燃煤电厂烟气SO3迁移转化特性试验(2020版)
50355谈不上是超洁净排放
50355”谈不上是超洁净排放一、PM2.5团聚强化除尘技术介绍摘要：在雾霾天气势虐全国性区域之际，为进一步改善空气质量，部分地区提出高于国家最新大气排放标准要求的“50355”工程，即控制“氮氧化物小于50mg/Nm3、二氧化硫小于35mg/Nm3、粉尘小于5mg/Nm3”。
然而，除了NOx、SO2和粉尘，烟气组份中的SO3、细微颗粒物(PM2.5)、汞等重金属污染及PM2.5等危害，重点阐述LJD循环流化床干法工艺路线的多污染物全面脱除的优点，为真正实现“超洁净排放”工艺路线的确定提供借鉴。
注：本文经授权发布，转载请注明来源！1. 前言在燃煤烟气污染物排放是全国性雾霾天气的主因这一主流认知导向下，燃煤烟气治理只有向着更加严格的排放要求发展。
在国家最新《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)还未全面落实到位情洁净排放”改造，使大气污染物排放浓度达到：氮氧化物小于50mg/Nm3、二氧化硫小于35mg/Nm3、粉尘小于5mg/Nm3。
根据煤质及燃烧特性，一般燃煤锅炉烟气除了SO2、NOx和粉尘等主要污染成分外，还含有HCl、HF、SO3、汞、铅等重金属以及细微颗粒物等。
这些污染物因含量相对较低，在治理过程中往往被忽视。
但随着环境保护意识的加强，及国际上，大范围地对大气污染的深入研究，许多分析成果显示，HCl、HF、SO3、汞、铅等重金属以及细微颗粒物在烟气污染组份中虽然含量少，但危害却巨大。
其中SO3、细颗粒物PM2.5及重金属物质等对大气污染及对人类健康影响远超过SO2、NOx等人们所熟知的污染物。
因此，在追求“超洁净排放”目标上，如果不能同时控制这些少量污染物质的排放浓度，则谈不上真正的“超洁净”，对大气环境的改善也仅能停留在片面的层次上，起不到彻底和实质性的效果。
1. 大气中SO3、重金属及细微粒等污染物的危害1.1. SO3的危害烟气中一般有1%的SO2转化为SO3，由于含量低且难以检测，在很长一段时间里，SO3危害性被忽视。
9燃煤烟气中SO_3转换吸收特性模拟实验_常景彩
由图 2 测 得 的 粒 子 粒 径 分 布 状 态，可 以 推 断 41. 48 × 10 － 6 的 SO3 在 56 ℃ 与反应器内少量空气接 触时，SO3 与空气中的水分子快速结合转化为 H2 SO4 分子，而不以 SO3 分子形态存在； 是否形成酸雾，硫酸 雾凝结过程与酸雾浓度、湿度、酸露点、微细粉尘的浓 度等因素有关，具体对应关系如图 3 所示［9］。
图 2 SO3 与水结合形成酸雾气溶胶颗粒物的平均粒径分布 Fig. 2 Particle size distribution of acid mists created by SO3 through the air
由图 3 可知，对于浓度 50 × 10 － 6 附近的硫酸雾， 经折算其酸露点约为 146 ℃ ，远高于模拟实验中的反 应器内的温度，故 H2 SO4 分子在玻璃反应器内的凝结 过程必然 存 在，由 此 可 以 测 得 具 有 粒 径 特 征 的 硫 酸 雾。故在脱硫塔工作温度范围 55 ℃ 附近，模拟实验 生成的 SO3 即与玻璃反应容器中残留空气所含水分 子结合形成硫酸雾，而在烟气湿度接近饱和状态的脱 硫塔内，SO3 不可能以分子状态存在，由此可知燃煤
CHANG Jing-cai，DONG ，MA Chun-yuan
国家重点节能技术推广目录(第一、二、三、四批)
国家发展改革委办公厅关于组织推荐国家重点节能技术的通知发改办环资[2012]206号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、经贸委（经委、经信委、工信委、工信厅、工信局），有关行业协会，中央企业：为贯彻落实《中华人民共和国节约能源法》和国务院《“十二五”节能减排综合性工作方案》，引导企业采用先进的节能新工艺、新技术和新设备，提高能源利用效率，促进“十二五”期间节能减排目标的实现，拟于近期开展《国家重点节能技术推广目录（第五批）》的编制工作。
