摘要：某电厂600MW机组在完成环保改造后，烟囱排烟出现不透明烟羽现象。为此，对烟气成分以及对烟羽形成影响较大的选择性催化还原（SCR）脱硝系统特性进行了研究。结果表明：烟气中的SO3体积分数会随着燃煤中硫分的增加而增加，且经过SCR脱硝系统后，烟气中SO3体积分数显著提高，会诱发可见烟羽；SCR脱硝反应器出口的NOx分布反映出流场的不均，其所造成的氨逃逸过大会增加可见烟羽产生的概率；SCR脱硝催化剂的磨损、失活等因素增加了可见烟羽出现的概率。该结论可为制定烟羽治理方案提供理论依据。
随着国家对污染物排放要求的逐渐提高，颗粒物、SO2、NOx等污染物排放均得到了有效控制。但在烟气环保设施投入运行后，部分火电厂排烟出现了不透明烟羽或蓝色/黄棕色有色烟羽，产生了视觉污染。烟气中部分成分会形成气溶胶，但含量一般较低，对光线的散射并不明显。对于烟气中SO3体积分数较高且采用了湿法脱硫工艺的机组，SO3与水反应生成硫酸并在烟气温度低于酸露点后生成硫酸雾滴，硫酸雾滴自身或吸收周围水分后的雾滴增大了气溶胶的含量[1]。当烟气气溶胶中长大的亚微米级颗粒比例较高时，会产生米氏散射，对光线的散射作用增强，此时可以看到浓厚的不透明白色烟羽；当气溶胶中亚微米级颗粒较少，而以高含量、更细小的纳米级颗粒为主时，颗粒远小于可见光波长，则会产生瑞利散射，虽然此时烟羽不透光，但对蓝色光的散射作用较强，光线透过烟羽后呈现黄棕色，而其他角度则能够观察到蓝色，因此也能够观察到较为明显的透明烟羽。
可见，SO3是产生可见烟羽的必要因素，而烟气中SO3体积分数除了和煤质有关外，还受锅炉燃烧条件以及选择性催化还原（SCR）脱硝设备的影响。加装烟气脱硫（FGD）设备后，SO2排放得到有效控制，但锅炉后烟气环保设施对SO3的去除效果较差，若电厂在脱硫提效改造后选用了含硫量更高的煤种，SO3的排放量可能会更高。因此，锅炉的燃烧方式、下游烟气环保设施、燃用煤种、烟气成分等因素对烟羽的产生和形态均有不同程度的影响。某电厂亚临界600MW机组在加装SCR脱硝系统后，出现了明显的烟羽。本文通过对该机组SCR脱硝设备运行情况的分析和对烟气成分的测试，分析了烟羽形成的原因，为后期制定SO3治理方案提供理论依据。
1系统简介
某电厂亚临界600MW机组于2013年10月完成了SCR脱硝系统、电袋除尘系统及湿法脱硫系统的改造，工艺流程示意如图1所示。其中，SCR脱硝催化剂采用初装2层加装1层板式催化剂。
为研究烟气污染物对烟羽的影响，电厂分别在2014年8月有浓厚烟羽和2016年8月仅有轻微烟羽时，对SCR脱硝反应器进出口、脱硫系统进出口、烟囱入口等各点处的SO2、SO3、H2SO4、HCl等污染物含量进行了测试分析，采样点如图2所示。
2烟羽形成原因分析
2.1煤质及烟气成分分析
在该机组排烟出现浓厚烟羽以及轻微烟羽2个阶段，分别采集代表性煤样进行分析。其中，出现浓厚烟羽时锅炉燃用的煤种为实测煤种2，仅有轻微烟羽时煤种为实测煤种1，具体煤质分析结果见表1。由表1可知，2种煤质的大部分指标在脱硝改造后的设计煤种和校核煤种之间，而全硫分差别较大，因此推断硫分较高煤种生成的烟气中SO3浓度也较高，而SO3是造成烟羽现象物质的主要前驱体，故其形成烟羽的概率也较大。在锅炉分别燃用实测煤种1和实测煤种2时,各环保设施进出口的SO2、SO3体积分数见表2和表3。表3中未区分SO3和硫酸雾滴。
