燃煤电厂烟气SO3迁移转化特性试验

［摘 要］

对某电厂 300 MW 机组在不同煤种、不同负荷条件下，选择性催化还原（SCR）脱硝系统、空气预热器、低低温电除尘器、海水脱硫以及湿式电除尘器等装置中 SO3迁徙转化特性进行了试验分析。试验结果表明：低低温电除尘器对 SO3的脱除效率可达 65%；海水脱硫对SO3的脱除效率约为 15%；湿式电除尘器对烟气中 SO3脱除效率约为 5%；烟气经过 SCR脱硝装置后 SO3明显增加，这是造成尾部烟气中 SO3质量浓度升高的主要原因；经低低温电除尘器、海水脱硫装置以及湿式电除尘器对烟气中 SO3的协同脱除，能实现最终 SO3排放质量浓度低于 2 mg/m3。

［关 键 词］燃煤电厂；超低排放；SO3；迁移转化；协同脱除；脱硝系统；空气预热器；电除尘器

现有燃煤电厂中装配的脱硫、脱硝及除尘设备装置能实现烟气中灰尘、NOx、SO2等常规污染物的有效脱除。但近年来，相关运行情况及研究发现，脱硝装置入口烟气中一部分 SO2会进一步被选择性催化还原（SCR）脱硝催化剂氧化，形成 SO3，SO3容易与脱硝装置中过量的 NH3发生化学反应生成硫酸氢铵（ABS）等物质，造成脱硝床层以及下游空气预热器（空预器）等装置的严重堵塞。ABS沉积在空预器内部，会降低空预器换热效率，同时也严重影响锅炉安全正常运行，引起炉膛负压大幅波动，甚至引起炉膛灭火而停炉。因此，深入解析燃煤电厂烟气中 SO3、NH3等组分生成及迁徙转化规律，是保证烟气污染物控制装置高效运行，实现燃煤电厂超低排放的关键。

近年来，针对燃煤电厂现有环保装置对 SO3协同控制效果及排放进行了大量总结研究并开展部分工业测试。李小龙等针对典型机组的测试结果表明，低低温电除尘器对 SO3的脱除效率差别较大（1.8%~96.6%）；大部分湿法脱硫技术对 SO3的脱除效率高于 50%；SO3在湿式电除尘器中脱除效率也大于 50%；超低排放条件下，大部分机组的 SO3排放质量浓度低于 2 mg/m3。李高磊等对江西某电厂 3×340 MW 机组的研究表明，湿式静电除尘器和化学团聚系统的超低排放改造能够明显提高燃煤电厂 SO3的脱除率，湿式电除尘器（WESP）耦合电除尘器（ESP）及湿法脱硫（WFGD）在高负荷下对 SO3脱除效率可达 80%以上。但同时张雪峰等通过开展 SO3对高湿静电场中电晕放电的影响机制研究提出，烟气中高浓度 SO3所形成的硫酸气溶胶颗粒会产生电晕封闭现象，一定程度上造成湿式电除尘器效率下降。王定帮等对国内多个燃煤机组研究发现，低低温电除尘系统对 SO3脱除有很好的效果。Bongartz 等人研究表明，在炉内喷入钙基吸收剂能够有效降低 SO3的排放。目前，针对燃煤烟气中 SO3脱除的相关研究虽已有所开展，但对不同工况下 SO3在不同污染物脱除装置中的迁徙及转化规律缺乏系统研究和分析，从而无法从根本上解决 SO3对各系统运行及环境带来的影响。

本文以某电厂 300 MW 机组为研究对象，研究不同负荷条件下 SCR 脱硝系统、低低温电除尘器、海水脱硫、湿式电除尘等污染物控制装置中的 SO3整体迁移转化特性，以期为消除 SO3对系统的影响和 SO3最终控制提供理论基础。

1 研究对象及方法

1.1 研究对象

本文研究对象为某电厂 300 MW 机组，其锅炉为上海锅炉厂设计制造，亚临界参数、中间再热、控制循环、平衡通风、冷态排渣汽包炉。锅炉设计燃用山西晋北烟煤，配正压直吹式制粉系统，采用四角切圆燃烧方式。锅炉主要技术参数见表 1，煤质分析见表 2。

表 1 锅炉主要技术参数

表 2 锅炉煤质

电厂尾部烟气处理装置包括 SCR 脱硝系统、低低温电除尘器、海水脱硫系统、湿式电除尘器等。SCR烟气脱硝装置采用高尘型工艺布置，布置在省煤器与空预器之间。反应器内催化剂按“二用一备”模式布置，底层为预留层。反应器入口设气流均布装置，且在烟道不同位置设导流板、静态混合器和整流器等装置以保证烟气和氨气进入反应器前充分混合。

