燃煤锅炉的烟气排放常存在烟气拖尾(拖尾烟气称为“烟羽”)现象，采用大湿法石灰石、氨法脱硫等脱硫工艺时这种现象尤其严重。随着环保要求越来越严格，因烟羽问题而遭环保投诉的比例越来越高，各级政府也已开始关注烟羽问题，如上海市增加了消除石膏雨飘落及有色烟羽等环保指标并赋予相应权重，浙江省已将消除有色烟羽写入地方强制性环保标准等。
氨法脱硫原理及流程
氨法脱硫是以氨为吸收剂，脱除烟气中的二氧化硫并回收副产物硫酸铵的烟气脱硫工艺。
存在问题典型脱硫工艺及副产物
烟气拖尾现象严重
随着环保排放要求提高后，对氨法脱硫系统进行提高标准操作控制，二氧化硫排放质量浓度可以达到35mg/m³超低排放水平，但烟气拖尾和“硫铵雨”现象越来越严重，烟气拖尾有时长达数百米，造成的二次视觉污染成为环保的关注焦点，散落的“硫铵雨”对周边设备造成严重腐蚀。
除雾效率低
原脱硫系统在清洗段后仅采用一层除雾器，净烟气中雾滴质量浓度最高达256mg/m³，远远大于设计值75mg/m³，长时间运行后，湿烟气携带的硫酸铵、烟尘在烟道和烟囱内壁结成的结晶层不时脱落堆积，最后堵塞烟道，影响电厂安全稳定运行。
氧化效果下降
提高标准运行后，原采用塔外喷射氧化设计调节裕度不够，且喷射器喷嘴极易堵塞，化效率不能满足新标准运行要求，造成亚硫酸铵氧化不彻底，生产现场亚硫酸铵气味浓烈，腐蚀现象严重加剧，也加剧了气溶胶的形成。
氨利用率低
随着氨水用量增加，系统氨逃逸质量浓度大大上升，最高达52.1mg/m³。由于拖尾烟气携带的硫酸铵和氨逃逸流失严重，使得系统运行物料的平衡受到较大影响。与理论相比，系统氨利用率只有90.2%，大大低于HJ2001—2010《火电厂烟气脱硫工程技术规范氨法》中的技术要求。
烟气拖尾的主要原因
物理因素
氨法脱硫系统中高温烟气与脱硫系统各段液相接触使得烟气逐步达到饱和状态。烟气温度逐级降低使其携带水蒸气的能力降低，携带小液滴的烟气最后排入大气，饱和湿烟气中小液滴大量凝结形成白色，环境温度越低、湿度越大使白色烟羽越长。
氨逃逸
氨逃逸的根本原因是由氨的挥发性引起的。由于其具有较高的饱和蒸汽压力，氨水会分解成为气体氨与水。由于气氨不易参与氨法脱硫反应，与烟气一起从烟囱排出，一般当烟气中NH3的质量分数超过10×10-6~20×10-6时，会出现可见烟羽，而且质量分数越高，烟羽的颜色越浓、烟羽也越长。
气溶胶
气溶胶是指液体或固体小质点在大气中分散悬浮形成的胶体分散体。氨法脱硫中的气溶胶的主要成分是铵盐类，如(NH4 )2SO4、NH4HSO3等，烟气所含气溶胶越多，在烟气流速过大时就会产生烟气严重拖尾现象，特别是微米级(PM2.5)的亚硫酸铵颗粒可成为水蒸气冷凝的晶种，使拖尾现象明显。
烟气拖尾的改造措施
脱硫工艺改造设计
多层循环分段优化设计：在脱硫超低排放改造中，将原单塔三段单层循环改为二塔多层循环，脱硫塔结构由氧化段、吸收段、清洗段三段结构改造成增浓段、吸收段二段布置，分别由单层循环分别改为双层和三层循环，这样可以增加气液反应路程和延长反应时间，因硫酸铵气溶胶形成与液气比关系密切。从抑制硫酸铵气溶胶的角度考虑，选择较大液气比，可将液相游离氨、气相中铵盐含量控制得很低。
双段氧化
