SO3烟气调质+电除尘在大型燃煤机组上的应用

2012-11-21陈文瑞

中国环保产业 2012年11期

关键词：收尘调质煤种

陈文瑞

（福建龙净环保股份有限公司，福建龙岩 364000）

SO3烟气调质+电除尘在大型燃煤机组上的应用

陈文瑞

（福建龙净环保股份有限公司，福建龙岩 364000）

大型燃煤机组由于耗煤量巨大，在设计时均考虑了多煤种的情况，但电除尘器对不同煤种燃烧后产生的煤灰的收尘性能差异很大。针对多煤种设计工况，以广东平海电厂为例，SO3烟气调质+电除尘器组合技术既能满足燃烧多煤种时的低排放要求，又具备了较低的一次性投资和较低的运行费，是一种最佳的除尘方案，该项目对同类工程除尘方案的选型推广具有积极的示范及借鉴意义。

电除尘器;比电阻;低硫煤;三氧化硫;烟气调质

前言

随着节能减排及国家“上大压小”政策的实施，近年来国内新上燃煤机组呈大型化趋势，超临界机组和超超临界机组已成主流。大型燃煤机组由于耗煤量巨大，项目在设计时均考虑了多煤种的情况。目前大型燃煤机组锅炉尾部一般采用电除尘器作为除尘方式，但电除尘器对不同煤种燃烧后产生的煤灰的收尘性能差异很大，因此电除尘器如何在多煤种情况下均能满足排放要求，又能具有较低的一次性投资及运行费用，成为电除尘行业的一大课题，SO3烟气调质+电除尘组合技术正好能满足这一要求。采用SO3烟气调质+电除尘组合技术作为除尘方案时，电除尘器选型可以将易收尘的煤种作为主要选型依据，同时适当考虑最难收尘的煤种，改变传统以难收尘煤种作为选型依据的选型方法，大大降低电除尘器的设计规格，因而降低了一次性投资费用。同时，在实际运行中，视实际燃用煤种，考虑是否投用烟气调质及投用率。当燃用易收尘煤种时，不投用烟气调质，电除尘器出口即可满足排放要求；当燃用难收尘煤种时，投用烟气调质并根据电除尘器实际出口排放浓度调整注入率，调质后同样能满足电除尘器出口排放要求。同时，SO3烟气调质设备相对独立，操作灵活，运行成本低。

SO3烟气调质+电除尘组合技术在欧美大型燃煤机组上应用非常普遍，近年来这一技术在我国也开始得到重视和应用，例如广东平海电厂2×1000MW机组、陕西清水川电厂二期2×1000MW机组、广东三水恒益电厂2×600MW机组、广东华夏阳西电厂二期2×600MW机组均采用了该设计方案。

1 煤种及灰分分析

广东平海电厂位于惠东县大亚湾东岸南部，隔海相望大亚湾核电站。配套上海锅炉厂3093t/h超超临界固态排渣直流煤粉锅炉。由于燃煤量大，考虑了多煤种设计工况，设计煤种为内蒙准格尔煤和印尼煤按1∶1配比的混煤，校核煤种分别为印尼煤、准格尔煤。各煤种煤质分析见表1、灰分分析见表2、煤灰比电阻见表3。

表1 煤质分析表

表2 灰分分析表

表3 飞灰比电阻

从表1～表3中可以看出，各煤种及燃烧后产生的飞灰成分差异巨大，两者对电除尘器除尘性能的差异分析如下：

（1）设计煤种灰分Aar=8.75%和准格尔煤Aar= 16.24%远高出校印尼煤灰分值（1.54%），对应电除尘器进口粉尘浓度分别为11.39g/Nm3、18g/Nm3和2.44g/Nm3，前两者是后者的5倍多。可见，在燃烧不同煤种的情况下，电除尘器的负荷波动很大。

