湿法烟气脱硫对环境的影响及对策

王建春，马果骏

（1.福建龙净脱硫脱硝工程有限公司，福建 厦门 361009；2.福建龙净环保股份有限公司，福建 龙岩 364200）

湿法烟气脱硫对环境的影响及对策

王建春1，马果骏2

（1.福建龙净脱硫脱硝工程有限公司，福建 厦门 361009；2.福建龙净环保股份有限公司，福建 龙岩 364200）

湿法烟气脱硫技术具有低钙硫比、高脱硫率等优点，但只能脱除可溶性的污染气体，不利于多污染物脱除，且难以避免湿烟气由于烟温低、烟气比重大而对环境的影响。特别是湿法脱硫工艺无法有效脱除的硫酸气溶胶，在超低排放烟气中将成为主要的污染物，带来诸如蓝烟、腐蚀等一系列的问题。文章讨论了湿烟气带来的湿法烟气脱硫对环境的不利影响并提出了对策。

烟气脱硫；湿烟气；影响；对策

1 背景

烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨危害最有效的手段之一。其中石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺于20世纪70年代初已实现了工业应用，技术成熟于八十年代初，是一种传统的烟气脱硫工艺，其以脱硫效率高、钙硫比低、副产物石膏可做商品出售等优点，成为当今占主导地位的烟气脱硫工艺[1,2]。据不完全统计，2003后的12年中，我国共建设了湿法烟气脱硫装置约5000台，对减少燃煤电厂烟气中SO2的排放起了积极作用。

可以认为，2010年之前，在烟气污染治理的目标为减少粉尘、解决酸雨问题的背景下，湿法烟气脱硫工艺是适合大多数燃煤电厂的选择。然而，随着环境状况的变化，环保政策日趋严格，在2010年之后，除了针对SO2和粉尘的减排要求进一步提高（最终部分地区提出超低排放的要求），烟气污染治理的目标还包括减少NOx、PM2.5、汞和重金属的排放，此时湿法烟气脱硫便显得力不从心，不但对于新增种类的污染物减排基本没有裨益，甚至无法以合理的经济代价和环境代价来满足SO2超低排放的要求。特别是，湿法脱硫工艺自身一些根本上的缺陷，对周边大气环境产生的不利影响逐渐凸显。

众所周知，烟气变湿是湿法烟气脱硫的关键。烟气中的可溶性污染物，SO2、HCl、HF首先溶解在水中，然后与溶解在水中的碱性吸收剂中的正离子反应，生成不溶性的盐类。由于离子反应的速率很快，传热传质的效率很高，因此湿法脱硫可以在很低的钙硫比时，实现高脱硫效率。这同时也意味着，必须降低烟气温度到水露点，才能最大限度地使气体污染物溶解到水中，所以脱硫烟气必须是水饱和烟气。

湿烟气为湿法脱硫带来低钙硫比、高脱硫率等优点，但只能脱除可溶性的污染气体，对于不溶气体，如NO、气态汞等则无能为力，不利于多污染物脱除。并且，由于在湿法脱硫过程中烟气的急剧降温，使得烟气中的SO3全部生成硫酸气溶胶，而湿法脱硫吸收塔对于气溶胶的捕集能力很低，因此硫酸气溶胶成为超低排放烟气中的主要污染物，从而带来诸如“蓝烟”、腐蚀等问题。本文就湿烟气带来的湿法烟气脱硫对环境的不利影响进行讨论并提出相应对策。

2 湿烟气

湿烟气是指烟气温度等于或低于烟气水露点温度的烟气。烟气在进入湿法烟气脱硫洗涤塔之前是干烟气，在湿法烟气脱硫过程中，烟气经喷淋降温后，烟气的温度降至水露点温度，成为湿烟气。

湿烟气的主要特点：1）由于烟气含湿量增加，烟气的比重增加；2）处于饱和状态的湿烟气，有可能不含有水滴，但很不稳定，在受到绝热条件下压缩、膨胀和降温时会出现凝结水滴；3）湿烟气中的水分对于烟气中的酸性气体，例如SO2、SO3、HCl和HF有更高的吸收作用，因而增强了烟气的腐蚀性。

