻送入SCR反應(yīng)器入口煙道內(nèi)，在導(dǎo)流、混合裝置的作用下與原煙氣混合均勻，滿足脫硝反應(yīng)的要求。

2.2 回轉(zhuǎn)式煙氣換熱器

為減少補(bǔ)熱量，從而減少混入煙氣的粉塵量，選用了更為高效的回轉(zhuǎn)式換熱器，熱端溫差≤25 ℃?；剞D(zhuǎn)式換熱器選型考慮NH4HSO4生成及粉塵量等因素的影響，合理設(shè)置換熱元件內(nèi)部換熱片的間隙。表3為換熱器設(shè)計(jì)參數(shù)。

表3 回轉(zhuǎn)式換熱器煙氣設(shè)計(jì)參數(shù)

由于煙氣中SO2含量高，經(jīng)催化劑后會(huì)有部分轉(zhuǎn)化為SO3，SO3與脫硝過(guò)程中未反應(yīng)的NH3反應(yīng)生成NH4HSO4。換熱器的冷端煙氣溫度降到280 ℃以下，煙氣中生成的NH4HSO4會(huì)粘附在換熱器冷端換熱元件表面，并捕捉煙氣中的飛灰，長(zhǎng)期積累后會(huì)造成GGH換熱器的腐蝕、堵灰等。根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，生成NH4HSO4的區(qū)域主要集中在換熱器冷端稍靠上部位。

由于液態(tài)NH4HSO4易進(jìn)入到普通金屬薄板的表面氣孔中形成腐蝕，因此，換熱器的冷端換熱元件采用了鍍搪瓷元件，該種元件表面光滑，不易積灰，即使粘污也易于清洗，并能有效防止低溫腐蝕。此外，GGH換熱器配備了吹灰器和高壓水在線沖洗系統(tǒng)，正常運(yùn)行時(shí)吹灰器在線定時(shí)循環(huán)吹掃，當(dāng)GGH壓差達(dá)到設(shè)計(jì)值的1.5倍時(shí)啟動(dòng)高壓水沖洗系統(tǒng)。

2.3 煙氣補(bǔ)熱系統(tǒng)

煙氣補(bǔ)熱系統(tǒng)采用煤粉爐，球團(tuán)系統(tǒng)正常生產(chǎn)運(yùn)行時(shí)，通過(guò)補(bǔ)熱使原煙氣升溫25 ℃。為縮短初期啟動(dòng)的升溫時(shí)間，補(bǔ)熱系統(tǒng)最大補(bǔ)熱能力可使原煙氣升溫35 ℃。為減少煙氣粉塵，設(shè)計(jì)使用燃煤熱值≥26 460 kJ/kg，灰分≤14%。煤粉爐設(shè)計(jì)供熱能力5 040萬(wàn)kJ/h，出口煙氣溫度800 ℃。

煤粉爐出口設(shè)置高溫除塵器，煤粉爐產(chǎn)生的高溫?zé)煔饨?jīng)除塵后通過(guò)熱風(fēng)分配裝置送入SCR反應(yīng)器入口煙道中與原煙氣直接混合，原煙氣煙道內(nèi)設(shè)置混合擾流裝置，保證原煙氣均勻升溫。高溫除塵器采用旋風(fēng)除塵器，內(nèi)襯耐火材料。

煤粉爐煙氣受脫硝反應(yīng)器入口煙道內(nèi)的負(fù)壓作用進(jìn)入系統(tǒng)，脫硝反應(yīng)器入口煙道的負(fù)壓為-1 400～-1 500 Pa，煤粉爐穩(wěn)定運(yùn)行的爐膛負(fù)壓為-40～-150 Pa，要保證系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行，爐膛至脫硝反應(yīng)器入口煙道的高溫?zé)煹篮统龎m器的總阻力應(yīng)≤1 400 Pa，經(jīng)計(jì)算旋風(fēng)除塵器阻力約500 Pa，高溫?zé)煹雷枇s100 Pa，則熱風(fēng)分配裝置的阻力應(yīng)≤800 Pa。

為使送入的高溫?zé)煔馀c原煙氣盡快混合均勻，以保證SCR反應(yīng)器斷面的溫度分布均勻，熱風(fēng)分配裝置的設(shè)計(jì)借助CFD流場(chǎng)模擬，一方面要根據(jù)反應(yīng)煙道、反應(yīng)器的尺寸通過(guò)調(diào)整導(dǎo)流裝置、靜態(tài)混合器及熱風(fēng)分配裝置的送風(fēng)口來(lái)實(shí)現(xiàn)SCR反應(yīng)器斷面的溫度分布均勻，另一方面要保證熱風(fēng)分配裝置的阻力滿足系統(tǒng)要求(≤800 Pa)。

2.4 CFD流場(chǎng)模擬

該項(xiàng)目中補(bǔ)熱系統(tǒng)與主煙氣系統(tǒng)的壓力平衡是系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行的關(guān)鍵，為了達(dá)到熱風(fēng)分配裝置的阻力≤800 Pa的目標(biāo)，需要精確設(shè)計(jì)熱風(fēng)分配管及風(fēng)口尺寸，設(shè)計(jì)時(shí)通過(guò)CFD模擬計(jì)算其阻力，確定最終的方案。