（2）设计和校核煤种含硫量均很低，同属特低硫煤。按煤燃烧后烟气中SO2转换成SO3的转化率取0.4%估算，准格尔煤种燃烧后烟气中SO3浓度不到1ppm，作为对电除尘器收尘的有利成分，单位粉尘所占SO3的比例微乎其微，粉尘表面比电阻大，这对电除尘器极为不利。

（3）准格尔煤灰中SiO2和Al2O3含量合计为83.97%，一般认为，两者含量超过80%就会对电除尘器造成不利影响。SiO2粉尘较硬且不易荷电，而Al2O3是很细的飘尘，两者均难以被电除尘器捕集。而作为能够有效降低粉尘体积比电阻的碱金属含量却很低，Na2O含量仅为0.41%，K2O含量仅为0.61%，粉尘离子活性弱，体积导电性弱。而印尼煤灰中SiO2和Al2O3含量合计却仅为40.06%。

（4）粉尘比电阻ρ可以看成是由体积比电阻ρv和表面比电阻ρs“并联”所成的等效电阻，其关系式为：1/ρ=1/ρv+1/ρs。经计算，设计煤灰粉尘比电阻在120℃时达8.8×1012Ω·cm。尤其是对于准格尔煤灰，其比电阻120℃时超过1013Ω·cm，大大超过电除尘器对粉尘的最佳收尘范围：106～5×1010Ω·cm，电场内部容易产生反电晕现象，表现为二次电压大大降低，二次电流大增，伏安特性曲线出现明显拐点，除尘效率大幅度降低。而印尼煤灰比电阻2.7×1010Ω·cm，容易收尘。

以上分析可见，燃烧不同煤种时，煤灰对于电除尘器的收尘性能来说，难易程度相差很大，单纯的电除尘器选型，要同时满足两种煤种情况下粉尘排放均达标且具有最佳经济性的要求，难度很大。

2 电除尘器配套SO3烟气调质方案

2.1 SO3烟气调质机理

当温度大于200℃时，体积比电阻占主导作用，温度低于150℃时，表面比电阻占主导作用。由于常温电除尘器的工作温度＜160℃，所以表面比电阻成为决定粉尘比电阻的主要因素。表面导电主要是通过粉尘颗粒表面吸附的水膜或化学物质（化学膜）来进行的，通常燃煤电厂烟气中含有3%～10%的水分，当烟气温度较低时，这些水汽可以吸附在粉尘表面形成具有低比电阻的导电通道，这就是水调质的原理。但由于烟气的水露点往往较低，当烟气温度较高时，水分吸附作用将大大降低。然而，当烟气中出现足够的SO3时，一方面具有SO3极强的活性，与烟气中水分结合形成的烟酸气溶胶极易吸附在粉尘表面，形成低电阻导电通道；另一方面，烟气中SO3含量增加，烟气酸露点提高，即使烟气温度高于露点很多，被吸附的酸膜也会沉积在粉尘表面形成表面导电通道。SO3调质的机理如图1。

图1 粉尘表面酸膜形成机理

SO3烟气调质实质上是降低粉尘的表面比电阻，即将少量（5～20ppm）可控制的SO3喷射到烟气中，SO3与烟气中的水分结合生成硫酸气溶胶吸附在粉尘颗粒表面，形成一个低比电阻导电通道，使粉尘更易收集，从而提高电除尘器的除尘效率。

当锅炉燃烧高硫煤（Sar＞3%）时，烟气中就会产生足够多的SO3，此类煤中的有机硫燃烧后产生的SO3实际上本身就能起到烟气调质的效果。在我国西南地区一些燃用高硫煤的电厂，尽管电除尘器选型规格不大，但运行效果却非常好，其原因就在于此。

2.2 电除尘器配套SO3烟气调质除尘方案分析

根据工程实践，当烟气中含有10～20ppm的SO3时，粉尘高比电阻值可以降低两个数量级以上，调质效果明显。然而，当燃烧低硫煤时，自然产生的SO3就很少，不能产生足够的酸膜以降低粉尘比电阻，高比电阻的飞灰就难以被电除尘器捕集。

