劉興傳，郭力強

（1.山西潞光發(fā)電有限公司，山西 長治 046699；2.國網(wǎng)山西省電力公司電力科學研究院，山西 太原 030001）

0 引言

我國煤炭硫分含量變化范圍較大，從0.1～10%不等[1]，多數(shù)煤種平均含硫率超過1.0%[2]。煤炭在燃燒過程中產(chǎn)生大量的SO2，少部分SO2被氧化為SO3。SO3經(jīng)過濕法煙氣脫硫以后，以H2SO4氣溶膠的形式從煙囪排出，產(chǎn)生藍煙現(xiàn)象。

某電廠安裝8臺燃煤發(fā)電機組，其中1～3號機組均為350 MW，煙氣采用靜電除塵、石灰石—石膏濕法脫硫、選擇性催化還原法SCR（selective catalytic reduction） 脫硝工藝。1～3號機組共用1號煙囪。這3臺機組燃煤硫分較高，在1.6～2.1%之間，藍煙現(xiàn)象明顯。

1 產(chǎn)生藍煙的原因

1.1 SO2的生成

煤炭中的全硫包括有機硫、硫鐵礦、單質(zhì)硫和硫酸鹽，前三部分為可燃硫，燃燒后生成二氧化硫，硫酸鹽為不可燃硫，列入灰分。通常情況下，可燃硫占全硫分的比例為70～90%[3]?？扇剂蛟谌紵^程中被氧化為SO2，其化學反應式為

1.2 SO2向SO3的轉(zhuǎn)化

SO2在催化劑和高溫的條件下被氧化為SO3，其化學反應式為

SO2的催化氧化包括以下三部分。

1.2.1 在省煤器的氧化

Hardman等人的研究認為：在鍋爐省煤器420～600℃的溫度范圍，部分SO2在煙塵和管壁中氧化鐵的催化作用下生成SO3。SO3生成的多少取決于SO2的濃度、煙塵成分和流量、對流段的表面積、煙氣和管道表面的溫度分布以及過剩空氣量等[4]。

1.2.2 在鍋爐管壁的氧化

SO2在鍋爐管壁上積灰的催化作用下，與原子態(tài)氧（O）和分子態(tài)氧（O2）反應，轉(zhuǎn)化為SO3。以上兩部分SO2轉(zhuǎn)化為SO3主要發(fā)生在輻射受熱段和對流段，可稱為前期轉(zhuǎn)化率，大約占SO2總量的1%。

1.2.3 SCR脫硝反應器的催化氧化

燃煤電廠大多采用SCR技術來控制NOx的排放。SCR中使用 V2O5-WO3或V2O5-MoO3為活性組分的催化劑，其中的V2O5對SO2向SO3的轉(zhuǎn)化起到了催化作用。一般來說，每層催化劑對SO2的轉(zhuǎn)化率約為0.25～0.5%，在脫硝反應段，煙氣溫度越高，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率也越高。對于低硫無煙煤而言，每層催化劑SO2/SO3轉(zhuǎn)化率約為0.75～1.25%[5]。這部分的轉(zhuǎn)化率可稱為后期轉(zhuǎn)化率。

1.3 SO3轉(zhuǎn)化率測算及試驗驗證

研究表明：部分SO3會隨煙塵一起沉降下來，空氣預熱器和靜電除塵器對SO3的脫除率均為10～15%。在濕法脫硫塔中，部分SO3會變成H2SO4氣溶膠進入脫硫漿液中，這部分SO3會占到30～40%?？諝忸A熱器、靜電除塵器和濕法脫硫三者對SO3的共同脫除率在45%左右。

某電廠SCR裝有3層釩—鎢系催化劑，2016年1月28日監(jiān)測機構對2號機組脫硫入口SO2濃度和脫硫出口SO3濃度進行了監(jiān)測，監(jiān)測結(jié)果見表1。

表1 2016年1月28日2號機組測定結(jié)果

圖1 入口SO2濃度和SO3濃度及SO2/SO3轉(zhuǎn)化率的關系

空氣預熱器、靜電除塵器和濕法脫硫三者對SO3的共同脫除率按45%計，監(jiān)測結(jié)果表明：該機組SO2/SO3的轉(zhuǎn)化率大約在2.05～2.19%。

1.4 H2SO4氣溶膠的生成

SO3有三種相態(tài)，一般認為SO3在常溫下是液體，標況下是固體，加熱后是氣體。在石灰石/石膏濕法脫硫系統(tǒng)，煙氣溫度一般在45℃以上，SO3是無色氣體，但經(jīng)過濕法脫硫與水結(jié)合后形成硫酸（H2SO4），煙氣中亞微米粉塵顆粒，作為H2SO4的凝結(jié)中心，加強了凝結(jié)過程，形成氣溶膠?；瘜W方程式為

