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烟气中的SO3还会生成气溶胶。当烟气温度低于酸露点温度时，SO3会与烟气中的水分冷凝生成硫酸液滴，根据粒径不同，在烟气中的存在状态不同，0.5~3.0μm的硫酸液滴会形成硫酸气溶胶，而粒径超过10μm较大的硫酸液滴，则会吸附在颗粒物上。SO3气溶胶主要在湿法脱硫吸收塔内生成，吸收塔兼具脱除部分SO3并生成气溶胶的作用。目前对于SO3在吸收塔后的存在形式已形成共识：硫酸雾态。但对于SO3在吸收塔内的转化过程说法并不统一，一种说法是：烟气进入吸收塔后，急速冷却至酸露点温度以下，绝大部分SO3会快速形成亚微米级的硫酸雾，难以被吸收塔内浆液吸收，随着烟气排入烟囱；另一种说法是：吸收塔对SO3的脱除接近完全，净烟气中的硫酸雾是由未脱尽的SO2新生成的，并且净烟气中的硫酸雾浓度与原烟气中的SO2浓度无关。目前，许多电厂为达到超低排放，新建了二级吸收塔，试验证明，SO3经过一级吸收塔后浓度会降低30%~40%，经过二级吸收塔后浓度几乎没有变化。 目前国内绝大部分火电厂并未安装专门脱除SO3的环保设施，由于硫酸雾极易吸附在烟尘颗粒表面，因此对于火电企业超低排放改造来说，在改造时可以统筹考虑SO3和烟尘的协同脱除。目前有两种改造方式都可以达到较好的SO3脱除效果：以低低温电除尘器为主的协同控制方式和环保设施末端加装湿式电除尘器。这两种方式各有优缺点，低温省煤器可以实现节能目的，但对燃煤灰硫比有要求；湿式电除尘器为烟气处理设施末端的精处理设备，但产生的废水量较多。因此，电厂可以根据燃煤煤质、场地条件、改造费用、废水处理方式等选择合适的改造工艺。 3.1.5电力行业烟气脱硝热点问题及技术 （1）全负荷脱硝问题 SCR系统是目前大型火力发电锅炉普遍采用的一种高效脱硝装置，其催化剂的工作温度受烟气成分影响，要求通过SCR反应器的烟气温度应始终保持在300℃~420℃之间，否则脱硝系统无法正常工作。现代大容量燃煤锅炉为提高锅炉效率，普遍采用降低排烟温度的措施来减少排烟热损失。在低负荷条件下，烟气温度又随着负荷的降低而进一步降低，造成低负荷时SCR入口烟气温度已降至300℃以下，无法满足脱硝系统的运行要求。为实现全负荷脱硝，通过省煤器改造来提高SCR入口烟气温度，满足机组低负荷工况下SCR脱硝的正常运行。省煤器改造包括省煤器给水旁路改造、省煤器分级改造及省煤器烟气旁路改造等三类，其目的均为降低省煤器内的换热量，以达到提高省煤器出口烟气温度的目的，解决低负荷下SCR的投运问题。 全负荷烟气脱硝超低排放同时需要进行脱硝系统前烟气流场优化。直接沿用传统SCR脱硝流场的计算方法和模拟计算方式进行超低排放工程的流场数值模拟计算，所得的流场参数与实际工程中的现实流场参数严重不符，脱硝效率难以达到烟气脱硝超低排放标准，同时氨逃逸过大。采用物理建模方式计算SCR脱硝流场，并附以数值模拟进行计算，有望使烟气速度偏差减小到8%以下、烟气NOx浓度偏差减小到±2%以下，由此会使脱硝系统的脱硝效率提高到90%以上，氨逃逸严格控制在3ppm以下，因此，可成功达到烟气脱硝的超低排放标准。 （2）三氧化硫转化率增加及氨逃逸、空预器堵塞问题 当前燃煤电厂普遍面临SCR脱硝系统在低负荷时无法正常工作的问题，原因之一是锅炉燃烧生成的SO3与SCR脱硝反应所需的还原剂氨发生反应生成硫酸氢铵，硫酸氢铵在催化剂的微孔中由于毛细冷凝的现象产生结露，黏附烟气中的飞灰，最终导致催化剂微孔的堵塞和失活。同时催化剂对烟气中的SO2还有进一步的氧化作用，导致空预器入口烟气SO3浓度上升，还会与SCR脱硝过程中逃逸的氨反应生成硫酸氢铵，加剧空预器冷端换热元件的堵塞、腐蚀，影响电厂安全稳定运行。 针对目前现有的环保设施对SO3的去除效果有限的情况，龙源环保通过新的技术在前端有效脱除烟气中的SO3，减缓甚至避免硫酸铵和硫酸氢铵生成所造成的催化剂和空预器的堵塞及腐蚀，是当前电厂实现全负荷喷氨脱硝的新技术途径。基于碱基吸附剂喷吹的SO3前端脱除技术可通过廉价的碱性吸收剂，高效脱除SO3，降低上游的硫酸氢铵生成量，解决低负荷工况脱硝停止喷氨的问题，实现SCR脱硝装置全负荷时段的稳定投运，提出了实现SCR脱硝全负荷投运的新的思路和解决方案。同时还可从根本上解决硫酸氢铵引起的空预器堵塞、腐蚀问题，实现SO3与氮氧化物的协同处理。 |