湿烟气对电厂运行的主要影响是：1）对洗涤塔以及下游的烟道、挡板门、膨胀节、烟囱产生腐蚀；2）由于烟气密度增大，烟囱的抽拔力相对降低，烟囱部分区段出现正压；3）烟囱内部的正压会加快对烟囱的腐蚀，造成烟气泄漏；4）烟囱的降温和减压作用，导致烟气凝结水量增加。

3 湿烟气对环境的影响及对策

3.1 烟气抬升高度降低

由于湿烟气温度较低，在大多数气象条件下都会降低烟气的热浮力，排出烟气的抬升高度也随之降低。烟气抬升高度降低会增加烟气中污染物的落地浓度，并会改变烟囱与最大落地浓度点之间的距离。

由于经过脱硫和除尘器之后，源强度大大降低，烟气抬升高度的降低造成SO2和粉尘的落地浓度不会对周围环境造成很大的影响；但由于抬升高度降低，烟气扩散能力下降，对烟气中的NOx、硫酸气溶胶、汞蒸气和其它重金属排放的落地浓度可能有较明显的影响；在安装烟气脱硝装置之后，湿烟气中NOx排放对周围环境的影响将会大大改善。落地浓度最大点与烟囱的距离会变短，因此可能会造成对排放源周边环境的影响。

由于烟气抬升高度降低造成污染物在周边落地浓度提高，并对电厂周围环境带来相应影响的相关报道很多，其中位于美国俄亥俄州Cheshire的Gavin电厂就是一个典型案例。Gavin电厂烟囱排烟中含有较高浓度的硫酸气溶胶等污染物，定期飘荡在邻近的Cheshire村子，造成大量村民患上哮喘等呼吸道疾病，同时使得周边停放的汽车及建筑物上落有大量污点而产生腐蚀、褪色。最终，电厂的业主美国电力被迫花费两千万美元买下了Cheshire大部分区域，村民们陆续外迁，整个村庄在十年时间内几乎空无一人，成为名副其实的“鬼村”。

3.2 烟囱排水量增加

烟囱排放湿烟气时，烟囱底部的排水量一般都会增加，排水主要来自烟囱壁上的凝结水。不同烟囱的排水量有很大差异，有的烟囱没有排水。有的烟囱每小时有十几吨的排水。此外，同一烟囱在不同负荷、不同环境温度、不同季节的排水量也有很大差异。

烟囱排水一般呈酸性，可以排入湿法烟气脱硫的地沟中，由烟气脱硫系统回用。烟囱的凝结水量与烟囱的保温状况有直接关系，保温良好，凝结水量就少。在正常运行时，湿烟气在烟囱内凝结的水量可按15L/min·100MW估算，即600MW机组每小时烟囱内的凝结水量为5～6吨。机组启动时，由于烟囱的壁温很低，凝结水量会更大。凝结水的腐蚀性很大（图1所示为烟囱排水的腐蚀实例），建议烟囱在设计时考虑安装导流、收集系统。

图1 烟囱排水的腐蚀实例照片

3.3 湿烟气中的粉尘浓度

湿法烟气脱硫有一定的除尘作用，洗涤塔除尘的原理主要依靠洗涤和碰撞，因此取决于烟气的流速和洗涤塔内部的设计。假定湿法烟气脱硫洗涤塔的除尘效率为50%，是在设计时为便于进行物料平衡计算进行的取值，测试证明不同烟气脱硫系统、不同负荷时，洗涤塔的除尘效率有很大的不同，由于洗涤塔的除尘主要依靠惯性，因而对细颗粒的脱除效果很差[3]。丹麦两个燃煤电厂（Nordjylland电厂和Avedøre电厂）采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，脱硫塔使粉尘浓度降低了50%～80%，但PM1浓度却提高了20%～100%[4]。