熱風(fēng)分配裝置詳見圖1，設(shè)定的風(fēng)口尺寸詳見表4，在滿足SCR反應(yīng)器入口流場(chǎng)均勻性的基礎(chǔ)上，分別模擬了熱風(fēng)分配管風(fēng)口尺寸為D和1.3D時(shí)的流場(chǎng)及熱風(fēng)分配裝置的阻力情況。

圖1 熱風(fēng)分配裝置

表4 1～14號(hào)熱風(fēng)分配管風(fēng)口尺寸 mm

由補(bǔ)熱系統(tǒng)計(jì)算域的壓力分布結(jié)果可知，孔徑為D時(shí)熱風(fēng)分配裝置的阻力為964 Pa，超過(guò)了800 Pa，可能會(huì)影響煙氣補(bǔ)熱系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行；孔徑為1.3D時(shí)熱風(fēng)分配裝置的阻力為358 Pa，能保證補(bǔ)熱系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行。

孔徑為D和1.3D時(shí)，首層催化劑入口的流速、流向、溫度及氨氮摩爾比的偏差均能滿足要求(詳見表5)，但孔徑為D時(shí)系統(tǒng)阻力不滿足穩(wěn)定運(yùn)行要求，因此，詳細(xì)設(shè)計(jì)時(shí)以1.3D模擬的結(jié)果為依據(jù)，首層催化劑入口的煙氣流速偏差為10.5%，煙氣流向偏差為±9°，煙氣溫度偏差為±9.8 ℃，氨氮摩爾比偏差為2.1%。通過(guò)CFD數(shù)值模擬的方法對(duì)噴氨格柵、整流格柵、熱風(fēng)分配管、導(dǎo)流板及靜態(tài)混合器進(jìn)行精確設(shè)計(jì)，最終使反應(yīng)器內(nèi)首層催化劑入口的煙氣流速偏差、煙氣流向偏差、煙氣溫度偏差及氨氮摩爾比偏差滿足SCR催化反應(yīng)的要求。

表5 模擬計(jì)算結(jié)果及保證值

3 運(yùn)行情況

該項(xiàng)目自2019年12月投運(yùn)以來(lái)，系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定，排放指標(biāo)滿足設(shè)計(jì)要求，催化劑壓差穩(wěn)定，未出現(xiàn)堵塞、失活等問(wèn)題。運(yùn)行4個(gè)月后，對(duì)催化劑進(jìn)行成分檢測(cè)，發(fā)現(xiàn)催化劑中微量元素種類較多，硫和堿金屬含量比初始值明顯增加，其結(jié)果見表6。檢測(cè)結(jié)論為：催化劑單體完整，含灰量略有增加，主要理化指標(biāo)及脫硝效率合格，催化劑預(yù)計(jì)可滿足3年使用要求。

表6 催化劑主要成分含量 %

GGH換熱器壓差穩(wěn)定，剛投運(yùn)時(shí)出現(xiàn)壓差升高問(wèn)題，最高時(shí)達(dá)到初始值的1.5倍，經(jīng)分析是由于運(yùn)行時(shí)多次過(guò)量噴氨所致，停機(jī)檢修時(shí)啟動(dòng)高壓水沖洗系統(tǒng)進(jìn)行沖洗，壓差恢復(fù)至正常水平。GGH在線沖洗未曾投運(yùn)，僅在停機(jī)檢修時(shí)啟用，沖洗頻率為40～50天/次。

根據(jù)投運(yùn)后6個(gè)月(合計(jì)3 610 h)的統(tǒng)計(jì)，6個(gè)月的運(yùn)行費(fèi)用769.12萬(wàn)元，折合噸礦6.41元/t，表7為運(yùn)行消耗量及成本。

表7 運(yùn)行消耗量及成本

4 結(jié)論

(1)獨(dú)立球團(tuán)廠采用脫硫前SCR脫硝的技術(shù)路線并采用燃煤進(jìn)行補(bǔ)熱具有可行性，與采用天然氣補(bǔ)熱方式相比，能節(jié)省50%的運(yùn)行費(fèi)用。

(2)提高SCR反應(yīng)溫度，使其在320 ℃以上運(yùn)行，可有效解決因NH4HSO4的生成而堵塞催化劑的問(wèn)題。

(3)采用燃煤補(bǔ)熱時(shí)，應(yīng)考慮補(bǔ)熱系統(tǒng)帶入粉塵的影響，尤其是脫硫除塵系統(tǒng)、催化劑、GGH換熱器等設(shè)備的選型。

(4)補(bǔ)熱方式應(yīng)注意爐膛與主煙氣系統(tǒng)的壓力平衡問(wèn)題，解決壓力平衡問(wèn)題是保證系統(tǒng)安全、穩(wěn)定運(yùn)行的關(guān)鍵。

(5)采用該種工藝路線時(shí)，應(yīng)注重噴氨系統(tǒng)的設(shè)計(jì)，運(yùn)行時(shí)嚴(yán)格控制噴氨量，氨逃逸應(yīng)控制在3×10-6以下，減少GGH冷端NH4HSO4的生成量，緩解GGH冷端的堵塞。

(6)SCR脫硝布置在脫硫前時(shí)，應(yīng)加強(qiáng)流場(chǎng)均勻性設(shè)計(jì)，設(shè)計(jì)時(shí)采用CFD流場(chǎng)模擬對(duì)全系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化，達(dá)到精準(zhǔn)設(shè)計(jì)的目的，有助于提高系統(tǒng)的性能和穩(wěn)定性，有效減少氨逃逸。