现请你们组织筛选、推荐重点节能技术：一、推荐要求（一）、推荐技术范围煤炭、电力、钢铁、有色金属、石油石化、化工、建材、机械、纺织等工业行业，交通运输、建筑、农业、民用及商用等领域的节能新技术、新工艺。
《国家重点节能技术推广目录（第一批）》（国家发展改革委公告2008年第36号）、《国家重点节能技术推广目录（第二批）》（国家发展改革委公告2009年第24号）、《国家重点节能技术推广目录（第三批）》（国家发展改革委公告2010年第33号）、《国家重点节能技术推广目录（第四批）》（国家发展改革委公告2011年第34号）已公布或全行业普及率在80%以上的技术不在推荐范围之内。
（二）、推荐技术要求推荐技术要求先进适用，能够反映节能技术最新进展；节能潜力大，预期可获得明显的节能效果；应用范围广，在全行业应用前景广阔。
二、上报要求各地发展改革委、经贸委（经委、经信委、工信委、工信厅、工信局）、有关行业协会和中央企业应充分发挥各自优势，认真组织、遴选符合条件的重点节能技术，并按照要求仔细填写重点节能技术推荐表和汇总表（详见附件）。
原则上每个单位推荐重点节能技术不超过10项。
请各地发展改革委、经贸委（经委、经信委、工信委、工信厅、工信局）、有关行业协会和中央企业于2012年4月15日前，将推荐材料文字版和电子版（电子版需刻制光盘）各1套上报国家发展改革委（环资司）。
某火电厂SCR_催化剂不同服役阶段脱硝性能试验及研究
河南科技Henan Science and Technology 化工与材料工程总第808期第14期2023年7月某火电厂SCR催化剂不同服役阶段脱硝性能试验及研究刘智湘肖芝聂辉文（湖南化工职业技术学院，湖南株洲412000）摘要：【目的】某1000WM燃煤火力发电厂SCR脱硝系统采用蜂窝状催化剂。
为把握随着催化剂服役时间增加相关脱硝性能参数的变化规律，对脱硝系统多次进行现场试验。
【方法】试验采用专业仪器设备对脱硝系统烟气流速、脱硝效率、氨逃逸率、SO2/SO3转化率等性能参数进行测量分析。
【结果】随着催化剂服役时间的增加，脱硝效率会明显降低，氨逃逸率有一定程度的增大，空气预热器处会生成硫酸氢铵等有害物质，造成堵塞。
【结论】随着服役时间的增加，催化剂会因为飞灰冲刷、堆积及重金属中毒等导致活性下降，催化剂局部区域积灰较多，空气预热器堵塞情况严重，需要及时对催化剂进行更新或者再生处理，提高催化剂活性，保证脱硝系统安全经济运行。
关键词：SCR脱硝系统；脱硝效率；催化剂活性中图分类号：X773文献标志码：A文章编号：1003-5168（2023）14-0091-04 DOI：10.19968/ki.hnkj.1003-5168.2023.14.018Test and Study on Denitration Performance of SCR Catalyst at Differ⁃ent Service Stages in a Thermal Power PlantLIU Zhixiang XIAO Zhi NIE Huiwen(Hunan Chemical Vocational Technology College,Zhuzhou412000,China)Abstract:[Purposes]The SCR denitration system of a1000WM coal-fired power plant uses honeycomb catalyst.To grasp the change rule of relevant denitration performance parameters with the increase of catalyst service time,field tests on denitration system was conducted for many times.