燃烧水煤浆与煤烟尘排放及其超细颗粒的研究

燃烧水煤浆与煤烟尘排放及其超细颗粒的研究 王秀月、王柱勇、何国锋、贾传凯 （国家水煤浆工程技术研究中心 北京 100013） 摘要：通过对燃烧水煤浆与煤烟尘排放特性的研究及其超细颗粒 PM10、PM2.5排 放实测结果的对比分析研究，得出结论：燃用水煤浆和煤粉锅炉相比，其烟尘浓度、 排放量是低的；PM10、PM2.5在烟气中所占比例比原煤略高，但总排放量是低的。 关键词：水煤浆、烟尘排放特性研究、超细颗粒实测和分析研究。 （作者简介：王秀月，北京，高级工程师，国家水煤浆工程技术研究中心） 水煤浆作为一种高效低污染排放的流体燃料，在我国工业锅炉、工业窑炉和 电站锅炉上已经得到了应用，取得了明显的经济和环保效益。但对水煤浆燃烧后烟气 中粉尘微细颗粒、尤其是 PM10、PM2.5的排放特性缺乏研究和实测，在一定程度上影 响了水煤浆的进一步推广应用。 一、燃烧水煤浆与煤的对比分析研究 1、燃料环保性分析 目前，不论是电站煤粉锅炉还是小型的链条炉，都存在着运输泄漏、储煤场地巨 大等问题，同时也造成一定的粉尘污染。而水煤浆是液态燃料，在燃烧之前其性质和 重油相似，而且在常温下可以自由流动，粘度为 1000±200mPa.s，可以实现运输全程 密闭无泄漏，没有粉尘污染；也不需要储煤场，目前都是采用存储罐。运输存储方便、 环保、安全。 2、燃烧中对比 水煤浆的燃烧原理与煤粉相似，但是水煤浆中含有 35%左右的水份，这就使得水 煤浆在燃烧时的炉膛温度比煤粉下降 150℃左右，实现了低温燃烧，有效的控制了 NOx 的生成和排放，据有关试验结果表明，水煤浆燃烧时 Nox的排放比煤粉低，参见图 1。 图 1 Nox排放对比 水煤浆燃烧过程中，由于水份蒸发的后期有结团现象，即形成内部空且多孔结构的 粒子，增大了比表面积。水煤浆燃烧后的烟尘飞灰平均直径如图 2所示。从图 2中可以 看出，水煤浆燃烧产生的烟尘飞灰尺寸明显大于细煤和粗煤。即因有结团现象，所产生 的烟尘飞灰平均直径通常大于燃煤。而颗粒越大，在大气中越易沉降，通过不同的除尘 方式也更易于除去它们，减少对大气的污染。 图 2 水煤浆、煤飞灰尺寸比较 3、烟气排放比较 水煤浆产品通常以精煤制成，其灰份含量比原煤要低得多，就烟尘的生成源来说， 水煤浆燃烧生产的烟尘会大大少于将原煤直接粉碎后的燃烧方式。和煤粉炉比较，水 煤浆的灰份较低，产生的烟尘总量应比煤粉炉少。 (1)、燃用水煤浆与煤粉锅炉的比较 表 1 燃用水煤浆与煤粉锅炉烟尘总量的理论分析： 燃料 类别 灰份 烟 气 总 容积 烟气中带走 飞灰的份额 过量空气 系数 烟尘初始浓度 （mg/Nm3） 煤粉 13% 7.5 0.9 1.3 12000 水煤浆 6% 7.0 0.85 1.3 5604 表 2 所测试的电厂锅炉烟尘排放数据： 除尘器前 除尘器后 名称 浓 度 mg/Nm3 排 放 量 kg/h 浓 度 mg/Nm3 排 放 量 kg/h 除尘效率 % 220T/h水煤浆 9260 2854 463 142.9 94.99（二电场） 220T/h煤粉 19686.9 7716.5 69.9 28.69 99.63（三电场） 从表 1、2 中可以看出，理论分析和实测数据是相吻合的，说明：类似 220T/H 锅 炉的烟尘初始排放浓度，煤粉是水煤浆锅炉的 2倍以上。 (2)、10T/h以下链条炉与水煤浆锅炉的比较 表 3 烟尘总量的理论分析： 燃料类别 灰份 烟气总 容积 烟气中带走 飞灰的份额 过量空气 系数 烟尘初始浓度 （mg/Nm3） 原煤（链条炉） 30% 7.5 15% 1.5 4000 水煤浆锅炉 6% 7.0 80% 1.4 4987 表 4 所测试工业锅炉烟尘排放数据： 除尘器前 除尘器后 企业名称 浓 度 mg/m3 排放量 kg/h 浓度 mg/m3 排 放 量 kg/h 除尘效率 % 6T/h水煤浆 492.9 4.29 169.8 1.49 65.27（非正常） 4T/h水煤浆 2034.0 (非正常) 10.65 15.1 0.11 98.97 20T/h链条炉 2053.9 (非正常) 89.01 148.7 4.37 95.09 从理论计算看，10T/h 以下水煤浆锅炉的烟尘初始浓度大于原煤（链条炉）；而实 测数据显示 20T/H链条炉烟尘初始浓度大于水煤浆炉，这是非正常情况，仅做参考。 (3)、对于除尘器后的烟尘排放浓度和排放量与除尘器的可收集性、除尘效率等有 很大关系。 有文献针对小型和工业电除尘器进行了研究，表 5 中示出了除尘效率的测量值， 对于小型电除尘器，燃水煤浆和燃油除尘器效率分别为 95.9％和 64.2％。对于工业电 除尘器，燃水煤浆时，三电场的除尘效率为 97.5％，六电场的则达到了 99.5％，而燃 油时则为 63.3％（二电场）。详见表 5，说明燃水煤浆比燃油、油煤粉混烧，电除尘效 率高。 