重点讲解超低排放燃煤电厂有色烟羽成因及治理技术的经济与环境效益分析Word格式文档下载.docx

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　　当烟气从烟囱或其他装置排入大气后，由于它具有一定的动量和浮力，在向下风向传输过程中，其中心线会上升，同时烟体向四周扩散。

烟气在扩散过程中其外形有时像羽毛状，因此被称为烟羽。

烟羽颜色与烟气成分及环境条件密切相关，在光线充足的条件下，烟气中的不同成分与颜色之间的关系见表1。

　　带有颜色的烟羽被称为有色烟羽，不同的颜色显示出烟气中的不同成分，颜色深浅可显示其浓度高低，在浓度很低时一般均呈现为无色。

　　1.2石膏雨及其成因

　　石膏雨是指采用湿式石灰石–石膏法工艺对烟气进行脱硫的过程中，脱硫系统除雾器及后续净化设备对逃逸石膏液滴的脱除效率不高，导致大量石膏液滴逃逸并从烟囱排出，在烟囱附近落于地面形成白色斑点的现象。

　　石膏雨形成是脱硫系统的烟气流速过高、流场不均及除雾器效果较差等原因造成的。

中国早期投运的湿式石灰石–石膏法烟气脱硫装置由于设计经验不足以及过分强调降低造价等原因，造成部分电厂存在石膏雨现象，对周边建筑物、生产设备、作物、居民等产生了一定的不良影响。

