大型燃煤電廠“前端”煙氣SO3控制技術(shù)

陳文瑞

（福建龍凈環(huán)保股份有限公司，福建 龍巖 364000）

研究表明，由于SCR脫硝的大規(guī)模應(yīng)用，盡管脫硫?qū)嵤┏团欧胖骃O2得到有效控制，但煙氣中的SO3濃度反而成倍增長，尤其在西南地區(qū)燃用高硫煤的電廠，煙囪排放的SO3遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過SO2的排放水平。煙氣中的SO3濃度過高，不但引起了大氣環(huán)境污染問題，同時嚴(yán)重影響電廠機組的正常運行。國內(nèi)目前對煙氣SO3的治理停留在空預(yù)器“后端”各設(shè)備的協(xié)同脫除范疇，脫除效率低，也未能從根本上解決空預(yù)器堵塞、SCR催化劑失效、引風(fēng)機葉片腐蝕等一系列問題。本文以西南地區(qū)某電廠2×600MW機組為例，介紹燃煤電廠煙氣SO3的形成及危害，硫酸氫銨ABS的形成，“前端”煙氣SO3控制技術(shù)脫除技術(shù)原理，重點闡述“前端”煙氣SO3控制技術(shù)帶來的經(jīng)濟效益。對今后同類機組煙氣SO3的控制具有積極的參考和借鑒作用。

1 燃煤電廠煙氣SO3的形成及危害

1.1 煙氣SO3的形成

在燃煤電廠中，煙氣SO3的來源主要有兩個方面：一是在燃燒過程中，煤中含有的可燃性硫元素燃燒生成SO2后，有1.0%～2.0%的SO2被進一步氧化生成SO3。具體轉(zhuǎn)化比例受高溫燃燒區(qū)氧原子濃度、過量空氣系數(shù)、鍋爐壁和煤灰中金屬氧化物含量的影響。二是在選擇性催化還原脫硝（SCR）過程中，有1.0%～2.0%的SO2在SCR反應(yīng)器中催化劑作用下，被氧化形成SO3。

SCR的應(yīng)用導(dǎo)致煙氣中SO3濃度成倍增長，尤其在目前超低排放和全負(fù)荷脫硝形勢下，催化劑有效容積增加，低負(fù)荷工況下SCR內(nèi)部煙氣流速降低，均導(dǎo)致催化劑對SO2的氧化作用增強。同時，為了保證脫硝效率，必須增加噴氨量，隨之而來的是SCR出口氨逃逸的增加，導(dǎo)致產(chǎn)生H2SO4和硫酸氫銨帶來的問題更為突出，尤其西南地區(qū)燃燒高硫煤的電廠，已嚴(yán)重影響到機組的正常運行和經(jīng)濟效益。

1.2 煙氣SO3的危害

1.2.1 藍煙現(xiàn)象

煙囪可見煙羽的主要原因是硫酸酸霧氣溶膠，其粒徑非常小，對光線產(chǎn)生散射而出現(xiàn)的一種現(xiàn)象。煙羽在一定條件下可以著陸到地面，在人口稠密地區(qū)，將成為公眾問題。一般情況下，當(dāng)煙氣中SO3濃度達到10～20ppm時就會出現(xiàn)明顯的藍煙現(xiàn)象。當(dāng)煙氣中的SO3濃度減少到5ppm以下時，才不會發(fā)生藍煙現(xiàn)象[1]。

1.2.2 酸露點提高及設(shè)備腐蝕

煙氣的酸露點主要取決于煙氣中SO3和水蒸汽濃度。煙氣酸露點隨煙氣中SO3濃度的增大而提高，當(dāng)SCR投入運行后，由于煙氣中SO3成倍增長，會導(dǎo)致酸露點明顯提高。酸露點的提高，必然要求提高鍋爐的排煙溫度，否則會使煙氣中的酸性氣體凝結(jié)在煙道壁面上，造成嚴(yán)重的煙道腐蝕。但提高排煙溫度，從整體上降低了鍋爐的熱效率，造成了能源的浪費[2]。

1.2.3 空預(yù)器腐蝕和堵塞

當(dāng)煙氣流經(jīng)空預(yù)器時，煙溫會迅速下降，如果煙氣中SO3濃度較大，則十分容易使H2SO4蒸氣在換熱元件上凝結(jié)，增加空預(yù)器的腐蝕，縮短空預(yù)器的壽命。此外，SCR后未反應(yīng)的氨會與SO3反應(yīng)生成硫酸氫銨，硫酸氫銨的露點溫度約為147℃。硫酸氫銨溶液是一種粘附性極強并具有較強腐蝕性的物質(zhì)，會造成沉積和空預(yù)器腐蝕。