表 5 小型电除尘器和工业电除尘器平均集尘效率数据 SCA m 2 /m 3 /s V KV J nA/cm 2 C1 mg/Nm 3 C2 mg/Nm 3 η % 小 型 电 除尘器 燃油 油，煤粉混烧 水煤浆 6 16 16 45 45 45 50 40 30 140 3050 6200 50 140 250 64.2 95.4 95.9 工 业 电 除尘器 燃油 水煤浆 水煤浆 41(2) 50(3) 80(6) 45 45 45 30 40 40 245 13000 13500 90 330 71 63.3 97.5 99.5 据有关文献报道，采用静电除尘技术收集水煤浆和煤粉烟尘的比较试验表明：水 煤浆烟尘的静电可收集性优于煤粉，水煤浆的烟尘可收集性（以水煤浆为准取值 100） 为 100、煤粉为 62—94，详见表 6所示。 表 6、 水煤浆和煤粉烟尘可收集性比较 4、烟气中 PM10、PM2.5分析 从总体上分析，水煤浆产品的平均粒径大约 50μm，比煤粉要稍细一些，而在燃 烧过程中，水煤浆存在着大量的结团燃烧、颗粒较大现象，所以烟气中粉尘的粒度分 布应与煤粉大致相同。图 3是水煤浆燃烧产生烟尘的粒度分布。 图 3 水煤浆燃烧烟尘的粒度分布 从图 3中可以看出，粒度小于 10μm的烟尘占 45％左右，重量百分比 50%相对应 的颗粒当量直径为 12μm左右，经计算细微颗粒的平均直径大约 18μm。 表 7 烟气中灰粒的平均直径 燃烧设备 燃料（不包括水煤浆） 平均直径（μm） 室燃炉，球磨机 所有燃料 13 室燃炉，中速磨 泥煤以外所有燃料 16 层燃炉 所有燃料 20 烟尘的可收集性 水煤浆 100 煤粉 94 水煤浆 100 煤粉 68 水煤浆 100 煤粉 62 烟气温度 ℃ 152 150 154 150 145 150 烟气湿度 v（%） 19.7 8.0 16.2 6.0 15.6 8.1 烟气和 烟尘特 性 颗粒平均直径（um） 21.3 13.5 15.9 16.6 17.9 13.0 从表 7 中可以看出，煤粉炉（室燃炉）和链条炉（层燃炉）的烟气中灰粒的平均 直径在 13-20µm之间，水煤浆烟气中灰粒的平均直径大约 18µm。所以可以得出这样的 结论：在烟气中的颗粒平均直径，水煤浆介于层燃炉和煤粉炉之间，比链条炉（层燃 炉）平均直径小，比煤粉炉（室燃炉）大。 二、 测试结果与分析 在 2003年 9-10月分别对燃用水煤浆、燃煤锅炉烟尘排放及烟气中 PM10、PM2.5 进行了实测，结果为表 2、4、8，并进行分析。 a) 220t/h锅炉燃用水煤浆和煤粉对比 从表 2中看出，单位容量烟尘浓度、排放量（除尘器前）燃煤都是水煤浆的 2倍以 上，只是经除尘器后水煤浆的粉尘浓度、排放量大于燃煤。这是由于其静电除尘设备原 选型时，就仅为二电场，经过 5年左右的时间现在，除尘效率更低了，本次测试效率仅 为 94.99%太低。若使用中除尘器效率提高到与燃煤的一样为 99.6%，经计算除尘后： 燃用水煤浆的粉尘排放浓度为 37mg/m3，排放量为 11.42kg/h，燃煤是水煤浆的 1.89-2.5 倍，当然要达此数据就要相应的改进除尘设备、提高除尘效率。 2、 4t/h、6t/h水煤浆锅炉和 20t/h链条燃煤锅炉相比（见表 4） 单位容量烟尘排放量（除尘器前）原煤是水煤浆的 2倍左右或更高。经除尘后，除 尘效率低（65.27%）的 6t/h水煤浆锅炉烟尘排放浓度高于 20t/h燃煤锅炉，但除尘效率 高（98.97%）的 4t/h水煤浆锅炉，烟尘排放浓度低于 20t/h燃煤锅炉。而 6t/h水煤浆锅 炉的除尘效率太低（65.27），如果提高到 90%左右时，其排尘浓度为 49.29mg/m3，低于 20t/h燃煤锅炉 3倍。另外，4t/h、6t/h水煤浆锅炉属悬浮燃烧，20t/h链条炉属层燃，其 燃烧方式不同，除尘器前入口含尘浓度应明显少于水煤浆炉 2 倍以上（相同灰份煤质 时），但从表 4中并未体现。 3、烟气排放中 PM10、PM2.5含量分析 监测地点 PM10尘体积/总尘体积 % PM2.5尘体积/总尘体积 % 备注 220T/H水煤浆炉 67.43（除尘效率 94.99%） 25.04 粒 径 分 表 8 烟 气中 PM10、PM2.5检测结果 从检测结果看，水煤浆锅炉 PM10、PM2.5在总粉尘中所占总尘体积白分比稍高一 点，但是在除尘效率大约 95%时的数据、比链条炉高。如提高除尘效率水煤浆和煤粉 相同 99.6%，经计算即同容量（220T/H）锅炉 PM10、PM2.5的排放：燃煤粉是水煤浆 的 2.1倍，即燃用水煤浆总排放量比煤粉炉是少的。 三、 结论： 1、燃料环保性：水煤浆在制备、运输、存储上比煤粉和原煤要方便、安全、环保， 在使用之前不存在污染问题；水煤浆燃烧本身就是低温燃烧技术，可以有效的控制 NOx 的生成和排放。燃烧后产生的烟尘浓度中，水煤浆介于煤粉和原煤之间，稍高于燃用 原煤的链条炉，煤粉锅炉是水煤浆的 2倍。 2、由于水煤浆燃烧有结团、飞灰尺寸比煤粉大等特点，即颗粒越大，除尘器更易 于除去。燃用水煤浆比燃油、油煤粉混烧，电除尘效率高；水煤浆的静电可收集性优 于煤粉。 3、据监测数据：在除尘器锅炉烟尘浓度、排放量，燃煤是水煤浆的 2倍左右；在 除尘器后烟气的排放浓度、排放量和除尘效率成反比；若两者除尘效率相同，燃煤是 水煤浆的 2倍以上。就目前的除尘设备效率，燃用水煤浆均能达到当地环保要求。 