随着超低排放政策的推进和对烟气脱硫装置相关设备的改进，石膏雨现象最近5年明显减少。

　　1.3烟囱雨及其成因

　　烟囱雨是指烟囱排放的湿烟气中含有大量的大颗粒液滴，由于来不及扩散和蒸发，经重力沉降落到地面形成的降雨现象。

　　产生烟囱雨的原因有3种：

一是由于脱硫系统除雾器的除雾效果较差，致使排放的湿烟气中液滴含量高，出现烟囱雨并常常伴随有石膏雨现象，液滴粒径一般在1000~2000μm；

二是湿烟气经过烟道及烟囱时，由于温度下降冷凝形成大量的液滴，液滴粒径一般在1000~5000μm；

三是湿烟气中的气态水在与环境温度低、湿度大的空气混合时，由于温差较大，部分气态水冷凝直接形成了较大的液滴（甚至冰晶小颗粒），来不及再次挥发而降落地面。

　　第1种原因引起的烟囱雨可通过提高脱硫系统除雾器的除雾效果来解决。

第2种原因引起的烟囱雨可通过在烟囱内装设液态水收集装置来解决。

第3种原因引起的烟囱雨主要发生在冬季极寒冷的地区，对环境影响范围较小，如果烟囱周围500m范围内环境不敏感，可不进行专门治理，否则需要对烟气进行加热处理。

　　1.4灰黑色烟羽及其成因

　　黑色烟羽（或灰色烟羽）是指由于烟气中烟尘等固体颗粒物排放浓度高，烟囱排放口附近的烟气呈黑色或灰色的现象，对于干烟气排放，在烟囱排放口就会形成黑色或灰色烟羽；

对于湿烟气排放，烟囱口的白色烟羽会掩盖黑色或灰色烟羽，但白色烟羽消散后，黑色或灰色烟羽还会扩散很长的距离，即产生拖尾现象。

　　颗粒物排放浓度越高，林格曼黑度越高。

当颗粒物质量浓度小于50mg/m3时，干烟气排放烟羽为无色，湿烟气排放为白色烟羽，且白色烟羽消散后看不见颗粒物的拖尾现象。

超低排放要求烟气中颗粒物质量浓度小于10mg/m3，因此，超低排放燃煤电厂不会再出现黑色或灰色烟羽。

　　1.5黄色烟羽及其成因

　　黄色烟羽是指烟气中NO2浓度较高，烟囱排放的烟气呈黄色的现象。

这种现象在实现超低排放的燃煤电厂一般不会出现，主要发生在燃气电厂启动负荷阶段、焦炉、转炉、化工厂等。

燃煤电厂排放的NOx主要是NO，NO2的浓度很低。

　　1.6白色烟羽及其成因

　　白色烟羽是指烟气通过湿法脱硫装置或湿式电除尘器处理后排放的湿烟气，通过烟囱排入大气，由于温度下降烟气中的水蒸气凝结产生的白色水雾，由大量1μm左右的细小水滴组成，在阳光反射下一般呈白色，但也会因天空背景色和光照、观察角度等原因呈现灰色，且自然扩散后会很快消失，不会产生拖尾现象。

　　满足超低排放要求的燃煤电厂普遍存在这种现象，又称“湿烟羽”，俗称“大白烟”或“冒白烟”，是当前关注的热点，也是本文研究的重点。

　　1.7蓝色烟羽及其成因

　　蓝色烟羽是指由于烟气中硫酸雾（即SO3气溶胶或硫酸气溶胶）排放浓度较高，烟囱排放的烟气呈蓝色的现象。

燃煤电厂烟气排放过程中，烟气中的SO3基本上全部以硫酸雾形式存在。

　　根据美国的经验，当烟气中的硫酸气溶胶体积浓度在5×

10–6~10×

10–6（10×

10–6相当于质量浓度为36mg/m3的SO3）时就可能出现蓝色烟羽，超低排放中部分治理设施对烟气中的SO3有较好的协同脱除作用，但仍有少数超低排放的电厂会出现蓝色烟羽。

　　SO3主要来源于锅炉燃烧、烟气脱硝催化剂氧化以及电除尘器放电氧化等过程。

因此，该现象主要出现在燃用高硫煤电厂的烟囱附近。

SO3对后续设备有较强的腐蚀作用，也是大气雾霾中的细颗粒物的成分之一，需要进行相应的控制。

　　由此可见，不同有色烟羽成分及其成因有较大差异，满足超低排放要求的燃煤电厂可能出现的有色烟羽仅有SO3含量较高的烟气生成的蓝色烟羽或烟气中气态水冷凝形成的白色烟羽。

因此，下面仅论述蓝色烟羽和白色烟羽的危害及治理。

　　2蓝色烟羽的危害及治理的经济与环境效益

　　2.1蓝色烟羽的危害及治理要求

　　烟气中的SO3主要以亚微米粒径的硫酸气溶胶形式存在，粒径越小，对于短波的散射越强，从而使烟羽呈现蓝色。

硫酸气溶胶本身就属于细颗粒物，排入大气后还会和大气中的氨气（NH3）等反应生成盐。

　　目前，中国SO3排放尚无国家标准，仅部分省（区、市）如北京等地方标准提出SO3（或硫酸雾）须控制在5mg/m3以下。

　　在美国对于SO3排放也没有国家标准，但已有22个州对燃煤电厂SO3提出了排放限值要求，其中有9个州的排放限值低于5mg/m3，12个州介于5~10mg/m3。

　　2.2蓝色烟羽治理技术

　　对烟气中SO3的控制主要有3条途径。

　　一是控制燃煤含硫量和SCR烟气脱硝过程中SO2/SO3的转化率。

二是利用烟气治理中的低低温电除尘器（LL-ESP）、湿式电除尘器（WESP）、湿法烟气脱硫工艺（WFGD）、相变凝聚器等对烟气中的硫酸雾进行协同脱除，部分电厂的脱除效果见表2，SO3的排放质量浓度全部小于5mg/m3。

　　另据对上海6个电厂的测试，在燃煤中硫含量为0.35%~0.95%时，超低排放改造前SO3排放质量浓度为4.58~31.30mg/m3，平均值为13.40mg/m3；