1.2.4 SCR催化劑堵塞、失活、MOT提高

為減輕ABS的影響，SCR在最低操作溫度下（MOT），必須停止噴氨。為避免催化劑堵塞，必須限制低負(fù)荷，或低負(fù)荷時對SCR進行旁路，或在低負(fù)荷時采取省煤器旁路抬升空預(yù)器入口煙氣溫度等措施，但都會帶來一系列新的問題。

1.2.5 對電除塵器的不利影響

近年來，國內(nèi)借鑒日本的做法，采用余熱利用低低溫電除塵器，在傳統(tǒng)電除塵器前端設(shè)置余熱利用低溫省煤器，一方面降低電除塵器入口溫度從而降低煙氣量，另一方面認(rèn)為當(dāng)灰硫比大于一定值（50～100）時，SO3形成硫酸氣溶膠被粉塵吸附，降低粉塵表面比電阻，有利于電除塵器除塵效率的提高。這種方式在高硫煤電廠的應(yīng)用，存在一定的安全隱患。高硫煤燃燒產(chǎn)生的SO3過多，煙氣酸露點過高，勢必影響余熱利用裝置的降溫幅度，且存在更嚴(yán)重的腐蝕安全隱患；其次，從國內(nèi)外SO3煙氣調(diào)質(zhì)技術(shù)的應(yīng)用經(jīng)驗來看，SO3能否被粉塵吸附，取決于飛灰的酸堿性和煙氣溫度。當(dāng)飛灰呈現(xiàn)中性或酸性時，飛灰無法有效吸附SO3，因此無法降低粉塵比電阻，反而可能導(dǎo)致電除塵器及尾部設(shè)備一系列的腐蝕和堵塞問題。SO3的過量存在，容易造成電除塵器極板極線腐蝕，導(dǎo)致維護成本增加。若不脫除煙氣SO3，高硫煤電廠能否采用余熱利用低低溫電除塵器有待進一步驗證[3]。

1.2.6 對脫汞的不利影響

目前國內(nèi)對脫汞暫未列入環(huán)保法規(guī)強制規(guī)定。發(fā)達國家一般在電除塵器進口噴入活性炭進行脫汞。應(yīng)用表明，空預(yù)器出口溫度越低，活性炭脫汞效率越高。隨著煙氣溫度降低，一部分汞可以吸附在粉塵表面或活性炭表面通過電除塵器收集下來，當(dāng)然大部分氧化性汞都是在FGD中進行去除。前端脫汞，對于后端脫汞效率和運行經(jīng)濟性有很大意義。煙氣中SO3濃度越高，脫汞效率越低，無論是粉塵還是活性炭，在SO3存在的情況下，吸收汞的能力將受到極大限制，原因是SO3和汞會爭奪活性炭，存在此消彼長的現(xiàn)象，SO3的存在，會影響活性炭吸附汞的能力。國外實踐表明，脫除SO3可以提高粉塵或活性炭脫汞能力2至10倍。

2 硫酸氫銨ABS的形成

2.1 NH3逃逸

在SCR大規(guī)模應(yīng)用后，不可避免地出現(xiàn)NH3逃逸問題，尤其在SCR脫硝流場均勻性較差和超低排放情況下，為得到較高的脫硝效率，必然增加噴氨量，隨之而來的也就是NH3逃逸量的增加。NH3逃逸量與脫硝效率的關(guān)系見圖1，從圖1可看出，NH3/NOx越高，脫硝效率越高，氨逃逸越高，反應(yīng)溫度較低時，氨逃逸越大。

圖1 NH3逃逸量與脫硝效率關(guān)系

2.2 AS/ABS的生成機理

當(dāng)NH3和SO3的體積濃度比小于2 ∶ 1時，生成硫酸氫銨ABS（Ammonium Bisulphate），反應(yīng)式如①所示。

當(dāng)NH3和SO3的體積濃度比大于2∶1時，生成硫酸銨AS（Ammonium Sulphate ），反應(yīng)式如②所示。

一般SCR脫硝逃逸濃度控制在3ppm以下，但對于燃燒高硫煤的電廠，空預(yù)器入口煙氣SO3有幾十個ppm，因此空預(yù)器內(nèi)生成物以ABS為主。NH3、SO3和ABS的形成關(guān)系如圖2所示。

