燃煤电厂SO3排放特征及其脱除技术


通过现场实测和文献调研相结合的方式,对目前燃煤电厂SO3排放特征进行较全面的表征,排放浓度为0.3~22.7mg·m-3,按10mg·m-3和5mg·m-3排放限值考核,达标率分别为89.8%、66.7%。对现有除尘、脱硫设备及新技术的SO3脱除能力进行定量分析,常规电除尘器对SO3脱除率仅为10%~20%;低低温电除尘技术可达95%以上;电袋复合除尘器可达80%以上;常规石灰石石膏湿法脱硫技术多在30%~60%,采用旋汇耦合、双托盘等技术后,SO3脱除率可达90%以上;金属板式湿式电除尘器多在50%~80%,导电玻钢管式湿式电除尘器多在60%~90%;碱基干粉或溶液喷射技术均可达到80%以上的SO3脱除效果;烟气冷凝相变凝聚技术在消除有色烟羽的同时,也具有一定的SO3脱除效果。根据不同SO3脱除技术对比结果,碱基喷射技术不仅可以实现较高SO3脱除效果,还可有效解决空预器的腐蚀、堵塞等问题,将是未来解决高浓度SO3问题的主流技术方向。

燃煤电厂烟气“超低排放”全面实施以来,常规大气污染物(如颗粒物、SO2、NOx等)的排放已经得到了有效控制,2016年中国火电厂颗粒物、SO2、NOx排放量分别为35万、170万、155万t,约占2006年排放量的10%、13%、14%,相应的治理技术及技术路线也达到了较高水平,城市雾霾天数,尤其是重雾霾天数已呈减少趋势,但对SO3等非常规污染物的排放尚未采取针对性的控制措施。

燃煤电厂烟气中的SO3主要来源于煤中的硫,在炉膛内及炉膛出口的高温烟气中,煤燃烧生成的SO2会有一部分(约0.5%~2.5%)转化为SO3,SCR催化剂也会促进部分SO2氧化成SO3,其转化率约0.5%~1.5%,现阶段对催化剂使用,一般要求转化率控制在1%以内。SO3的危害性远远大于SO2,不仅会引起后续设备腐蚀,形成硫酸氢铵,造成设备堵塞,还是电厂有色烟雨(如蓝烟/黄烟)的主要诱因之一,是酸雨形成的主要原因,也是大气二次气溶胶的重要组成(二次气溶胶对中国大气环境PM2.5贡献率达30%~77%)。

因此,摸清现阶段中国燃煤电厂的SO3排放特征,并采取针对性的控制措施,是非常有必要的。本研究通过现场实测和文献调研相结合的方式,对目前燃煤电厂SO3排放特征及控制技术进行研究,对未来燃煤电厂的SO3控制技术选取提供借鉴。

1 国内外燃煤电厂SO3排放限值要求

为解决SO3污染问题,美国已有22个州对燃煤电厂SO3提出了排放限值要求,其中有14个州的排放限值低于6mg·m-3,弗罗里达州最为严格,排放限值为0.6mg·m-3。德国规定燃煤电厂的SOx排放限值为50mg·m-3。日本将硫酸雾作为颗粒物,按颗粒物的总量进行控制。新加坡规定固定源SO3排放标准为10mg·m-3。

在2015年,上海市发布地方标准《大气污染综合排放标准》(DB 31/933-2015),规定硫酸雾排放限值为5mg·m-3。近年来,部分地方政府陆续发布了燃煤电厂有色烟羽的控制要求,如2017年上海市发布《上海市燃煤电厂石膏雨和有色烟羽测试技术要求(试行)》、2018年浙江省发布《燃煤电厂大气污染物排放标准》(DB33/2147-2018)等。