[Methods]The test uses professional instruments and equipment to measure and analyze the performance parameters of the denitration system,such as flue gas flow rate,denitration efficiency,ammonia escape rate,SO2/SO3con⁃version rate,etc.[Findings]It can be seen that with the increase of catalyst service time,denitration effi⁃ciency will be significantly reduced,ammonia escape rate will be increased to a certain extent,and harm⁃ful substances such as ammonium bisulfate will be generated at the air preheater to cause blockage. [Conclusions]With the increase of service time,the activity of the catalyst will be reduced due to the scouring and accumulation of fly ash,heavy metal poisoning and other reasons.There are many ash de⁃posits in local areas of the catalyst,and the blockage of the air preheater is serious.It is necessary to up⁃date or regenerate the catalyst in time to improve the catalyst activity and ensure the safe and economical operation of the denitration system.Keywords:SCR denitration system;denitration efficiency;catalyst activity收稿日期：2023-03-10作者简介：刘智湘（1987—），男，硕士，工程师，研究方向：化工装备技术。
燃煤烟气中SO3控制研究进展
图 １为现场空预器堵灰情况。据国外经验，当氨体积浓度 为 ３～５ｐｐｍ时，３～６个月就能使空预器阻力上升 １倍［１２］，迫使
机组停炉清理堵灰。究 其 原 因，主 要 是 烟 气 中 过 量 的 ＳＯ３ 与 ＳＣＲ逃逸氨发生化学反应生成硫酸氢铵（ＡＢＳ），ＡＢＳ具有粘性，
易于沉积在空预 器 的 换 热 元 件 上，大 量 吸 附 烟 气 中 的 飞 灰，造
第 ７期
孟亚男：燃煤烟气中 ＳＯ３控制研究进展
·１８１·
ＳＯ２的氧化率越高，同时随着温度的升高，ＳＯ２ 的氧化率也逐渐 增加［９］。
ＴｒｏｎｃｏｎｉＥ［１０］、ＤｕｎｎＪＰ［１１］等研究表明，ＳＯ２ 在催化剂表面 的氧化过程首先是吸附在催化剂表面 Ｖ２Ｏ５ 活性位上，占据 Ｏ 原子，ＳＯ２主要以 ＳＯ３２－形式存在，之后与催化剂表面 Ｖ５＋ －ＯＨ 发生反应，生成 ＶＯＳＯ４），Ｏ２ 重新氧化。催化氧化过程中由于 被 ＳＯ２夺取 Ｏ原子而被还原的 Ｖ２Ｏ５，使 Ｖ４＋转化为 Ｖ５＋，促进 ＶＯＳＯ４向 ＳＯ３转化。一般，在 ＳＣＲ脱硝催化剂中 ＳＯ２总的氧化 率在 ０．４％ ～１．６％ 。 ［１０］