4、在水煤浆锅炉的烟气排放中，细微颗粒 PM10、PM2.5 的单位容量总尘体积百 分比略高于链条炉和煤粉炉；在除尘效率相同时，同容量燃用煤粉的锅炉是水煤浆的 2 倍以上，即水煤浆总排放量是低的。当然，要取得更准确的结论，还需做进一步的检测 和研究工作。 220T/H煤粉炉 65.84（除尘效率 99.63%） 21.59 20T/h链条炉 44.76（除尘效率 95.09%） 18.60 析仪 燕化动力事业部三电站 220t/h水煤浆锅炉 刘新建 陈立国 北京燕山石油化工有限公司动力事业部第三热电站 一、动力事业部简介 北京燕山石油化工有限公司动力事业部是隶属于中国石油化工集团燕山石化有限 公司的一个大型动力企业，地处北京西南的房山区，距北京市区 40公里，共有员工 1600 多人。主要组成有：一个供电所、三个供水车间、三个热电站等七个生产车间；质量检 测中心、仪表计量中心、管网车间、水电汽管理所等四个辅助生产车间；以及锅炉、汽 机、电气、供水、综合五个检修车间和一个安装公司。其负责着燕化公司的全部供水、 转供电任务和大部分生产、生活用汽供应。共拥有 220kv变电站 2个、110kv变电站 4 个，120t/h中压燃油（燃气）锅炉 9台，75t/h高压燃油锅炉 2台和 220t/h水煤浆锅炉 1 台，以及 25MW纯凝、抽凝、抽背机组各一台和 12MW背压机组 4台。全年合计燃用 渣油近 20万吨，天然气 1亿立方米，水煤浆 22万吨，年发电量近 3亿 kw·h，转供电 18亿 kw·h，产汽 450万吨。 二、第三热电站 第三热电站为动力事业部一个重要的生产车间，于 1990年开始建设，最早是为化 工三厂间甲酚装置配备的一个动力站，有 2 台 WG—75/9.8—2 型燃油锅炉及相应的水 处理和电气配套设施。近几年逐步建成投产了两台 25Mw 汽轮机组（一台抽凝、一台 抽背）和一台 220t/h水煤浆锅炉，现有职工 160人，设有汽机、锅炉、电气、化学水四 个专业工段和一个烟气脱硫班组，使之成为了燕化东区的一个重要的热力负荷中心，主 要负责着化工一厂、化学品事业部、聚丙烯事业部的部分生产用汽和燕化东区的大部分 生活用汽。 三、220t/h水煤浆锅炉 CNG—220/9.8—MY 脱硫型水煤浆锅炉是中日两国合作清洁煤技术（CCF）领域 中的绿色援助（GAP）示范项目，是在国家计委和日本新能源·产业技术综合开发 机构（NEDO）的领导下，由燕化公司和日本煤炭利用综合中心（CCUJ）负责实施完成的。 此锅炉为国内首台专门为燃用脱硫型水煤浆而建设的工业锅炉。工程总投资约为 1.35 亿，中方投资 8500万元，日方援助设备价值 5000万元（包括脱硫型水煤浆制备、输送 系统，除尘除灰系统，DCS控制系统，燃烧器等）。工程由北京煤炭院负责设计， 于 1999年 1月破土动工，2000年 1月 6日安装完毕，一次投油点火成功，3月 19日试 烧水煤浆成功。 水煤浆锅炉主体由杭州锅炉厂设计制造，高 43米，炉膛尺寸为 7×7×34m，设计 燃浆量为 36t/h。锅炉燃烧器采用前墙布置，共 10只，分为 5层布置，每层两支。最上 层两只为杭州锅炉厂制造的重油燃烧器，为锅炉专烧重油时提高烟气温度设置（后来运 行中一直未投用）。另外 8只均为日本国巴布科克·日立（BABCOCK—HITACHIK·K） 公司制造，燃烧器为旋流配风、蒸汽雾化，其采用了较大的一次配风伞（稳燃器），专 为燃用水煤浆设计，但同时也可以燃用重油，还可以进行短时间的油、浆混烧。锅炉设 计的燃烧工况为 10%的重油支持燃烧，90%燃用脱硫型水煤浆。 水煤浆锅炉自 2000年 3月 19日投入水煤浆，经过近 1个月的调试，基本上获得 了稳定、连续的水煤浆火焰。但日立公司制造的单级蒸汽雾化水煤浆喷嘴存在着负荷不 易调整，浆压和雾化汽压互相影响、达不到额定负荷（4.5t/h）、雾化效果差、燃烧不完 全等问题，使得锅炉炉底落渣及飞灰的可燃物含量分别达到了 80%和 30%，严重影响 锅炉燃烧效率。另外，其单支喷嘴的出力最多只能达到 3.5 t/h，超过此值时，雾化效果 变差，火焰出现跳动，甚至脱火。在北京煤炭设计院的帮助下，对其喷嘴结构加以改造， 增加了二级雾化，随后经过近半年的试验、改进，最后确定的水煤浆喷嘴有效地解决了 日立公司喷嘴存在的问题，使得负荷调整更加容易、准确，增强了雾化效果，改善了燃 烧，而且单支喷嘴的燃浆量达到了 5 t/h，落渣和飞灰的可燃物含量分别降到了 10%和 5%以下，灰渣总量也大大减少。 四、水煤浆的燃烧及系统运行 经过 2000年近一年的调整、试运，系统不断完善和运行工人技术经验的掌握，使 得水煤浆的燃烧和锅炉稳定运行已不存在问题。锅炉燃烧效率达到了 99%，热效率接近 90%。四年来，三电站曾先后燃用多家的不同煤种、不同工艺、不同质量的水煤浆，包 括：大同汇海水煤浆厂、邢台东庞矿水煤浆厂、京西门头沟水煤浆示范厂和燕化新东方 水煤浆厂的水煤浆 ，累计用水煤浆已 70多万吨，实现节油 30多万吨。 现水煤浆锅炉在负荷接近 50%，烟气温度在 650℃时，便可以安全投入水煤浆（原 设计需要重油将锅炉负荷提到 60%时投浆），而且在锅炉 50%—60%负荷时可以做到水 煤浆稳定、安全的燃烧，还实现了无支持燃料情况下的全烧浆。 