图2所示为上述两个电厂在湿法烟气脱硫后湿烟气中颗粒物的粒径分布[4]，从图2可看出，在湿法烟气脱硫后烟气中颗粒物粒径基本集中在0.1～3μm，粒径呈双峰分布，对应非球形颗粒在0.2μm处有一亚微峰，对应粗颗粒在2～3μm处有最高峰。细微颗粒物已逐渐成为我国许多大中城市的首要空气污染物，对人体健康、气候和大气能见度等都造成了一定的危害和影响[5-9]。

图2 湿法烟气脱硫后湿烟气中颗粒物的粒径分布

湿法烟气脱硫除雾器后烟气中的浆液携带量约为50mg/m3，浆液含固量约为20%，因此湿法烟气脱硫对湿烟气中的粉尘浓度的贡献约为10mg/Nm3，在粉尘排放标准限值很低时（如20mg/Nm3或更低时），湿烟气的上述贡献，必须予以考虑。

将洗涤塔作为末端除尘器来达到高粉尘排放标准的做法是不正确的，由于不能确保除尘效率，将带来后患。同时，湿烟气中的硫酸气溶胶的含量较高，因此对PM2.5的贡献比干烟气要大。

由于湿法烟气脱硫对细微颗粒物的减排效果不佳，在粉尘需要达到超低排放要求时，可考虑在湿法烟气脱硫下游安装多电场湿式电除尘器，从而有效脱除硫酸气溶胶和超细粉尘，但目前湿式电除尘器的投资费用较高，且会产生新的废水处理问题。

3.4 白色烟羽

湿法烟气脱硫所带来的“白烟”是由于湿烟气在环境中降温，烟气中的水分凝结成雾滴而形成的，因此其主要成分是水蒸汽，对环境完全无害。消除白烟的唯一办法是烟气再热，这无疑会大大降低电厂的热效率，而如果环境温度在0℃以下，即使烟气再热到100℃以上，也无法消除白烟。与电厂冷却塔的白烟相比，脱硫烟气的白烟是很少量的，关键是争取要得到周边民众的理解。在德国（见图3），大部分地区的民众对于白烟的认知都比较清楚，对于其周边电厂的白烟情况可说是“熟视无睹”，已成习惯。

图3 德国某湿法烟气脱硫后烟囱“白烟”现象

3.5 蓝烟或黄烟

许多电厂在投运湿法脱硫之后，烟囱经常出现蓝色或黄色的烟羽（如图4、图5所示），此类现象在国内外均有发生，十分普遍。

图4 国外电厂烟囱蓝烟/黄烟现象

图5 国内电厂烟囱蓝烟/黄烟现象

出现蓝烟/黄烟的主要原因是湿烟气中含有SO3生成的硫酸气溶胶，而湿烟气中的亚微米粉尘颗粒，作为H2SO4的凝结中心，加强了凝结过程。由于硫酸气溶胶的直径与可见光波长接近，因此会对光线产生瑞利散射（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），使得烟羽呈现蓝色，而在烟羽的另一侧会呈现黄褐色，因此，出现蓝烟/黄烟实际上是同一个原因造成的。

烟羽的颜色和不透明度（浊度）取决于气溶胶的浓度和大小、太阳光照射角度、烟气温度以及大气环境条件。经验表明，当烟气中的硫酸气溶胶浓度在5～10ppm就有可能会出现蓝烟/黄烟，硫酸气溶胶浓度在10～20ppm时，出现蓝烟/黄烟的几率很高。硫酸气溶胶的浓度越高，则颜色越浓且烟羽长度也越长，严重时甚至可以落地。

由于SCR催化剂会将部分SO2氧化为SO3，增加烟气中SO3的含量，因此在安装了SCR装置后，更多的电厂可能会出现蓝烟问题。据美国EPA估计，约75%的安装了SCR+湿法烟气脱硫的电厂会受到蓝烟问题的困扰。伴随着民众对空气质量状况的持续关注和更深入的了解，PM2.5与蓝烟之间的关系将更加受到公众的关注。

解决蓝烟/黄烟问题的关键在于减少烟气中硫酸气溶胶的浓度，因此可以在选择SCR催化剂时，尽量选用对SO2氧化率低的催化剂材料（价格较为昂贵）；可以采用脱除硫酸气溶胶效率极高的干法烟气脱硫工艺替代湿法烟气脱硫工艺；或者在湿法烟气脱硫的上游安装用于脱除烟气中SO3的装置，如DSI烟道喷射系统（见图6）[10]。

