金昌发电企业二厂粉煤灰中SO3浓度高原因分析与调整解决方案

2016年3月2日() | 打印内容 打印内容

  序言
  金昌二厂机组自投产以来,出现了粉煤灰中SO3浓度较高情况,在理论上进行了分析,为了更加准确地分析粉煤灰中SO3浓度高的原因,对#1机组进行了不同工况、不同煤种下的试验,并对粉煤灰和炉渣进行取样,对部分工况下的灰、渣样进行了化验分析,并确定了影响粉煤灰中SO3浓度高的因素,提出了调整措施并在机组运行中实施。
  一、粉煤灰中SO3浓度高理论原因分析
  1、SO3的生成机理
  烟气中SO3生成的机理极其复杂。一般以为一部分是在工艺生产过程中产生的,一部分是在烟道中产生的。
  (1)在工艺生产过程中,主要是原子氧的作用而生成SO3,而原子氧主要是在燃烧反应中形成的。如:
  CO+O2→CO2+O
  H+O2→OH+O
  这些原子氧很活泼,容易将SO2转化成SO3。另外,氧分子、二氧化碳及金属氧化物在炉子高温辐射下,其中一部分也会分解原子氧而使SO2转化成SO3。
  当压力一定时,SO2转化成SO3的平衡曲线如图1所示。

图1  SO2、SO3平衡状态

  从该图可以看出低温时对转化成SO3有利。在850℃以上的高温下,SO3几乎不产生。在温度相同时,压力升高会增加向SO3方面的转化。但实际上,因原子氧、三氧化硫触及飞灰的作用而变得更为复杂。
  在工艺生产过程中,如燃料中含有硫酸盐时,也会直接分解生成SO3。如重有色金属硫化矿火法冶炼时,所生成的高温烟气中含SO3一般占SO2的2%~6%。
  (2)在锅炉烟道中,在催化剂的作用下,烟气里的SO2有一部分会转化成SO3。锅炉烟气中常见的催化剂有三氧化二铁、三氧化二铝、五氧化二钒、二氧化硅、烟尘等。从图2可以看出,催化剂作用一般只发生在500℃~800℃之间,有利于SO2转化成SO3。其中三氧化二铁和烟尘对转化所起的影响最为显著。因工业炉使用的原料和燃料不同,以及工艺过程的不同,烟气中二氧化硫转化成三氧化硫的转化率也是不同的。对于化工过程来说,转化率一般为3.2%~8.7%,对于重有色冶金来说,转化率一般为6%~10%。为了考虑锅炉的安全,在计算烟气的酸露点温度时推荐采用10%的转化率。

图2 在各种催化物质的作用下SO2转化成SO3与温度的关系
X—Fe2O3;O—烟尘;□—SiO2;△—Al2O3

  2、粉煤灰中的一部分SO3来自碱金属硫酸盐及硫酸镁等可溶性盐,另一部分SO3来自硫化铁及硫化钙。而硫在煤中存在的状态有很多种,但大体可分为两大类,即有机硫和无机硫。有机硫—般是由植物本体所生成,它均匀地分布并构成煤的一部分。燃烧时,这种硫一部分变成气体逸出,另一部分和其他矿物质一起残留在灰分中。 无机硫分两种:一种是硫酸盐中所含的硫,这种硫不能燃烧,全部残留在灰分里;另一种是硫和金属的化合物,这种硫也能燃烧,它和有机硫统称“可燃硫”。 硫燃烧后生成SO2及SO3,它们极易与烟气中的水蒸气化合成蒸气。当遇到低于露点的金属壁面时就会凝结在上面,对金属起腐蚀作用。开始发生凝结的温度称为酸露点。煤中含硫量的多少直接影响烟气露点的数值。含硫越多,烟气中浓度越高,酸露点提高。为了减轻尾部受热面的低温腐蚀,必须提高排烟温度,从而导致排烟热损失增加、热效率下降、发电成本增加。
  3、金昌发电企业一厂与二厂设计燃料特性对比表:

  

符 号

单 位

设计煤种

校核煤种()

校核煤种()

一厂

二厂

一厂

二厂

一厂

二厂

收到基全水分

Mt

%

15.3

14.3

11.5

16.9

12

16

空干基水分

Mad

%

10.03

4.29

9.4

4.52

9.68

3.58

收到基灰分

Aar

%

15.58

23.67

26.61

23.45

13.37

11.3

可燃基挥发分

Vdaf

%

33.93

35.74

34.55

41.96

35.31

37.22

高位发热量

Qgr.ar

MJ/kg

20.99

20.11

19.01

18.28

23.3

23.11

低位发热量

Qnet.ar

MJ/kg

19.98

19.14

18.11

17.19

22.27

22

Car

%

54.47

50.78

48.9

45.19

59.81

58.78

Har

%

2.91

3.1

2.83

3.12

3.36

3.57

Oar

%

10.87

6.3

8.48

9.1

10.16

8.61

Nar

%

0.52

0.73

0.51

0.92

0.62

0.96

全硫

St.ar

%

0.35

1.12

1.17

1.32

0.68

0.78

哈氏可磨指数

HGI

 

