燃煤烟气SCR脱硝系统中细颗粒物排放特性综述

北极星环保网讯:当前我国面临着严重的由PM2.5导致的严重大气污染，燃煤电厂是大气环境中PM2.5的主要排放源之一。燃煤电厂大规模安装的选择性催化还原(SCR)脱硝装置虽然减少了NOx转化生成的二次PM2.5，但却可能增加一次PM2.5排放，其中以硫酸(氢)铵细颗粒物排放为主，同时，也改变了PM2.5的物理化学特性。

文中综述了SCR脱硝前后细颗粒物物理化学性质的变化及SCR脱硝过程对燃煤电厂细颗粒排放特征的影响，后续除尘、湿法脱硫系统(WFGD)烟气处理系统中细颗粒物排放的影响，重点阐述了硫酸(氢)铵细颗粒物的生成转化及影响因素，同时，也对今后SCR脱硝过程中细颗粒物的生成及控制的研究方向作出了进行了展望。

关键词：细颗粒物；燃煤烟气；选择性催化还原脱硝；硫酸氢铵；排放

燃煤电厂是大气环境中PM2.5的主要排放源之一，而我国燃煤电厂颗粒物污染控制普遍釆用静电除尘器，其对粒径较大颗粒物的捕集效率可达99%以上，但却不能高效捕集细颗粒[1-4]。我国“十一五”及“十二五”规划分别提出对SO2及NOx控制要求以来，大部分燃煤电厂安装了烟气脱硫及脱硝设施，烟气净化系统转变为由脱硝系统、除尘系统及脱硫系统共同组成。

在我国燃煤电厂PM2.5排放污染十分严重及大规模安装SCR脱硝装置的背景下，研究脱硝过程中PM2.5转化机制具有重要意义。目前，广泛应用于燃煤电站的烟气脱硝技术是选择性催化还原(Selective Catalytic Reduction，SCR)技术，通过加入还原剂NH3与烟气中的NOx在催化剂作用下反应生成N2和H2O，将NOx无害化[5]。

作为SCR核心的催化剂，大规模商用的是V2O5-WO3(或MoO3)/TiO2类催化剂。受到催化剂运行温度的限制(300℃~400℃)，SCR脱硝装置大多布置在省煤器和空预器之间(高尘布置方式)，因此，SCR系统烟气中含有大量燃煤飞灰。

钒钛催化剂中钒氧化物是主要活性组分，具有较高的脱硝率和选择性，但同时也促进部分SO2氧化为SO3[6-7]。

一方面，SO3可与NH3、H2O反应生成NH4HSO4、(NH4)2SO4等硫酸盐，另一方面，SO3还可与燃煤飞灰中游离态碱金属、碱土金属氧化物(如CaO)反应形成金属硫酸盐，这些硫酸盐经核化凝结作用形成亚微米级细颗粒，部分沉积于催化剂表面及孔道中，导致催化剂堵塞或腐蚀，降低催化剂脱硝效率及使用寿命[8]，增加催化剂再生难度[9]，部分沉积于空预器中，造成空预器内部元件的腐蚀；

此外，大部分以气溶胶形式随烟气进入除尘及湿法烟气脱硫(wetfluegasdesulfurization,WFGD)系统，最终排入大气环境[10-12]，进而影响燃煤电厂PM2.5排放的物理化学特征[13]。

此外，SCR脱硝技术也广泛应用在机动车NOx处理方面，国外研究显示[14-17]，SCR脱硝系统同样会导致机动车尾气细颗粒物排放特性的改变。经计算，由SCR脱硝产生的一次PM2.5可大约抵消12%由于NOx减排带来的二次PM2.5削减效果[10]。

因此，SCR脱硝装置虽然减少了由NOx等气态污染物转化生成的二次PM2.5，但可能增加了一次PM2.5排放，同时，也改变了燃煤电厂排放的PM2.5物理化学特性。

1 SCR脱硝系统前后细颗粒物性质变化

近几年来，国内外逐渐开展了SCR脱硝前后PM2.5性质变化的研究分析，国内研究[10-12]表明，SCR脱硝过程中，细颗粒物的质量及数量浓度都有明显增加，尤其是PM0.1-1数量浓度增加显著，PM1-2.5质量浓度增加显著，如图1所示[10]。

新形成的颗粒物不仅含有水溶性离子，还有不可溶的无机复合物及挥发性有机物，出口细颗粒物中所含的离子浓度也较进口处有明显增加，其中NH4+及SO42-是PM1中水溶性离子增加的主要成分[10]。

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