图6 安装在烟道上的烟道喷射系统（DSI）

采用湿式电除尘器（WESP）脱除湿法脱硫后的硫酸气溶胶，也可解决蓝烟/黄烟问题[11]。但WESP投资较大，增加了运行费用，不适宜用于中小型锅炉；同时，WESP在运行过程中会产生废水，需要考虑采取相应措施，此外，还需根据具体情况考虑场地、板结、腐蚀等问题[12-14]。目前，约有50套WESP应用于美国、欧洲及日本的电厂[15]。由于目的是脱除SO3，因此国外实施的WESP均为多电场形式。而在国内实施采用的WESP大多为单电场，目的是要满足粉尘排放达到5mg/Nm3的要求，对SO3脱除效果并不理想。此外，WESP布置在湿法脱硫的下游，因此对SO3的减排无法惠及其上游的设备，对降低SCR运行温度、缓解由于ABS带来的SCR和空预器堵塞、提高空预器效率、减轻电除尘器和吸收塔的腐蚀等均没有作用。图7和图8为脱除烟气中硫酸烟雾前后的电厂周边大气环境质量的对比，可看到脱除硫酸烟雾后，大气环境质量得到了显著改善[11]。

图8 脱除烟气中硫酸气溶胶之后

3.6 烟囱雨

烟囱雨是指在排放湿烟气的烟囱周围出现的液滴降落。有的烟囱出现的烟囱雨为无色透明的水滴；有的烟囱出现的烟囱雨的液滴中含有白色的固体物，又被称为“石膏雨”。烟囱雨的出现会对周边民众的工作生活造成困扰（见图9、图10）。

图9 某热电厂附近经常下的“烟囱雨”

图10 电厂的烟囱雨飘落在周围的地面上

烟囱雨的液体来源为：1）除雾器出口烟气携带的浆液液滴。大部分液滴均已沉积在烟道和烟囱中，只有很小一部分细小液滴（<50μm）可到达烟囱出口；2）沉积和冷凝在烟道壁上的液滴被气流二次带出的大直径液滴，这是烟囱雨的主要来源之一；3）烟气冷凝形成的液滴，虽然流量很大，但是液滴很细，对降落到地面上的烟囱雨的贡献不大；4）在烟囱防腐层上沉积的冷凝液体流，由于烟气流速过高，液流向上流动，从烟囱出口排出，这也是烟囱雨的主要来源之一。此类烟囱雨的液滴直径很大，可达300～2000μm。

根据国内的实际运行情况，发生烟囱雨主要有以下原因：

（1）除雾器运行不正常

主要可能出现的是烟气流速过快或泄漏的问题。除雾器结垢、烟气量增加、漏风率增加都可能造成通过除雾器的烟气流速增加，而通过除雾器的烟气流速如果超过设计临界值，除雾器的携液量会以指数速率急剧增加；另外，除雾器局部坍塌或穿孔，会造成烟气漏流，从而提高烟囱雨产生的几率。

（2）烟道保温或冷凝水收集不当

烟囱雨的主要来源之一是烟囱壁上的凝结水：凝结水在烟囱壁上形成水膜，水膜在烟气流速较低时，向下流动，当烟气流速高于某个临界流速时，水膜向上流动并被带出烟囱，烟气流速过高，还会引起水膜表面二次夹卷，使液滴重新返回到烟气中，其中会有大液滴被带出现象。

（3）烟囱未按湿烟囱要求设计

1） 烟囱保温不够。与一般的陶瓷砖相比保温性能好的宾高德砖使烟囱壁温很快超过烟气的水露点，可以减少凝结水量；2）烟囱烟气流速太高。根据国外有关湿烟囱的设计规范，烟气流速应控制在低于16m/s；3）烟囱内壁粗糙。烟囱内衬的表面粗糙度决定了凝结水膜上行和二次夹卷进入烟气的临界速度。美国Alden实验室对若干种常见内衬的临界速度进行了测试，测试结果可用作湿烟囱设计时的参考（见下表）[16]；4）烟囱形状不佳。直筒形的烟囱的临界速度最高，应首先选用；锥台形的烟囱，尤其是砖砌、错层砌筑的烟囱最差，应避免使用。

