燃煤電廠SO3排放特征及其脫除技術
閱讀：7發布時間：2025-5-6
通過現場實測和文獻調研相結合的方式，對目前燃煤電廠SO3排放特征進行較全面的表征，排放濃度為0.3~22.7mg·m-3，按10mg·m-3和5mg·m-3排放限值考核，達標率分別為89.8%、66.7%。對現有除塵、脫硫設備及新技術的SO3脫除能力進行定量分析，常規電除塵器對SO3脫除率僅為10%~20%；低低溫電除塵技術可達95%以上；電袋復合除塵器可達80%以上；常規石灰石石膏濕法脫硫技術多在30%~60%，采用旋匯耦合、雙托盤等技術后，SO3脫除率可達90%以上；金屬板式濕式電除塵器多在50%~80%，導電玻鋼管式濕式電除塵器多在60%~90%；堿基干粉或溶液噴射技術均可達到80%以上的SO3脫除效果；煙氣冷凝相變凝聚技術在消除有色煙羽的同時，也具有一定的SO3脫除效果。根據不同SO3脫除技術對比結果，堿基噴射技術不僅可以實現較高SO3脫除效果，還可有效解決空預器的腐蝕、堵塞等問題，將是未來解決高濃度SO3問題的主流技術方向。
燃煤電廠煙氣“超低排放”全面實施以來，常規大氣污染物（如顆粒物、SO2、NOx等）的排放已經得到了有效控制，2016年中國火電廠顆粒物、SO2、NOx排放量分別為35萬、170萬、155萬t，約占2006年排放量的10%、13%、14%，相應的治理技術及技術路線也達到了較高水平，城市霧霾天數，尤其是重霧霾天數已呈減少趨勢，但對SO3等非常規污染物的排放尚未采取針對性的控制措施。
燃煤電廠煙氣中的SO3主要來源于煤中的硫，在爐膛內及爐膛出口的高溫煙氣中，煤燃燒生成的SO2會有一部分（約0.5%~2.5%）轉化為SO3，SCR催化劑也會促進部分SO2氧化成SO3，其轉化率約0.5%~1.5%，現階段對催化劑使用，一般要求轉化率控制在1%以內。SO3的危害性遠遠大于SO2，不僅會引起后續設備腐蝕，形成硫酸氫銨，造成設備堵塞，還是電廠有色煙雨（如藍煙/黃煙）的主要誘因之一，是酸雨形成的主要原因，也是大氣二次氣溶膠的重要組成（二次氣溶膠對中國大氣環境PM2.5貢獻率達30%~77%）。因此，摸清現階段中國燃煤電廠的SO3排放特征，并采取針對性的控制措施，是非常有必要的。本研究通過現場實測和文獻調研相結合的方式，對目前燃煤電廠SO3排放特征及控制技術進行研究，對未來燃煤電廠的SO3控制技術選取提供借鑒。
1 國內外燃煤電廠SO3排放限值要求
為解決SO3污染問題，美國已有22個州對燃煤電廠SO3提出了排放限值要求，其中有14個州的排放限值低于6mg·m-3，弗羅里達州*為嚴格，排放限值為0.6mg·m-3。德國規定燃煤電廠的SOx排放限值為50mg·m-3。日本將硫酸霧作為顆粒物，按顆粒物的總量進行控制。新加坡規定固定源SO3排放標準為10mg·m-3。
在2015年，上海市發布地方標準《大氣污染綜合排放標準》（DB 31/933-2015），規定硫酸霧排放限值為5mg·m-3。近年來，部分地方政府陸續發布了燃煤電廠有色煙羽的控制要求，如2017年上海市發布《上海市燃煤電廠石膏雨和有色煙羽測試技術要求（試行）》、2018年浙江省發布《燃煤電廠大氣污染物排放標準》（DB33/2147-2018）等。
2 燃煤電廠SO3排放特征
通過現場實測和文獻調研相結合的方式，搜集燃煤電廠SO3排放數據，剔除部分不完整及明顯不合理的數據，共整理得到有效的燃煤電廠SO3排放質量濃度數據108組，其中，循環流化床干法脫硫、海水脫硫出口排放的SO3質量濃度數據分別有2組、4組（文獻調研數據），濕法脫硫出口排放的SO3質量濃度數據19組（實測4組，文獻調研15組），濕式電除塵器出口排放的SO3質量濃度數據83組（實測54組，文獻調研29組），燃煤電廠SO3排放數據統計如圖1所示。
燃煤電廠SO3排放質量濃度的測定，采用控制冷凝法進行采樣，如圖2（a）所示。采樣方法符合GB/T21508-2008、DL/T998-2006的規定；當SO3濃度較低，尤其是前級干式電除塵器為低低溫電除塵器時，采樣方法采用控制冷凝+80%異丙醇吸收法，如圖2（b）所示。此時可大限度的保證SO3的捕集，部分電廠實測過程中不同單元捕集到的SO3比例如圖3所示。與常規的單級冷凝盤管采樣方法相比，數據準確度可大幅提高。采用自制的垂直式或水平式冷凝盤管進行SO3收集，采樣槍為ZR-D03A高溫采樣槍，抽氣泵為嶗應3012H，冷凝盤管采用去離子水進行清洗，去離子水或異丙醇中的硫酸根濃度采用DR6000分光光度計進行測定。