表 １ 现有各种 ＳＯ３控制技术比较
名称
脱除部位
基本原理
优点
缺点
燃料混合
燃料
燃料中加入低硫煤
从源头控制，操作简单
低硫煤成本高，混合设备复杂
燃料加碱 炉膛喷射 烟道脱除 湿式电除尘
燃料 炉膛 烟道 脱硫尾部烟道
高硫煤中加入碱性 物 质 从源头控制，操作简单
（如石灰石）
由于烧结作用，对 ＳＣＲ中生成的 ＳＯ３没效果
得烟羽呈现蓝色或黄褐色。硫酸气溶胶的浓度越高，烟羽的颜
色越深，排烟的不 透 明 度 也 增 加，当 燃 煤 锅 炉 烟 气 中 硫 酸 气 溶 胶的浓度超过 １×１０－５时，会出现蓝色烟羽现象［１８］。
燃煤烟气SO3浓度测定的不确定度评估
质量技术监督研究2020年第6期（总第72期）Quality and Technical Supervision ResearchNO.6.2020General NO.72燃煤烟气ＳＯ３浓度测定的不确定度评估龚国汉1，2（1 龙岩市产品质量检验所，福建 龙岩 364000）（2 国家空气污染治理设备产品质量监督检验中心（福建），福建 龙岩 364000）摘要：根据有关不确定度评定的标准和规则，对燃煤烟气SO 3浓度测定不确定度产生的来源进行识别，对各不确定度分量进行计算、合成和评估。
结果表明，SO 3浓度测定的相对不确定度可达9.5%，在实际应用中应给予充分考虑；SO 2标准气体流量、烟气SO 3采样流量或体积的相对不确定度影响最大；SO 2标准气体浓度、铬酸钡分光光度法测定SO 42-浓度的相对不确定度影响也较大，在实际测定过程中，可采取相应措施使之减小。
关键词：燃煤烟气；SO 3浓度；不确定度收稿日期：2020-05-14项目基金：原福建省质量技术监督局科技计划项目（FJQI2017041）作者简介：龚国汉，男，龙岩市产品质量检验所，国家空气污染治理设备产品质量监督检验中心（福建），工程师1引言《检测和校准实验室能力认可准则》规定[1]，开展检测的实验室应评定测量不确定度。
实验室应识别测量不确定度的贡献，评定测量不确定度时，应采用适当的分析方法考虑所有显著贡献，包括来自抽样的贡献。
当由于检测方法的原因难以严格评定测量不确定度时，实验室应基于对理论原理的理解或使用该方法的实践经验进行评估。
工业锅炉排放烟气中的硫氧化物主要以二氧化硫（SO 2）存在，其中少部分SO 2（通常＜5%）被氧化成三氧化硫（SO 3），SO 3极易吸湿而形成硫酸（H 2SO 4）液滴。
SO 3、H 2SO 4液滴的危害有：腐蚀锅炉、脱硝装置等设备；导致脱硝催化剂积灰堵塞、磨损、活性降低；降低烟气脱汞效率；增加能耗；污染环境，如SO 3随烟气排放时，会出现“蓝烟/黄烟”烟羽现象[2-3]。
燃煤烟气SO_3检测及控制技术探讨
２０１６年 第 ３７卷 第 ４期
液滴 ，则 会 吸附在 颗粒 物 上 ＿４ Ｊ。ｓ０ 气 溶 胶 主 要 在 吸过程 中 ，硫酸 雾靠 离心 力被 甩 到螺旋 管壁 ，因此
２０１５年底 ，国家 发 改 委 、环 保 部 和 能 源 局 印 发 了 《全 面实 施 燃 煤 电 厂 超 低 排 放 和 节 能 改 造 工 作 方 案》 的通 知 ，要 求 到 ２０２０年 ，全 国所 有 具 备 改造 条件 的燃 煤 电厂力 争 实 现 ＳＯ，、氮 氧化 物 和 烟 尘 超低 排 放 ， 目前 国 家 未 对 Ｓ０ 排 放 提 出 控 制 要 求 ，但 ＳＯ 是 形 成 酸 雨 的 主 要 原 因 ，也 是 大 气 ＰＭ２．５的重要 来 源 之 一 ， 因此 随着 环保 标 准 越 来 越 严格 ，燃煤 电厂 对 ｓ０ 的管 控也 提 上 了 日程 。 国 外 如美 国 、德 国已经制 订 相应 的 Ｓ０ 排 放标 准 ， 目 前 ，中 国上海 在 《大 气 污 染 物 控 制 标 准 》 中要 求 燃 煤 电厂硫 酸雾 排 放 限值为 ５ ｍｇ／ｍ ．可作 为 其 他 区域 电厂控 制 ＳＯ 标 准参 考 。随着 国家全 面 实 施 燃 煤 电厂超 低排 放 。有条 件 的地 区在进 行 改造 时应 考 虑 对 Ｓ０ 的控 制 ，避 免 二次 改造 。
