燃煤电站烟气中SO3对机组运行的影响及对策研究

胡宇峰，薛建明

(国电科学技术研究院，江苏南京 210023)

燃煤电站烟气中SO3对机组运行的影响及对策研究

胡宇峰，薛建明

(国电科学技术研究院，江苏南京 210023)

燃煤电站烟气中存在一定浓度的SO3，脱硝系统投运后，烟气中的SO3浓度会有所提升，严重时会对下游设备造成结垢、腐蚀和阻塞。从安全、稳定和效率的角度分析了SO3对机组产生的主要影响，并针对这些影响提出了SO3治理方向，为SO3的治理提供解决思路。

燃煤烟气;SO3;机组运行;SO3治理

0 引言

燃煤电厂运行过程中，烟气中会有少量的SO3生成，煤中所含硫的多少对SO3的浓度有一定影响，低含硫煤的SO3可以是很少的10-6量级，而高含硫煤可使SO3达到30～40μL/L甚至更高。随着环保标准的日益严格，燃煤电站锅炉配备了选择性催化还原(SCR)烟气脱硝、除尘(静电除尘器/布袋除尘器)、湿法烟气脱硫(WFGD)等污染物控制设施，对煤燃烧过程中产生的NOx、烟尘、SO2等常规污染物进行了有效的脱除，但SCR脱硝系统的催化剂可将烟气中部分SO2催化氧化为SO3，使烟气中SO3的浓度增加。SO3排放会造成“蓝羽”问题，并对环境造成损害，而从运行角度来看，烟气中的SO3会导致酸露点升高，造成空气预热器等设备腐蚀、积灰、堵塞。无论是从环保角度，还是从安全稳定与性能角度，都应对燃煤烟气中的SO3引起足够的重视。

1 燃煤烟气中SO3产生

燃煤电站烟气中SO3主要来自两方面:一是煤燃烧过程中形成，煤中可燃性硫燃烧生成SO2，部分SO2进一步氧化成SO3;二是催化形成，在省煤器和SCR脱硝过程中，烟气中部分SO2被烟气中的飞灰和SCR催化剂催化氧化为SO3。

1.1 煤燃烧过程中形成SO3

煤中硫大部分在燃烧过程中生成SO2，约0.5%～2%的SO2进一步被氧化成SO3。燃烧过程中产生的SO3的量受锅炉类型、燃烧条件、煤中硫含量、过量空气系数等多种因素影响。煤中硫含量是影响烟气中SO3浓度的主要因素，图1所示烟气中SO3浓度随燃煤硫份变化的曲线，而燃烧温度和氧元素浓度的增加也会提升SO3生成率［1］。

图1 燃煤硫分与烟气中SO3浓度关系

1.2 催化形成SO3

在省煤器区域(427～593℃)，在飞灰和受热面管壁金属中铁氧化物的催化作用下，SO2与O2反应生成SO3，这取决于SO2浓度、飞灰浓度及组成、对流受热面面积、烟气及管壁温度分布、过量空气系数、烟气含湿量［2］等因素。测试结果表明，通过炉膛吹扫可将烟气中的SO3浓度降低，进一步证明了管壁积灰对SO2的催化氧化作用。

V2O5/TiO2催化剂广泛应用于燃煤电站锅炉SCR烟气脱硝过程，而V2O5对SO2的氧化具有催化作用［3-4］，其在脱除烟气中NOx的同时，将部分SO2催化氧化为SO3。在SCR脱硝系统中，约0.5%～3%的SO2被催化氧化为SO3，取决于催化剂的类型和运行工况。

研究表明，随着催化剂中 V2O5含量的增加，SO2的氧化率增加;随着反应温度的升高，SO2的氧化率逐渐增加［4］，图2显示了SO2氧化率随温度变化的曲线，烟气温度降低10℃，SO2氧化率降低约0.15%［5］。

图2 SO2氧化率随温度变化曲线

2 SO3对机组运行的影响

2.1 对烟气露点的影响

SO3对烟气露点有很大的影响［6］，图3表示的是烟气露点温度随SO3浓度变化的曲线，如图所示，酸露点在95～150℃之间。当烟气温度低于酸露点时，SO3易与烟气中的H2O反应生成气态的H2SO4，部分气态H2SO4冷凝形成液态H2SO4，冷凝速率取决于温度及SO3的浓度。安装SCR后，由于SCR使SO3浓度增加，酸露点可增加5到10℃。通常情况下，空气预热器烟气出口温度维持在高于酸露点有一定的余量，允许一些空气渗入而不影响下游设备或管道。SCR投入运行会抵消这部分余量，随着运行时间的增长，空气渗入增加，气流后端的部件腐蚀风险也会上升。