烟尘脱除采用低低温电除尘器，按双室五电场布置，每个电场配 4 只灰斗，阳极板型为 BE 型，烟气流速为 1.15 m/s，在除尘器内的停留时间为15.86 s，除尘效率为 99.91%。烟气脱硫采用海水脱硫工艺（SW—FGD），设计脱硫效率为 98.3%，脱硫塔内部结构为填料塔，设 5 级喷淋层+2 级屋脊除雾器。洗涤烟气的海水在脱硫塔内水力停留时间约为 2.5 min，烟气与海水的接触时间约 2.45 s。

湿式电除尘器采用卧式单室一电场结构，设计粉尘去除率≥75%，PM2.5去除率≥90%，雾滴去除率≥80%，SO3去除率≥60%。

1.2 试验工况与方法

烟气中 NH3、SO3等污染物迁移转化特性试验分别在机组燃用高硫煤和低硫煤条件下进行。试验时机组的负荷分别稳定在 300、170 MW。在不同试验工况下，分别测试分析 SCR 脱硝装置进/出口、低低温电除尘器进/出口、脱硫装置进/出口、湿式电除尘器进/出口的 SO3质量浓度。试验工况见表 3。

表 3 试验工况

SO3质量浓度测量依据 EPA method 8 标准。在各测点采集 SO3烟气样本，并记录所采集的干烟气流量和 O2质量分数。利用化学滴定法分析样品中的硫酸根质量浓度，并根据所测量 O2质量分数和烟气流量，计算各采集点烟气中的干基 SO3质量浓度。SO3取样测量设备如图 1 所示。

图 1 SO3取样设备

2 结果及讨论

2.1 SO3整体迁移转化特性

图 2 为不同工况下各污染物控制装置进/出口的 SO3质量浓度分布。由图 2 可以发现，不同工况下 SCR 脱硝装置中 SO3质量浓度都显著上升。有研究表明，SCR 脱硝过程中催化剂将 NOx催化还原成 N2的同时，SCR 催化剂中活性组分也会将部分的 SO2（大约占总 SO2的 0.25%~1.25%）催化氧化成 SO3。从 SCR 脱硝装置出口到低低温除尘器沿程 SO3质量浓度有所下降，该段烟气流经了空预器，SO3会与逃逸的 NH3反应生成硫酸氢氨，这是造成空预器堵塞的主要原因。

图 2 不同工况下各采样位置 SO3质量浓度当烟气通过低低温电除尘器时，烟气温度会降低到酸露点以下，烟气中的 SO3会冷凝形成硫酸液滴或者硫酸盐，这些物质会沉积在飞灰表面，最终被电除尘装置捕集，SO3也同时被脱除。海水脱硫装置进一步脱除 SO3，其主要利用了海水中的碱性物质吸收 SO3，达到脱硫目的。同时，湿式除尘器也对 SO3有一定的脱除作用。不同工况下各装置SO3质量浓度降低比例见表 4。烟气中 SO3的整体迁徙转化特性如图 3 所示。

表 4 不同工况下各装置 SO3质量浓度降低比例 单位：%

图 3 烟气中 SO3的迁移转化特性

从表 4 和图 3 可以看出，低低温电除尘器对SO3的相对脱除效率最高，当烟气流经低低温电除尘器后，各工况下 SO3的相对脱除率均超过 55%。因此，需密切关注 SO3对低低温电除尘器造成的腐蚀等危害。海水脱硫装置各工况下对 SO3的脱除率在 13%~18%，最终剩余少部分 SO3在湿式电除尘器中被脱除。经过一系列现有的污染物控制装置后，最终烟气中的 SO3质量浓度低于 2 mg/m3（图 2）。

图 2 不同工况下各采样位置SO3质量浓度

2.2 SCR 脱硝装置中SO3的生成

不同工况下 SCR 脱硝装置前后 SO3质量浓度变化见表 5。从表 5 可见，经 SCR 脱硝装置后，烟气中 SO3质量浓度均有所上升，不同工况下脱硝装置出口 SO3质量浓度增加幅度为 113%~145%。

表 5 不同工况下 SCR 脱硝装置前后 SO3质量浓度

这表明烟气中部分 SO2被 SCR 催化剂氧化成了 SO3。从试验结果来看，SCR 脱硝装置中 SO3生成量在一定程度上与机组负荷相关。随着机组负荷的增加，SCR 脱硝装置入口的烟温也增加。在 SCR催化剂中对 SO2氧化起主要作用的是活性组分V2O5，其通过 V5+与 V4+之间价态的转换实现对 SO2的氧化（式(1)、式(2)）。这一反应发生的温度通常为 350 ℃。当烟气温度升高时，其反应速率提高，导致催化剂表面 SO3转化率增加。