69

79

68

68

58

58

灰变形温度

DT

1130

1110

1180

1080

1150

1320

灰软化温度

ST

1150

1130

1210

1100

1160

1340

灰熔化温度

FT

1170

1150

1230

1140

1180

1370

灰成份

 

 

 

 

 

 

 

 

二氧化硅

SiO2

%

41.83

41.48

59.04

47.37

53.85

50.32

三氧化二铝

Al2O3

%

20.57

20.57

16.88

23.61

15.01

23.59

三氧化二铁

Fe2O3

%

14.65

14.65

7.21

13.63

10.85

8.05

氧化钙

CaO

%

9.74

9.78

6.01

3.45

5.87

10.62

氧化镁

MgO

%

4.84

4.48

1.84

2.04

1.78

1.32

氧化钠

Na2O

%

0.45

0.45

0.44

0.74

0.46

0.43

氧化钾

K2O

%

1.64

2.2

1.08

0.63

1.1

1.09

二氧化钛

TiO2

%

1.68

1.68

1.2

0.94

1.62

0.58

三氧化硫

SO3

%

3.98

3.98

5.68

4.58

8.97

3.45

二氧化锰

MnO2

%

0.017

0.017

0.014

0.08

0.015

0.008

 

  根据燃料特性对比表看出,在设计煤种时,全硫含量二厂较一厂高出0.77%;而灰成分中SO3浓度均为3.98%,校核煤种下全硫含量二厂均高于一厂,二厂为1.32%和0.78%,一厂为1.17%和0.68%,灰成分中SO3浓度相差大,二厂为4.58%和3.45%,一厂为5.68%和8.97%。

  4、为防止锅炉结焦、适应宽煤种以及低氮燃烧,二厂锅炉炉膛断面在设计上大于一厂锅炉炉膛断面约10平方米。二次风喷口较一厂多出14层,炉膛内二次风量分布距离大,燃烧区域呈富氧区,导致SO3生成量增加,其中一部分SO3和其他矿物质一起残留在灰分中,最终使粉煤灰中SO3浓度增大。

  5、二厂#1锅炉运行以来,排烟温度一直偏低于设计温度10℃左右,(修正前129.4℃),炉膛出口温度在700℃以下。从图1中分析判断,SO2转化成SO3的比例增加,并与烟气中的水蒸汽结合生成硫酸蒸汽,且能显著地提高烟气的露点温度,在低温金属表面上凝结形成硫酸溶液,与碱性灰反应,也与金属反应,因而产生腐蚀。其中一部分SO3与碱性灰一起积存在粉煤灰中,导致粉煤灰中SO3浓度增大。

  6、金昌发电企业一、二厂相同负荷下部分参数对比表:

项  目

单位

二厂

一厂

二厂

一厂

二厂

一厂

二厂

一厂

负荷

MW

180

200

250

300

炉膛两侧出口烟温

589/578

570/613

624/606

650/664 

651/ 652

720/740 

714/ 709

780/ 769 

氧量

%

4.5-5.5

3.3-3.6

3.8-4.5

3.5-4.0 

3.2- 4.2

3.5-4.0 

2.8- 3.5

2.5- 3.2 

飞灰可燃物

%

<3.0 

3-5

1.36

<3.0 

1.83

<3.0 

<3.0

<3.0 

排烟温度

98- 102

131- 127 

109-120

133- 135 

120- 125

148- 152 

128- 130

155- 158 

煤粉细度

%

23

20 

23

20 

23

20 

23

20 

磨煤机运行台数

2

2 

3

2 

3

3 

3

3 

    上表分析:在相同负荷下,二厂锅炉排烟温度均低于一厂锅炉排烟温度。主要原因为二厂排渣系统为湿式捞渣机,炉底漏风较小;而一厂工程为干除渣系统,炉底漏风较大。在相同条件下,一厂锅炉排烟温度较高。

  炉膛出口温度比较:在相同负荷下,二厂锅炉炉膛出口温度均低于一厂,在较高负荷下(>250MW),二厂锅炉炉膛出口温度较一厂锅炉炉膛出口温度平均低70-80℃。依据SO2转化成SO3的平衡曲线,仅炉膛出口温度条件分析判断,二厂锅炉烟气中SO2转化成SO3的概率较一厂高出20%左右。烟气中的SO3浓度高于一厂,粉煤灰中SO3浓度较一厂高。