锅炉在正常运行情况下的参数见表： 项目 数值 水煤浆温度 40~60℃ 水煤浆压力 1.0~1.3MPa 单支水煤浆喷嘴量 3.5~5.0t/h 雾化蒸汽压力 0.9~1.1MPa 雾化蒸汽温度 220~260℃ 雾化蒸汽量（与浆量比） ≈13% 热风温度 350℃ 水煤浆燃烧温度 1200~1400℃ 炉膛出口温度 750~950℃ 炉膛出口含氧量 4%~5% 锅炉排烟温度 120~145℃ 在水煤浆锅炉运行的四年多里，我们发现水煤浆的质量对锅炉的燃烧与设备系统 的运行起着至关重要的作用。 1、粘度 对液体燃料，其粘度的大小直接影响着喷嘴雾化质量，决定着燃烧是否充分。三 电站曾先后燃用邢台东庞、大同汇海、京西门头沟及燕化新东方水煤浆，其粘度也从 400mpa.s-1到 1400 mpa.s-1不等。运行表明，三电站水煤浆锅炉燃烧器及喷嘴对水煤浆粘 度的适应性比较高，从 400 mpa.s-1到 1200 mpa.s-1粘度范围内变化的水煤浆对锅炉燃烧 工况的影响很小，只有当粘度达到 1400 mpa.s-1以上的浆才会使燃烧发生恶化。相对而 言，高粘度水煤浆对于泵的输送影响较大，会使水煤浆泵的流量显著减少，磨损加剧， 电耗增加。 2、浓度 四年来三电站所燃用的水煤浆浓度从 62%—67%不等，从理论上讲浓度越高的水 煤浆，其所含水份少因而蒸发吸收热量少，使之能够在短时间内迅速着火，稳定、充分 燃烧。事实也正是如此，低浓度水煤浆，尤其是低于 62%浓度的水煤浆会使火焰发生脉 动，炉膛温度降低。另外，浓度过低的水煤浆会明显加速水煤浆喷嘴的磨损，这在锅炉 实际运行中被多次证明。分析原因，可能是因所含水份增加，在喷嘴内与高温雾化蒸汽 混合扩容后使体积大幅膨胀而造成流速增加，冲刷磨损加剧。 3、挥发份 在水煤浆锅炉调试初期，由于日立公司制造的喷嘴雾化效果差，水煤浆不易充分 燃烧，所以希望多采用挥发性较高的邢台东庞浆，因其挥发份高达 34%（精煤干基成分）， 容易迅速着火。喷嘴改造完成后的运行情况表明，水煤浆的燃烧完全与否对其挥发份的 要求不是很高，原煤挥发份在 28%以上的水煤浆均可在锅炉内稳定充分燃烧。 4、灰分 最初的水煤浆锅炉燃烧调试中并未发现水煤浆中的灰分对燃烧及设备系统运行有 何显著影响。但在近两年的锅炉运行中发现，随着水煤浆中灰份的增加（由最初调试时 的 5%到后来的 10%），燃烧会发生明显恶化。火焰温度下降，锅炉排烟温度升高，负 荷下降，飞灰和落渣大量增加，其中可燃物含量升高。另外，由于灰分增加也造成了卸 浆泵、供浆泵、喷嘴等磨损迅速加剧，水煤浆的稳定性大大降低，使得贮罐、供浆管道 内的沉淀加速，大大增加了检、维修的工作量。 5、杂质 水煤浆在加工和运输过程中不同程度会地混入杂质和大颗粒（一般指直径大于 700μm以上的物质）。运行中发现的水煤浆杂质主要有：麻布条、塑料布、木棍、编织 袋纤维、手套、塑料筒碎片、木质纤维、原煤或矸石大颗粒、橡胶颗粒。这些杂质堵在 加热器、过滤器及喷嘴处，给系统运行及燃烧带来了诸多问题。近两年虽然各家浆厂对 水煤浆杂质的问题提高了重视程度，杂质的数量大幅减少，但煤的大颗粒、橡胶颗粒、 木纤维等仍然存在，这些杂质堵在喷嘴处，造成堵塞喷嘴本身的雾化质量降低、出力减 少，同时在发现、更换枪不及时的情况下也会使其它喷嘴的负荷超出额定值，而造成锅 炉燃烧的整体恶化。水煤浆系统上使用的在线过滤器可以有效地过滤杂质，运行发现： 安装在泵出口正压运行，水煤浆流速较快的过滤器较容易发生阻塞，而安装在浆泵吸入 口，负压运行的过滤器则很少阻塞。 6、浆温 水煤浆在送到炉前燃烧器燃烧时要求加热到 40~60℃，通过长期的运行，我们发现 浆温在 40~60℃变化——甚至达到 65℃时，只对水煤浆泵的输送有着显著的影响（温度 越高泵的出力越大），对燃烧本身并未有明显的影响。 五、水煤浆系统运行中的常见问题 1、锅炉结焦、积灰 燃用水煤浆与燃油不同，锅炉尾部受热面的结焦及积灰问题非常突出，而且在水 煤浆燃烧不好时，其旋口的结渣也很严重。锅炉最初设计安装采用了蒸汽吹灰方式，几 乎起不到明显的吹灰效果。2000年底至 2001年初运行 5个月的时间里，排烟温度曾达 到了 147℃而被迫停炉。小修中发现：过热器管壁和下部管排之间粘结了大量灰焦，而 且硬度很高，清理十分困难。在运行中炉膛和旋口部分也发生大块焦渣脱落砸坏炉底关 断门的情况。2001 年，经过对吹灰系统改造，采用了声波吹灰，起到了明显效果，炉 膛、旋口、过热器等处积灰结焦大幅减少锅炉最长的连续、稳定运行记录达到了 270 天，而且排烟温度正常。 2、水煤浆的贮存 水煤浆的贮存是系统运行中的一个难题，直接影响贮存时间的关键无疑是水煤 浆的稳定性。在三电站所使用过的四家水煤浆中，邢台东庞浆的稳定性最好，可以在完 全静止的条件下放置一个月而不发生沉淀，在有搅拌的情况下半年仍保持良好的流动 性。其它用大同煤制成的水煤浆完全静止状态下，在 10~15天内均会或多或少的出现软、 硬沉淀，最差的曾在静止一天内出现硬沉淀。从运行情况来看，水煤浆贮罐必须安装搅 拌器，而且采用立式搅拌，侧式搅拌对贮罐存浆几乎起不到任何作用，尤其是直径较大 的贮罐。