基于双法实测下燃煤电厂中SO3的排放效能

洪志刚， 张 杨， 黄权开， 刘永生

（1.上海电力大学太阳能研究所，上海200090；2.华电电力科学研究院有限公司，杭州310030）

0 引 言

随着国内工业化进一步发展，也带来了一些严峻的生态污染治理考验，根据国家统计局最新的数据表明，燃煤供能依旧是我国能源供应的最大支撑。2018年我国燃煤消耗在能源消耗占比中达59%，但燃煤供能在生产过程中产生了大量的大气污染物，导致环境剧烈恶化，最直接的影响就是天气状况［1］。京津冀地区污染严重，尤其在河北地区，重度雾霾天气频发。目前，国家出台的相关污染物排放限值主要是针对SO2、NOx、粉尘颗粒物等［2］。自十三五规划来，国家提出了燃煤电厂超低排放的要求，一些常规污染物排放限值已经远远低于欧美标准，相关污染物脱除技术已经完善，但是部分地区的天气状况依旧不容乐观，所以业内人员逐渐将焦点转向SO3、可凝结颗粒物等一些非常规污染物［3］。

SO3在燃煤电厂污染物中的占比很小，国内外相关的检测标准不够精确，也没有专门设备脱除SO3，所以在新环保政策下给燃煤电厂中的SO3减排和控制带来了极大的挑战。因为电厂实际测量SO3难度较大，目前相关研究人员针对燃煤电厂SO3的研究主要是基于实验室搭建实验平台，通过给定SO3含量进行相关测试分析，而燃煤机组中的SO3受到负荷、温度、煤种等多因素影响，所以实验数据与实际运行有很大偏差。本文对3台不同类型的发电机组采用异丙醇溶液吸收法和控制冷凝法同时进行全流程测试分析。探究燃煤机组中的SO3在各设备中的变化情况，同时建立了相应的数学线性模型对其进行分析，探究各设备及控制路线中SO3脱除能效的经济性，为后续进行SO3的减排和工程实践提供一定的参考。

1 实验方法及流程

1.1 测试机组

所测3台燃煤机组的装机容量均为300 MW，测试过程控制在满负荷条件下，测试锅炉采用的燃烧方式为四角切向燃烧，燃煤选用中等硫分的烟煤，制粉系统为直吹式系统。脱硝系统采用选择性催化还原系统（SCR），在SCR系统中所喷射的还原剂为尿素。为探究燃煤电厂中各污染物脱除设备对烟气SO3的协同脱除影响，所选3台发电机组的污染物控制路线有所差异，因为燃煤的煤质与发电机组中产生的SO3含量密切相关，所用煤种硫分均在1%～1.5%的范围内，所测发电机组具体情况和燃煤的煤质分析如表1所示（装机容量为300 MW，煤种为中硫煤）。

表1 3台测试机组概况及煤质分析表

1.2 燃煤机组测试点选择

各设备的取样位置点如图1所示：锅炉出口，SCR出口，空气预热器出口，除尘器出口，湿法脱硫系统出口，湿式电除尘器出口；所测点除锅炉出口均进行3位点取样以保证采样烟气的均匀性。

图1 燃煤电厂取样位置示意图

1.3 测试方法及测试原理

目前针对燃煤烟气中SO3的检测，环保领域普遍认可并广泛应用的检测方法为控制冷凝法与异丙醇溶液吸收法，除此之外还有KOH溶液吸收法、盐吸收法、在线监测法等。国内认可度较高，普遍采用的是控制冷凝法，而异丙醇溶液吸收法参照了美国环保局的EPA8法［4-5］。两种方法各有优缺点，其对比分析情况如表2所示。

表2 两种SO3检测方法对比分析表

1.4 实验流程

实验通过结合两种方法对燃煤机组进行同时测量，并测试多组数据取算术平均值，在取样过程中两种方法均通过相同位点进行测量，以确保对比研究的可靠性。取样过程中由于同一污染物脱除设备的不同位置处烟气中SO3的分布不均匀，所以基于此在各个设备测试点处均设置3个取样位点。

控制冷凝法的取样如图2所示，首先利用伴热带缠在取样管表面，在此过程中，温度应加热至240～265℃，以保障SO2不被氧化和烟气中的SO3不会发生冷凝液化。取样气通过粉尘仪抽取出来后流经特制的冷凝管，冷凝管内部为螺旋管道，增加了烟气与管道内壁的碰撞，而冷凝管的温度通过水浴锅和抽气泵循环供应65～70℃的纯净水来维持，SO3经碰撞后冷凝形成适宜粒径的硫酸雾被捕集。取样后通过去离子水对冷凝管进行冲洗，冲洗多次以确保管内SO3完全被吸附，冲洗后的样液应密封保存并进行编号。

