超低排放燃煤电站三氧化硫的迁移和排放特征

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．

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）．

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）．

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．

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