我们认为，无论从何种意义上讲，水煤浆不宜长期贮存，一方面水煤浆极易发 生沉淀，而一旦发生沉淀不易清理；另一方面即使加装了搅拌器在短时间内不发生沉淀， 功率较大的搅拌器长时间运转也会使成本增加。为此，三电站除利用 5000m3贮罐储备 一星期用量的水煤浆外，基本采用即卸即烧的运行方式。 3、燃烧器及浆枪喷嘴 水煤浆着火困难、燃烧时间长，除要求较高的热风温度及蓄热能力较强的浇筑 旋口作为稳定点火源外，还要求燃烧器一、二次风合理匹配，并形成完整的、回流强度 合理的烟气回流区。（回流过强、燃烧重油时会烧毁燃烧器；回流过弱，燃用水煤浆时 会使回流区发散，不能起到预热混合效果）。此外水煤浆喷嘴除要求有良好的雾化特性， 调节特性外，还要求有良好的耐磨性，日立公司提供的喷嘴耐磨件（主要是枪头小瓷环、 防撞击片、喉部套管）可正常使用 6000~8000小时，但其价格昂贵，采购困难，在寻求 国产化后、现定型使用的喷嘴耐磨件随水煤浆质量及使用情况的不同，其寿命基本在 1500~1000小时之间。另外，水煤浆喷嘴处部分金属部件的磨损情况同样是一个值得注 意的问题。 4、水煤浆输送中的泵与管道 三电站水煤浆系统中无论是卸浆泵、输浆泵还是炉前供浆泵均采用的是单螺杆 泵，其橡胶静子的耐磨性能同样是浆系统运行中的关键。三电站最初安装使用的均是日 方提供的日本国小坂研究所生产的单螺杆泵，电机为变频调速电机。其静、转子的使用 寿命均达到或超过了 4000~5000小时。而国产化替代后前期的螺杆泵（西安螺杆泵）静、 转子使用寿命也能在 2000小时左右。但随着近两年水煤浆中灰分的增加及螺杆泵静子 橡胶质量的下降，其使用寿命越来越短，最短的卸浆泵及炉前供浆泵静子曾在安装运行 后 500 小时就出现了严重磨损，流量下降。2003 年底，在寻找替代产品过程中，使用 了杭州兴龙泵业公司的产品，两台卸浆泵已经使用 1500小时，流量未见明显变化，效 果不错。运行实践表明水煤浆泵若要有效减少磨损，增加使用寿命，则应采用大流量、 低转速，设计、选型时要考虑留够裕量，电机最好采用变频调速，根据工况调节。另外， 对于炉前供浆泵，因其直接为燃烧器提供燃料，为确保锅炉稳定，减少浆压脉动，最好 采用两台以上并联方式运行。 对于水煤浆管道，最初安装时考虑到磨损的原因，设计流速均较低，但这几年运行 实际情况表明，水煤浆对管道的磨损微乎其微，包括与水煤浆枪相连的流速较高的管道， 其磨损程度也是可以接受的，甚至水煤浆枪内将套管也将近三年才更换一支。相反，管 道内较低的水煤浆流速，造成了管道内水煤浆的沉淀加快，堵塞严重。沉淀、堵塞比较 严重的炉前供浆泵出入口管，流量 14m3，管道直径 219mm，有时运行不到一个月，内 部流通面积便缩小到不到 50mm，随着浆泵磨损，出力变小，沉淀会更加剧，最小流通 面积甚至会减少到十几毫米，而被迫停浆清理。因此，水煤浆管道的设计流速应采用宜 高不宜低的原则，而且尽量减少弯头、变径等部件，运行中尽量减少或避免管道内水煤 浆静止情况的发生。事实上从检修角度来看，更换一段磨损严重的管道，远比清理、疏 通一段堵死的管道工作量要小得多，而且清理、冲洗管道的污水排放即是对水资源的一 种浪费，也是一个环保难题。 六、环境保护 水煤浆作为一种洁净煤燃烧技术，与直接燃用煤粉相比有着占地小、清洁、污染物 少的特点，但随着近两年人们环保意识的提高，其产生的污染物同样不可小视。总的来 说，燃用水煤浆所产生的污染物主要有：炉底渣、电除尘灰、捞渣机和冲洗管道等黑水， 烟气中的 SO2、烟尘、NOX 等。三电站近两年在环保方面下大力气投入，使得水煤浆 锅炉的污染物排放均达到或超过了北京市严格的环保标准。 1、炉底渣 锅炉炉底渣含量占燃料总量的 1%~2%之间，在燃烧状态好时其基本呈黄褐色；较 差时呈黑色，可燃物含量较高。锅炉采用机械式除渣，由螺旋输送机送至厂房外，拉到 砖厂，作为烧砖的内燃添加物。 2、飞灰 飞灰占燃料总量的 5%~8%，电站最初采用两级电除尘，烟气中飞灰的含量可控制 在 60mg/Nm3以下，但由于近两年北京环保标准逐步提高，按要求本台锅炉的烟尘排放 在 2003年 11月和 2005年 11月分别要达到 50 mg/Nm3和 30 mg/Nm3以下。因此，三电 站在 2003年 7月又增加了一级电除尘，现锅炉烟尘排放基本控制在 30 mg/Nm3左右。 电除尘灰由正压气力输送至远离设备现场的灰库，再用罐车拉到水泥厂作水泥添加物。 3、污水 水煤浆锅炉污水主要来自捞渣机冷却用水和水煤浆系统、管道检修冲洗用水。电站 建有一个总容量为 200m3的污水沉淀池，捞渣机冷却水循环使用，在检修工作量少时， 其污水呈负增长，定期添加即可。同时，电站还建有一套污水絮凝处理装置，在检修黑 水量多时，可通过絮凝处理装置，将污水净化成清水，循环使用或合格排放。 4、二氧化硫 三电站水煤浆原设计燃用脱硫型水煤浆，即在水煤浆中加入脱硫剂，主要是 CaCO3 或 Ca(OH)2，使之在炉内燃烧与 SO2反应生成 CaSO4，从而起到固硫作用。但因炉膛温 度较高，逆反应强烈，所以脱硫效果不明显，几次试验脱硫率均未超过 50%。