燃煤电站烟气中SO_3对机组运行的影响及对策研究

２０１７年２月　电　力科技与　环保　第３３卷第１期　

燃煤电站烟气中ＳＯ３对机组运行的影响及对策研究　

Ｔｈｅ　ｅｆｆｅｃｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｍｉｔｉｇａｔｉｏｎ　ｓｔｒａｔｅｇｙ　ｓｔｕｄｙ　ｏｎ　ＳＯ３　ｉｎ　ｆｌｕｅ　ｇａｓ　ｏｆ　ｃｏａｌ—ｆｉｒｅｄ　ｐｌａｎｔ　

胡宇峰，薛建明　

（国电科学技术研究院，江苏南京２１００２３）　

摘要：燃煤电站烟气中存在一定浓度的Ｓ０，，脱硝系统投运后，烟气中的ＳＯ，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　ＳＯ　治理方向，为ＳＯ　的治理提供解决思路。　关键词：燃煤烟气；ＳＯ３；机组运行；ＳＯ３治理　Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＳＯ　ｉｎ　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　ＳＯ３　ｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎ．Ｔｈｉｓ　ｐａｐｅｒ　ｐｒｅｓｅｎｔｓ　ａｎｄ　ｄｉｓｃｕｓｓ　ｔｈｅ　ｅｆｆｅｃｔｉｏｎ　ｏｆ　ＳＯ３　ｏｎ　ｔｈｅ　ｕｎｉｔ　ａｎｄ　ｔｈｅ　ｓｔｒａｔｅｇｙ　ｏｆ　ＳＯ　ｍｉｔｉｇａｔｉｏｎ　ｆｒＯｍ　ｔｈｅ　ｖｉｅｗ　ｐｏｉｎｔ　ｏｆ　ｓａｆｅｔｙ．ｓｔａｂｉｌｉｔｙ　ａｎｄ　ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ．　Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：ｃｏａｌ—ｆｉｒｅｄ　ｆｌｕｅ　ｇａ；ＳＯ３；ｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆ　ｔｈｅ　ｕｎｉｔ；ＳＯ３　ｍｉｔｉｇａｔｉｏｎ　中图分类号：ＸＳ１ｌ　文献标识码：Ｂ　文章编号：１６７４—８０６９（２０１７）０１—０２１—０４　

０　引言　

燃煤电厂运行过程中，烟气中会有少量的ＳＯ　

生成，煤中所含硫的多少对ＳＯ　的浓度有一定影响，　

低含硫煤的ＳＯ　可以是很少的１０　量级，而高含硫　

煤可使ｓＯ　达到３０～４Ｏ　Ｌ／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ＮＯ　、烟尘、ＳＯ　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ＳＯ：催化氧化为ｓ０　，使烟气中ＳＯ，的　

浓度增加。ＳＯ　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ｓＯ　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ＳＯ　引起足够的重视。　

１燃煤烟气中ＳＯ　产生　

燃煤电站烟气中ＳＯ　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ＳＯ　，部分　

ＳＯ　进一步氧化成ＳＯ　；二是催化形成，在省煤器和　

基金项目：国家高技术研究发展计划（８６３计划）（２０１３ＡＡ０６５４０１）　ＳＣＲ脱硝过程中，烟气中部分ＳＯ　被烟气中的飞灰　

和ＳＣＲ催化剂催化氧化为ＳＯ　。　１．１煤燃烧过程中形成ＳＯ　

煤中硫大部分在燃烧过程中生成ＳＯ　，约０．５％　

～２％的ＳＯ　进一步被氧化成ＳＯ　。燃烧过程中产　

生的ＳＯ　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ＳＯ，浓度的主要因素，图１所示烟气中ＳＯ　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ＳＯ　生成率　。　５Ｏ　

４０　

３Ｏ　二　２０　∽　ｌＯ　

０　０　１　２　３　４　５　燃煤硫分／％　

图１燃煤硫分与烟气中ｓ０３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，ｓ０　与Ｏ：反应　

２１　２０１７年２月　电　力科技与　环保　第３３卷第１期　

生成ＳＯ　，这取决于ＳＯ：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ＳＯ　浓度降低，进一步证明了　管壁积灰对ＳＯ　的催化氧化作用。　

