基于雙法實測下燃煤電廠中SO3的排放效能

洪志剛， 張 楊， 黃權開， 劉永生

（1.上海電力大學太陽能研究所，上海200090；2.華電電力科學研究院有限公司，杭州310030）

0 引 言

隨著國內工業化進一步發展，也帶來了一些嚴峻的生態污染治理考驗，根據國家統計局最新的數據表明，燃煤供能依舊是我國能源供應的最大支撐。2018年我國燃煤消耗在能源消耗占比中達59%，但燃煤供能在生產過程中產生了大量的大氣污染物，導致環境劇烈惡化，最直接的影響就是天氣狀況［1］。京津冀地區污染嚴重，尤其在河北地區，重度霧霾天氣頻發。目前，國家出臺的相關污染物排放限值主要是針對SO2、NOx、粉塵顆粒物等［2］。自十三五規劃來，國家提出了燃煤電廠超低排放的要求，一些常規污染物排放限值已經遠遠低于歐美標準，相關污染物脫除技術已經完善，但是部分地區的天氣狀況依舊不容樂觀，所以業內人員逐漸將焦點轉向SO3、可凝結顆粒物等一些非常規污染物［3］。

SO3在燃煤電廠污染物中的占比很小，國內外相關的檢測標準不夠精確，也沒有專門設備脫除SO3，所以在新環保政策下給燃煤電廠中的SO3減排和控制帶來了極大的挑戰。因為電廠實際測量SO3難度較大，目前相關研究人員針對燃煤電廠SO3的研究主要是基于實驗室搭建實驗平臺，通過給定SO3含量進行相關測試分析，而燃煤機組中的SO3受到負荷、溫度、煤種等多因素影響，所以實驗數據與實際運行有很大偏差。本文對3臺不同類型的發電機組采用異丙醇溶液吸收法和控制冷凝法同時進行全流程測試分析。探究燃煤機組中的SO3在各設備中的變化情況，同時建立了相應的數學線性模型對其進行分析，探究各設備及控制路線中SO3脫除能效的經濟性，為后續進行SO3的減排和工程實踐提供一定的參考。

1 實驗方法及流程

1.1 測試機組

所測3臺燃煤機組的裝機容量均為300 MW，測試過程控制在滿負荷條件下，測試鍋爐采用的燃燒方式為四角切向燃燒，燃煤選用中等硫分的煙煤，制粉系統為直吹式系統。脫硝系統采用選擇性催化還原系統（SCR），在SCR系統中所噴射的還原劑為尿素。為探究燃煤電廠中各污染物脫除設備對煙氣SO3的協同脫除影響，所選3臺發電機組的污染物控制路線有所差異，因為燃煤的煤質與發電機組中產生的SO3含量密切相關，所用煤種硫分均在1%～1.5%的范圍內，所測發電機組具體情況和燃煤的煤質分析如表1所示（裝機容量為300 MW，煤種為中硫煤）。

表1 3臺測試機組概況及煤質分析表

1.2 燃煤機組測試點選擇

各設備的取樣位置點如圖1所示：鍋爐出口，SCR出口，空氣預熱器出口，除塵器出口，濕法脫硫系統出口，濕式電除塵器出口；所測點除鍋爐出口均進行3位點取樣以保證采樣煙氣的均勻性。

圖1 燃煤電廠取樣位置示意圖

1.3 測試方法及測試原理

目前針對燃煤煙氣中SO3的檢測，環保領域普遍認可并廣泛應用的檢測方法為控制冷凝法與異丙醇溶液吸收法，除此之外還有KOH溶液吸收法、鹽吸收法、在線監測法等。國內認可度較高，普遍采用的是控制冷凝法，而異丙醇溶液吸收法參照了美國環保局的EPA8法［4-5］。兩種方法各有優缺點，其對比分析情況如表2所示。

表2 兩種SO3檢測方法對比分析表

1.4 實驗流程

實驗通過結合兩種方法對燃煤機組進行同時測量，并測試多組數據取算術平均值，在取樣過程中兩種方法均通過相同位點進行測量，以確保對比研究的可靠性。取樣過程中由于同一污染物脫除設備的不同位置處煙氣中SO3的分布不均勻，所以基于此在各個設備測試點處均設置3個取樣位點。

控制冷凝法的取樣如圖2所示，首先利用伴熱帶纏在取樣管表面，在此過程中，溫度應加熱至240～265℃，以保障SO2不被氧化和煙氣中的SO3不會發生冷凝液化。取樣氣通過粉塵儀抽取出來后流經特制的冷凝管，冷凝管內部為螺旋管道，增加了煙氣與管道內壁的碰撞，而冷凝管的溫度通過水浴鍋和抽氣泵循環供應65～70℃的純凈水來維持，SO3經碰撞后冷凝形成適宜粒徑的硫酸霧被捕集。取樣后通過去離子水對冷凝管進行沖洗，沖洗多次以確保管內SO3完全被吸附，沖洗后的樣液應密封保存并進行編號。