超低排放改造后SO3排放质量浓度降低至0.80~3.68mg/m3，平均值为2.29mg/m3，减排率为53.6%~95.1%。

　　低低温电除尘器对SO3的脱除效率一般在60%~80%以上，湿法烟气脱硫工艺对SO3的脱除效率在30%~80%，湿式电除尘器和相变凝聚器在30%~75%。

三是向烟气中喷入碱性物质，中和烟气中的硫酸雾。

　　SO3喷碱脱除可分为炉内喷射和炉后喷射两种，其中炉后喷射可在省煤器至脱硫塔之间的位置喷入，常用碱性吸收剂有Ca（OH）2、Mg（OH）2、NaHSO3、Na2CO3等，与SO3发生选择性反应脱除SO3，该技术对SO3的脱除效率可达90%以上。

该方法目前在国内应用很少。

　　2.3蓝色烟羽治理的经济性分析

　　目前已经安装有低低温电除尘器、湿式电除尘器等装置的电厂，SO3的排放浓度一般较低，不需要大规模改造。

对于燃煤硫分高、缺少低低温电除尘器及湿式电除尘器等高效脱除SO3装置的电厂，SO3排放浓度较高（甚至超过30mg/m3），需要进行改造。

根据实际情况不同，改造的投资造价在20~50元/kW（见表3）。

　　对SO3治理的经济效益主要体现在减少电厂炉后设施的腐蚀，减少下游设备检修维护工作量。

取决于各电厂的煤质、设备的不同，产生的经济效益也有较大差异。

需要特别强调的是采用烟气加热技术是无法治理蓝色烟羽的，因为加热后的烟气温度远低于硫酸的露点温度，SO3仍以硫酸气溶胶的形式存在。

　　2.4蓝色烟羽治理的环境效益

　　SO3在脱硫后的烟气中主要以硫酸雾的形式存在，出现蓝色烟羽时烟气中的SO3浓度一般在36mg/m3以上，通过治理可以下降到3.6mg/m3，这意味着以SO3形式存在的硫酸雾浓度下降了32.4mg/m3，因其排入大气后会形成硫酸盐，相当于排放硫酸盐细颗粒物的质量浓度超过53mg/m3，远远超过超低排放颗粒物排放质量浓度10mg/m3的要求，其对环境空气中PM2.5的影响是较为明显的。

因此，凡是有蓝色烟羽现象的电厂，应进行SO3的深度减排，没有出现蓝色烟羽的电厂，也应对烟气中的SO3进行监测，分析其对周围大气质量的影响。

从国内外已有经验看，SO3的排放质量浓度小于5mg/m3对环境空气质量的影响较小。

　　3白色烟羽的危害及治理的经济与环境效益

　　3.1白色烟羽的危害燃煤电厂的白色烟羽（湿烟羽）是由于烟气通过烟囱排入大气后因温度下降，烟气中的气态水凝结引起的可见烟羽。

凝结水是没有污染的，所以白色烟羽的危害取决于烟气中自身的污染物。

烟气中的污染物可以分为常规污染物和非常规污染物两类。

　　常规污染物即目前日常监测的SO2、NOx和烟尘，其中烟尘实际上是指可过滤颗粒物（FPM），即燃煤产生的飞灰以及湿法脱硫产生的石膏等，这部分物质可被滤膜捕集并烘干后称重测量。

超低排放后燃煤电厂的常规污染物排放浓度已经很低，对环境的影响很小。

　　非常规污染物主要有Hg等重金属及其化合物，Hg等重金属及其化合物多数以颗粒态形式存在于可过滤颗粒物中而被脱除，但也有少数以气态形式存在的较难脱除。

　　可凝结颗粒物（CPM）是指烟气在烟囱内以气相（包括雾状颗粒）形式存在，但排入大气环境后由于温度下降会在很短的时间内凝结成颗粒物，主要由SO3气溶胶、挥发性有机物（即VOC）、SCR装置逃逸的微量NH3以及雾状液态水携带的溶解性总固体等污染物组成。

