摘要：选取国内10台典型燃煤电厂发电机组，对其主要烟气控制设备进出口SO3浓度进行实测。结果发现，选择性催化还原(SCR)反应器的主要功能是脱硝，而低低温电除尘器、湿法脱硫装置和湿式静电除尘器具有很好的脱硫效果。实测得到某典型发电机组负荷率分别为75%、100%的工况下，SO3综合脱除率可达89.67%、93.98%。
因此，SCR反应器/低低温电除尘器/湿法脱硫装置/湿式静电除尘器联用是良好的脱硫脱硝烟气协同控制技术。
关键词：燃煤电厂，烟气协同控制，SO3，去除效果，
目前，人们对燃煤电厂关注较多的是其产生的PM2.5[1-2]，但对其SO3排放情况关注不多。据报道，燃煤电厂一次可凝结PM2.5主要来源为SO3[3]。当烟气温度低于酸露点时，SO3会形成硫酸气溶胶，不仅会对电厂的正常稳定运行产生潜在的威胁，也会对大气环境产生严重的污染。
SO3的毒性是SO2的10倍[4]，极易与水结合形成硫酸酸雾。美国环境保护署(USEPA)的报告显示，SO3和硫酸气溶胶可能会引起一系列的健康问题，也是酸雨的直接原因。因此，燃煤电厂对SO3进行控制非常必要。美国已经有22个州对燃煤电厂烟气中SO3进行了排放限值的限定[5]。
我国国家发展和改革委员会、环境保护部、国家能源局也发布了《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020)》(发改能源[2014]2093号)，提到了减少SO3等非常规污染物的排放，表明我国已经开始重视对SO3排放的控制[6]。
1烟气协同控制技术及烟气中SO3的形成与转化
1.1烟气协同控制技术
燃煤电厂烟气协同控制技术是指某一设备同时脱除两种及两种以上污染物，或者为下一流程设备脱除污染物创造有利条件，实现烟气污染物在多个设备中高效联合脱除，同时能够实现良好节能效果的技术。目前，国内最典型的烟气协同控制技术路线如图1所示。
图1烟气协同控制技术路线
1.2烟气中SO3的形成与转化
燃煤电厂SO3主要是在锅炉和SCR反应器中形成[7]。煤在锅炉炉膛中燃烧，可燃性硫元素生成SO2时，会有0.5%(质量分数，下同)～2.5%的SO2被氧化成SO3[8]。在SCR反应器中，催化剂在催化还原NOx的同时会有0.5%～1.5%的SO2被催化氧化成SO3[9]。
在空气预热器中，由于SO3的吸湿性会形成气态硫酸，经过烟气冷却换热器后，由于温度逐渐降至酸露点以下，在低低温电除尘器中的气态硫酸被冷凝成液态硫酸雾并被吸附在粉尘表面，一部分被粉尘中的碱性物质中和，一部分则随粉尘的去除而去除。湿法脱硫装置和湿式静电除尘器对SO3也有不同程度的协同脱除作用。
2研究方法
2.1选取的燃煤电厂
选取国内10台典型燃煤电厂发电机组为研究对象，通过现场实测SCR反应器、低低温电除尘器、湿法脱硫装置和湿式静电除尘器的进出口SO3浓度，研究了烟气协同控制技术对SO3的去除效果。
受检发电机组关键技术均采用SCR反应器/低低温电除尘器/湿法脱硫装置，其中C、D、H、I、J发电机组还设有湿式静电除尘器。各受检发电机组的受检设备如表1所示。
表1受检发电机组的受检设备
2.2分析方法
SO3按照《燃煤烟气脱硫设备性能测试方法》(GB/T21508—2008)附录C测定。用3012H型气体采样系统对烟气进行等速采样，用吸收瓶对SO3进行冷凝，取样后，用去离子水冲洗过滤器和吸收瓶得到含有SO2-4的溶液，分析溶液中SO2-4含量并换算成烟气中SO3浓度。
3结果分析
3.1SCR反应器中SO3的变化
SCR脱硝已经成为我国当前的主流脱硝技术。实测了A、B、C发电机组SCR反应器进出口的SO3浓度，结果如表2所示。
表2 SCR反应器中SO3的变化情况
由表2可见，3台发电机组的SCR反应器出口SO3浓度均高于进口，这是由于该设备中SO2转为为SO3，生成率为17.12%～57.70%。A、B为低装机容量发电机组，负荷率分别为96%、100%，在工程上可以认为没有差别，两者的SO3生成率分别为25.49%、17.12%，差别也不大。