本工程的特点为，设计煤种中掺烧准格尔煤，而准格尔煤被公认为世界上最难收尘的煤种之一。当准格尔煤的掺烧比例高于30%时，就会出现收尘困难的问题。其原因应该是由于飞灰比电阻过高，造成了反电晕现象。根据众多实际应用经验，准格尔煤如不对烟尘进行调质处理，单纯采用传统静电除尘器，尽管加大其规格，也很难保证出口粉尘排放要求。目前燃用准格尔煤电厂的静电除尘器均遇到了效率难以达标的共性问题。例如大唐托克托电厂8×600MW机组、岱海电厂4×600MW机组、国华准格尔电厂4×330MW机组等，其中国华准格尔电厂一期2×330MW机组将原技术协议中单台静电除尘器的四电场数增加到五电场，断面积由352.8m2提高到431m2，总收尘面积由30,455m2增加到49,322 m2，但实际运行中电除尘器还是未能达到设计效率。托克托电厂一期静电除尘器比集尘面积为87.71m2/m3/s，从二期开始，也加大规格，提高到114m2/m3/s，同时配套SO3烟气调质设备，对烟尘进行调质处理，降低粉尘比电阻，提高除尘效率，取得良好的效果。

本工程要求电除尘器出口满足45mg/Nm3的排放要求，若以易收尘煤种即校核煤种作为电除尘器的选型依据，则无法满足燃烧设计煤种时的粉尘排放要求，若以难收尘煤种即设计煤种作为依据，则势必造成电除尘器选型庞大，造价过高，经济性低。若能有效降低设计煤种的粉尘比电阻，则选型时可以校核煤种作为选型依据，适当考虑放大一定裕度，即可同时满足燃烧不同煤种时的排放要求，同时具有较佳的投资经济性。

根据美国南方研究所关于煤灰比电阻的测算，得出该项目准格尔煤灰比电阻与SO3注入率及烟气温度的关系曲线如图2。

图2 粉尘比电阻与SO3注入率、烟气温度的关系曲线

经测算，当烟气温度为130℃时，燃烧设计煤种时，粉尘中体积比电阻5.9×1013Ω·cm，表面比电阻1.0×1012Ω·cm，为往烟气中注入10ppm的SO3，粉尘比电阻可由2.6×1011Ω·cm降为7.7×109Ω·cm，调质效果显著。

综合以上分析认为，该项目煤灰采用SO3烟气调质是完全可行的。

2.3 SO3烟气调质选型

SO3烟气调质系统按照工艺流程，将设备分为三大单元，三大单元均在厂家车间内生产和调试，现场只需将三大单元用管道连接起来即可，典型的现场安装周期为10天。

SO3烟气调质设备工艺过程及主要设备如图3。

图3 SO3烟气调质工艺过程及主要设备

液态储硫罐和硫磺泵为一大单元，其作用是熔硫，储硫罐中设有蒸汽盘管，通过蒸汽换热将罐中的固态硫磺熔化成液态硫，然后通过硫磺泵将其送入燃硫炉中燃烧。第二大单元即高度集成的SO3生成器，包括风机、电加热器、燃硫炉、转化塔及电控部分，空气由风机送入电加热器加热成所需的温度，然后送入燃硫炉供燃烧液态硫，生成的SO2在催化剂转化塔中被催化氧化成SO3。最后一个单元即注入装置，其作用是将SO3均匀地注入到电除尘器进口与锅炉预热器出口之间的烟道中，与烟气中的水分结合形成酸膜附着在粉尘表面，实现其调质作用。

由于硫磺燃烧和SO2的催化转化均属于发热反应，系统充分利用该热量，通过可控硅控制电加热器功率形成一个闭环系统。实际运行中，系统还可以根据锅炉负荷、浊度和烟气温度等信号确定最佳的SO3注入量，具有节能降耗优点。