针对“烟囱雨”的防治与对策，主要有：1）电厂应认真对待出现“烟囱雨”的可能性，投运后一旦出现“烟囱雨”，会引发很大的社会舆论压力，甚至因此而停产；2）出现“烟囱雨”的主要原因在烟囱、烟道和除雾器的设计不当，属于先天不足，因此很难进行事后弥补；3）尽管目前已经有一些在烟囱的入口或出口降低、收集烟囱雨的技术，但是电厂很难承受由此带来的建设期机组停运的经济损失；4）“烟囱雨”的出现因厂而异，具有明显的个体化差异的特点，强烈建议在设计净烟气烟道、烟囱入口烟道和烟囱筒时，对每个电厂进行物理和CDF模拟，并采取最有效的降低“烟囱雨”的措施。

不同材料防腐层的临界流速表

3.7 烟气下洗

图11所示为湿烟气排放带来的烟气下洗现象[17]。当烟囱出口处水平风速大于烟囱出口垂直烟速的两倍时，有可能出现烟羽下洗现象。下洗的烟羽会在烟囱外壳上产生凝结水，腐蚀烟囱的混凝土或钢外壁，同时，更加容易造成烟囱出口结冰的问题。

图11 湿烟气排放造成的烟气下洗

针对烟囱下洗，可根据当地的最大风速，适当提高烟气出口烟速，如加喉管等（如图12）；采用套筒烟囱的通烟筒应高出外壳（如图13）[16,17]。

3.8 烟囱出口结冰

图12 带喉管的烟囱（风速10m/s）

图13 带烟羽消减装置的烟囱（风速30m/s）

图14所示为湿烟气带来的烟囱出口结冰现象。寒冷地区冬季的室外温度很低（达-30℃），未设置GGH装置的湿法烟气脱硫系统净烟气携带水滴和水蒸汽经烟囱向大气排放，经烟囱筒首排入大气时，温度骤降，净烟气携带的水滴和水蒸汽在烟气扩散的同时会有部分冻结在烟囱筒首，从而导致烟囱筒首结冰。严重时烟囱筒首结冰厚度可达1m以上，结冰高度可达5m，结冰体积会达到几十立方米。烟囱筒首的结冰重量可达几十吨，严重影响烟囱结构的安全。烟囱筒首结冰体若出现脱落，将对烟囱下部的设备造成严重破坏，也可能对过往人员造成人身伤害，后果非常严重。

图14 湿烟气带来的烟囱出口结冰现象

解决烟囱出口结冰的问题极为困难，尤其是在目前环保要求和监管日益趋严的情况下，退出湿法烟气脱硫，打开旁路采用原干烟气进行化冰的方法基本无法实施，只能停机处理。也有采用安装电加热管进行化冰的，如某燃煤电厂在600MW机组锅炉210m高的烟囱上安装240根电加热管，以此来缓解烟囱筒首结冰的现象；或者采取安装柔性硅胶电热膜来进行加热的处理方案[18]。无论采用何种加热方案，针对烟囱结冰的处理均存在能耗增加、故障点增加、检修维护困难等问题，提高了燃煤电厂的运行维护成本，代价极大。

4 总结

湿法烟气脱硫工艺是当今世界占主导地位的脱硫工艺，但其湿烟气会带来诸如烟气抬升高度降低、烟囱排水量增加、烟气中粉尘浓度增加、白色烟羽、蓝烟或黄烟、烟囱雨、烟羽下洗、烟囱出口结冰等一系列对环境的不利影响。在当前以环境质量改善为导向的大气污染治理情况下，多污染物治理是大趋势，因此在选择脱硫工艺上要有前瞻性。针对新建和改造的湿法烟气脱硫工程，一定要考虑到对环境的不利影响。

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