燃煤电厂的蓝烟黄烟如何消除

关于燃煤电厂的蓝烟/黄烟问题1首次发现蓝烟/黄烟首次发现SO3引起的蓝烟是在2000年，美国电力公司的Gavin电厂的总计容量为2600MW锅炉上安装了SCR之后，发现出现蓝烟现象2烟囱排放的酸性烟羽3高硫煤＋SCR锅炉的烟羽4兰烟5蓝烟和处理后的烟羽6蓝烟和处理后的烟羽7蓝烟8蓝烟和白烟9龙山电厂600MW机组10韶关电厂安装湿法脱硫后的烟羽11韶关电厂安装湿法脱硫后的烟羽12韶关电厂安装湿法脱硫后的烟羽13韶关电厂安装湿法脱硫后的烟羽14国内已报告出现蓝烟/黄烟的电厂利港北京一热韶关北仑港太原二热龙山15出现蓝烟/黄烟的原因烟气中含有SO3生成的硫酸气溶胶烟气中亚微米粉尘颗粒，作为H2SO4的凝结中心，加强了凝结过程硫酸气溶胶的直径很小，对光线产生散射瑞利散射——散射强度与波长的4次方成反比颗粒直径越小，对于短波长的散射越强，因此使得烟羽呈现蓝色；而在烟羽的另一侧会呈现黄褐色，蓝烟/黄烟实际上是一个问题16影响出现蓝烟/黄烟的因素烟羽的颜色和不透明度（浊度）取决于：气溶胶的浓度、大小太阳光的角度烟气的温度大气环境条件经验表明，当烟气中的硫酸气溶胶的浓度超过5-10ppm就有可能会出现蓝烟/黄烟，10－20ppm时，出现蓝烟/黄烟的几率很高硫酸气溶胶的浓度越高，颜色越浓而且烟羽的长度也越长，严重时甚至可以落地17SO3的源和汇（1）在众多影响烟羽浊度的因素中，只有SO3及其生成的硫酸气溶胶是可以由电厂控制的SO3的形成和浓度取决于很多因素，而且这些因素在各个电厂之间有很大的不同，因此很难对烟气中SO3的浓度进行预测影响SO3的因素反映在燃料的成分、燃烧和其他污染物控制装置的设计以及电厂的操作等许多方面，因此没有一个普适的解决方案18SO3的源和汇（2）对于燃煤锅炉，SO3的产生受到多个系统的影响，包括炉膛SCR系统空气预热器（APH）静电除尘器（ESP）湿法脱硫系统（FGD）在燃烧和烟气调质中生成SO3的化学反应的不同，会造成同一个电厂排放的SO3的不同19SO3的源和汇－炉内（3）所有含硫的燃料在燃烧过程中都会生成SO2SO2会在锅炉管壁上的积灰的催化作用下，与原子态氧（O）和分子态氧（O2）反应，转化为SO3转化的效率取决于下列因素：燃料的成分烟气温度过剩空气量管壁积灰的成分20SO3的源和汇－炉内（4）SO2转化为SO3主要发生在辐射受热段和对流段，转化率大约在1％对于一个典型的炉膛，如果烟气中的SO2的浓度为2000ppm，那么在省煤器出口处的烟气中，SO3的浓度大约为20ppm21在SCR中使用的是钒基催化剂，会将部分SO2氧化为SO3转换率取决于催化剂的种类和烟气的温度，温度越高，产生的SO3就越多一般转换率大约为0.5－1.5％，对于SO2含量为2000ppm的烟气，会在SCR的出口增加20ppm的SO3SO3的源和汇－SCR（5）22SO3的源和汇－空预器（6）空气预热器是SO3的汇，即会减少SO3SO3的减少量取决于烟气的温度和空预器的类型，回转式还是管式烟气的冷却速度越快，空预器出口的烟温越低，SO3的减少量越大通常空预器对SO3的脱除率为10－15％要注意的是，在烟温降低的同时，生成H2SO4风险就会增大23SO3的源和汇－ESP（7）静电除尘器也是SO3的汇，会减少SO3的含量减少的程度取决于烟气温度和飞灰的成分如果飞灰对SO3的脱除率太高，会影响ESP的除尘效率通常对SO3的脱除率为10－15％24SO3的源和汇－FGD（8）湿法洗涤塔会减少SO3的排放由于经过湿法洗涤之后的烟气温度低于硫酸的露点温度，因此烟气中的SO3都以硫酸雾的形态排出洗涤塔对SO3的脱除效率取决于洗涤塔的设计，尤其是塔内的温度剖面，脱除率通常为30－40％由于吸收塔对于硫酸气溶胶的脱除很差，因此烟气中大部分的转换成为硫酸的SO3都会从烟囱排入大气在烟囱的测量中很难将SO3和硫酸分开，因此一般这两个组分的量是不分开计算的25计算实例（1）假定某电厂的燃煤含硫量为1%烟气中的SO2的浓度大约为800ppm烟气中的SO2/SO3转换率按1.5%计算，SO3浓度为12ppm如果SCR的转换率为平均1.5%，