　　溶解性总固体主要有SO42–、Cl–、F–、NO3–、Ca2+、Mg2+等离子组成的无机盐，燃煤电厂超低排放改造完成后溶解盐的质量浓度在0.15~2mg/m3。

挥发性有机物主要由燃烧过程产生的酯类、烷烃类以及少量苯环类物质组成，有机物组分在可凝结颗粒物中所占的比重在4.6%~27.7%之间。

SO3在脱硫后的烟气中主要以硫酸雾形式存在，超低排放改造后质量浓度均值从23mg/m3降低到8.9mg/m3。

　　有测试结果显示，湿法烟气脱硫工艺和湿式电除尘器对CPM的脱除效率分别达到57.59%、69.92%。

低低温电除尘技术对CPM也有较高的脱除效率。

尽管非常规污染物浓度比常规污染物浓度低很多，但少量的非常规污染物对环境的影响也不容忽视，如酸雾、Hg及其化合物的污染当量值分别为0.6、0.0001。

因此，需要重视Hg、CPM等非常规污染物对环境的影响，必要时应当进行深度减排。

　　3.2白色烟羽治理技术

　　白色烟羽治理技术主要包括烟气冷凝、烟气加热、烟气冷凝再热工艺。

烟气冷凝工艺主要实现污染物减排、回收烟气中水分以及减弱视觉影响。

烟气加热工艺主要实现消除烟羽视觉影响及提高污染物扩散效率。

烟气冷凝再热具有两者的共同优点。

具体技术分类详见图1。

　　3.3白色烟羽治理的经济性分析如果采用烟气加热技术进行烟羽治理，国内各地出台的政策一般均沿用德国2002年以前的法规要求，脱硫后湿烟气加热至75~80℃再排放。

根据国内多个工程案例的实际情况，以水媒式GGH加热技术为例，改造单位投资约增加60元/kW，由于加热烟气损失的热量，折算为单位发电煤耗约增加2g/（kW·

h），运行成本约增加0.15分/（kW·

h）。

　　如果采用烟气冷凝技术，成本增加主要分为投资成本、循环泵电耗、引风机增加能耗等。

　　表4给出了3种主流烟气冷凝工艺的投资成本和运行成本，改造的单位投资约增加40元/kW。

根据目前的实际运行成本，初步测算改造后运行成本约增加0.10分/（kW·

h）（按年运行5000h，标煤价格500元/t计算）。

　　3.4白色烟羽治理的环境效益

（1）节水效益。

　　如果采用烟气冷凝技术治理白色烟羽，随着烟温降低，烟气中饱和含水量下降，析出的水量增多，回收水（除了浆液冷却技术将冷凝水直接混入浆液中，导致冷凝水无法直接回用外，其他处理技术均有回收水）可用于电厂其他用途（见图2）。

　　以300MW机组为例，烟温分别为60℃、55℃、50℃时，降低1℃时节水量分别约为12.7t/h、9.4t/h、7.4t/h。

按降温5℃考虑，温度由50℃降低到45℃时，300MW机组每小时可节约水量约31.6t，年经济效益约41.9万元（按5000h、2.65元/t计）。

实际的节水效益与当地水价、负荷、实际降温幅度有关，对于西部水资源匮乏地区，特别是以水定电的燃煤电厂，节水的经济效益和社会效益更为重要。

（2）污染物减排。

　　如果采用直接加热技术进行治理，政策上一般要求脱硫后湿烟气加热至75~80℃再排放，对于污染物减排并无改善。

相反，由于加热烟气损失的热量，折算为单位发电煤耗增加约为2g/（kW·

2017年全国平均发电煤耗为294.17g/（kW·

h），按超低排放电厂常规污染物要求，烟尘排放质量浓度应少于10mg/m3、SO2排放质量浓度应少于35mg/m3、NOx排放质量浓度应少于50mg/m3、合计不大于95mg/m3来核算，每kW·