烟 气进 入省 煤器 后 ，在 ４２０～６００ ｏＣ的高 温 下 ， 部 分 ＳＯ，在 飞 灰 及 受 热 面 积 灰 中 的氧 化 铁 、氧 化 铝 、氧 化硅 等 的催 化 作用 下进 一步 被 氧化为 ＳＯ 。
在 脱硝 反应 器 中 ，部 分 ｓ０，在脱 硝 催 化￣ｆ， Ｊｖ，０ 的催 化 作用 下生 成 ｓ０ ，转化 率 与煤 种 和催 化 剂 中 Ｖ，０ 含 量有 关 ，ＳＯ 与还 原 剂 氨生 成 硫 酸 氢铵 ，会 堵 塞 空 预 器 冷 端 元 件 ， 因 此 转 化 率 不 能 大 于 ０．７５％～１％ 根 据 研 究 ，进 入 电除 尘 之 前 ，烟 气 中约有 ０．８％～３．５％的 Ｓ０，转 化 为 ｓ０ ｌ３ Ｊ。 １。２ ＳＯ 气 溶胶 的生成
燃煤烟气中SO3的控制及测量技术
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燃煤电厂烟气SO3迁移转化特性试验(2020版)Safety technology is guided by safety technology, based on personnel protection, and an orderly combined safety protection service guarantee system.( 安全技术)单位：_______________________部门：_______________________日期：_______________________本文档文字可以自由修改燃煤电厂烟气SO3迁移转化特性试验(2020版)[摘要]对某电厂300MW机组在不同煤种、不同负荷条件下，选择性催化还原（SCR）脱硝系统、空气预热器、低低温电除尘器、海水脱硫以及湿式电除尘器等装置中SO3迁徙转化特性进行了试验分析。
试验结果表明：低低温电除尘器对SO3的脱除效率可达65%；海水脱硫对SO3的脱除效率约为15%；湿式电除尘器对烟气中SO3脱除效率约为5%；烟气经过SCR脱硝装置后SO3明显增加，这是造成尾部烟气中SO3质量浓度升高的主要原因；经低低温电除尘器、海水脱硫装置以及湿式电除尘器对烟气中SO3的协同脱除，能实现最终SO3排放质量浓度低于2mg/m3。
[关键词]燃煤电厂；超低排放；SO3；迁移转化；协同脱除；脱硝系统；空气预热器；电除尘器现有燃煤电厂中装配的脱硫、脱硝及除尘设备装置能实现烟气中灰尘、NOx、SO2等常规污染物的有效脱除。
但近年来，相关运行情况及研究发现，脱硝装置入口烟气中一部分SO2会进一步被选择性催化还原（SCR）脱硝催化剂氧化，形成SO3，SO3容易与脱硝装置中过量的NH3发生化学反应生成硫酸氢铵（ABS）等物质，造成脱硝床层以及下游空气预热器（空预器）等装置的严重堵塞。
ABS沉积在空预器内部，会降低空预器换热效率，同时也严重影响锅炉安全正常运行，引起炉膛负压大幅波动，甚至引起炉膛灭火而停炉。
因此，深入解析燃煤电厂烟气中SO3、NH3等组分生成及迁徙转化规律，是保证烟气污染物控制装置高效运行，实现燃煤电厂超低排放的关键。
近年来，针对燃煤电厂现有环保装置对SO3协同控制效果及排放进行了大量总结研究并开展部分工业测试。
李小龙等针对典型机组的测试结果表明，低低温电除尘器对SO3的脱除效率差别较大（1.8%~96.6%）；大部分湿法脱硫技术对SO3的脱除效率高于50%；SO3在湿式电除尘器中脱除效率也大于50%；超低排放条件下，大部分机组的SO3排放质量浓度低于2mg/m3。