圖2 NH3、SO3和ABS的形成關(guān)系

硫酸銨AS特性：通常呈顆粒狀；不會造成空預(yù)器的腐蝕、堵塞等，不影響空預(yù)器換熱和機組正常運行。

硫酸氫銨ABS特性：不同溫度下分別呈現(xiàn)氣態(tài)、液態(tài)、顆粒狀；只有液態(tài)ABS附著在空預(yù)器受熱面才會捕捉飛灰造成空預(yù)器堵塞，如圖3所示。在高硫煤機組SCR中，進入空預(yù)器的煙氣SO3濃度相對于NH3逃逸濃度較多。這種較多的SO3濃度有利于ABS生成，易造成空預(yù)器堵塞；國外電廠運行經(jīng)驗表明：燃燒中高硫煤機組SCR中，如果氨逃逸濃度超過3ppm時，空預(yù)器將會產(chǎn)生堵塞現(xiàn)象。

圖3 ABS形態(tài)與溫度關(guān)系

2.3 ABS堵塞空預(yù)器機理

空預(yù)器堵塞的原因很多，但ABS是造成空預(yù)器阻力升高和堵塞最直接和最主要的因素。以空預(yù)器入口SO3和NH3分別為10ppm和3ppm為例，如圖4所示，ABS生成溫度為415oF （213℃），ABS污垢開始的沉積溫度為375oF（190℃）。從離冷端40inch（1000mm）的位置開始發(fā)生ABS的污垢沉積；而離冷端 26inch（660mm）的地方是ABS污垢沉積開始溫度與空預(yù)器受熱元件最高溫度曲線相交的位置，在26inch高度以下的受熱元件的溫度總是低于ABS污垢沉積開始的溫度。可見，ABS發(fā)生沉積的溫度區(qū)間在空預(yù)器中間受熱面。

圖4 ABS沉積區(qū)間

圖5為NH3為10ppm和SO3為45ppm空預(yù)器ABS生成溫度和安全區(qū)域。圖6為NH3為10ppm和SO3為15ppm空預(yù)器ABS生成溫度和安全區(qū)域。

圖5 空預(yù)器入口NH3為10ppm和SO3為45ppm時ABS生成溫度和安全區(qū)域

圖6 空預(yù)器入口NH3為10ppm和SO3為15ppmABS生成溫度和安全區(qū)域

從圖5、圖6可看出，空預(yù)器入口在同一NH3濃度情況下，不同SO3濃度時，ABS生成溫度和空預(yù)器的安全區(qū)域完全不同。具體來說，在同一NH3濃度情況下，SO3濃度越高，ABS開始生成溫度越高，即ABS在空預(yù)器內(nèi)的沉積段越長，腐蝕堵塞區(qū)域越長，安全區(qū)域越小。

2.4 空預(yù)器堵塞嚴(yán)重程度經(jīng)驗公式

Burke和Johncon預(yù)測空預(yù)器堵塞嚴(yán)重程度的經(jīng)驗公式如③式所示：

沉積系數(shù)：

當(dāng)DN＜10,000，空預(yù)器堵塞可能性輕微；當(dāng)DN＞30,000，空預(yù)器堵塞可能性較大。

從沉積系數(shù)公式可以看出，要降低DN值，一是降低空預(yù)器入口NH3和SO3濃度，二是提高Trep值，即提高空預(yù)器冷端受熱面溫度和空預(yù)器出口煙氣溫度。目前，在未采取SO3脫除的情況下，電廠的一般做法是提高Trep值，通過投運暖通器抬高空預(yù)器出口煙溫達到降低DN值。但這種做法會使得機組熱效率大大降低，損失很大的燃煤消耗。從公式可以看出，降低空預(yù)器入口SO3濃度是一種經(jīng)濟、安全、可靠的方式。

3 “前端”煙氣SO3脫除技術(shù)原理

3.1 空預(yù)器入口SO3控制指標(biāo)

從應(yīng)用實踐經(jīng)驗來看，當(dāng)空預(yù)器入口的SO3濃度控制在5ppm以下，能有效防止控制空預(yù)器粘污現(xiàn)象發(fā)生，并且大幅度降低煙氣的酸露點，因此可以配合運行調(diào)整或空預(yù)器升級改造降低空預(yù)器出口煙溫，從而提高鍋爐機組熱效率。只要將煙氣中的SO3有效脫除，就可以從理論上根除H2SO4和ABS的產(chǎn)生。