圖2 控制冷凝法實測取樣示意圖

如圖3所示，異丙醇溶液吸收法的取樣同樣也是取樣管加熱至240～265℃，將燃煤煙氣從煙道中抽出，抽取的煙氣首先經過過濾設備，以防粉塵顆粒物溶解在吸附液中造成干擾，抽取后的煙氣依次流入兩個取樣瓶，取樣瓶中的吸附液體積分數為80%的異丙醇溶液，取樣結束后對兩個取樣瓶用同等濃度的異丙醇溶液進行清洗。上述兩種方法的取樣時間均為40min，取樣流量控制在7 L／min。目前對溶液中的硫酸根離子的檢測方法主要有容量滴定法、離子色譜法、分光光光度法。因為所測電廠實驗條件有限，所測樣品必須當天分析，兩種實驗方法的硫酸根離子檢測均采用離子滴定法（見表3）。

圖3 異丙醇溶液吸收法實測取樣示意圖

表3 取樣設備基本情況

2 實驗結果與討論

燃煤電廠運行時，燃煤中大部分硫分在鍋爐爐膛中燃燒時被氧化成SO2，小部分SO2在爐內金屬氧化物的作用下進一步氧化生成SO3，發電機組爐膛中產生的SO3的質量濃度可按下式進行估算［6］。

式中：CSO3為煙氣中SO3質量濃度，mg／m3；LSO3為燃燒過程中SO2／SO3轉化率（0.5%≤LSO3≤2.0%）；Sc，ar為煤中可燃硫的質量分數，%，Sc，ar＝0.95St，ar；Vdy為煙氣質量體積，m3／kg；LS為燃燒過程中燃煤中的可燃硫轉化為不可燃硫的修正系數（0.90≤LS≤0.95）。

將表1中各機組對應的燃煤硫分代入式（1）計算得爐內SO3理論計算值，同時結合爐膛出口處兩種實驗方法所測的SO3質量濃度繪制成圖4。可見，3臺機組鍋爐出口的SO3濃度范圍在25～33 mg／m3內，3號機組實驗數據相比其他兩臺機組明顯高出不少，主要是3號機組燃煤硫分占比達1.23%，由于源頭輸入硫分增大，導致爐膛中煙氣SO3的生成量顯著增加。而2號機組與1號機組相比燃煤硫分占比相差不大，測試結果變化不大，這表明兩種檢測方法實驗值與理論相符。同時發現兩種檢測方法相對于理論計算值發生上下波動，其波動絕對值如圖5所示，吸收法和冷凝法與理論計算值的最大偏差絕對值分別為2.74%，3.10%。當實驗結果與理論計算值最大偏絕對差≤5.0%時，說明兩種檢測方法均有較高的準確性。

圖4 鍋爐出口煙氣SO3質量濃度對比

圖5 兩種檢測方法偏差絕對值折線圖

由于3臺機組進行的是多方法多位點測量，且兩種檢測方法均控制在單一負荷條件下，所以可對兩種方法的測試數值進行算術平均，匯總于表4中。由實驗數據可知，不同設備中的SO3含量差異較大，在測點2 SO3的含量急劇增加，主要是因為在SCR系統中，SCR主要是對燃煤中氮氧化物進行還原脫除，然而SCR的催化劑含了TiO2以及V2O5等物質，這些物質在脫除煙氣NOx的同時也會相應的提高SO2／SO3的轉化率［7-8］。通過各個測點的實際數據可知，除SCR外，各設備脫除其他污染物的同時對燃煤電廠中的SO3也有協同脫除作用，脫除效果不一。

表4 各機組中不同取樣點SO3質量濃度測試結果

由圖6可知，由于3臺燃煤機組中SCR系統對燃煤煙氣中SO2的氧化作用，SO3的去除率在－97%～－126%的范圍內。空氣預熱器對SO3的去除率為6.4%～7.3%，這是由于空氣預熱器通過換熱降低了燃煤煙氣的溫度使得SO3冷凝成液態，且SCR中逃逸出來的氨氣極易與SO3反應生成黏性物質NH4HSO4吸附在預熱器管子內壁［9-10］。而燃煤煙氣中的SO3易吸附在粉塵顆粒物表面，所以除塵器對SO3具有一定的脫除效果，不同的除塵設備，脫除差別較大，2號機組采用的低低溫除塵器SO3去除率可達69.7%。

圖6 3臺燃煤機組各設備對煙氣SO3的去除率對比

目前WFGD設備對SO3的去除率普遍為20%～40%［11-12］，此次試驗中3臺機組WFGD的SO3去除率在28.1%～35.6%范圍內，由于1號和2號機組采用雙塔脫硫方式，所以對燃煤煙氣中SO3去除率明顯好于3號機組。超低排放改造以來，部分采用了WESP的燃煤電廠污染物脫除效果極為明顯，這是因為WESP脫除粉塵顆粒物的同時，對SO3的去除率能達75%～96%［13-14］，此次試驗結果表明，1號機組和3號機組SO3的去除率分別為81%、82.3%，最終排放到大氣中的SO3含量均≤5 mg／m3，雖國內暫未統一頒布SO3的限排值，但美國多個區域出臺了6 mg／m3的政策，上海2018年也出臺了固定源硫酸霧限值5 mg／m3的標準［15］。