C为高装机容量发电机组，在负荷率为75%、100%时，SO3生成率分别为57.70%、27.11%，差别较大且随负荷率升高SO3生成率明显降低，这是由于发电机组负荷率升高，烟气量增大，烟气流速加快，在SCR反应器中的停留时间变短，从而缩短了反应时间。由此可见，SCR反应器并不是脱除SO3，而是生成SO3的设备，其生成率主要与发电机组的负荷率有关。
3.2低低温电除尘器对SO3的脱除效果
低低温电除尘器在高效脱除烟尘的同时可实现SO3的协同脱除。实测了C、D发电机组低低温电除尘器进出口的SO3浓度，结果如表3所示。由表3可以看出:C发电机组负荷率为75%时SO3脱除率为4.05%，负荷率为100%时SO3脱除率为21.82%;D发电机组负荷率为75%时O3脱除率为1.75%，负荷率为100%时SO3脱除率为17.77%。
表3低低温电除尘器中SO3的变化情况
C、D发电机组的实测结果都表明，对同一台发电机组而言，负荷率越高，低低温电除尘器对SO3的脱除率越高。尽管如此，C、D发电机组的负荷率均为100%时，SO3脱除率也只有20%左右，与文献报道的低低温电除尘器对SO3脱除率能达到80%，最高可达95%[10]有巨大的差距。从理论上分析，在低低温电除尘器运行过程中，烟尘中的碱性物质可以中和SO3冷凝成的硫酸液滴，从而使得大部分SO3随烟尘一起被协同脱除。
但在实际工程运行中，由于烟气停留时间短，SO3存在形态复杂，气态硫酸只有部分被冷凝成液态的硫酸雾并吸附在烟尘表面，从而大大削减了SO3的协同脱除率。文献[10]的结论是实验室试验的结果，与实际工程运行有很大差别。因此，低低温电除尘器对SO3的脱除率可能还与SO3的存在形态、烟气停留时间等因素有关[11]，有待进一步研究。
3.3湿法脱硫装置对SO3的脱除效果
湿法脱硫装置在脱除SO2的同时可以协同脱除SO3、HF和HCl等酸性组份。实测了E、F、G、H发电机组湿法脱硫装置进出口的SO3浓度，结果如表4所示。
表4湿法脱硫装置中SO3的变化情况
比较E、G发电机组湿法脱硫装置的SO3脱除率发现，在装机容量相同的工况下，湿法脱硫装置对SO3的脱除率随负荷率的增大而升高。比较E、F、H发电机组湿法脱硫装置的SO3脱除率发现，在负荷率相同的工况下，湿法脱硫装置对SO3的脱除率还与装机容量有关，随装机容量的增大而升高。
3.4湿式静电除尘器对SO3的脱除效果
实测了C、D、H、I、J发电机组湿式静电除尘器进出口的SO3浓度，结果如表5所示。
表5湿式静电除尘器中SO3的变化情况
注:1)由于J发电机组湿式静电除尘器进口SO3质量浓度实测值15.80mg/m3比设计值41.30mg/m3低25.50mg/m3，按照GB/T21508—2008的要求进行进口浓度修正，修正后计算得到SO3脱除率为76.11%。
由表5可见，不同发电机组在不同装机容量和不同负荷率条件下，湿式静电除尘器对SO3的脱除率为56.33%～76.11%。装机容量和负荷率对湿式静电除尘器脱除SO3的影响不大，脱除率均较高。SO3脱除率差别不大是因为湿式静电除尘器进口SO3浓度都很小且差别不大。较高的脱除率是因为湿式静电除尘器对亚微米级颗粒具有较高的捕获率。
3.5烟气协同控制技术对SO3的综合脱除率
C发电机组采用了典型的全过程烟气协同控制技术，主要配置为SCR反应器、低低温电除尘器、湿法脱硫装置、湿式静电除尘器。由表2中C发电机组的SCR反应器进口SO3浓度和表5中C发电机组的湿式静电除尘器出口SO3浓度可以计算得到，负荷率为75%时，烟气协同控制技术对SO3的综合脱除率为89.67%;负荷率为100%时，烟气协同控制技术对SO3的综合脱除率为93.98%。由此可见，烟气协同控制技术在脱硝的同时，对SO3也具有较好的协同控制效果。
4结语
通过对10台典型燃煤电厂发电机组的SO3浓度实测发现，SCR反应器/低低温电除尘器/湿法脱硫装置/湿式静电除尘器联用在脱硝的同时，对SO3也具有较好的协同控制效果。C发电机组采用了以上典型的全过程烟气协同控制技术，负荷率为75%时，烟气协同控制技术对SO3的综合脱除率为89.67%;负荷率为100%时，烟气协同控制技术对SO3的综合脱除率为93.98%。