技术贴｜燃煤电厂SO3排放特征及其脱除技术-第3页-北极星火力发电网

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4.1.3 碱基干粉和溶液喷射技术对比

对碱基干粉和溶液喷射脱除SO3技术进行技术经济性对比，对比结果如表1所示。

表1 碱基干粉和溶液喷射技术对比

4.2 烟气冷凝相变凝聚脱除SO3技术

烟气冷凝相变装置一般布置在湿法脱硫装置后，利用氟塑料或钛管等进行换热降低烟气温度，工作原理如图17所示。湿法脱硫出口烟气为饱和湿烟气，降温过程中实现烟气中水蒸气的冷凝，且凝结过程属于非均相成核过程，会优先在酸雾气溶胶等细颗粒物表面核化、生长，促进细颗粒物的成长。且凝聚器内布置较多换热管束，对流场起到扰流作用，在流场拽力、换热断面非均匀温度场的温度梯度力等多场力作用下，颗粒物间、液滴间及颗粒与液滴间发生明显的速度或方向差异而发生碰撞，鉴于颗粒被液膜包裹，颗粒间一旦接触，会被液桥力“拉拢”到一起，团聚成更大粒径颗粒，继而被后续管壁上的自流液膜或高效除雾器脱除，从而实现脱除SO3+除尘+收水+余热回收等多重功能。

图 17 相变凝聚器（PCA）工作原理下载原图

采用氟塑料管作为换热管束的烟气冷凝相变技术已在浙江某280t·h-1机组、江苏某630MW机组、上海某1000MW机组实现工程应用，烟气温度分别从54℃降至51℃、53.7℃降至52.2℃、53.1℃降至47.8℃，对应的SO3脱除率如图18所示。280t·h-1机组相变凝聚器对SO3的脱除效率为19.29%，其出口SO3浓度为2.84mg·m-3，且降温后有色烟羽减排效果显著，如图19所示；630MW机组相变凝聚器与湿式电除尘器耦合使用时，出口SO3浓度为7.4mg·m-3，对SO3的脱除效率达90%，比湿式电除尘器单独使用时提高了25%；1000MW机组相变凝聚器与除雾器耦合使用时，出口SO3浓度为1.6mg·m-3，对SO3的脱除率为75.8%，除雾器单独使用时提高了21.3%。

图18 相变凝聚器对SO3的脱除率

图19 烟囱排放视觉效果图

5 SO3脱除技术比较

SO3脱除技术的布置位置、脱除能力、影响因素、存在问题等的对比结果如表2所示。根据脱除机理不同，可大致分为物理脱除方法和化学脱除方法2种，其中，碱基喷射技术主要靠碱性物质与SO3化学反应进行脱除，其他技术主要靠电捕集、惯性捕集、过滤等物理方法。

燃煤电厂现有设备中，低低温电除尘器、电袋复合除尘器、湿式电除尘器及采用新技术的湿法脱硫装置均具有较高的SO3脱除能力，但却不能解决高浓度SO3对前级设备，尤其是空预器的腐蚀、堵塞等问题。

烟气冷凝相变凝聚装置的SO3脱除能力有限，需要与高效除雾器或湿式电除尘器组合使用，而且同样不能解决前级设备的腐蚀、堵塞等问题。

碱基喷射技术不仅可以实现较高SO3脱除效果，且喷射位置布置在SCR脱硝前后，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。该技术未来的研究重点将主要集中在高效低成本碱基吸附剂的研制，及提高物料扩散的均匀性以降低物料损耗等方面。

表2 SO3脱除技术

6 结论

1）根据现场实测及文献调研，燃煤电厂SO3排放浓度为0.3~22.7mg·m-3，如分别按10mg·m-3和5mg·m-3的排放限值考核，达标率分别为89.8%和66.7%。

2）常规电除尘器对SO3的脱除效较低，约为10%~20%；低低温电除尘技术通过将烟气温度降至酸露点以下，对SO3具有很高的脱除能力，脱除率在69.1%~96.6%；电袋复合除尘器通过滤袋表面粉饼层的吸附及飞灰碱金属的中和作用，对SO3的脱除率可达80%以上。

3）常规石灰石石膏湿法脱硫技术对SO3脱除率并不高，一般在10%~70%，且绝大部分在30%~60%，采用旋汇耦合、双托盘等新技术后，SO3脱除率得以明显提升，最高可达到91.7%。

4）湿式电除尘器对SO3的脱除率较高，多在50%~90%，其中，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实际运行过程中电源参数可以升到更高，因此，其对SO3脱除率也更高，多在60%~90%，最高可达到91.8%。

5）碱基干粉或溶液喷射技术均具有较好的SO3脱除效果，控制合适的碱硫比，均可达到80%以上的脱除效果。

6）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，单独使用时SO3的脱除率为19.29%，与湿式电除尘器、除雾器耦合使用时，SO3的脱除率分别可达90%、75.8%。

原标题：燃煤电厂SO3排放特征及其脱除技术

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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