Ｖ　Ｏ　／ＴｉＯ：催化剂广泛应用于燃煤电站锅炉　ＳＣＲ烟气脱硝过程，而Ｖ　Ｏ　对ＳＯ　的氧化具有催　

化作用　叫　，其在脱除烟气中ＮＯ　的同时，将部分　

ＳＯ：催化氧化为ＳＯ，。在ＳＣＲ脱硝系统中，约０．５％　

～３％的ＳＯ：被催化氧化为ＳＯ，，取决于催化剂的类　型和运行工况。　研究表明，随着催化剂中Ｖ　Ｏ　含量的增加，　ＳＯ　的氧化率增加；随着反应温度的升高，ＳＯ　的氧　

化率逐渐增加　，图２显示了ＳＯ，氧化率随温度变　化的曲线，烟气温度降低１０％，ＳＯ：氧化率降低约　

３２０　３４０　３６０　３８０　４Ｏ０　烟气温度／℃　

图２　ＳＯ２氧化率随温度变化曲线　

２　Ｓｏ　对机组运行的影响　

２．１对烟气露点的影响　ＳＯ　对烟气露点有很大的影响　ｊ，图３表示的　

是烟气露点温度随ＳＯ。浓度变化的曲线，如图所示，　

酸露点在９５—１５０ｏＣ之间。当烟气温度低于酸露点　时，Ｓ０　易与烟气中的Ｈ：Ｏ反应生成气态的Ｈ　Ｓ０　，　

部分气态Ｈ：ＳＯ　冷凝形成液态Ｈ：ＳＯ　，冷凝速率取　决于温度及ＳＯ　的浓度。安装ＳＣＲ后，由于ＳＣＲ使　

ＳＯ　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。　

２２　图３酸露点与ＳＯ　浓度的关系　

２．２对ＳＣＲ的影响　在温度范围为２７５～３５０℃【７１，ＳＣＲ反应器中　

ＳＯ，可与ＮＨ　发生反应生成硫酸氢铵或硫酸铵，主　

要取决于ＳＯ　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　（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（３７５～４００ｏＣ［ｇ　Ｊ）；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、ＳＯ　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。　０　Ｌ　Ｌ　Ｌ　ｍ　ｍ　＼褂　辑　∞　％／索　５　

Ｏ　２０１７年　胡宇峰等：燃煤电站烟气中ｓＯ，对机组运行的影响及对策研究　第１期　

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　Ｓｏ　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，ＳＯ。易生成气态的Ｈ　Ｓ０　，加速与　

ＳＣＲ逃逸的氨反应。图５显示了ＳＯ　和ＮＨ　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ＳＯ，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３００　Ｍｗ机组中空预器压力损失大于２　ｋＰａ的　占３０％，空预器压力损失为１．２～２　ｋＰａ的占３５％，　空预器压力损失小于１．２　ｋＰａ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６００　ＭＷ机组空气预热器堵塞导致烟气侧　

阻力增加了１．５　ｋＰａ，一次风侧、二次风侧阻力增加　了０．５　ｋＰａ计算，在烟气量为２００００００ｍ　／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　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１　０５０万元。过于严重的空预器阻塞还有可能造　

成风机喘震和失速　…。　

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Ｓ０　浓度过高，过量的ＳＯ　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ＳＯ　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，ＳＯ　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ｓ０　浓度过高，随着ＳＯ　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ＳＯ，浓度较低时，由于ＳＯ　的冷凝大幅度　

降低粉尘的比电阻¨　，避免反电晕现象，可提高除　

尘效率，在ＳＯ　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ＳＯ　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ＳＯ　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ＳＯ　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，根据喷人吸收　

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　、ＭｇＯ、Ｎａ，ＣＯ　天然　

碱　等，如美国Ｍａｒｉｅｔｔａ电厂；湿式喷射选用的吸　

收剂为：ＮａＨＳＯ。（ＳＢＳ）、Ｍｇ（ＯＨ）　、Ｃａ（ＯＨ）　等，如　

美国Ｇａｖｉｎ电厂、Ｃｏｄａｎ公司¨　。　

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）　吸收剂可降低ＳＣＲ　

人口ＳＯ　浓度，并且缓解炉膛内壁结渣，但是对ＳＣＲ