2.3 空预器中 SO3与 NH3的转化

表 6 为不同工况下空预器进出口 SO3与 NH3含量变化。

表 6 不同工况下空预器进出口 SO3和 NH3含量

由表 6 可以看出，空预器进出口烟气中 SO3和NH3含量均出现了不同程度的降低，这表明在空预器中 SO3和 NH3发生了一定程度的反应。空预器入口 SO3和 NH3含量越高，空预器出口 SO3和 NH3含量降低程度也会越加明显，两者在空预器中反应愈剧烈，由此造成空预器堵塞的风险也越高。

另外，由表 6 还可见，相较于低硫煤，高硫煤燃烧会导致空预器进口 SO3质量浓度大幅度增加，此时若不严格控制脱硝装置出口 NH3逃逸量，也会进一步增大空预器堵塞风险。

2.4 低低温电除尘器中 SO3的脱除

试验中不同工况下低低温电除尘器前后的 SO3质量浓度变化见表 7。由表 7 可以看出，低低温电除尘器对 SO3的脱除率均在 70%以上。

表 7 不同工况下低低温电除尘器前后 SO3质量浓度

表7中试验结果显示，燃用高硫煤种时低低温电除尘器对SO3的脱除效率高于燃用低硫煤种。由表2煤质分析结果可知，高硫煤中灰分比低硫煤高，而灰分增加会使烟气中飞灰含量增加，这促进了SO3与飞灰中碱性物质的反应程度，从而使得SO3更容易被飞灰捕捉而通过电除尘器除去。另一方面，随着温度降低，SO3也会形成硫酸酸雾，当飞灰颗粒物吸附硫酸酸雾后，颗粒物表面会生成一层液膜，这层液膜能够增强颗粒物之间的茹附性，强化团聚作用，从而进一步提高SO3的脱除效果。

2.5 海水脱硫装置中 SO3的脱除

海水的 p H 值一般为 7.8~8.3，碱度为 2.0~ 3.0 mmol/L。由于海水中具有一些氯化物和硫酸盐，这些物质具有酸碱缓冲的作用，因此是很好的 SO3吸收剂。试验中不同工况下海水脱硫装置前后 SO3质量浓度变化见表 8。

表 8 不同工况下海水脱硫装置前后 SO3质量浓度

由表 8 可以看出，烟气经过低低温电除尘器后，烟气中 SO3质量浓度不超过 20 mg/m3，再经过海水脱硫装置脱除之后，海水脱硫装置出口 SO3的质量浓度均低于 6 mg/m3。虽然海水脱硫装置入口 SO3质量浓度不高，但海水脱硫装置对 SO3进一步脱除效率一般能够达到 60%~70%，且其脱除效率受燃用煤种与机组负荷的影响不大。

需要指出的是，当烟气进入脱硫吸收塔之后，烟气的温度降低到酸露点之下，烟气中的大部分气态的 SO3会冷凝成 SO3液滴。粒径大于 10 μm 的硫酸液滴会被吸收塔中海水吸附，而 0.5~2.5 μm 粒径的硫酸液滴会形成气溶胶，其很难被海水脱除。

2.6 湿式电除尘器中 SO3的脱除

不同工况下湿式电除尘器进出口 SO3质量浓度变化见表 9。由表 9 可见，湿式电除尘器对 SO3的脱除效率为 65%~87%，且低负荷下 SO3脱除效率高于高负荷条件下的脱除效率。

表 9 不同工况下湿式电除尘器进出口 SO3质量浓度

机组烟气中 SO3经过低低温电除尘器以及海水脱硫装置后，最终由湿式电除尘器进一步脱除后，最终烟气中 SO3质量浓度低于 2 mg/m3。

3 结 论

1）某电厂 300 MW 机组环保设备中低低温电除尘器对 SO3的相对脱除效率最高，其脱除相对比例可达 65%；海水脱硫对 SO3脱除相对比例约为15%；湿式电除尘器对烟气中 SO3脱除相对比例约为 5%；其余约 15%的 SO3会在空预器中与 NH3发生反应，增加空预器的堵塞风险。

2）烟气经过 SCR 脱硝装置后 SO3质量浓度增加幅度为 113%~145%，是造成尾部烟气中 SO3质量浓度升高的主要原因。相较于低硫煤，燃用高硫煤会导致 SCR 脱硝装置出口的 SO3质量浓度大幅度增加。

3）总体而言，超低排放环保装置中的低低温电除尘器、海水脱硫以及湿式电除尘器对烟气中 SO3整体协同控制效果较好，能有效控制最终 SO3排放质量浓度低于 2 mg/m3，但需进一步关注 SO3对这些环保设备自身运行造成的影响。

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