H2SO4氣溶膠對光線產(chǎn)生散射，符合瑞利(Rayleigh)散射。瑞利散射的特點是：散射光的強度與波長的四次方成反比，所以太陽光譜中波長較短的藍紫光比波長較長的紅光散射更明顯，而短波中又以藍光能量最高，使得煙囪在陽光照射的反射側(cè)排煙的煙羽呈現(xiàn)藍色，而在煙羽的另一側(cè)（透射側(cè)）呈現(xiàn)黃色，藍煙/黃煙實際上是一個問題。而NOx排放濃度高的電廠在安裝脫硝裝置前出現(xiàn)黃煙現(xiàn)象是由NO2引起的，與此有本質(zhì)區(qū)別。

需要說明的是：即使?jié)穹摿蛳到y(tǒng)安裝有煙氣—煙氣再熱器GGH（gas-gas heater），排煙溫度相對較高，但煙氣中大部分H2SO4仍然保持蒸汽狀態(tài)，仍會出現(xiàn)藍煙。

2 可見藍煙的SO3濃度

在大多數(shù)情況下，當煙氣中H2SO4氣溶膠的濃度超過10 ppm（對應SO3的濃度為35.7 mg/m3）時，會出現(xiàn)可見的藍煙/黃煙煙羽，且硫酸氣溶膠的濃度越高，煙羽的顏色越濃、煙羽的長度也越長，嚴重時甚至可以落地[6]。

該廠1號煙囪SO3排放濃度一般在60 mg/m3以上，藍煙非常明顯，且煙羽很長。

3 判定生成藍煙數(shù)學模型

根據(jù)燃煤量、硫分可以對采用SCR脫硝、濕法脫硫的燃煤電廠是否產(chǎn)生藍煙進行判定。

3.1 燃煤理論煙氣量

燃煤理論煙氣量的公式

式中：Vg——單位燃料理論干煙氣量，m3/kg;CC、CS、CN——燃煤中碳、硫、氮的含量，%;

L——理論空氣量，m3/kg，L=0.241 3Q+0.5;Q——低位發(fā)熱量，MJ/kg。

3.2 SO2產(chǎn)生量計算

燃煤SO2產(chǎn)生量可按公式（2） 計算

式中：B——燃煤量，kg；

β——燃煤全硫中可燃硫的含量，一般取0.8或0.85，在此按污染減排核查算法取值0.85；

CSO2——SO2產(chǎn)生濃度，mg/m3。

3.3 SO3濃度的計算

由1.2.3可得公式（4）

式中：CSO3——SO3的濃度；

a——SO2前期轉(zhuǎn)化率，取值1%；

k——每層催化劑的轉(zhuǎn)化率，取值0.5%；

n——SCR脫硝催化劑層數(shù)；

80——SO3的摩爾質(zhì)量，g/mol；

64——SO2的摩爾質(zhì)量，g/mol。

3.4 SO3濃度與燃煤硫分的關系

由以上論述和公式可知，SO3是由SO2部分氧化產(chǎn)生的，而SO2的濃度與燃煤硫分、燃煤發(fā)熱量等因素有關。下面以低位發(fā)熱量為20.9 MJ/kg的燃煤為例，對SO3的排放濃度進行推導。

由公式（1）可知：對于低位發(fā)熱量為20.9 MJ/kg、碳含量70%、燃煤硫分1%、氮含量1%的燃煤，每千克燃煤的理論煙氣量為5.702 9 m3。

由公式（2） 可知：每千克硫分為1%的燃煤產(chǎn)生SO2的量是17 g。

按照《火電廠大氣污染物排放標準》 （GB 13223—2011）[7]的要求，煙氣量需折算到氧量為6%，即過?？諝庀禂?shù)為

在此條件下，每千克燃煤的煙氣量

V=1.4×5.702 9=7.984 1 m3

所以，燃煤硫分1%對應的SO2產(chǎn)生濃度為

CSO2=17×1 000÷7.984 1=2 129 mg/m3

對于采用SCR脫硝裝有3層催化劑的情況

CSO3=1.25×2 129×（1%+0.005×3）=66.5 mg/m3

對于靜電除塵、濕法脫硫的情況而言，SO3的去除率一般為45%左右。燃煤硫分1%對應的SO3排放濃度為

而當煙氣中H2SO4氣溶膠的濃度超過10 ppm（對應SO3的濃度為35.7 mg/m3）時，極有可能出現(xiàn)藍煙。由此，可得出SO3排放濃度的數(shù)學模型