3.2 “前端”煙氣SO3脫除工藝

采用“前端”化學(xué)法兩級脫除技術(shù)，即在SCR脫硝入口煙道和空預(yù)器入口煙道噴入一定量的堿性吸收劑（Na2CO3），脫除煙氣SO3，形成硫酸鹽固體顆粒，最終被除塵器收集。工藝如圖7所示。

圖7 煙氣SO3脫除工藝

3.3 煙氣SO3脫除位置

堿性吸收劑在不同的位置噴射，具有不同的優(yōu)點。如圖8和表1所示?？偟膩碚f，在SCR入口和空預(yù)器入口噴射位置最為理想。

圖8 堿性吸收劑噴射位置

表1 不同噴射位置優(yōu)點

4 應(yīng)用經(jīng)濟性分析

4.1 原始參數(shù)

以西南地區(qū)某電廠2×600MW機組為例，受燃煤供應(yīng)條件限制和降低運行成本考慮，該廠當(dāng)前鍋爐的入爐煤已嚴(yán)重偏離了機組設(shè)計和校核煤質(zhì)，硫份大大超過原設(shè)計值，且波動較大。原鍋爐設(shè)計煤種和校核煤種收到基硫份分別為0.71%和0.75%，而脫硫增容改造時，爐設(shè)計煤種和校核煤種收到基硫份高達4.0%和4.8%。為減少燃燒高硫煤帶來的不利影響，也為滿足煙囪超低排放標(biāo)準(zhǔn)，超低排放改造時，將入煤含硫量控制為2.2%，脫硫入口SO2濃度控制在6000mg/Nm3以下。但實際入煤含硫量為3.5%，脫硫入口SO2濃度控制在8000mg/Nm3時，現(xiàn)有環(huán)保設(shè)備仍可滿足排放標(biāo)準(zhǔn)。此實際煤種作為計算基準(zhǔn)，煙氣SO2在鍋爐內(nèi)和SCR催化劑內(nèi)轉(zhuǎn)換成SO3的轉(zhuǎn)化率分別按1.2%和1.5%計?？疹A(yù)器、電除塵器、濕法脫硫?qū)τ赟O3的脫除率分別取40%、10%和30%。計算得出系統(tǒng)各位置的SO3濃度值見圖9。

圖9 不同位置點煙氣SO3濃度

從圖9可看出，空預(yù)器入口SO3高達76ppm，吸附在空預(yù)器內(nèi)的SO3約為108mg/Nm3。這將對空預(yù)器產(chǎn)生嚴(yán)重的影響，原空預(yù)器設(shè)計壓差1400Pa，在實際運行中若不采取控制措施，空預(yù)器壓差將高達4000Pa。同時，脫硫出口SO3濃度依然高達27ppm，即96mg/Nm3，遠(yuǎn)高于脫硫超低排放對SO2的排放限制35mg/Nm3?？梢?，在超低排放情況下，SO3的排放顯然遠(yuǎn)高于SO2的排放。

4.2 設(shè)計指標(biāo)

空預(yù)器入口SO3濃度≤5ppm；SO3總脫除率≥90%；煙囪出口SO3濃度≤3ppm；Na2CO3/SO3摩爾比≤2.0。

4.3 直接經(jīng)濟效益分析

4.3.1 單臺爐年運行費用

以機組年運行小時數(shù)3500h，燃用煤種Sar = 2.2、SO2濃度為6000mg/Nm3作為計算基準(zhǔn)，則單臺爐年運行費用如表2。

表2 SO3脫除裝置運行費用

4.3.2 引風(fēng)機年運行費節(jié)省成本

SO3脫除后，空預(yù)器煙氣側(cè)和空氣側(cè)壓差均下降。若煙氣側(cè)排煙溫度因SO3脫除后排煙溫度能恢復(fù)原鍋爐設(shè)計值，三大風(fēng)機功耗大大降低。按煙氣側(cè)壓差降低2000Pa，空預(yù)器至煙囪系統(tǒng)管網(wǎng)阻力降低1000Pa計，則單引風(fēng)機電耗節(jié)省數(shù)值見表3。

表3 引風(fēng)機年運行費節(jié)省成本

4.3.3 鍋爐年燃煤節(jié)省成本

原鍋爐設(shè)計排煙溫度為131℃，目前燃燒高硫煤，暖風(fēng)器投入運行，空預(yù)器出口實際排煙溫度控制在154℃，SO3脫除后，并未打破原鍋爐熱平衡系統(tǒng)，關(guān)閉暖風(fēng)器。按空預(yù)器出口原設(shè)計值計，則由于降低排煙溫度節(jié)省燃煤成本見表4。

