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超低排放燃煤电站三氧化硫的迁移和排放特征

北极星环保网来源:环境科学学报 赵毅 韩立鹏2019/11/1 9:24:10我要投稿
所属行业: 大气治理  关键词:三氧化硫 湿法脱硫 脱硝催化剂

3.2.2 选择性脱硝催化剂

SCR 催化剂主要采用V2O5/TiO2基催化体系,添加 WO3或 MoO3等助剂,SCR 催化剂中二氧化硫可被氧化为三氧化硫.SO2/SO3转化率主要受催化剂材料、催化剂设计、烟气特性、烟气流速因素影响( Schwaemmle et al.,2012).

V2O5被认为是影响 SO2氧化的活性组分,V2O5的化学键和含量都会影响 SO2吸收和氧化(Dunn et al.,1998;Dunn et al.,1999;Kamata et al.,2001).二氧化硫的氧化反应速率要低于 SO2在催化剂孔内的扩散速度,因此催化剂结构一定程度上影响三氧化硫的生成(Svachula et al.,1993).

李峰(2006)认为催化剂中 V2O5宜控制在 0.8%~1.2%,同时应尽量降低催化剂薄壁厚度,则 SO2氧化率可控制在 1.0% 以内.锅炉低负荷工况,烟气在 SCR 流速下降,二氧化硫的氧化率相应增加(U.S. Environmental Protec⁃tion Agency(USEPA),2016)

影响SO2/ SO3转化率α的表达式如下.

微信图片_20191101091755.jpg

式中,k 与催化剂材料、催化剂设计、烟气特性有关.v为烟气在催化剂几何表面的体积流率.SCR 催 化 剂 中 的 SO2/ SO3转 化 率 计 算 方 法见式(4).

微信图片_20191101091731.jpg

试验超低排放电站 SCR 催化剂采用 V2O5/TiO2基催化体系,添加 WO3助剂.由图 3可以看出,气态三氧化硫浓度经过 SCR 后显著升高,浓度由 5.33mg·m-3升至 13.71 mg·m-3.根据现场测试的烟气流速和 SCR 结构,计算得到烟气在 SCR 催化剂通道内停留时间约为 400 毫秒.

依据表 1 和表 4,计算得到本文 SO2/ SO3转化率为 0.58%.一般的工业应用催化剂 SO2/ SO3转化率在 1% 以下.本文燃煤属于低硫煤,初始二氧化硫浓度 1165 mg·m-3,三氧化硫浓度增加了 8.38 mg·m-3.可见,SCR 催化剂大幅增加燃煤电站三氧化硫生成量.开发低 SO2/ SO3转化率的脱硝催化剂,从源头减少三氧化硫生成,对减少三氧化硫排放具有实际意义.

3.2.3 低温电除尘

低温电除尘相比传统电除尘是在电除尘前布置烟气冷却器,使得电除尘内的烟气温度降低到 90 ℃左右,甚至更低.烟气冷却器回收烟气热量,降低排烟热损失,提高锅炉效率.一般锅炉排烟热损失 q2约占 4%~8%,是最主要热损失之一.当排烟温度升高 22 ℃,锅炉效率就会提高1%( Kitto,1996).

张绪辉(2015)发现降温对烟尘比电阻特性有明显改善,与 130 ℃相比,90 ℃下烟尘在电场内停留时间增加,颗粒荷电性能的提升越显著.烟气温度 90 ℃左右时,三氧化硫主要以硫酸蒸气形式存在.H2SO4蒸汽吸收动力学特征用来描述飞灰表面的吸收过程,Weber-Morris 经验公式常用来分析实验数据,见式(5).

微信图片_20191101091709.jpg

式中,qt飞灰的吸附量,K 飞灰颗粒的扩散率系数,C 是常数.由式(5),温度一定时,飞灰的扩散率主要决定飞灰的吸附量qt.

三氧化硫在飞灰颗粒表面沉积率主要受飞灰成分和灰硫比(烟尘与硫酸雾质量浓度之比)因素影响(Huetal.,2017),灰中碱性组分容易与 H2SO4结合反应,另外,较高的灰硫比增加飞灰和硫酸蒸气碰撞结合几率.陶雷行等(2018)通过对 300~1000 MW 燃煤机组测试,发现灰硫比对三氧化硫脱除有重要作用.

硫酸蒸气分压超过露点分压可能会造成设备腐蚀,一般保证一定的灰硫比,以防止酸腐蚀.日本三菱重工通过实验得出:灰硫比大于10 时,腐蚀率几乎为零,目前三菱重工在运的低温电除尘器灰硫比都远超过 100,且没有发生设备低温腐蚀故障(Francis et al.,2009).本研究对进入LLT-ESP 烟气中的飞灰进行等速采样分析,计算得到灰硫比为3240,腐蚀风险较小.

试验期间,调整烟气冷却器运行参数,维持低温电除尘入口烟气温度 90 ℃运行.由表 2、表 4 和图3a可知,烟气经过烟气冷却器,温度由126 ℃降至90 ℃,气态三氧化硫浓度呈下降趋势.温度降低有利于三氧化硫与飞灰中的碱性物质结合,附着在飞灰颗粒物而被捕集.

延伸阅读:

燃煤烟气超低排放三氧化硫协同控制的分析

燃煤电厂烟气三氧化硫控制冷凝法测试分析

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