  二、试验数据与结果分析

  1、试验数据(SO3浓度、渣样水分值为化验结果)

配煤方式一:A1、B1、C2鲁中,A2、B2、C1华盛

脱硝吹灰方式

负荷MW

主汽压力(Mpa)

入炉煤加权硫份(%)

屏再出口烟温(℃)

氧量(%)

空预器入口烟温(℃)

排烟温度(℃)

原烟气含硫量(mg/Nm3)

SO3(%)

渣样水分(%)

A

B

 

A

B

A

B

 

灰1

 

投入

205

12.31

0.69

552.6

626.1

3.38

344.4

350.7

107.8

115.2

3197.6

0.75 

 

 

不投入

206

12.17

0.73

608.1

589.9

3.32

342.4

347.5

117.2

102.7

3284.24

2.42

1.19

27.6

不投入

207

12.89

0.71

584.6

587.3

3.61

342.5

347.7

111.4

115.1

2959.22

 

 

 

投入

204

12.9

0.71

570.5

595.6

3.5

346.6

349.8

111.2

114.4

3156

 

0.92

26.4

投入

204

12

0.75

585.5

591.2

5.1

352.5

353.8

111.7

109.4

2811

2.09

 

 

投入

253

14.6

0.73

641.4

623.3

3.5

369.7

370.7

133.8

109.1

3021.75

0.82 

 

 

不投入

252

14.8

0.77

672.8

650.1

3.4

366.5

368.0

114.5

112.2

3084.1

 

 

 

不投入

254

14.5

0.76

669.6

645.7

5.5

382.4

382.5

115.1

111.6

2563

 

 

 

投入

253

15

0.76

657.8

644

5.3

377.6

376.6

115.4

115.4

2630

 

 

 

不投入

330

15.8

0.81

712.4

715.2

3.5

396.8

399.2

128.6

129.3

2587

1.92 0.78

0.79

28.8

投入

331

15.6

0.8

710.1

717.4

3.4

395.7

398.7

126.4

127

2619

3.02

1.89

29.6

不投入

330

15.6

0.81

702

706

5.65

414.3

416.1

125.4

126.8

2413

1.92

 

 

投入

330

16.2

0.81

707

711

5.45

403

404

124.9

127.3

 

3.03

 

 

 

配煤方式二:A1、B1黑山、C1金生,A2、B2、C2华盛

脱硝吹灰方式

负荷MW

主汽压力Mpa

入炉煤加权硫份%

屏再出口烟温℃

氧量%

空预器入口烟温℃

排烟温度℃

原烟气含硫量mg/Nm3

SO3(%)

渣样水分(%)

A

B

 

A

B

A

B

 

灰1

 

投入

330

16.1

0.52

697.8

683.5

3.2

384.2

383.4

122.3

118.3

2014

2.13

0.78

 

1.92

27.8

不投入

330

16

0.51

696.6

674.4

3.3

380.9

378.7

124.8

121.8

2247

2.17

1.34

27.4

不投入

332

15.9

0.52

668

689.3

5.4

400.5

398.2

122.9

122.4

1842

0.98

 

 

投入

331

16.2

0.52

698

690.7

5.3

394.3

392.6

123.4

121.5

1918

2.07

 

 

投入

210

12.98

0.57

577

618

3.3

343.8

344.5

115.3

112.2

2347

1.01

2.16

28.8

不投入

210

12.57

0.58

553

606

3.4

343.8

345

115.6

112.3

2364

2

1.62

27.2

不投入

210

13.28

0.57

664

603

5.2

357.6

356

118.5

116.2

2062

1.11

 

 

投入

210

12.63

0.57

611

613

5.3

348.2

349.7

118

116

2018

2.32

 

 

投入

250

12.5

0.56

632.6

641.8

3.3

365.5

365.1

125.2

122.9

2128.77

 

 

 

不投入

255

12.71

0.57

648.5

644.5

3.4

368.9

370

122.5

120.7

2654

 

 

 

不投入

250

12.7

0.56

640.9

645.9

5.1

340.5

346.7

121.2

119.7

1954

 

 

 

投入

250

13.7

0.56

664.3

649

5

347.2

373.2

122.9

120.9

1996

 

 

 

  2、试验数据及粉煤灰化验结果综合分析:

  1)由于实验方案共26个工况,每个工况下取粉煤灰样2份,渣样1份。如将全部样进行化验,化验费用高,为降低化验费用,选择了具有代表性的4份粉煤灰样送至甘肃华晨检测技术有限企业进行化验;14份粉煤灰样、8份渣样送至金泥集团进行化验,化验结果偏差较大。为了对比化验结果的准确性,对同2份粉煤灰样(编号为#121、241)各送至两个企业进行化验,结果粉煤灰中SO3浓度相差较大,结果如下表:

配煤方式

负荷(MW)

氧量(%)

吹灰器

监测机构

SO3浓度(%)

配煤方式一

330

3.5

不投

甘肃华晨

0.78

金泥集团

1.92

配煤方式二

330

3.2

投入

甘肃华晨

0.78

金泥集团

2.13

 

 

 

 

  

  通过对甘肃华晨检测技术有限企业所化验的4份灰样结果分析,粉煤灰中SO3浓度均在0.82%以下,完全满足设计参数。而金泥集团所化验的14份粉煤灰样中SO3浓度变化较大,变化范围在0.98%—3.03%之间,满足设计、校核煤种下的参数。

  2)各因素对粉煤灰中SO3浓度的影响分析:

  通过试验数据和化验结果,综合分析出以下影响粉煤灰中SO3浓度的影响因素:

  (1)炉膛温度对粉煤灰中SO3浓度的影响

  在较低负荷(200MW)下,当炉膛温度从575℃升高至597℃时,粉煤灰中SO3浓度从2.0%降低至1.01%,降低趋势较为明显;在高负荷(330MW)下,炉膛温度从685℃升高至690℃时粉煤灰中SO3浓度从2.17%降低至2.13%,略有降低,降低幅度不明显。主要原因是:炉膛温度逐渐升高过程中,烟气中SO2转化成SO3的概率减小,烟气中SO3浓度逐渐降低,使得粉煤灰中SO3浓度降低。符合理论分析中炉膛温度对粉煤灰中SO3浓度的影响。

  (2)氧量对粉煤灰中SO3浓度的影响

  在低负荷(200MW)下,氧量在3%—3.5%时,SO3浓度为1.01%,氧量在5%—5.5%时,SO3浓度为2.32%,粉煤灰中SO3浓度随氧量增大而增加。而在高负荷(330MW)情况下,氧量在3%—3.5%时,SO3浓度为2.13%,氧量在5%—5.5%时,SO3浓度为2.17%,氧量增大对粉煤灰中SO3浓度影响较小。整体分析,氧量增大时,粉煤灰中SO3浓度也在升高。

    (3)脱硝吹灰对粉煤灰中SO3浓度的影响

  在炉内保持低氧量(3%—3.5%)运行情况下,脱硝吹灰器不投入时,粉煤灰中SO3浓度为1.92%,脱硝吹灰器投入时增大到3.02%,在较高氧量(5%—5.5%)运行情况下,脱硝吹灰器不投入时,粉煤灰中SO3浓度为1.92%,脱硝吹灰器投入时增大到3.03%。投入脱硝吹灰器,粉煤灰中SO3浓度明显升高。整体分析,在不同负荷下,投入脱硝吹灰器后,粉煤灰中SO3浓度较不投入吹灰器时升高在1%以上,影响较大。

  (4)入炉煤硫份对粉煤灰中SO3浓度的影响
  试验期间通过调整,在配煤方式一情况下,将各工况下入炉煤加权硫份调整在0.69%—0.81%,在配煤方式二情况下,将入炉煤加权硫份调整在0.51%—0.58%。通过各工况点灰样综合分析,入炉煤硫份升高0.1%,粉煤灰中SO3浓度将升高0.32%。
  三、降低粉煤灰中SO3浓度调整措施
  针对粉煤灰中SO3浓度偏高的原因,通过理论和试验数据综合分析,总结出锅炉调整中降低粉煤灰中SO3浓度的调整措施:
  1、根据入厂煤煤质指标,在制定日配煤计划时,根据负荷情况,科学合理地调整各煤种掺烧比例,严格控制入炉煤的硫份含量。
  2、根据负荷及NOx排放情况,严格实行《金昌二厂配煤掺烧与锅炉燃烧调整措施》中对各负荷下氧量的控制要求。见下表

负荷(MW)

200

250

280

300

330

总风量(t/h)

650-720

850-900

930-1050

1050-1150

1100-1180

氧量  (%)

3.5-4.0

3.2-3.8

3.0-3.5

2.8-3.5

2.8-3.5

 

   

  

  3、严格实行脱硝吹灰制度,在吹灰前充分进行疏水,按吹灰规定时间进行吹灰。在SCR系统正常运行情况下,减少吹灰次数。在投入脱硝吹灰时保持低限氧量运行。
  4、在不同煤种、不同负荷下,加强风量的调整,尤其是各二次风门的优化调整。调整中参考锅炉燃烧调整措施中各工况下二次风门的典型配风调整。
  5、在锅炉燃烧安全前提下,通过优化调整二次风门,提高炉膛火焰中心位置,以提高炉膛温度来降低粉煤灰中SO3浓度。

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来源(金昌发电企业) 编辑(刘 东 康登发 王德顺 张德虎) 阅读()
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