航天銀箭環境工程治理與潔凈煙氣的排放，旗下有不銹鋼煙囪，除霧器，脫硫塔，環保系統集成技術，對煙氣脫白和煙氣潔凈化排放有著長足的經驗，現介紹煙氣脫白治理現狀和煙雨治理策略。

某電廠600MW機組在完成環保改造后，煙囪排煙出現不透明煙羽現象。為此，對煙氣成分以及對煙羽形成影響較大的選擇性催化還原（SCR）脫硝系統特性進行了研究。結果表明：煙氣中的SO3體積分數會隨著燃煤中硫分的增加而增加，且經過SCR脫硝系統后，煙氣中SO3體積分數顯著提高，會誘發可見煙羽；SCR脫硝反應器出口的NOx分布反映出流場的不均，其所造成的氨逃逸過大會增加可見煙羽產生的概率；SCR脫硝催化劑的磨損、失活等因素增加了可見煙羽出現的概率。該結論可為制定煙羽治理方案提供理論依據。

隨著國家對污染物排放要求的逐漸提高，顆粒物、SO2、NOx等污染物排放均得到了有效控制。但在煙氣環保設施投入運行后，部分火電廠排煙出現了不透明煙羽或藍色/黃棕色有色煙羽，產生了視覺污染。煙氣中部分成分會形成氣溶膠，但含量一般較低，對光線的散射并不明顯。對于煙氣中SO3體積分數較高且采用了濕法脫硫工藝的機組，SO3與水反應生成硫酸并在煙氣溫度低于酸露點后生成硫酸霧滴，硫酸霧滴自身或吸收周圍水分后的霧滴增大了氣溶膠的含量[1]。當煙氣氣溶膠中長大的亞微米級顆粒比例較高時，會產生米氏散射，對光線的散射作用增強，此時可以看到濃厚的不透明白色煙羽；當氣溶膠中亞微米級顆粒較少，而以高含量、更細小的納米級顆粒為主時，顆粒遠小于可見光波長，則會產生瑞利散射，雖然此時煙羽不透光，但對藍色光的散射作用較強，光線透過煙羽后呈現黃棕色，而其他角度則能夠觀察到藍色，因此也能夠觀察到較為明顯的透明煙羽。

可見，SO3是產生可見煙羽的必要因素，而煙氣中SO3體積分數除了和煤質有關外，還受鍋爐燃燒條件以及選擇性催化還原（SCR）脫硝設備的影響。加裝煙氣脫硫（FGD）設備后，SO2排放得到有效控制，但鍋爐后煙氣環保設施對SO3的去除效果較差，若電廠在脫硫提效改造后選用了含硫量更高的煤種，SO3的排放量可能會更高。因此，鍋爐的燃燒方式、下游煙氣環保設施、燃用煤種、煙氣成分等因素對煙羽的產生和形態均有不同程度的影響。某電廠亞臨界600MW機組在加裝SCR脫硝系統后，出現了明顯的煙羽。本文通過對該機組SCR脫硝設備運行情況的分析和對煙氣成分的測試，分析了煙羽形成的原因，為后期制定SO3治理方案提供理論依據。

1系統簡介

某電廠亞臨界600MW機組于2013年10月完成了SCR脫硝系統、電袋除塵系統及濕法脫硫系統的改造，工藝流程示意如圖1所示。其中，SCR脫硝催化劑采用初裝2層加裝1層板式催化劑。

為研究煙氣污染物對煙羽的影響，電廠分別在2014年8月有濃厚煙羽和2016年8月僅有輕微煙羽時，對SCR脫硝反應器進出口、脫硫系統進出口、煙囪入口等各點處的SO2、SO3、H2SO4、HCl等污染物含量進行了測試分析，采樣點如圖2所示。

2煙羽形成原因分析

2.1煤質及煙氣成分分析

在該機組排煙出現濃厚煙羽以及輕微煙羽2個階段，分別采集代表性煤樣進行分析。其中，出現濃厚煙羽時鍋爐燃用的煤種為實測煤種2，僅有輕微煙羽時煤種為實測煤種1，具體煤質分析結果見表1。由表1可知，2種煤質的大部分指標在脫硝改造后的設計煤種和校核煤種之間，而全硫分差別較大，因此推斷硫分較高煤種生成的煙氣中SO3濃度也較高，而SO3是造成煙羽現象物質的主要前驅體，故其形成煙羽的概率也較大。在鍋爐分別燃用實測煤種1和實測煤種2時,各環保設施進出口的SO2、SO3體積分數見表2和表3。表3中未區分SO3和硫酸霧滴。

由表2、表3可見，燃用實測煤種2對應的SCR脫硝反應器入口煙氣中SO2和SO3的體積分數均較燃用實測煤種1有顯著提高，這與全硫測試結果一致。SCR脫硝反應器入口煙氣中的SO3來自于燃燒生成及SO2的轉化[6]。在經過SCR脫硝反應器后，SO3體積分數顯著增加，新增加的SO3來自于SO2在脫硝催化劑催化作用下的氧化。以SCR脫硝反應器入口SO2體積分數為基準，2種實測煤種SO2氧化率分別為0.63%和0.82%。