那么SCR出口的SO3浓度为约24ppm空预器的SO3脱除率假定为10%，静电除尘器的脱除率为10%，湿法除尘器的脱除率为30%，总的脱除率为45%烟囱的入口的SO3/硫酸浓度为13.2ppm26计算实例（2）除了不安装SCR之外，其它条件同前例炉膛出口的SO3浓度为12ppm空预器、静电除尘器和湿法FGD的总的脱除效率为45%烟囱入口的烟气中的SO3/硫酸的浓度为6.6ppm27计算结果分析对于燃煤含硫量为1%的煤，如采用湿法FGD，但不安装SCR，那么出现蓝烟/黄烟的几率不大；但是如果加装了SCR，那么就有很大的可能出现蓝烟/黄烟问题对于燃煤含硫量为1.5%，即使不安装SCR，只安装静电除尘器和湿法FGD，烟囱入口的烟气中的SO3/硫酸浓度就将10ppm，就会有很高的可能出现蓝烟/黄烟28控制SO3的策略的三步曲（1）在了解了SO3形成和电厂各系统对SO3的影响之后，可以采取一个分成3个步骤的控制策略第一步：是弄清在现有电厂的设计和运行中SO3的产生和脱除的情况；需要进行一些测试，以便了解各个子系统SO3的增加和减少的实际情况。检查试验得到的数据是否和电厂的历史数据相一致是非常重要的29控制SO3的策略的三步曲（2）第二步：评估所提出的改变电厂设备和运行方式对SO3排放的影响这就需要以项目中的电厂的具体条件和类似配置的电厂的经验为基础，研究一个最有可能发生的SO3生成和脱除的概要描述为了得到优化的控制策略，需要借助一些分析工具，比如CFD来研究多种工况下的控制效果30控制SO3的策略的三步曲（3）第三步：在可用的SO3控制工艺中进行选择这些可选工艺包括：改用低转换率的SCR催化剂在SCR下游进行吸收剂喷射，可用的吸收剂有：消石灰氢氧化镁浆液亚硫酸氢钠倍半碳酸钠（SodiumSesquicarbonate）实际上是在湿法脱硫之前又加了一个干法脱硫装置31CFD模式研究的意义CFD模式研究可以让决策者比较各种控制措施之间的性能风险例如在各种不同负荷下，炉膛上部和下部的工况，CFD可以模拟浆液喷射的效果并提供SO3控制技术的基本设计的一些考虑可以预先进行一些特殊的设计和运行考虑，比如喷射位置和浆液喷入流量，都可以进行模拟和设计32弄请几个概念电厂的蓝烟/黄烟问题主要是由两个因素造成的烟气中SO3的浓度过高采用了湿法烟气脱硫工艺，使得烟气中的水分处于饱和状态，如果不形成硫酸的气溶胶，SO3是无色的气体，即使SO3很高，也不会出现蓝烟/黄烟。这就是不采用湿法脱硫的电厂不会出现蓝烟/黄烟原因湿法FGD即使安装了GGH，由于再热后的烟气温度仍低于烟气的硫酸露点温度，因此不能解决蓝烟/黄烟问题33弄请几个概念蓝烟/黄烟是否是由NOx引起的？烟气中95%以上的NOx是NO，NO是无色透明的气体NO在空气中会被氧化生成棕黄色的NO2，在空气中氧化速度很慢，但是在有臭氧存在的条件下，可以很快被氧化美国纽约州的一个电厂，发现在离烟囱出口较远处出现了黄烟，当仅仅出现在夏季，即臭氧季节很多案例是在安装SCR之后，NOx的浓度大大降低后才出现了蓝烟/黄烟问题，因此在逻辑上也不成立很多电厂发现，只要停运湿法FGD，就不会出现蓝烟/黄烟了，这证明了蓝烟/黄烟是由于湿法FGD引起的34弄请几个概念蓝烟/黄烟是否对人体有害？由于硫酸的出口浓度只有ppm数量级，经过大气的稀释之后，没有证据发现低浓度的硫酸气溶胶对人体有害但是硫酸气溶胶和烟气和大气中的金属微粒相结合，形成可吸入物，这些可吸入物对人体的毒害非常强，是目前关注的重点硫酸气溶胶对环境的影响大气中的可吸入作为烟气中的硫酸气溶胶凝结中心并形成霾，降低了大气的能见度35干法烟气脱硫的优点干法烟气脱硫对于SO3的脱除效率很高，一般可达到90%以上干法脱硫后的烟气酸露点温度大大降低，一般在60C以下，因此未脱除的SO3不会生成硫酸气溶胶，不可能出现蓝烟/黄烟干法烟气脱硫的烟温高于烟气水露点温度，因此一般不会产由水蒸气形成的白色可见烟羽干法烟气脱硫对烟道和烟囱没有腐蚀问题，也不会在烟囱周围形成烟囱雨36最终的决策在选择了对项目适用的控制工艺之后，需要进行技术经济分析，以便选出性价比最好的，并能满足环保要求的方案37