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      燃煤電廠藍煙現(xiàn)象的成因、數(shù)學模型判定及解決方法

      2018-10-10 06:27:28劉興傳郭力強
      山西電力 2018年4期
      關鍵詞:硫分省煤器電除塵器

      劉興傳,郭力強

      (1.山西潞光發(fā)電有限公司,山西 長治 046699;2.國網(wǎng)山西省電力公司電力科學研究院,山西 太原 030001)

      0 引言

      我國煤炭硫分含量變化范圍較大,從0.1~10%不等[1],多數(shù)煤種平均含硫率超過1.0%[2]。煤炭在燃燒過程中產(chǎn)生大量的SO2,少部分SO2被氧化為SO3。SO3經(jīng)過濕法煙氣脫硫以后,以H2SO4氣溶膠的形式從煙囪排出,產(chǎn)生藍煙現(xiàn)象。

      某電廠安裝8臺燃煤發(fā)電機組,其中1~3號機組均為350 MW,煙氣采用靜電除塵、石灰石—石膏濕法脫硫、選擇性催化還原法SCR(selective catalytic reduction) 脫硝工藝。1~3號機組共用1號煙囪。這3臺機組燃煤硫分較高,在1.6~2.1%之間,藍煙現(xiàn)象明顯。

      1 產(chǎn)生藍煙的原因

      1.1 SO2的生成

      煤炭中的全硫包括有機硫、硫鐵礦、單質(zhì)硫和硫酸鹽,前三部分為可燃硫,燃燒后生成二氧化硫,硫酸鹽為不可燃硫,列入灰分。通常情況下,可燃硫占全硫分的比例為70~90%[3]??扇剂蛟谌紵^程中被氧化為SO2,其化學反應式為

      1.2 SO2向SO3的轉(zhuǎn)化

      SO2在催化劑和高溫的條件下被氧化為SO3,其化學反應式為

      SO2的催化氧化包括以下三部分。

      1.2.1 在省煤器的氧化

      Hardman等人的研究認為:在鍋爐省煤器420~600℃的溫度范圍,部分SO2在煙塵和管壁中氧化鐵的催化作用下生成SO3。SO3生成的多少取決于SO2的濃度、煙塵成分和流量、對流段的表面積、煙氣和管道表面的溫度分布以及過剩空氣量等[4]。

      1.2.2 在鍋爐管壁的氧化

      SO2在鍋爐管壁上積灰的催化作用下,與原子態(tài)氧(O)和分子態(tài)氧(O2)反應,轉(zhuǎn)化為SO3。以上兩部分SO2轉(zhuǎn)化為SO3主要發(fā)生在輻射受熱段和對流段,可稱為前期轉(zhuǎn)化率,大約占SO2總量的1%。

      1.2.3 SCR脫硝反應器的催化氧化

      燃煤電廠大多采用SCR技術來控制NOx的排放。SCR中使用 V2O5-WO3或V2O5-MoO3為活性組分的催化劑,其中的V2O5對SO2向SO3的轉(zhuǎn)化起到了催化作用。一般來說,每層催化劑對SO2的轉(zhuǎn)化率約為0.25~0.5%,在脫硝反應段,煙氣溫度越高,SO2/SO3轉(zhuǎn)化率也越高。對于低硫無煙煤而言,每層催化劑SO2/SO3轉(zhuǎn)化率約為0.75~1.25%[5]。這部分的轉(zhuǎn)化率可稱為后期轉(zhuǎn)化率。

      1.3 SO3轉(zhuǎn)化率測算及試驗驗證

      研究表明:部分SO3會隨煙塵一起沉降下來,空氣預熱器和靜電除塵器對SO3的脫除率均為10~15%。在濕法脫硫塔中,部分SO3會變成H2SO4氣溶膠進入脫硫漿液中,這部分SO3會占到30~40%??諝忸A熱器、靜電除塵器和濕法脫硫三者對SO3的共同脫除率在45%左右。

      某電廠SCR裝有3層釩—鎢系催化劑,2016年1月28日監(jiān)測機構對2號機組脫硫入口SO2濃度和脫硫出口SO3濃度進行了監(jiān)測,監(jiān)測結(jié)果見表1。

      表1 2016年1月28日2號機組測定結(jié)果

      圖1 入口SO2濃度和SO3濃度及SO2/SO3轉(zhuǎn)化率的關系

      空氣預熱器、靜電除塵器和濕法脫硫三者對SO3的共同脫除率按45%計,監(jiān)測結(jié)果表明:該機組SO2/SO3的轉(zhuǎn)化率大約在2.05~2.19%。

      1.4 H2SO4氣溶膠的生成

      SO3有三種相態(tài),一般認為SO3在常溫下是液體,標況下是固體,加熱后是氣體。在石灰石/石膏濕法脫硫系統(tǒng),煙氣溫度一般在45℃以上,SO3是無色氣體,但經(jīng)過濕法脫硫與水結(jié)合后形成硫酸(H2SO4),煙氣中亞微米粉塵顆粒,作為H2SO4的凝結(jié)中心,加強了凝結(jié)過程,形成氣溶膠?;瘜W方程式為