图3 酸露点与SO3浓度的关系

2.2 对SCR的影响

在温度范围为275～350℃［7］，SCR反应器中SO3可与NH3发生反应生成硫酸氢铵或硫酸铵，主要取决于SO3的浓度，这一温度通常被称为SCR最小喷氨温度或最低工作温度(MOT)。当机组处于低负荷运行时，SCR反应器内的温度降低，产生的硫酸氢铵会在催化剂孔隙中沉积，降低催化剂的表面积，覆盖SCR反应的活性位，从而导致催化剂失活。为了降低硫酸氢铵的形成量，SCR必须在MOT温度以上运行。在MOT温度以下运行时，会引起SCR催化剂堵塞。

图4 机组运行负荷对硫酸氢铵形成的影响

当沉积量不高时，这种过程是可逆的，运行温度提升到露点以上就能促进硫酸氢铵蒸发，恢复催化剂活性［8］(如图4所示)。但是，为了有效地去除催化剂上形成的硫酸氢铵，需要将催化剂保持一个高温恢复期(375～400℃［9］);对于国内的机组，达到去除硫酸氢铵所需的恢复温度的条件受到了多方面限制。此外，恢复期的长短取决于SCR在MOT以下运行的时间、SO3浓度和恢复期的运行温度。如果运行温度长期低于其露点，会导致催化剂中出现大量的飞灰粘结堆积现象，尤其在机组连续低负荷运行时，催化剂阻力增加迅速，出现催化剂阻塞，影响机组安全运行。

为了避免催化剂阻塞，机组必须在SCR可接受的最低负荷以上运行，或者为了保证在低负荷情况下运行温度，需要安装省煤器旁路，而省煤器旁路意味着降低机组热效率。

2.3 SO3对空预器的影响

烟气离开脱硝反应器进入空预器后，在烟温较低的空预器冷端，SO3易生成气态的H2SO4，加速与SCR逃逸的氨反应。图5显示了SO3和NH3浓度在不同温度下的反应情况，一般来说，在205℃或更低温度时，烟气中的SO3完全转化为硫酸氢铵。

图5 SO3、NH3浓度与存在形态的关系

由于硫酸氢铵捕捉飞灰能力极强，会与烟气中的飞灰粒子相结合，形成具有一定粘性的沉积物沉积在空气预热器表面，增加空气预热器的阻力，增加引风机的功率消耗，严重时甚至迫使机组停炉清理空气预热器。国电集团对机组运行进行统计结果显示，在300MW机组中空预器压力损失大于2kPa的占30%，空预器压力损失为1.2～2kPa的占35%，空预器压力损失小于 1.2kPa的占 35%。在600MW机组中空预器压力损失大于2kPa的占34%，空预器压力损失为1.2～2kPa的占45%，空预器压力损失小于1.2kPa的占21%。大部分机组空预器压力损失高于1.2kPa。

按照600MW机组空气预热器堵塞导致烟气侧阻力增加了1.5kPa，一次风侧、二次风侧阻力增加了0.5kPa计算，在烟气量为2000000m3/h，风量2200t/h，利用小时数为5000h，单台机组3大风机年损失约310万元(电费按0.35元/kW·h计)。

空预器阻塞引起风量和效率的下降，会降低系统最大负荷，按照通常一年600h的满负荷运行时间计算，由于不能满负荷发电引起的电费收入损失约1050万元。过于严重的空预器阻塞还有可能造成风机喘震和失速［10］。

硫酸氢铵在空预器换热元件冷端烟气温度(146～207℃)呈中度酸性，且具有很大的粘性，粘附在空预器内壁的换热元件上，对壁面产生酸腐蚀，如果SO3浓度过高，过量的SO3会在空预器的冷端浓缩成酸雾，当酸凝结发生时，空气加热器结垢变得严重，所形成的沉积物是湿的或粘的，加剧换热元件的腐蚀。

实际运行经验表明，空气预热器因SO3腐蚀和堵塞的主要因素，造成空气预热器阻力增加，甚至危机机组安全运行。

2.4 对除尘器的影响

除尘器的运行温度在酸露点以下，SO3以液态的硫酸雾形式存在。由于烟气中的粉尘总表面积很大，这为硫酸雾的凝结附着提供了良好的条件。对于布袋除尘器，如果SO3浓度过高，随着SO3在滤饼上的沉积，滤饼变得更具粘性，难以清除;而对于电除尘器，在SO3浓度较低时，由于SO3的冷凝大幅度降低粉尘的比电阻［11］，避免反电晕现象，可提高除尘效率，在SO3浓度较高时，则会引起芒刺线等处出现不同程度的集灰现象。