SCR脫硝反應器出口到脫硫塔入口之間煙氣經過了空氣預熱器和靜電除塵器，SO3體積分數有一定程度的下降。這是由于在空氣預熱器中，煙氣溫度有所下降，已有的和新生成的硫酸氫銨會在換熱面或飛灰上凝結，使得煙氣中SO3體積分數下降。吸附在飛灰上的SO3和新形成的部分硫酸霧滴又進一步被靜電除塵器捕集，因此SO3體積分數也有一定程度的下降。此外，對比表2、表3還可以發現，SO3體積分數較低時其被脫除率為22.6%，SO3體積分數較高時被脫除率則為29.3%，說明空氣預熱器和靜電除塵器對SO3的脫除率會隨著其體積分數降低而降低。

煙氣通過脫硫吸收塔后，SO2得到了有效去除，但SO3體積分數并未顯著下降。在脫硫塔中，當溫度降到酸露點以下后，所有SO3全部轉變為硫酸霧滴。脫硫塔對于大粒徑的霧滴有較高的捕集效率，但對于新形成的小粒徑的硫酸霧滴，捕集效率很低，且小粒徑的硫酸霧滴在脫硫塔形成的速率高于其被捕捉的速率。從表2、表3可以看到，脫硫塔出口SO3/SO2比例從SCR脫硝反應器出口的1%以下增至30%以上。鍋爐排煙的SO3體積分數超過10mL/L后即有可能看到明顯的煙羽，燃用實測煤種2時脫硫塔出口的SO3體積分數達到了18.2mL/L，此時出現了濃厚的不透明煙羽。

HCl與NH3結合也能生成小粒徑的氣溶膠，可能對可見煙羽的生成有促進作用。HCl在氨逃逸較大時，會與氨反應形成鹽，增加氣溶膠濃度，從而增強煙羽的不透明度；而在氨逃逸較低的條件下，NH3首先與SO3反應，則HCl對煙羽的影響較小。對燃用實測煤種1和實測煤種2時相應的環保設施各煙氣測點的HCl質量濃度進行了檢測，結果如圖3所示。由圖3可見，燃用2種實測煤種時各測點的HCl質量濃度差異較小。在燃用實測煤種2時，SCR脫硝設備產生的氨逃逸較小，此時的濃厚煙羽主要受SO3影響；而在燃用實測煤種1時，SCR脫硝設備產生的氨逃逸較大，雖然SO3體積分數較低，但NH3會與HCl反應生成小顆粒氣溶膠，此時出現的持續輕微煙羽在一定程度上是受其影響產生的。

2.2SCR系統對煙羽生成的綜合影響

氨與煙氣中的SO3或HCl氣溶膠反應生成銨鹽，對煙羽的生成也有增強作用。銨鹽的*來源是SCR脫硝系統；煙氣中SO3來源于爐膛燃燒和SCR脫硝催化劑催化氧化反應。可見，SCR脫硝系統對于煙羽的形成有重要影響，需要對SCR脫硝系統和催化劑的運行狀態特性進行分析。

2.2.1氨逃逸質量濃度的影響

現場實測SCR脫硝反應器入口和出口的NOx質量濃度測試結果如圖4所示。由圖4可見：SCR脫硝反應器B側入口NOx質量濃度分布較為均勻；但反應器出口截面NOx分布均勻性較差，且均呈現6個測孔排布方向上兩邊高中間低，深度方向上深處高、淺處低的規律，這主要是由于流場不均勻所致。

SCR脫硝系統逃逸的氨會與煙氣中的SO3反應生成銨鹽（ABS）。ABS一方面會由于其本身的黏性與煙氣中的飛灰結合或直接粘附在設備表面，造成下游煙道的堵塞和設備的腐蝕。另外，還有部分以小顆粒形式存在的ABS也會增加氣溶膠的濃度，使排煙更容易出現不透明可見煙羽。

表4為SCR脫硝反應器出口氨逃逸質量濃度測試結果。由表4可見，根據現場測試結果，SCR脫硝反應器出口氨逃逸質量濃度平均值為8.18mg/m3。這是由于流場不均勻造成SCR脫硝反應器噴氨系統無法充分發揮作用，為滿足SCR脫硝反應器出口NOx排放質量的設計要求，需要噴入更多的氨，zui終造成了氨逃逸的增加。

2016年8月鍋爐燃用煤質1，煙氣SO3體積分數較低，但在銨鹽小顆粒氣溶膠的作用下，排煙煙羽雖然不濃厚，但仍然持續有輕微的煙羽出現。

2.2.2催化劑的影響

催化劑長期運行后，會發生表面活性物質剝落，宏觀煙氣流道堵塞，微觀比表面積下降，以及化學中毒，在這些因素的影響下，催化劑綜合性能會逐漸下降，脫硝能力和SO2氧化率都會相應降低。