表4 鍋爐年燃煤節(jié)省成本

4.3.4 直接綜合經(jīng)濟效益

表5 直接綜合經(jīng)濟效益 （單位：萬元/年）

由表5可知，在不計算催化劑和FGD水耗節(jié)省的情況下，脫除煙氣SO3可為每臺機組每年節(jié)省1340萬元運行費用。

4.4 間接經(jīng)濟性效益分析

4.4.1 提高燃煤含硫量增加單臺爐年運行費用

為滿足脫硫排放和機組正常運行，采用配煤方式降低入煤含硫量，實際運行中，當(dāng)Sar=3.5%時，脫硫仍可滿足排放要求，若采取煙氣SO3脫除后，進一步提高燃煤含硫量可降低燃煤成本。

按機組年運行小時數(shù)3500h，燃用煤種Sar=3.5，SO2濃度為8750mg/Nm3為計算基準(zhǔn)，單臺爐年運行費用增加額見表6。

表6 單臺爐年運行費用增加額

4.4.2 提高燃煤含硫量年燃煤節(jié)省成本

按入煤量280t/h計，年運行小時數(shù)3500h，燒Sar=3.5%高硫煤較Sar=2.2%煤每噸節(jié)省成本30元計，則每年節(jié)省燃煤成本為2940萬元。

4.4.3 進一步降低煙溫節(jié)省年運行費

由于將空預(yù)器入口SO3控制在5ppm之下，煙氣酸露點大大降低，按國外經(jīng)驗，可以降低空預(yù)器出口排煙溫度，當(dāng)然，需要對鍋爐機組熱平衡進行重新校核和對空預(yù)器進行升級改造。例如，美國Midwest Flag Ship2×550MW原空預(yù)器入口煙氣SO3濃度為70ppm，排煙溫度175℃，脫除SO3之后，空預(yù)器入口SO3濃度控制在5ppm，由于酸露點大大降低（圖10），業(yè)主對空預(yù)器進行升級改造，將排煙溫度降低為125℃（見表7）。

圖10 煙氣酸露點曲線

表7 酸露點變化

若配合空預(yù)器升級改造能進一步降低空預(yù)器排煙溫度，將能進一步挖掘各方面的節(jié)能潛力，若按排煙溫度降低至120℃計，則年燃煤運行成本可進一步節(jié)省如表8。

表8 鍋爐年燃煤進一步節(jié)省成本

4.4.4 低溫省煤器

西南地區(qū)高硫煤電廠由于煙氣SO3濃度高，余熱利用低溫省煤器存在很大的隱患風(fēng)險，某電廠原引進的日本W(wǎng)GGH早已腐蝕報廢拆除（原煙冷器置于電除塵器出口）。目前新上WGGH煙冷器置于電除塵器進口之前，若未對煙氣SO3進行脫除，其WGGH運行穩(wěn)定性和壽命仍有待考驗。

若脫除煙氣SO3后能進一步降低空預(yù)器出口排煙溫度，對該廠新增余熱利用低溫省煤器的意義就不大，因為高濃度SO3限制了煙冷器的降溫幅度，WGGH煙冷器再熱器壓力損失1200Pa，現(xiàn)有引風(fēng)機全壓不足，必須投資進行改造，壓損導(dǎo)致引風(fēng)機運行功耗的增加不足以補償有限的熱效率提高。若運行中無法進一步降低空預(yù)器出口排煙溫度，則脫除SO3之后，可以提高低溫省煤器的降溫幅度并延長其使用壽命。

4.4.5 間接綜合經(jīng)濟效益（見表9）

表9 間接綜合經(jīng)濟效益 （單位：萬元/a）

5 結(jié)論

1）燃燒高硫煤的電廠由于煙氣SO3濃度高，嚴(yán)重影響機組的正常運行和經(jīng)濟運行；2）前端煙氣SO3脫除能有效降低煙氣酸露點、降低SCR最低噴氨溫度、提高SCR脫硝效率、防止空預(yù)器堵塞、降低排煙溫度、提高機組熱效率、增加低溫省煤器和電除塵器運行可靠性、節(jié)省三大風(fēng)機運行功耗、降低脫硫廢水排放、有助于活性炭或飛灰脫汞能力、節(jié)省機組維修費用等眾多技術(shù)優(yōu)勢；3）該項目采用前端煙氣SO3脫除技術(shù)后，單臺機組每年產(chǎn)生1340萬元直接經(jīng)濟效益和3163萬元間接經(jīng)濟效益，具有非常可觀的協(xié)同經(jīng)濟效益。

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