本项目单台炉计算燃硫量为82.7kg/h，考虑余量，每台炉配置一套燃硫能力为120kg/h的SO3生成装置，两台炉共用一套燃硫储硫装置。

2.4 烟气调质技术优点

烟气调质的优点表现为：

（1）烟气调质系统设备相对独立，操作灵活性，运行维护费用较低。运行维护费与燃用煤质紧密联系，电除尘与烟气调质一体化，电除尘器是基础，调质剂投入量可灵活掌握，当机组低负荷运行或燃用易收尘煤种时，调质设备可不投用或在较低的注入率（≤15ppm）运行；当机组高负荷运行或燃用收尘困难煤种时，注入率的大小可根据煤种变化、负荷大小和浊度全自动控制，注入率的可调节性与电除尘器节能控制系统、减功率断电振打程序控制系统相结合，可实现电除尘器与烟气调质最节能减耗运行，实现最经济运行。

（2）电除尘器配套烟气调质系统，并未对原电除尘器作结构改进，故保留了原电除尘器低阻力、高可靠性、运行维护简单等优点。

（3）节能：通过SO3烟气调质，有效降低了粉尘比电阻，可消除反电晕现象，因而电除尘器还同比可降低电耗。

（4）由于降低粉尘比电阻后，电除尘器可按易收尘煤种进行选型，因而除尘器规格大幅度下降，可节省电除尘器占地面积，同时不影响原风机系统。

（5）电除尘器直接配套烟气调质，可降低总体投资费用。

2.5 电除尘器选型

本工程设计按易收尘煤种作为选型依据，燃烧设计煤种时电除尘器按同步投运烟气调质考虑，并适当增加电除尘器的收尘面积。选型结果如表4。

表4 电除尘器主要技术参数

3 经济性分析

3.1 总投资经济性

单纯采用电除尘器方案与采用电除尘器配套烟气调质方案总投资对比分析见表5。

由表5可见，无调质系统的除尘器总造价与含有调质系统的除尘器造价基本相同，故两者的选用取决于技术上的可靠性和两系统运行费用的对比。

表5 方案总投资经济性对比

3.2 运行费比较

3.2.1 烟气调质运行费

烟气调质系统主要运行费用包括硫磺、蒸汽、电的消耗，按年运行5500h计算，则烟气调质年运行费如下：

（1）硫磺：按注入量15ppm，硫磺1600元/t价格计算，则年硫磺的费用为82.7×5500×1600/1000=72.776（万元）。

（2）电耗：按成本电价0.175元/kW·h计算，则年电耗费用：120×5500×0.175=11.55（万元）。

（3）蒸汽：每1000kg蒸汽费用为80元计算，则年蒸汽费：60×5500×80 = 2.64（万元）。

按上所列，一台炉采用烟气调质的年运行费合计为：87万元。

3.2.2 单纯电除尘器方案增加年运行费

单纯电除尘器方案比采用烟气调质电除尘器须增加两个电场（按六电场考虑）。单台炉增加12台1.5A/72kV高压电源，12台高压电源的年运行电耗计算如下：1.2A/72kV高压电源的输入功率为154kVA，运行系数取0.67，总电耗：12×154×5500×0.67=6,809,880（kW·h）。仍按0.175元kW·h计算，则年电耗费为6,809,880×0.175=119（万元）。

3.2.3 年费用经济比较

采用烟气调质年费用与增加电场方案的年费用经济比较见表6。

采用增设三氧化硫烟气调质设备来提高除尘效率方案，从电除尘机理入手，抓住了粉尘比电阻较高是影响电除尘器性能的主要因素。降低粉尘比电阻，使电除尘器发挥最大的效能，从而提高除尘效率，达到设计的排放要求。烟气调质技术成熟、可靠，且施工简单。虽然初投资比无调质方案要高104万元，但一台炉年运行费用比单纯采用电除尘器的运行费用节省32万元，增加的投资可在4年内回收，投资回收年限很短，因此，采用调质方案的优势是非常明显的。