h发电煤耗增加2g，则相当于常规污染物排放量增加0.65mg/m3。

可见，采用直接加热的方式消除白色烟羽，不仅不减少污染物排放，反而会增加污染物排放。

　　如果采用烟气冷凝技术治理白色烟羽，常规污染物基本不减排，但可有效捕集可凝结颗粒物，主要是烟气中的硫酸雾和液滴中的溶解盐等。

溶解盐只能溶解在液态水即液滴中，根据实测和计算，满足超低排放要求的采用湿式石灰石–石膏法烟气脱硫工艺的电厂，烟气中的溶解盐质量浓度一般不超过1mg/m3。

按50%的去除效率计算，溶解盐仅降低0.5mg/m3，以300MW机组为例，每年减排量为2.9t，排污税每年减少0.7万元。

此外，对烟气中SO3的减排量取决于烟气中的SO3浓度和烟气的冷凝温度，超低排放处理后白色烟羽中的SO3浓度一般较低，因此，其减排效果也很有限。

　　总之，对于已达到超低排放要求的燃煤电厂，治理白色烟羽的环境效益并不明显。

加热技术会增加污染物的排放，冷凝技术虽然可减少污染物的排放，但非常有限，对环境改善的贡献并不明显，而且会使边际成本明显增加，权衡之下应把这部分投资用在更需要的环境治理方面。

　　（3）消除白色烟羽视觉影响。

　　消除白色烟羽的视觉影响对于提高周边民众对环境改善的满意度具有一定的意义，也可以提高污染物的扩散效果。

采用烟气直接加热技术的能耗较高；

烟气冷凝技术可减轻白色烟羽的视觉影响，但除非将烟气冷却到接近环境温度，否则无法彻底消除；

较为成熟的技术路线是采用先冷凝析出饱和水蒸汽，再进行小幅再加热的技术，可达到消除烟羽视觉影响的效果，并有效降低加热能耗。

　　4结论

（1）燃煤电厂有色烟羽包括石膏雨、烟囱雨、白色烟羽、灰黑色烟羽、蓝色烟羽和黄色烟羽等，不同有色烟羽的成因各不相同，危害及治理技术也不相同，应依据具体的有色烟羽进行针对性治理。

（2）燃煤电厂超低排放后，普遍存在的是白色烟羽，有少数燃用中、高硫煤的电厂会出现蓝色烟羽。

白色烟羽主要是存在视觉影响，本身对环境影响不大，治理能收获的环境效益较小；

蓝色烟羽中硫酸雾浓度较高，应进行治理。

　　（3）蓝色烟羽是排放烟气中硫酸雾浓度较高造成的，目前中国尚无燃煤电厂硫酸雾（SO3）的排放标准，各地出台的治理要求也非常混乱。

治理烟气中的SO3主要有3条途径，一是降低燃煤含硫量并控制SCR烟气脱硝工艺中SO2/SO3转化率，二是提高低低温电除尘器、湿式石灰石–石膏法烟气脱硫工艺、湿式电除尘等烟气治理设施对SO3的协同脱除效率，三是向烟气中喷入碱性物质，中和烟气中的SO3。

烟气加热对治理蓝色烟羽没有任何效果，蓝色烟羽治理对降低当地环境空气中的PM2.5较为有利，投资与运行成本不是很高。

　　（4）白色烟羽是烟气中的气态水排入大气后，因温度下降冷凝成微细雾滴造成的。

可通过加热相对减少烟气中气态水进入大气环境后冷凝析出的量来减轻或消除白色烟羽现象，但加热耗能会增加污染物排放。

为了减少耗能，可采用先冷凝烟气析出部分水，再对烟气进行小幅加热的方式，这样可回收烟气中的部分气态水，但污染物减排量并不明显，不宜全面推广。