同时，由 于 CaCO3 比重较大，加之研磨的粒度不够，造成了水煤浆系统的沉淀与阻塞，影响了 锅炉的运行，Ca(OH)2也同样由于杂质问题在实验中影响了锅炉运行，因此炉内脱硫计 划被搁置。近两年北京市提出对工业锅炉 SO2排放严格控制，尤其在 2005年 11月以后 要达到小于 150 mg/Nm3的标准。而水煤浆锅炉在没有脱硫设施的情况下，烟气中的 SO2 含量根据水煤浆含硫量的不同在 800~1300 mg/Nm3之间，严重超标。为此，2003 年 8 月，三电站建成并投用了水煤浆锅炉烟气脱硫治理装置，使用 Ca(OH)2作固硫剂，与烟 气中的 SO2 接触反应生成石膏，使得现三电站水煤浆锅炉 SO2 排放值基本控制在 100mg/Nm3以下。 以垃圾为燃料的分布式能源技术 ------水煤浆技术提升城市垃圾处理水平 刘世义 内容摘要：本文通过对以垃圾为燃料的分布式能源技术的简明阐述，指出城市垃圾 水煤浆技术加工利用为工业园区及城市社区分布式能源提供了更广阔的商用空间。变垃 圾为燃料的分布式能源技术（特别是具有能量—资源利用合理、环保性能优良、热、电、 冷负荷分配灵活等优势的热、电、冷联产联供），以其低廉的燃料代价、合理的燃料结 构、先进的用能方式，正在成为加速我国“生态企业”、“生态工业园”以及城市现代 化的重要推动力！ 水 煤 浆 技 术 资源/能源/环境一体化系统要求遵循生态学规律，合理利用自然资源和环境容量， 将清洁生产与垃圾利用融为一体，使经济系统和谐地纳入到自然生态系统的物质循环过 程中，实现经济活动的生态化。其原则是“再利用、再循环”，其根本目标是要求人们 在经济过程中系统地避免或减少垃圾，实现低污染或零污染。生态企业是这个系统的“小 循环”；生态工业园是“中循环”；生态城市是“大循环”。 现代科学的发展正日益呈现出整体化的趋势，在不同的科学技术之间出现一种将它 们联系起来的“中间技术或综合性技术”。就像把煤炭同管道输送、雾化燃烧等技术联 系起来，水煤浆技术的“中间或综合”作用可将高水分、多成分且热值波动的垃圾，加 工成质量稳定、燃烧充分的高品质的生物质水煤浆、生物质型煤等新型燃料，变垃圾直 接焚烧为垃圾加工利用，如同散煤燃烧向洁净煤技术发展一样，促使垃圾发电燃料结构 的改变和用能方式的改进。目的在于提高能源效率与控制二次污染的双赢；在于促进污 水处理、垃圾焚烧两要素结合成有机整体。进而产生全新的功能，并形成系统的新质， 即资源/能源/环境一体化的“污水处理—煤浆制备—垃圾发电”生态产业模式。 正如图 1所示，在生态工业园区内，各家工厂以能源、水和垃圾的形式进行物质交 换。例如，污水处理厂处理园区内所有污水，并向制浆厂提供制浆用污泥和废水，同时 又向其它工厂提供合格中水；燃浆热电厂向用户供给热能与电力，而热电厂灰渣又提供 给污水处理厂，用做污水净化处理时的吸附滤料；生态工业 园内的废液和废物则直接供给制浆厂，用做煤浆制备原料。正是由于水煤浆技术的介入， 进而形成一个资源梯级利用、物质能量闭环流动的工业生态系统。该系统的物流中没有 废物概念，只有资源概念，各环节实现了充分的资源共享，变污染负效益为资源正效益。 垃圾发电的发展 从生态角度看，垃圾是一种污染源。而从资源角度看，垃圾确是地球上唯一正在增 长的资源，一种潜力巨大的“矿藏资源”。能源专家测算，2 吨城市垃圾焚烧所产生的 热量相当于 1吨煤燃烧的能量。 随着我国人民生活水平的提高，城市垃圾中无机物含量将大幅度下降，有机物、纸、 塑料等高热值废弃物成分逐渐上升，使之具备了能源化利用的可能而成为生物质型煤原 料。城市垃圾中的生物污泥、食物残渣等高水分有机废弃物则成为生物质水煤浆原料。 如果我国能将垃圾分类处理并充分有效地用于发电，每年将节省煤炭 5000～6000 万 吨。若将“垃圾代油”使用，燃烧 2吨生物质水煤浆产生的热量大约相当于 1吨重油， 其“资源效益”极为可观，会为企业带来巨大的经济效益。故此，垃圾发电，将是形成 分布式能源系统和电力生产“一次能源”多样性的重要内容。 垃圾发电，简单的讲，就是将垃圾做为一种特殊燃料，充分利用其热值加热锅炉产 生蒸汽，推动汽轮机发电。其核心部分是焚烧炉，在焚烧炉内采用生物质型煤、生物质 水煤浆，或可燃垃圾、生物质水煤浆混烧形式，将垃圾焚化。其优势为通过水煤浆技术 处理，变垃圾直接焚烧为加工利用，从而达到简化焚烧系统复杂性、提高燃烧效率和控 制二次污染的多重目的。 我国第一座垃圾发电厂是在深圳，采用日本三菱重工生产的两台炉排式垃圾焚烧 炉，日处理垃圾 150 吨，配置 500 千瓦的汽轮发电机组来发电供热。上海、天津等城 水 煤 浆 生 物 质 中 水 生 产 污 水 电能 污 水 、 电厂灰渣 循 环 和 电 能 污 水 处理 水煤浆 制备 燃煤浆 发电 工 厂 社 区 废 液 、 市也相继与法国、澳大利亚等国家合作建造垃圾发电厂。拟引进炉型多属马丁式链条炉 排层燃炉。对于热值较高的城市垃圾而言，这种选择无疑具有其科学性。但在处理热值 较低且变化范围较大的我国城市垃圾时，必然带来一定程度上的困难，甚至影响整个垃 圾发电厂运行。 发展适合我国国情的垃圾焚烧炉，实现设备国产化，达到低污染排放和高效率燃烧 是众多科研单位和设备供应商正在研究开发的课题。