将原塔内氧化工艺改为塔内、塔外双段氧化：新增氧化器，实行主氧化功能，同时保留性改造脱硫塔内浆液原有氧化分布器，实现增浓液系统的辅助氧化，改用罗茨风机分别送入空气，在氧化器吸收段、脱硫塔增浓段内进行双段强制氧化、双段氧化的设计，实现了浆液系统全过程氧化，整个系统氧化率大大提高，最大限度地减少了亚硫酸铵的存在，抵制其易分解的逆反应发生，从设计上就减少了亚硫酸铵被烟气携带的量，降低气溶胶中亚硫酸铵组分。
多梯度深层次水洗和除雾
新增水洗系统采用塔盘分层布置三级水洗系统。各层间装有格栅和填料，通过对烟气的逆流清洗使气溶胶和逃逸氨得到清洗吸收，同时水洗分层设计使溶液梯差浓度得以形成，烟气温度得到进一步降低，为除雾器的气水分离提供了条件。
在水洗塔的出口装设管式和旋流板式双层除雾器，其中旋流板式除雾器通过机械离心作用，进一步加强烟气中的气水分离，降低出口烟气雾滴浓度。
多点加氨设计
改变原吸收泵出口单点加氨方式，根据氧化器结构和溶液流向采用多点加氨设计，以保证氨水充分混合、挥发的气氨能充分吸收，多点、定量加氨提高氧化器内pH控制精度，保证脱硫区域气相游离氨浓度控制得尽量低。在增浓段再增设辅助加氨系统，因设置了氧化风使浆液中NH4HSO3与NH3充分反应，提高系统脱硫效率。
优化运行控制
氧化率优化控制
氨法脱硫氧化率的主要影响要素为:亚硫酸铵浓度、pH、温度、空气流量和流速等。其中，满足空气分布均匀、与脱硫溶液充分接触、实现强制混合反应，是运行操作控制的关键。通过控制氧化器运行液位、提高氧化效果工作性能，提高氧化风风压，氧化风管上增加冲洗水管路，并定期冲洗防堵塞，确保氧化风压力控制在75~85kPa。通过交叉试验，确定吸收液最佳pH为4.5~5.5，测定浆液系统氧化率提高到99.8%以上。
硫铵结晶的控制
通过硫铵结晶特性的研究，对改造后的系统摸索了降低烟气中硫铵含量的运行优化：
(1)通过多点加氨系统。严格控制脱硫液pH为4.5~5.5、增浓段溶液pH为5.2~6.0，为增浓液中硫酸铵结晶创造良好的弱酸性环境。
(2)控制溶液中Cl-质量分数小于0.5%。以避免Cl-严重富积，使细晶过多不易分离，同时对系统设备产生严重的腐蚀。
(3)加强其他杂质控制：减少外界灰尘的带入，如控制事故池含灰尘水的回用，加强脱硫界区的检修管，防止废油进入系统引起系统COD(化学需氧量)升高而影响系统结晶。
改造效果
烟气拖尾装置改造后，经抽样分析出口烟气平均氨逃逸质量浓度<5mg/m³、液滴质量浓度<70mg/m³，均达到设计规范要求。烟气拖尾程度得到极大的改善。
经济性提高
氨法脱硫装置经改造和运行优化后，提高了氨利用率。多循环深度洗涤装置的应用，使回收的硫酸铵产量有所增加，氨法脱硫装置的经济性得到提升。
按硫铵600元/t 、纯氨2200元/t、年运行小时为7000h估算，硫铵产量增加所增加的收益约为69.75万元/a。氨逃逸减少所节约的费用约为12.02万元/a，合计为81.77万元/a。
结语
本着协同治理、全面提升的原则，在热电厂氨法脱硫环保超低改造项目中，同步对烟气严重拖尾问题实施改造，项目实施后解决了热电厂烟气严重拖尾的环保难题，提前有效应对环保新政策的要求，全方面提升了热电厂的环保综合实力。通过对系统优化操作控制，氨法脱硫装置运行趋于稳定，生产成本明显下降、经济性得到提升，可为氨法脱硫系统环保提高标准改造提供一些借鉴。
来源：除灰脱硫脱硝技术联盟
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