图2 控制冷凝法实测取样示意图

如图3所示，异丙醇溶液吸收法的取样同样也是取样管加热至240～265℃，将燃煤烟气从烟道中抽出，抽取的烟气首先经过过滤设备，以防粉尘颗粒物溶解在吸附液中造成干扰，抽取后的烟气依次流入两个取样瓶，取样瓶中的吸附液体积分数为80%的异丙醇溶液，取样结束后对两个取样瓶用同等浓度的异丙醇溶液进行清洗。上述两种方法的取样时间均为40min，取样流量控制在7 L／min。目前对溶液中的硫酸根离子的检测方法主要有容量滴定法、离子色谱法、分光光光度法。因为所测电厂实验条件有限，所测样品必须当天分析，两种实验方法的硫酸根离子检测均采用离子滴定法（见表3）。

图3 异丙醇溶液吸收法实测取样示意图

表3 取样设备基本情况

2 实验结果与讨论

燃煤电厂运行时，燃煤中大部分硫分在锅炉炉膛中燃烧时被氧化成SO2，小部分SO2在炉内金属氧化物的作用下进一步氧化生成SO3，发电机组炉膛中产生的SO3的质量浓度可按下式进行估算［6］。

式中：CSO3为烟气中SO3质量浓度，mg／m3；LSO3为燃烧过程中SO2／SO3转化率（0.5%≤LSO3≤2.0%）；Sc，ar为煤中可燃硫的质量分数，%，Sc，ar＝0.95St，ar；Vdy为烟气质量体积，m3／kg；LS为燃烧过程中燃煤中的可燃硫转化为不可燃硫的修正系数（0.90≤LS≤0.95）。

将表1中各机组对应的燃煤硫分代入式（1）计算得炉内SO3理论计算值，同时结合炉膛出口处两种实验方法所测的SO3质量浓度绘制成图4。可见，3台机组锅炉出口的SO3浓度范围在25～33 mg／m3内，3号机组实验数据相比其他两台机组明显高出不少，主要是3号机组燃煤硫分占比达1.23%，由于源头输入硫分增大，导致炉膛中烟气SO3的生成量显著增加。而2号机组与1号机组相比燃煤硫分占比相差不大，测试结果变化不大，这表明两种检测方法实验值与理论相符。同时发现两种检测方法相对于理论计算值发生上下波动，其波动绝对值如图5所示，吸收法和冷凝法与理论计算值的最大偏差绝对值分别为2.74%，3.10%。当实验结果与理论计算值最大偏绝对差≤5.0%时，说明两种检测方法均有较高的准确性。

图4 锅炉出口烟气SO3质量浓度对比

图5 两种检测方法偏差绝对值折线图

由于3台机组进行的是多方法多位点测量，且两种检测方法均控制在单一负荷条件下，所以可对两种方法的测试数值进行算术平均，汇总于表4中。由实验数据可知，不同设备中的SO3含量差异较大，在测点2 SO3的含量急剧增加，主要是因为在SCR系统中，SCR主要是对燃煤中氮氧化物进行还原脱除，然而SCR的催化剂含了TiO2以及V2O5等物质，这些物质在脱除烟气NOx的同时也会相应的提高SO2／SO3的转化率［7-8］。通过各个测点的实际数据可知，除SCR外，各设备脱除其他污染物的同时对燃煤电厂中的SO3也有协同脱除作用，脱除效果不一。

表4 各机组中不同取样点SO3质量浓度测试结果

由图6可知，由于3台燃煤机组中SCR系统对燃煤烟气中SO2的氧化作用，SO3的去除率在－97%～－126%的范围内。空气预热器对SO3的去除率为6.4%～7.3%，这是由于空气预热器通过换热降低了燃煤烟气的温度使得SO3冷凝成液态，且SCR中逃逸出来的氨气极易与SO3反应生成黏性物质NH4HSO4吸附在预热器管子内壁［9-10］。而燃煤烟气中的SO3易吸附在粉尘颗粒物表面，所以除尘器对SO3具有一定的脱除效果，不同的除尘设备，脱除差别较大，2号机组采用的低低温除尘器SO3去除率可达69.7%。

图6 3台燃煤机组各设备对烟气SO3的去除率对比

目前WFGD设备对SO3的去除率普遍为20%～40%［11-12］，此次试验中3台机组WFGD的SO3去除率在28.1%～35.6%范围内，由于1号和2号机组采用双塔脱硫方式，所以对燃煤烟气中SO3去除率明显好于3号机组。超低排放改造以来，部分采用了WESP的燃煤电厂污染物脱除效果极为明显，这是因为WESP脱除粉尘颗粒物的同时，对SO3的去除率能达75%～96%［13-14］，此次试验结果表明，1号机组和3号机组SO3的去除率分别为81%、82.3%，最终排放到大气中的SO3含量均≤5 mg／m3，虽国内暂未统一颁布SO3的限排值，但美国多个区域出台了6 mg／m3的政策，上海2018年也出台了固定源硫酸雾限值5 mg／m3的标准［15］。

