循环流化床锅炉烟气污染物排放测试及特性分析

3．4汞及其化合物排放特性分析

图3为脱硫塔入口和出口的气态汞排放浓度的测定结果。U1和U2锅炉脱硫塔入口的气态汞质量浓度分别为7.7和7.0μg/m3，出口的气态汞质量浓度分别为5.6和4.9μg/m3。两者均远小于大气污染物排放限值0.03mg/m3。湿法脱硫塔对气态汞的脱除效率分别27.3%和30.0%，其协同脱汞效率接近协同除尘效率的一半，可能是由于烟尘浓度较低及烟气中Hg2+的占比有关。

循环流化床锅炉燃烧过程中添加了石灰石预脱

硫和脱汞，有的掺烧低反应活性燃料，飞灰含碳量较高。未燃尽碳的比表面积大吸附作用强，提高了对汞的吸附能力;燃料和脱硫剂多次循环，飞灰在炉内停留时间长，也增加了对汞的吸附机率。循环流化床锅炉的汞分布结果表明，底渣和除尘器的脱汞效率分别为0.55%、83.4%，湿法脱硫塔对汞的脱除依赖于烟气中Hg2+的比例，随着液气比(L/G)、pH的增加，其脱汞效率逐渐增加。可见，因循环流化床锅炉烟气中颗粒汞比例较高，电袋或袋式除尘器协同脱汞效果明显，到达湿法脱硫塔入口的烟气中汞浓度较低。

3．5NH3排放特性分析

氨排放主要来自SNCＲ脱硝喷入的未反应完全的还原剂。在省煤器出口和除尘器出口、脱硫出口、烟囱入口处分别采用代表点采样法，结果如图4所示。U1和U2锅炉省煤器出口的氨逃逸浓度分别为7.5和3.1mg/m3，脱硫出口的氨逃逸浓度分别为1.7和0.4mg/m3。

从省煤器出口到脱硫入口的NH3浓度快速下降，可能是由于烟气中的SO3与NH3的结合以及飞灰对NH3的吸收作用导致的。U1和U2锅炉湿法脱硫塔对NH3的脱除率分别为23.7%和17.0%。U2锅炉脱硫塔对NH3的脱除率较低，这与烟气中NH3的分压低、钠基强碱脱硫浆液pH值高有关。

根据烟囱入口NH3浓度估算U1和U2锅炉NH3的年排放量分别约为2.40t和1.12t，虽然单台锅炉的氨年排放量不大，但是一个地区多台机组的脱硝设备同时投运排入大气环境的总氨量对局部地区雾霾形成的影响尚须深入评估。

3．6 SO3排放特性分析

燃煤烟气中SO3是造成烟道系统腐蚀和空预器硫酸氢铵堵塞的主要因子，在脱硫塔入口和烟囱入口分别采用代表点法对SO3浓度进行了测试。结果表明U1和U2锅炉脱硫塔入口SO3浓度分别为2.38和1.87mg/m3，烟囱入口SO3浓度分别为1.6和0.60mg/m3，脱硫塔对SO3的脱除率分别为31.5%和67.9%，这与文献［9］的测定结果接近。

虽然到达脱硫塔入口烟气中SO3浓度均较低，而脱硫浆液吸收SO3作用有限，故仍有一定量的排放，这主要受以下因素影响:①炉内喷钙基脱硫剂脱除了部分SO2和大部分SO3(约90%);②SNCR投运时逃逸的部分NH3与SO3结合并黏附在飞灰上当烟气流经除尘器时被去除;③未能脱除的SO3呈酸雾状态，基本处于亚微米级粒径范围，同时SO3酸雾又可冷凝吸附在飞灰表面，促使颗粒物长大，在脱硫塔中随着烟尘被协同脱除。

3．7污染物排放绩效

U1和U2锅炉烟囱处污染物排放浓度和排放绩效见表4。由于机组入炉煤质和运行条件的差异，环保设备的设计工艺及建造存在不同，烟气污染物排放浓度存在区别。其中U1锅炉SO2和NOx浓度分别为16.0和71.4mg/m3，排放绩效分别为0.0858和0.3830g/kWh。

U2锅炉SO2和NOx浓度分别为10.4和95.7mg/m3，排放绩效分别为0.0401和0.3686g/kWh。NOx排放浓度明显高于超低排放限值，但是从排放绩效角度，两者均优于文献［3］依据特别排放限值测算的排放绩效0.21和0.42g/kWh。烟尘和汞及其化合物的排放也处于较低水平，体现了循环流化床燃煤技术的清洁性。

4、结论

1)循环流化床技术具有高效清洁性，U1锅炉烟尘、SO2、NOx及SO3的排放浓度分别为13.1、16.0、71.4、1.6mg/m3;U2锅炉上述指标排放浓度分别为4.8、10.4、95.7、0.6mg/m3，故只须对烟尘和NOx作进一步控制，就能达到国家现行超低排放标准。

2)锅炉在燃烧过程中添加了石灰石，预脱硫的同时具有一定的脱汞能力，再经除尘器及WFGD的协同脱除作用，不需要额外增加汞控制设备，气态汞排放浓度可分别达到5.6×10－3和4.9×10－3mg/m3，均远小于大气污染物排放限值要求。

3)SNCR脱硝装置的投运在减排NOx时，存在氨逃逸，排放浓度分别为1.7和0.4mg/m3，对应年排放量约为2.40和1.12t。

4)U1和U2锅炉SO2排放绩效分别为0.0858、0.0401g/kWh，NOx排放绩效分别为0.3701、0.3544g/kWh，均优于依据特别排放限值测算的排放绩效。

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