由表2、表3可见，燃用实测煤种2对应的SCR脱硝反应器入口烟气中SO2和SO3的体积分数均较燃用实测煤种1有显著提高，这与全硫测试结果一致。SCR脱硝反应器入口烟气中的SO3来自于燃烧生成及SO2的转化[6]。在经过SCR脱硝反应器后，SO3体积分数显著增加，新增加的SO3来自于SO2在脱硝催化剂催化作用下的氧化。以SCR脱硝反应器入口SO2体积分数为基准，2种实测煤种SO2氧化率分别为0.63%和0.82%。
SCR脱硝反应器出口到脱硫塔入口之间烟气经过了空气预热器和静电除尘器，SO3体积分数有一定程度的下降。这是由于在空气预热器中，烟气温度有所下降，已有的和新生成的硫酸氢铵会在换热面或飞灰上凝结，使得烟气中SO3体积分数下降。吸附在飞灰上的SO3和新形成的部分硫酸雾滴又进一步被静电除尘器捕集，因此SO3体积分数也有一定程度的下降。此外，对比表2、表3还可以发现，SO3体积分数较低时其被脱除率为22.6%，SO3体积分数较高时被脱除率则为29.3%，说明空气预热器和静电除尘器对SO3的脱除率会随着其体积分数降低而降低。
烟气通过脱硫吸收塔后，SO2得到了有效去除，但SO3体积分数并未显著下降。在脱硫塔中，当温度降到酸露点以下后，所有SO3全部转变为硫酸雾滴。脱硫塔对于大粒径的雾滴有较高的捕集效率，但对于新形成的小粒径的硫酸雾滴，捕集效率很低，且小粒径的硫酸雾滴在脱硫塔形成的速率高于其被捕捉的速率。从表2、表3可以看到，脱硫塔出口SO3/SO2比例从SCR脱硝反应器出口的1%以下增至30%以上。锅炉排烟的SO3体积分数超过10mL/L后即有可能看到明显的烟羽，燃用实测煤种2时脱硫塔出口的SO3体积分数达到了18.2mL/L，此时出现了浓厚的不透明烟羽。
HCl与NH3结合也能生成小粒径的气溶胶，可能对可见烟羽的生成有促进作用。HCl在氨逃逸较大时，会与氨反应形成盐，增加气溶胶浓度，从而增强烟羽的不透明度；而在氨逃逸较低的条件下，NH3首先与SO3反应，则HCl对烟羽的影响较小。对燃用实测煤种1和实测煤种2时相应的环保设施各烟气测点的HCl质量浓度进行了检测，结果如图3所示。由图3可见，燃用2种实测煤种时各测点的HCl质量浓度差异较小。在燃用实测煤种2时，SCR脱硝设备产生的氨逃逸较小，此时的浓厚烟羽主要受SO3影响；而在燃用实测煤种1时，SCR脱硝设备产生的氨逃逸较大，虽然SO3体积分数较低，但NH3会与HCl反应生成小颗粒气溶胶，此时出现的持续轻微烟羽在一定程度上是受其影响产生的。
2.2SCR系统对烟羽生成的综合影响
氨与烟气中的SO3或HCl气溶胶反应生成铵盐，对烟羽的生成也有增强作用。铵盐的唯一来源是SCR脱硝系统；烟气中SO3来源于炉膛燃烧和SCR脱硝催化剂催化氧化反应。可见，SCR脱硝系统对于烟羽的形成有重要影响，需要对SCR脱硝系统和催化剂的运行状态特性进行分析。
2.2.1氨逃逸质量浓度的影响
现场实测SCR脱硝反应器入口和出口的NOx质量浓度测试结果如图4所示。由图4可见：SCR脱硝反应器B侧入口NOx质量浓度分布较为均匀；但反应器出口截面NOx分布均匀性较差，且均呈现6个测孔排布方向上两边高中间低，深度方向上深处高、浅处低的规律，这主要是由于流场不均匀所致。
SCR脱硝系统逃逸的氨会与烟气中的SO3反应生成铵盐（ABS）。ABS一方面会由于其本身的黏性与烟气中的飞灰结合或直接粘附在设备表面，造成下游烟道的堵塞和设备的腐蚀。另外，还有部分以小颗粒形式存在的ABS也会增加气溶胶的浓度，使排烟更容易出现不透明可见烟羽。
表4为SCR脱硝反应器出口氨逃逸质量浓度测试结果。由表4可见，根据现场测试结果，SCR脱硝反应器出口氨逃逸质量浓度平均值为8.18mg/m3。这是由于流场不均匀造成SCR脱硝反应器喷氨系统无法充分发挥作用，为满足SCR脱硝反应器出口NOx排放质量的设计要求，需要喷入更多的氨，最终造成了氨逃逸的增加。