S/[0.0186 7C+0.7S+0.8N+0.190 6Q+0.395]最終得到數(shù)學模型

對于低位發(fā)熱量為20.9 MJ/kg、碳含量70%、氮含量1%的燃煤，式（6） 可以簡化為

由此得出，燃煤硫分高于1%極有可能出現(xiàn)藍煙，硫分越高藍煙越濃、煙羽越長。

某電廠1號煙囪機組燃煤硫分在1.6～2.1%，藍煙明顯；2號煙囪機組燃煤硫分在1.0～1.3%，藍煙輕微；3號煙囪機組燃煤硫分在0.8～1.1%，很少出現(xiàn)藍煙。

4 藍煙的危害

由于藍煙中的硫酸濃度只有ppm數(shù)量級，經(jīng)大氣稀釋后，沒有證據(jù)發(fā)現(xiàn)低濃度的硫酸氣溶膠對人體有害。但是硫酸氣溶膠和煙氣及大氣中的金屬微粒相結(jié)合，形成可吸入物，這些可吸入物對人體的毒害非常強，是目前關注的重點。

SO3對設備的危害是明顯的，包括兩方面：一是可以造成煙道設備的低溫酸性腐蝕，二是和脫硝逃逸的氨反應生成NH4HSO4，即發(fā)生硫酸氫氨ABS(ammonium bisulfate)現(xiàn)象，造成空氣預熱器堵塞，或者引起電除塵器性能下降。

上海、浙江等省市已將消除有色煙羽寫入地方環(huán)保標準。

5 SO3的去除

SO3去除技術主要包括降低燃煤硫分、爐內(nèi)噴堿性物質(zhì)、爐后噴堿性物質(zhì)、脫硝催化劑配比的調(diào)整、除塵器前噴氨、裝低溫省煤器、采用濕式靜電除塵器等，現(xiàn)對4種方法作簡要介紹。

5.1 爐內(nèi)噴堿性物質(zhì)

在爐膛中噴入堿性物質(zhì)已被證明是有效的減排SO3的措施。如爐內(nèi)噴鈣技術，既可脫除部分SO2、防止SCR的砷中毒，又可有效控制SO3，SO3脫除率最高可達50%。

5.2 爐后噴堿性物質(zhì)

在爐后噴入堿性物質(zhì)既可減少SO3對空預器的腐蝕，又能有效降低SO3排放。一般來說，要控制SO3的排放，堿性物質(zhì)的噴入位置應設置在空預器之后。但對于存在空預器低溫腐蝕的機組，應把吸收劑的噴入點選在空預器的上游，且應加裝必要的空預器清洗裝置。如在除塵器前噴入堿性吸收劑，則必須考慮對除塵器產(chǎn)生的影響，如除塵器入口煙塵濃度的增加、煙塵比電阻的變化等。典型的循環(huán)流化床鍋爐CFB（circulating fluidized bed boiler） 和增濕循環(huán)灰脫硫技術NID（new integrated deswlfurization） 工藝，對SO3脫除率可達 80～90%[6]。

5.3 裝低溫省煤器

在除塵之前安裝低溫省煤器具有明顯的節(jié)約能源和水資源、減少煙氣量、提高除塵和脫硫效率的作用，已經(jīng)在火電廠得到較為廣泛的應用。

其降低SO3的效果也很好，有報道其對SO3的脫除效率達到95%[7]。其原理是：隨著煙溫降低，大部分SO3可凝結(jié)并被煙塵吸附，在除塵器隨煙塵被去除。

5.4 濕式靜電除塵器

濕式靜電除塵器WESP（wet electro static precipitator） 能有效地收集亞微米顆粒和酸霧。WESP可以設計成立式或臥式的，收集表面可以是管式或平板式。管式WESP的占地面積較小，效率一般比平板式高。WESP可與濕式脫硫塔集成在一起，收集從脫硫塔逃逸出來的細小硫酸霧滴，其對SO3的脫除率達80%以上。

6 推薦的去除藍煙工藝

2014年9月，國家發(fā)改委、環(huán)保部和能源局三部委聯(lián)合下發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）》，燃煤電廠全面實施超低排放改造。

為滿足節(jié)能和環(huán)保的雙重要求，低溫省煤器和WESP被大量采用。低溫省煤器具有節(jié)能環(huán)保的優(yōu)點，WESP具有去除多種污染物的優(yōu)勢，這兩種工藝，是重點推薦的去除SO3的工藝。

7 結(jié)束語

燃煤電廠的藍煙現(xiàn)象直接由H2SO4氣溶膠引起，間接由SO3濃度高造成。

本文推導的SO3排放濃度數(shù)學模型是在特定條件下得出的，在實際應用中吻合度很高，可以作為類似煙氣處理工藝的電廠燃煤硫分是否出現(xiàn)藍煙的判定。

藍煙可以通過多種方法去除，在實際處理時可根據(jù)生產(chǎn)的實際情況，合理選擇處理工藝；低溫省煤器和濕式電除塵器是重點推薦的去除工藝。