采用水煤浆技术处理垃圾正是顺应 了这一发展趋势，其主导思想可用图 1、图 2表达。 垃圾气化熔融技术 从技术发展看，垃圾的热解或气化熔融技术受到极大的关注。在高温高压下气化， 能将垃圾中的生物质完全转换成可燃气体。高温及较长的驻留时间甚至能摧毁最复杂的 有机化合物而产生可回收的综合性燃气。余灰中的无机成分被熔化及淬硬而形成有用的 建筑材料。 生物质水煤浆共气化技术，在垃圾的热分解或气化熔融方面综合优势明显。它把垃 圾的焚化和余灰的熔融（液态排渣）组合在一个流程中完成，具有如下优点： Œ 可用垃圾的燃烧热来使余灰熔融，基本无需外部热源。熔渣能固化重金属，可 有效地防治其迁移。  气化温度高达 1000～1300℃，可使二恶英类物质热解。而且，由于前期物质减 少，再合成的量也相应减少。 Ž 共气化，一是可弥补垃圾成分的不稳定。二是气化质量得以改善。 循环锅炉流化床混烧技术 从工艺角度看，垃圾发电技术的核心是燃烧问题，只有保证锅炉能稳定、充分清洁 地燃烧，才可能满足系统工艺要求；才可能实现垃圾的无害化、减量化以及资源化。对 于热值及成分多变的垃圾，一则，通过水煤浆技术加工，稳定其质量，提高其品质。二 则，突出循环流化床锅炉混烧具有的独特优势。尤其是在污染物控制方面，循环流化床 锅炉同时完善了燃烧与污染物祛除过程，简化了系统的复杂性，有效地降低了设备的初 投资。因此，采用循环流化床锅炉混烧方式，开发研制符合我国国情的国产化垃圾焚烧 炉是一条合理的技术路线。 对烟气中有害物质，特别是二恶英类物质二次污染防治措施，在整个垃圾焚烧系统 中占重要地位，它的成败直接影响到垃圾发电产业化的进程。而典型的防治措施一般包 括焚烧前加工、焚烧中混燃、焚烧后净化。流化床混烧技术采取三项措施，通过改善炉 内燃烧 状态，使其不产生二恶英类物质的前期物质。一是保持燃烧气体的充分滞留时 间（＞2s）；二是保持高的燃烧温度（＞850℃）；三是使燃烧气体形成扰动，达到气体 充分混合，实现完全燃烧， 抑制 CO 的生成，从而达到抑制二恶英类物质生成的目的 （二恶英类物质的发生量与CO的值成正比）。 垃圾焚烧系统采用复合流化—悬浮，型煤、煤浆混烧模式。在循环流化床锅炉的 侧壁加装水煤浆燃烧器，并使燃烧器的火焰射向锅炉前部，从而提高了前拱和炉膛的温 度。流化床燃料层着火提前，强化了燃料层的燃烧。Œ部分燃料由水煤浆空间燃烧所代 替，流化床层内的燃料相应减少，燃料在炉内停留时间延长，提高了燃烬率。流化床 的高温热流有助于水煤浆着火燃烧的稳定，而水煤浆火炬的落灰掉在燃料层还得到进一 步的燃烬。Ž炉温的提高和水煤浆火炬的扰动，有利于炉内气体完全燃烧。再就是加强 了炉内的传热过程，锅炉的热效率大大提高。综上所言，水煤浆技术加工与循环流化床 锅炉混烧模式是一种综合性能优越的垃圾焚烧形式，尤其适合我国垃圾热值低、成分比 较复杂的国情。 高效率垃圾发电技术 对垃圾、生物质水煤浆、生物质型煤等这类新型燃料，从其高能级的状态起，顺序 地按不同目的，利用不同能级形式的能，形成“高质高用、低质低用、梯级使用、综合 利用”的总能利用系统，从而达到能源在总体上利用效率最佳。联合循环和多联产技术， 都是总能利用系统的实例。 当今的世界，能源产业正在走向基本负荷主力电厂与小型化的分散独立供电相结合 的体制。分布式的联合循环和多联产是最适合发展成为这种新型能源供给机制的技术， 其意义不仅仅在于高效率垃圾发电，而是一场能源产业的技术革命。 技术之一：热、电联产 联合循环是把在中低温区工作的蒸汽轮机的郎肯循环和在高温区工作的燃气轮机 的布雷登循环叠置，组成总能系统循环。热电机组在用高温高压蒸汽发电的同时，用中 低参数的抽汽或排汽，去供汽或供暖。由于实现了热能的梯级利用，其总的能源利用率 为 70～80%；如果联合循环用于热、电联产，则总的能源利用效率可达 80～90%。 技术方案之二：热、电、煤气联产联供 可燃垃圾、生物质水煤浆或生物质型煤中挥发分和部分固定碳受热后气化，产生燃 气供民用；残碳燃烧后产生蒸汽，用于热、电联产。具有资源/能源/环境一体化模式的 生态社区以及生态工业园区，是垃圾（生物质水煤浆、生物质型煤等）这类新型燃料的 化学能和燃烧热能梯级利用的范例，是垃圾综合利用的较好方式。 技术方案之三：热、电、冷联产联供 典型热、电、冷联产联供系统一般包括：动力系统和发电机、余热回收装置、制冷 系统等。针对不同的用户需求，热、电、冷联产联供系统方案的可选择范围很大：与热、 电联产技术有关的选择有蒸汽轮机驱动的外燃烧式和燃气轮机驱动的内燃烧式方案；与 制冷方式有关的选择有压缩式、吸收式或其它热驱动的制冷方式；供热、供冷热源有直 接和间接方式之分。 热、电、冷联产联供可提高总的能源利用效率，增加多联产联供机组的运行小时， 改善居民生活质量和城市景观。近几年来，得到各国的青睐，并以城市社区及工业园区 为单位，来构建资源/能源/环境一体化的生态模式。 模块化列阵热、电、冷联产联供技术 做为分布式能源多样性燃料之一的城市垃圾，相对于化石能源而言，其能流密度 较低、分散性强，更适宜于城镇社区范围分类处理，适度规模集中利用，而且能源结构 与用能方式可因地制宜、因时制宜。