李高磊等对江西某电厂3×340MW机组的研究表明，湿式静电除尘器和化学团聚系统的超低排放改造能够明显提高燃煤电厂SO3的脱除率，湿式电除尘器（WESP）耦合电除尘器（ESP）及湿法脱硫（WFGD）在高负荷下对SO3脱除效率可达80%以上。
但同时张雪峰等通过开展SO3对高湿静电场中电晕放电的影响机制研究提出，烟气中高浓度SO3所形成的硫酸气溶胶颗粒会产生电晕封闭现象，一定程度上造成湿式电除尘器效率下降。
王定帮等对国内多个燃煤机组研究发现，低低温电除尘系统对SO3脱除有很好的效果。
Bongartz等人研究表明，在炉内喷入钙基吸收剂能够有效降低SO3的排放。
目前，针对燃煤烟气中SO3脱除的相关研究虽已有所开展，但对不同工况下SO3在不同污染物脱除装置中的迁徙及转化规律缺乏系统研究和分析，从而无法从根本上解决SO3对各系统运行及环境带来的影响。
本文以某电厂300MW机组为研究对象，研究不同负荷条件下SCR脱硝系统、低低温电除尘器、海水脱硫、湿式电除尘等污染物控制装置中的SO3整体迁移转化特性，以期为消除SO3对系统的影响和SO3最终控制提供理论基础。
1研究对象及方法1.1研究对象本文研究对象为某电厂300MW机组，其锅炉为上海锅炉厂设计制造，亚临界参数、中间再热、控制循环、平衡通风、冷态排渣汽包炉。
锅炉设计燃用山西晋北烟煤，配正压直吹式制粉系统，采用四角切圆燃烧方式。
锅炉主要技术参数见表1，煤质分析见表2。
表1锅炉主要技术参数表2锅炉煤质电厂尾部烟气处理装置包括SCR脱硝系统、低低温电除尘器、海水脱硫系统、湿式电除尘器等。
SCR烟气脱硝装置采用高尘型工艺布置，布置在省煤器与空预器之间。
反应器内催化剂按“二用一备”模式布置，底层为预留层。
反应器入口设气流均布装置，且在烟道不同位置设导流板、静态混合器和整流器等装置以保证烟气和氨气进入反应器前充分混合。
烟尘脱除采用低低温电除尘器，按双室五电场布置，每个电场配4只灰斗，阳极板型为BE型，烟气流速为1.15m/s，在除尘器内的停留时间为15.86s，除尘效率为99.91%。
烟气脱硫采用海水脱硫工艺（SW—FGD），设计脱硫效率为98.3%，脱硫塔内部结构为填料塔，设5级喷淋层+2级屋脊除雾器。
洗涤烟气的海水在脱硫塔内水力停留时间约为2.5min，烟气与海水的接触时间约2.45s。
湿式电除尘器采用卧式单室一电场结构，设计粉尘去除率≥75%，PM2.5去除率≥90%，雾滴去除率≥80%，SO3去除率≥60%。
1.2试验工况与方法烟气中NH3、SO3等污染物迁移转化特性试验分别在机组燃用高硫煤和低硫煤条件下进行。
试验时机组的负荷分别稳定在300、170MW。
在不同试验工况下，分别测试分析SCR脱硝装置进/出口、低低温电除尘器进/出口、脱硫装置进/出口、湿式电除尘器进/出口的SO3质量浓度。
试验工况见表3。
表3试验工况SO3质量浓度测量依据EPAmethod8标准。
在各测点采集SO3烟气样本，并记录所采集的干烟气流量和O2质量分数。
利用化学滴定法分析样品中的硫酸根质量浓度，并根据所测量O2质量分数和烟气流量，计算各采集点烟气中的干基SO3质量浓度。
SO3取样测量设备如图1所示。
图1SO3取样设备2结果及讨论2.1SO3整体迁移转化特性图2为不同工况下各污染物控制装置进/出口的SO3质量浓度分布。
由图2可以发现，不同工况下SCR脱硝装置中SO3质量浓度都显著上升。
有研究表明，SCR脱硝过程中催化剂将NOx 催化还原成N2的同时，SCR催化剂中活性组分也会将部分的SO2（大约占总SO2的0.25%~1.25%）催化氧化成SO3。
从SCR脱硝装置出口到低低温除尘器沿程SO3质量浓度有所下降，该段烟气流经了空预器，SO3会与逃逸的NH3反应生成硫酸氢氨，这是造成空预器堵塞的主要原因。
图2不同工况下各采样位置SO3质量浓度当烟气通过低低温电除尘器时，烟气温度会降低到酸露点以下，烟气中的SO3会冷凝形成硫酸液滴或者硫酸盐，这些物质会沉积在飞灰表面，最终被电除尘装置捕集，SO3也同时被脱除。