3 对策研究

控制烟气中的SO3不仅是满足环保排放的需求，更是为机组的安全、高效、稳定运行提供保障。在可能的条件下，应尽可能在烟气的上游降低SO3含量，可减少对下游设备运行的影响。一般情况下，在全部燃烧低硫煤较为困难时，可以采用掺烧低硫煤的方法，降低SO3的生成量;在高硫煤地区，可采用炉内/炉后喷射碱性吸收剂的方法，根据喷入吸收剂的形态，可分为干式喷射和湿式喷射两类。干式喷射选用的吸收剂为:CaO［12］、MgO、Na2CO3、天然碱［13］等，如美国Marietta电厂;湿式喷射选用的吸收剂为:NaHSO3(SBS)、Mg(OH)2、Ca(OH)2等，如美国Gavin电厂、Codan公司［14］。

吸收剂喷射的位置和种类决定了吸收剂的作用范围，如:在炉膛上部Mg(OH)2吸收剂可降低SCR入口SO3浓度，并且缓解炉膛内壁结渣，但是对SCR增加的SO3浓度则无法控制;在SCR出口喷入MgO干粉或NaHSO3溶液等碱性吸收剂可减少空预器内硫酸氢铵的沉积，避免空气预热器的堵塞;降低酸露点，降低空预热器出口烟气温度，提高锅炉热效率，减少尾部受热面的腐蚀。

为了维护机组稳定运行，喷入吸收剂应选在炉膛上部、SCR前或空预器前。脱除SO3的关键是吸收剂与烟气均匀地混合，但是大多数机组由于空间和管道限制，在设计面临较大挑战。SO3的脱除方式和吸收剂的选择需要根据机组运行情况来决定，对于需要拓宽SCR运行温度窗口，提升SCR的负荷适应性的机组，应选择在SCR入口前脱除SO3;如果主要针对空预器运行状况改善，可从选择在空预器前脱除SO3;由于钙基吸收剂增加了飞灰的比电阻，因此，在静电除尘器运行不佳的电厂不应使用钙基吸收剂。

4 结语

燃煤电厂烟气中含有少量的 SO3，随着国内SCR“超低排放”改造的实施，烟气中SO3的浓度会有更大幅度的增加，由此引发的设备腐蚀、堵塞等问题也将更加严重。控制烟气中的SO3不仅是环境保护的要求，更是机组安全、稳定、高效运行的要求。碱性吸收剂喷射技术可有效脱除烟气中SO3，应根据电厂的实际情况，选择适合的喷入位置和吸收剂，减少设备的腐蚀、积灰和堵塞，可降低空气预热器出口烟气温度，减少风机运行功耗，提高机组热效率。

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The effection and mitigation strategy study on SO3in flue gas of coal-fired plant

SO3in the flue gas is an issue for coal-fired power plant.The corrosion，blocking and fouling problem of the equipments can be noticed with the operation of the Selective Catalystic Reduction(SCR)denitrification system and the corresponding raise of SO3concentration.This paper presents and discuss the effection of SO3on the unit and the strategy of SO3mitigation from the view point of safety，stability and efficiency.

coal-fired flue ga;SO3;operationof the unit;SO3mitigation

X511

:B

:1674-8069(2017)01-021-04

2016-09-22;

:2016-10-09

胡宇峰(1978-)，男，湖南省宁乡人，高级工程师，从事火电厂烟气净化技术研发与工程应用等工作。E-mail:hyf2k@ 163.com

环保部发布火电厂污染防治技术政策

国家高技术研究发展计划(863计划)(2013AA065401)

国家环境保护部日前发布《火电厂污染防治技术政策》，对燃煤电厂大气污染防治、水污染防治、固体废物污染防治、噪声污染防治、二次污染防治以及新技术开放等方面进行了规定。

此次发布的技术政策适用于以煤、煤矸石、泥煤、石油焦及油页岩等为燃料的火电厂，以油、气等为燃料的火电厂可参照执行，可为火电行业污染防治规划制定、污染物达标排放技术选择、环境影响评价和排污许可制度贯彻实施等环境管理及企业污染防治工作提供技术支撑。技术政策明确，火电厂污染防治应遵循和提倡源头控制与末端治理相结合的技术路线;污染防治技术的选择应因煤制宜、因炉制宜、因地制宜，并统筹兼顾技术先进、经济合理、便于维护的原则。