      H2SO4氣溶膠對光線產(chǎn)生散射,符合瑞利(Rayleigh)散射。瑞利散射的特點是:散射光的強度與波長的四次方成反比,所以太陽光譜中波長較短的藍紫光比波長較長的紅光散射更明顯,而短波中又以藍光能量最高,使得煙囪在陽光照射的反射側(cè)排煙的煙羽呈現(xiàn)藍色,而在煙羽的另一側(cè)(透射側(cè))呈現(xiàn)黃色,藍煙/黃煙實際上是一個問題。而NOx排放濃度高的電廠在安裝脫硝裝置前出現(xiàn)黃煙現(xiàn)象是由NO2引起的,與此有本質(zhì)區(qū)別。

      需要說明的是:即使?jié)穹摿蛳到y(tǒng)安裝有煙氣—煙氣再熱器GGH(gas-gas heater),排煙溫度相對較高,但煙氣中大部分H2SO4仍然保持蒸汽狀態(tài),仍會出現(xiàn)藍煙。

      2 可見藍煙的SO3濃度

      在大多數(shù)情況下,當煙氣中H2SO4氣溶膠的濃度超過10 ppm(對應SO3的濃度為35.7 mg/m3)時,會出現(xiàn)可見的藍煙/黃煙煙羽,且硫酸氣溶膠的濃度越高,煙羽的顏色越濃、煙羽的長度也越長,嚴重時甚至可以落地[6]。

      該廠1號煙囪SO3排放濃度一般在60 mg/m3以上,藍煙非常明顯,且煙羽很長。

      3 判定生成藍煙數(shù)學模型

      根據(jù)燃煤量、硫分可以對采用SCR脫硝、濕法脫硫的燃煤電廠是否產(chǎn)生藍煙進行判定。

      3.1 燃煤理論煙氣量

      燃煤理論煙氣量的公式

      式中:Vg——單位燃料理論干煙氣量,m3/kg;CC、CS、CN——燃煤中碳、硫、氮的含量,%;

      L——理論空氣量,m3/kg,L=0.241 3Q+0.5;Q——低位發(fā)熱量,MJ/kg。

      3.2 SO2產(chǎn)生量計算

      燃煤SO2產(chǎn)生量可按公式(2) 計算

      式中:B——燃煤量,kg;

      β——燃煤全硫中可燃硫的含量,一般取0.8或0.85,在此按污染減排核查算法取值0.85;

      CSO2——SO2產(chǎn)生濃度,mg/m3。

      3.3 SO3濃度的計算

      由1.2.3可得公式(4)

      式中:CSO3——SO3的濃度;

      a——SO2前期轉(zhuǎn)化率,取值1%;

      k——每層催化劑的轉(zhuǎn)化率,取值0.5%;

      n——SCR脫硝催化劑層數(shù);

      80——SO3的摩爾質(zhì)量,g/mol;

      64——SO2的摩爾質(zhì)量,g/mol。

      3.4 SO3濃度與燃煤硫分的關系

      由以上論述和公式可知,SO3是由SO2部分氧化產(chǎn)生的,而SO2的濃度與燃煤硫分、燃煤發(fā)熱量等因素有關。下面以低位發(fā)熱量為20.9 MJ/kg的燃煤為例,對SO3的排放濃度進行推導。

      由公式(1)可知:對于低位發(fā)熱量為20.9 MJ/kg、碳含量70%、燃煤硫分1%、氮含量1%的燃煤,每千克燃煤的理論煙氣量為5.702 9 m3。

      由公式(2) 可知:每千克硫分為1%的燃煤產(chǎn)生SO2的量是17 g。

      按照《火電廠大氣污染物排放標準》 (GB 13223—2011)[7]的要求,煙氣量需折算到氧量為6%,即過??諝庀禂?shù)為

      在此條件下,每千克燃煤的煙氣量

      V=1.4×5.702 9=7.984 1 m3

      所以,燃煤硫分1%對應的SO2產(chǎn)生濃度為

      CSO2=17×1 000÷7.984 1=2 129 mg/m3

      對于采用SCR脫硝裝有3層催化劑的情況

      CSO3=1.25×2 129×(1%+0.005×3)=66.5 mg/m3

      對于靜電除塵、濕法脫硫的情況而言,SO3的去除率一般為45%左右。燃煤硫分1%對應的SO3排放濃度為

      而當煙氣中H2SO4氣溶膠的濃度超過10 ppm(對應SO3的濃度為35.7 mg/m3)時,極有可能出現(xiàn)藍煙。由此,可得出SO3排放濃度的數(shù)學模型