海水脱硫装置进一步脱除SO3，其主要利用了海水中的碱性物质吸收SO3，达到脱硫目的。
同时，湿式除尘器也对SO3有一定的脱除作用。
不同工况下各装置SO3质量浓度降低比例见表4。
烟气中SO3的整体迁徙转化特性如图3所示。
表4不同工况下各装置SO3质量浓度降低比例单位：%图3烟气中SO3的迁移转化特性从表4和图3可以看出，低低温电除尘器对SO3的相对脱除效率最高，当烟气流经低低温电除尘器后，各工况下SO3的相对脱除率均超过55%。
因此，需密切关注SO3对低低温电除尘器造成的腐蚀等危害。
海水脱硫装置各工况下对SO3的脱除率在13%~18%，最终剩余少部分SO3在湿式电除尘器中被脱除。
经过一系列现有的污染物控制装置后，最终烟气中的SO3质量浓度低于2mg/m3（图2）。
图2不同工况下各采样位置SO3质量浓度2.2SCR脱硝装置中SO3的生成不同工况下SCR脱硝装置前后SO3质量浓度变化见表5。
从表5可见，经SCR脱硝装置后，烟气中SO3质量浓度均有所上升，不同工况下脱硝装置出口SO3质量浓度增加幅度为113%~145%。
表5不同工况下SCR脱硝装置前后SO3质量浓度这表明烟气中部分SO2被SCR催化剂氧化成了SO3。
从试验结果来看，SCR脱硝装置中SO3生成量在一定程度上与机组负荷相关。
随着机组负荷的增加，SCR脱硝装置入口的烟温也增加。
在SCR催化剂中对SO2氧化起主要作用的是活性组分V2O5，其通过V5+与V4+之间价态的转换实现对SO2的氧化（式(1)、式(2)）。
这一反应发生的温度通常为350℃。
当烟气温度升高时，其反应速率提高，导致催化剂表面SO3转化率增加。
2.3空预器中SO3与NH3的转化表6为不同工况下空预器进出口SO3与NH3含量变化。
表6不同工况下空预器进出口SO3和NH3含量由表6可以看出，空预器进出口烟气中SO3和NH3含量均出现了不同程度的降低，这表明在空预器中SO3和NH3发生了一定程度的反应。
空预器入口SO3和NH3含量越高，空预器出口SO3和NH3含量降低程度也会越加明显，两者在空预器中反应愈剧烈，由此造成空预器堵塞的风险也越高。
另外，由表6还可见，相较于低硫煤，高硫煤燃烧会导致空预器进口SO3质量浓度大幅度增加，此时若不严格控制脱硝装置出口NH3逃逸量，也会进一步增大空预器堵塞风险。
2.4低低温电除尘器中SO3的脱除试验中不同工况下低低温电除尘器前后的SO3质量浓度变化见表7。
由表7可以看出，低低温电除尘器对SO3的脱除率均在70%以上。
表7不同工况下低低温电除尘器前后SO3质量浓度表7中试验结果显示，燃用高硫煤种时低低温电除尘器对SO3的脱除效率高于燃用低硫煤种。
由表2煤质分析结果可知，高硫煤中灰分比低硫煤高，而灰分增加会使烟气中飞灰含量增加，这促进了SO3与飞灰中碱性物质的反应程度，从而使得SO3更容易被飞灰捕捉而通过电除尘器除去。
另一方面，随着温度降低，SO3也会形成硫酸酸雾，当飞灰颗粒物吸附硫酸酸雾后，颗粒物表面会生成一层液膜，这层液膜能够增强颗粒物之间的茹附性，强化团聚作用，从而进一步提高SO3的脱除效果。
2.5海水脱硫装置中SO3的脱除海水的pH值一般为7.8~8.3，碱度为2.0~3.0mmol/L。
由于海水中具有一些氯化物和硫酸盐，这些物质具有酸碱缓冲的作用，因此是很好的SO3吸收剂。
试验中不同工况下海水脱硫装置前后SO3质量浓度变化见表8。
表8不同工况下海水脱硫装置前后SO3质量浓度由表8可以看出，烟气经过低低温电除尘器后，烟气中SO3质量浓度不超过20mg/m3，再经过海水脱硫装置脱除之后，海水脱硫装置出口SO3的质量浓度均低于6mg/m3。
虽然海水脱硫装置入口SO3质量浓度不高，但海水脱硫装置对SO3进一步脱除效率一般能够达到60%~70%，且其脱除效率受燃用煤种与机组负荷的影响不大。
需要指出的是，当烟气进入脱硫吸收塔之后，烟气的温度降低到酸露点之下，烟气中的大部分气态的SO3会冷凝成SO3液滴。