所以，分布式能源技术为垃圾发电的发展开拓出全 新的应用领域。先进的“模块化列阵热、电、冷联产联供”是提供清洁、可靠、高质量、 多用途的分布式能源供给的最佳方式之一， 所谓“模块化列阵热、电、冷联产联供”就是将分类加工、动力发电单元、供 热供冷单元以及电控单元小型化、微型化，并集成为一个可以独立运行的模块，同时具 备收集、处理、发电、集中空调、自动控制、并网和安全保护等基本功能，根据需要将 适当的容量组合起来，像列阵一样可以露天布置在城市社区或工业园区。通过不同循环 的有机整合，在满足用户需求的同时，实现能量的梯级综合利用，并克服了冷能或热能 无法远距离传输的困难。 系统露天布置需要设备具有布置紧凑、噪声低、结实耐用和自动化等条件，目前的 分布式能源主要技术装备完全可以满足上述要求，其产品有：系列化城市污水处理系统； 小型气化及炉前制浆成套装置、小型流化床混烧及炉前型煤加工成套装置；小型燃气轮 机（15~1MW）、迷你燃气轮机（1000~400kW）、微型燃气轮机（400~25kW）、燃气 内燃机（20MW~25kW）、燃气外燃机（2~125kW）、燃料电池（各种规格），以及小型 或微型余热锅炉、集中空调机组、热泵等辅助系统。其模块化组合能够实现容量规模柔 性变化，并将所有机组处于最佳状态运行，使发电效率和污染排放更加理想，经济性更 加显著。实现了真正意义上的垃圾的“社区产，社区销、社区用”所带来的综合效益。 该技术不仅提高了多机组组合的系统的调节灵活性、能源供应可靠性，同时有效 减少了其它辅助系统的投资，如：热力管网、换热站等系统的配套。采用这一技术，既 不需要大型厂房，也不需要建设复杂的电力接入和控制系统，施工非常简单，建设周期 仅为几周或几天。 此项技术已广泛应用在分布式能源工程中的热电冷联产联供项目上。同集中 供热相比，分布式供热（供冷）体系具有调节性好，易维护，损耗小，排出二氧化 碳可利用等特点，并有利于推进以用户为单位按用热（冷）量计价收费的新体制。从国 际上看，欧美国家近年来发展分布式热电联产和热、电、冷联产联供取得了很好的节能 环保效果。日本 2002年安装了至少 700套微型热、电、冷联产联供系统，其中有单台 运行的，但更多的是多台运行的组合系统。 以垃圾为燃料的分布式能源供给技术 能源和材料、信息构成了现代社会得以繁荣和发展的三大支柱。能源是人类文明进 步的先决条件，它的开发和利用是衡量一种社会形态、一个时代、一个国家经济发展、 科技水平与民众生活质量的重要标志。而选择适宜的技术路线是决定能源开发和利用项 目成败的关键。 展望我国能源科技和产业化发展可能达到的水平，在相当长的时期内新能源、水电 及核电的发展与推广尚不足以影响煤炭的主导地位。而以煤炭和垃圾为燃料的能源形式 的主要制约因素是烟气污染物排放量超过可接受的水平，出路在于发展以高效洁净利用 为宗旨的分布式能源供给技术。 图 2 现代城市生态社区资源/能源/环境一体化示意框图 从技术发展和商业应用看，实用灵活的“污水处理—煤浆制备—垃圾发电—集中空 调”模式，在资源/能源利用和环境保护方面的综合优势正日益凸显出来。其基本思想 可用图 2表达，并以此来构建现代城市生态社区。其优势之一，社区居民相对集中，有 利于就地提供足够数量的可燃垃圾保证机组的连续运行。优势之二，有利于以家庭为基 本单位，积极地实施垃圾分类。因为家庭既是垃圾的源头，又是热、电、冷的终端用户。 其行为直接关系到切身利益。优势之三，有利于垃圾在源头直接分拣，企业按其热值定 价回购。一则，居民获得一定优惠，折抵相关费用；二则，机组直接利用，代价大大降 低。优势之四，用能低谷季节，将生物质水煤浆热力固化成固态浆，可按常规颗粒物料 袋装贮放，一是保证系统正常运行的连续性；二是实现部分燃料的城市社区自给自足。 优势之五，系统外 观形式与社区建筑、景观融为一体，构成社区自有水系，形成具备调节功能的小气 候。 该方案在利用余热发电的同时，还可配置燃气轮机，构成余热锅炉型燃气—蒸汽联 合循环系统。利用燃气轮机的尾气余热使余热锅炉产生的蒸汽过热，达到更高的温度和 集 中 空 调 固态浆 中 生物质 粉 空 粉 煤 水 污 泥 或 水 煤 浆 可 燃 垃 圾 高 温 燃 高 温 供暖 冷凝器 制冷 电力 烟气 燃气 设 备 气化炉 混烧炉 汽轮机 热 锅 发电机 净化器 制冷机 除尘器 蒸汽 注：图中虚线示为高温燃料气做混烧炉助燃混烧 热水 煤 加 煤炭滤料 处理污水 热力固化 压力，从而，提高联合循环系统的整体发电效率。再有，通过互联网和计算机的共同作 用，进一步与智能家用电器实现协同优化，实现最佳范围的优化调度。并利用低谷燃气 资源和低谷电力资源为用户的交通工具蓄电、储氢，实现燃气、电力、供暖、制冷和生 活热水的供需平衡，使各装置都达到最优效益状态，以降低整个能源系统代价。最后将 洁净烟气导入“园林式人工湿地”等人造环境中，实行全能量、全资源利用。 该方案将具有如下主要特征：一是燃料的多样性；二是设备的模块化、微型化；三 是热、电、冷联产联供化；四是网络化：五是智能化控制和信息化管理；六是高标准的 资源/能源/环境一体化。从而标志着城市垃圾处理由简单的垃圾发电向以垃圾为燃料的 分布式能源发展的质的飞跃。