2016年8月锅炉燃用煤质1，烟气SO3体积分数较低，但在铵盐小颗粒气溶胶的作用下，排烟烟羽虽然不浓厚，但仍然持续有轻微的烟羽出现。
2.2.2催化剂的影响
催化剂长期运行后，会发生表面活性物质剥落，宏观烟气流道堵塞，微观比表面积下降，以及化学中毒，在这些因素的影响下，催化剂综合性能会逐渐下降，脱硝能力和SO2氧化率都会相应降低。
图5为2016年10月SCR脱硝反应器内催化剂磨损情况，图6为在役初装催化剂单板磨损情况。比较图5、图6可见，催化剂顶端已经出现了严重的磨损，部分区域完全裸露出铁丝网基材，未裸露的部分厚度也有显著降低，有效反应面积减少，从而导致脱硝性能下降。由于长期运行和SCR脱硝反应器内流场不均匀，催化剂磨损严重。
SCR脱硝催化剂的性能对烟羽形成的影响并不是单一的。一方面，氨逃逸增大会使烟气中的硫酸氢铵增多，从而增加烟囱排气气溶胶的浓度；另一方面，SO2氧化率的降低会减少烟气中的SO3，从而降低烟囱排气气溶胶的硫酸雾滴浓度。
以硫分较高的实测煤种2为例，SCR脱硝反应器入口SO2体积分数为1848mL/L，实测SCR脱硝反应器内SO2氧化率为0.82%，假设氧化率降至0.5%，则SCR脱硝系统出口处的SO3体积分数仍高达24.04mL/L，经过下游环保设备后SO3体积分数下降约6mL/L，该值仍然高于不产生显著烟羽的限值；同时，出口的氨逃逸质量浓度则可能由1.82mg/m3增至8mg/m3以上，增加的氨逃逸量不仅会促进烟羽的生成，同时对于SCR系统下游设备的运行也有害。因此，SCR催化剂性能的下降会促进烟羽产生或增加烟羽的不透明程度。
3烟羽治理方案及建议
根据以上分析，治理烟羽的关键是降低脱硝反应器出口SO3体积分数和氨逃逸质量浓度。本机组烟羽治理方案如下。
1）针对该机组主要考虑加装SCR脱硝催化剂备用层或更换初装催化剂层，完成SCR脱硝系统提效。通过喷氨优化调整试验，改善SCR脱硝反应器出口NOx分布均匀性，降低整体氨逃逸，氨逃逸量预计可控制在3μL/L以内。在满足超低排放要求下，合理选择催化剂和喷氨方案，防止出现氨逃逸过高和SO2转化率过高的情况。
2）为降低烟羽出现概率，同时考虑节能减排需要[18]，电厂计划实施低低温烟气处理系统（MGGH）改造，即在空气预热器与静电除尘器入口增加低低温省煤器，在脱硫塔出口增加烟气换热器，以提高烟囱排烟温度。加装MGGH后，一方面可提高低低温省煤器对于SO3的脱除效率[19]；另一方面，排烟温度提高后能够抑制水蒸气的凝结，进一步降低烟羽出现概率。对于实例机组燃用高硫煤质2，通过低低温省煤器SCR脱硝反应器出口SO3体积分数由24.04mL/L降至2.5mL/L以下，最终排烟中的SO3体积分数远低于可能出现烟羽限值（10mL/L），减少了凝结核，从源头上控制了烟羽的生成。
4结论
1）电站锅炉烟气中的SO2和SO3体积分数会随着燃煤中硫分的升高而升高，SO3是产生烟囱排烟烟羽形成的关键前躯体，且SO3经SCR脱硝催化剂后其体积分数会显著提高，增大烟羽现象形成的概率。
2）SCR脱硝催化剂磨损、失活也会使氨逃逸质量浓度增大浓度增大，提高烟羽现象出的概率或使已有的烟羽现象更加严重。
3)通过改烧低硫分煤种，进行SCR脱硝系统提效改造和流场优化调整试验，以及实施MGGH改造，可有效缓解烟囱排有效缓解烟囱排烟出现的烟羽现象。
原标题：烟气成分及SCR脱硝系统运行特性对烟羽形成的影响