3 燃煤電廠排放脫除經濟性模型的建立

將燃煤電廠中發電量與SO3排放濃度及去除率結合在一起，通過建立數學模型，引出了燃煤電廠SO3排放效能值以及SO3的脫除經濟值概念，對燃煤電廠中各設備脫除SO3的生產經濟性進行分析。燃煤煙氣中SO3排放效能值K1指的是發電機組內各設備或整個燃煤機組對外界或大氣環境每排放1 g SO3所發電量（kW·h），煙氣中SO3脫除經濟值K2指的是整個燃煤機組中各設備或各機組每脫除1 g SO3所發電量（kW·h）。

上述SO3排放效能值以及SO3脫除經濟值可通過下式計算，同時兩個參數的關系可以通過下式關聯：

式中：Q代表單位時間內燃煤機組發電量；Mout為單位時間內SO3的排放質量；M為單位時間內SO3的脫除質量；Sin代表設備或整個機組的入口SO3質量濃度；Sout代表設備或整個機組的出口SO3質量濃度；V代表單位時間內機組的排煙體積；ψ代表為定負荷條件下燃煤機組單位發電量的理論排煙體積值；β為修正系數，修正系數與發電機組的過剩空氣系數及機組負荷參數等有關（3.25≤ψ≤3.65；0.95≤β≤1.1）；Ln為各設備或總機組的脫除效率；Ln－1為單個設備對燃煤煙氣的去除率。

通過對3臺燃煤機組測試數據進行處理，將其代入SO3排放脫除計算模型，結合電廠實際運行情況分析，因為3臺機組均在滿負荷試驗工況下，燃煤種類均為中等硫分煙煤，所以β取1，ψ取3.45。如圖7所示，由于各污染物脫除設備的協同作用，各設備排放效能值在4.89～92.3 kW·h／g的范圍內，在整個脫除流程中SO3排放效能值依次增大，且不同的脫除路線各設備差異較大，3號機組的WESP設備排放效能值K1最高達92.3 kW·h／g，而在所有的WFGD脫除設備中，2號機組的WFGD設備排放效能值最高，說明2號機組WFGD對SO3排放經濟性最好。

圖7 燃機機組各設備排放效能值對比圖

如圖8所示，3臺機組中2號機組的總脫除經濟值最高，說明2號機組相對其他兩臺機組而言，總脫除經濟性最差，主要是因為2號機組沒有安裝WESP設備，而WESP對SO3的脫除性能最好。3號機組與1號機組相比，其總排放效能值遠遠高于1號機組，主要是因為1號機組安裝的是ESP設備，而3號機組安裝的是LLT-ESP，LLT-ESP實際上是在ESP前加裝低溫省煤器，通過降低煙氣溫度使得煙氣SO3冷凝吸附在粉塵表面促進脫除。

圖8 機組總排放效能值和總脫除經濟值對比

路線3的總的排放性能經濟性最佳，總脫除經濟值低至9.99 kW·h／g，對燃煤煙氣中的SO3脫除效果最好，但3臺機組的脫除經濟值差別相差不大，均保持在20 kW·h／g以下，說明各脫除路線都具有良好的脫除經濟性。在實行燃煤電廠超低排放改造過程中，各燃煤電廠應根據自己的實際經濟情況和排放政策出發，選擇最佳的脫除路線以達到國家排放要求。

4 結 論

煙氣SO3屬于有毒酸性氣體，當排放到外界環境中受到光折射就會造成藍煙等光污染。同時燃煤電廠的SCR中存在氨逃逸，在換熱器內部，多余的氨氣會與煙氣SO3生成NH4HSO4，導致設備的堵塞造成經濟損失，因此研究SO3在燃煤電廠的具體分布情況和影響因素具有重要意義。本研究通過以下工作對燃煤電廠中SO3的檢測與排放進行了全面研究與探索，并提出了一些建議。

（1）采用吸收法和冷凝法同時對燃煤電廠測試，發現兩種方法均在≤5.0%誤差范圍內，所以為保證實驗的可信度，在條件允許的情況下可采用多方法測試取算術平均值進行分析。

（2）3臺燃煤電廠中各設備對SO3的脫除效果不一，SCR中由于催化劑含有活性物質會將SO2氧化成SO3，SO3的去除率在－97%～－126%的范圍內，空氣預熱器會將部分SO3液化，但去除率不高，均小于8%，機組中的WFGD對SO3的去除率在28.1%～35.6%，LLTESP和WESP對SO3的脫除效果較好，WESP脫除粉塵顆粒物的同時也能降低SO3的含量，在此次試驗中對SO3的去除率能達80%以上。

（3）通過提出排放脫除經濟性模型，分析了SO3在3臺機組中的排放特性，研究表明，3號機組的WESP設備排放效能值最高達92.3 kW·h／g，同時3號機組的整體排放經濟性最佳。而3臺機組的脫除經濟值差別相差不大，均保持在20 kW·h／g以下。所以對于電廠而言，要綜合考慮超低排放改造費用以及當地的排放政策選擇最佳的排放控制路線。