3 燃煤电厂排放脱除经济性模型的建立

将燃煤电厂中发电量与SO3排放浓度及去除率结合在一起，通过建立数学模型，引出了燃煤电厂SO3排放效能值以及SO3的脱除经济值概念，对燃煤电厂中各设备脱除SO3的生产经济性进行分析。燃煤烟气中SO3排放效能值K1指的是发电机组内各设备或整个燃煤机组对外界或大气环境每排放1 g SO3所发电量（kW·h），烟气中SO3脱除经济值K2指的是整个燃煤机组中各设备或各机组每脱除1 g SO3所发电量（kW·h）。

上述SO3排放效能值以及SO3脱除经济值可通过下式计算，同时两个参数的关系可以通过下式关联：

式中：Q代表单位时间内燃煤机组发电量；Mout为单位时间内SO3的排放质量；M为单位时间内SO3的脱除质量；Sin代表设备或整个机组的入口SO3质量浓度；Sout代表设备或整个机组的出口SO3质量浓度；V代表单位时间内机组的排烟体积；ψ代表为定负荷条件下燃煤机组单位发电量的理论排烟体积值；β为修正系数，修正系数与发电机组的过剩空气系数及机组负荷参数等有关（3.25≤ψ≤3.65；0.95≤β≤1.1）；Ln为各设备或总机组的脱除效率；Ln－1为单个设备对燃煤烟气的去除率。

通过对3台燃煤机组测试数据进行处理，将其代入SO3排放脱除计算模型，结合电厂实际运行情况分析，因为3台机组均在满负荷试验工况下，燃煤种类均为中等硫分烟煤，所以β取1，ψ取3.45。如图7所示，由于各污染物脱除设备的协同作用，各设备排放效能值在4.89～92.3 kW·h／g的范围内，在整个脱除流程中SO3排放效能值依次增大，且不同的脱除路线各设备差异较大，3号机组的WESP设备排放效能值K1最高达92.3 kW·h／g，而在所有的WFGD脱除设备中，2号机组的WFGD设备排放效能值最高，说明2号机组WFGD对SO3排放经济性最好。

图7 燃机机组各设备排放效能值对比图

如图8所示，3台机组中2号机组的总脱除经济值最高，说明2号机组相对其他两台机组而言，总脱除经济性最差，主要是因为2号机组没有安装WESP设备，而WESP对SO3的脱除性能最好。3号机组与1号机组相比，其总排放效能值远远高于1号机组，主要是因为1号机组安装的是ESP设备，而3号机组安装的是LLT-ESP，LLT-ESP实际上是在ESP前加装低温省煤器，通过降低烟气温度使得烟气SO3冷凝吸附在粉尘表面促进脱除。

图8 机组总排放效能值和总脱除经济值对比

路线3的总的排放性能经济性最佳，总脱除经济值低至9.99 kW·h／g，对燃煤烟气中的SO3脱除效果最好，但3台机组的脱除经济值差别相差不大，均保持在20 kW·h／g以下，说明各脱除路线都具有良好的脱除经济性。在实行燃煤电厂超低排放改造过程中，各燃煤电厂应根据自己的实际经济情况和排放政策出发，选择最佳的脱除路线以达到国家排放要求。

4 结 论

烟气SO3属于有毒酸性气体，当排放到外界环境中受到光折射就会造成蓝烟等光污染。同时燃煤电厂的SCR中存在氨逃逸，在换热器内部，多余的氨气会与烟气SO3生成NH4HSO4，导致设备的堵塞造成经济损失，因此研究SO3在燃煤电厂的具体分布情况和影响因素具有重要意义。本研究通过以下工作对燃煤电厂中SO3的检测与排放进行了全面研究与探索，并提出了一些建议。

（1）采用吸收法和冷凝法同时对燃煤电厂测试，发现两种方法均在≤5.0%误差范围内，所以为保证实验的可信度，在条件允许的情况下可采用多方法测试取算术平均值进行分析。

（2）3台燃煤电厂中各设备对SO3的脱除效果不一，SCR中由于催化剂含有活性物质会将SO2氧化成SO3，SO3的去除率在－97%～－126%的范围内，空气预热器会将部分SO3液化，但去除率不高，均小于8%，机组中的WFGD对SO3的去除率在28.1%～35.6%，LLTESP和WESP对SO3的脱除效果较好，WESP脱除粉尘颗粒物的同时也能降低SO3的含量，在此次试验中对SO3的去除率能达80%以上。

（3）通过提出排放脱除经济性模型，分析了SO3在3台机组中的排放特性，研究表明，3号机组的WESP设备排放效能值最高达92.3 kW·h／g，同时3号机组的整体排放经济性最佳。而3台机组的脱除经济值差别相差不大，均保持在20 kW·h／g以下。所以对于电厂而言，要综合考虑超低排放改造费用以及当地的排放政策选择最佳的排放控制路线。