      S/[0.0186 7C+0.7S+0.8N+0.190 6Q+0.395]最終得到數(shù)學模型

      對于低位發(fā)熱量為20.9 MJ/kg、碳含量70%、氮含量1%的燃煤,式(6) 可以簡化為

      由此得出,燃煤硫分高于1%極有可能出現(xiàn)藍煙,硫分越高藍煙越濃、煙羽越長。

      某電廠1號煙囪機組燃煤硫分在1.6~2.1%,藍煙明顯;2號煙囪機組燃煤硫分在1.0~1.3%,藍煙輕微;3號煙囪機組燃煤硫分在0.8~1.1%,很少出現(xiàn)藍煙。

      4 藍煙的危害

      由于藍煙中的硫酸濃度只有ppm數(shù)量級,經(jīng)大氣稀釋后,沒有證據(jù)發(fā)現(xiàn)低濃度的硫酸氣溶膠對人體有害。但是硫酸氣溶膠和煙氣及大氣中的金屬微粒相結(jié)合,形成可吸入物,這些可吸入物對人體的毒害非常強,是目前關注的重點。

      SO3對設備的危害是明顯的,包括兩方面:一是可以造成煙道設備的低溫酸性腐蝕,二是和脫硝逃逸的氨反應生成NH4HSO4,即發(fā)生硫酸氫氨ABS(ammonium bisulfate)現(xiàn)象,造成空氣預熱器堵塞,或者引起電除塵器性能下降。

      上海、浙江等省市已將消除有色煙羽寫入地方環(huán)保標準。

      5 SO3的去除

      SO3去除技術主要包括降低燃煤硫分、爐內(nèi)噴堿性物質(zhì)、爐后噴堿性物質(zhì)、脫硝催化劑配比的調(diào)整、除塵器前噴氨、裝低溫省煤器、采用濕式靜電除塵器等,現(xiàn)對4種方法作簡要介紹。

      5.1 爐內(nèi)噴堿性物質(zhì)

      在爐膛中噴入堿性物質(zhì)已被證明是有效的減排SO3的措施。如爐內(nèi)噴鈣技術,既可脫除部分SO2、防止SCR的砷中毒,又可有效控制SO3,SO3脫除率最高可達50%。

      5.2 爐后噴堿性物質(zhì)

      在爐后噴入堿性物質(zhì)既可減少SO3對空預器的腐蝕,又能有效降低SO3排放。一般來說,要控制SO3的排放,堿性物質(zhì)的噴入位置應設置在空預器之后。但對于存在空預器低溫腐蝕的機組,應把吸收劑的噴入點選在空預器的上游,且應加裝必要的空預器清洗裝置。如在除塵器前噴入堿性吸收劑,則必須考慮對除塵器產(chǎn)生的影響,如除塵器入口煙塵濃度的增加、煙塵比電阻的變化等。典型的循環(huán)流化床鍋爐CFB(circulating fluidized bed boiler) 和增濕循環(huán)灰脫硫技術NID(new integrated deswlfurization) 工藝,對SO3脫除率可達 80~90%[6]。

      5.3 裝低溫省煤器

      在除塵之前安裝低溫省煤器具有明顯的節(jié)約能源和水資源、減少煙氣量、提高除塵和脫硫效率的作用,已經(jīng)在火電廠得到較為廣泛的應用。

      其降低SO3的效果也很好,有報道其對SO3的脫除效率達到95%[7]。其原理是:隨著煙溫降低,大部分SO3可凝結(jié)并被煙塵吸附,在除塵器隨煙塵被去除。

      5.4 濕式靜電除塵器

      濕式靜電除塵器WESP(wet electro static precipitator) 能有效地收集亞微米顆粒和酸霧。WESP可以設計成立式或臥式的,收集表面可以是管式或平板式。管式WESP的占地面積較小,效率一般比平板式高。WESP可與濕式脫硫塔集成在一起,收集從脫硫塔逃逸出來的細小硫酸霧滴,其對SO3的脫除率達80%以上。

      6 推薦的去除藍煙工藝

      2014年9月,國家發(fā)改委、環(huán)保部和能源局三部委聯(lián)合下發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)》,燃煤電廠全面實施超低排放改造。

      為滿足節(jié)能和環(huán)保的雙重要求,低溫省煤器和WESP被大量采用。低溫省煤器具有節(jié)能環(huán)保的優(yōu)點,WESP具有去除多種污染物的優(yōu)勢,這兩種工藝,是重點推薦的去除SO3的工藝。

      7 結(jié)束語

      燃煤電廠的藍煙現(xiàn)象直接由H2SO4氣溶膠引起,間接由SO3濃度高造成。

      本文推導的SO3排放濃度數(shù)學模型是在特定條件下得出的,在實際應用中吻合度很高,可以作為類似煙氣處理工藝的電廠燃煤硫分是否出現(xiàn)藍煙的判定。

      藍煙可以通過多種方法去除,在實際處理時可根據(jù)生產(chǎn)的實際情況,合理選擇處理工藝;低溫省煤器和濕式電除塵器是重點推薦的去除工藝。

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