2.3 蓝色烟羽治理的经济性分析

目前已经安装有低低温电除尘器、湿式电除尘器等装置的电厂，SO3 的排放浓度一般较低，不需要大规模改造。对于燃煤硫分高、缺少低低温电除尘器及湿式电除尘器等高效脱除SO3 装置的电厂，SO3 排放浓度较高(甚至超过30 mg/m3)，需要进行改造。根据实际情况不同，改造的投资造价在20~50 元/kW(见表3)。

对SO3 治理的经济效益主要体现在减少电厂炉后设施的腐蚀， 减少下游设备检修维护工作量。取决于各电厂的煤质、设备的不同，产生的经济效益也有较大差异。需要特别强调的是采用烟气加热技术是无法治理蓝色烟羽的，因为加热后的烟气温度远低于硫酸的露点温度，SO3 仍以硫酸气溶胶的形式存在。

2.4 蓝色烟羽治理的环境效益

SO3 在脱硫后的烟气中主要以硫酸雾的形式存在，出现蓝色烟羽时烟气中的SO3 浓度一般在36 mg/m3 以上，通过治理可以下降到3.6 mg/m3，这意味着以SO3 形式存在的硫酸雾浓度下降了32.4 mg/m3，因其排入大气后会形成硫酸盐，相当于排放硫酸盐细颗粒物的质量浓度超过53 mg/m3，远远超过超低排放颗粒物排放质量浓度10 mg/m3 的要求，其对环境空气中PM2.5 的影响是较为明显的。因此，凡是有蓝色烟羽现象的电厂，应进行SO3 的深度减排，没有出现蓝色烟羽的电厂，也应对烟气中的SO3 进行监测，分析其对周围大气质量的影响。从国内外已有经验看，SO3 的排放质量浓度小于5 mg/m3 对环境空气质量的影响较小。

3 白色烟羽的危害及治理的经济与环境效益

3.1 白色烟羽的危害燃煤电厂的白色烟羽(湿烟羽)是由于烟气通过烟囱排入大气后因温度下降，烟气中的气态水凝结引起的可见烟羽。凝结水是没有污染的，所以白色烟羽的危害取决于烟气中自身的污染物。烟气中的污染物可以分为常规污染物和非常规污染物两类。

常规污染物即目前日常监测的SO2、NOx 和烟尘，其中烟尘实际上是指可过滤颗粒物(FPM)，即燃煤产生的飞灰以及湿法脱硫产生的石膏等，这部分物质可被滤膜捕集并烘干后称重测量。超低排放后燃煤电厂的常规污染物排放浓度已经很低，对环境的影响很小。

非常规污染物主要有Hg 等重金属及其化合物，Hg 等重金属及其化合物多数以颗粒态形式存在于可过滤颗粒物中而被脱除，但也有少数以气态形式存在的较难脱除。

可凝结颗粒物(CPM)是指烟气在烟囱内以气相(包括雾状颗粒)形式存在，但排入大气环境后由于温度下降会在很短的时间内凝结成颗粒物，主要由SO3 气溶胶、挥发性有机物(即VOC) 、SCR 装置逃逸的微量NH3 以及雾状液态水携带的溶解性总固体等污染物组成。

溶解性总固体主要有SO42 –、Cl–、F–、NO3–、Ca2+、Mg2+等离子组成的无机盐，燃煤电厂超低排放改造完成后溶解盐的质量浓度在0.15~2 mg/m3。挥发性有机物主要由燃烧过程产生的酯类、烷烃类以及少量苯环类物质组成，有机物组分在可凝结颗粒物中所占的比重在4.6%~27.7% 之间。SO3 在脱硫后的烟气中主要以硫酸雾形式存在，超低排放改造后质量浓度均值从23 mg/m3 降低到8.9 mg/m3。

有测试结果显示，湿法烟气脱硫工艺和湿式电除尘器对CPM 的脱除效率分别达到57.59%、69.92%。低低温电除尘技术对CPM 也有较高的脱除效率。尽管非常规污染物浓度比常规污染物浓度低很多，但少量的非常规污染物对环境的影响也不容忽视， 如酸雾、Hg 及其化合物的污染当量值分别为0.6、0.000 1。因此，需要重视Hg、CPM 等非常规污染物对环境的影响，必要时应当进行深度减排。

3.2 白色烟羽治理技术

白色烟羽治理技术主要包括烟气冷凝、烟气加热、烟气冷凝再热工艺。烟气冷凝工艺主要实现污染物减排、回收烟气中水分以及减弱视觉影响。烟气加热工艺主要实现消除烟羽视觉影响及提高污染物扩散效率。烟气冷凝再热具有两者的共同优点。具体技术分类详见图1。

3.3 白色烟羽治理的经济性分析如果采用烟气加热技术进行烟羽治理，国内各地出台的政策一般均沿用德国2002 年以前的法规要求，脱硫后湿烟气加热至75~80 ℃ 再排放。根据国内多个工程案例的实际情况， 以水媒式GGH 加热技术为例，改造单位投资约增加60 元/kW，由于加热烟气损失的热量，折算为单位发电煤耗约增加2 g/(kW·h)，运行成本约增加0.15 分/(kW·h)。

如果采用烟气冷凝技术，成本增加主要分为投资成本、循环泵电耗、引风机增加能耗等。

表4 给出了3 种主流烟气冷凝工艺的投资成本和运行成本，改造的单位投资约增加40 元/kW。根据目前的实际运行成本，初步测算改造后运行成本约增加0.10 分/(kW·h)(按年运行5 000 h，标煤价格500 元/t 计算)。

3.4 白色烟羽治理的环境效益

(1)节水效益。

如果采用烟气冷凝技术治理白色烟羽，随着烟温降低，烟气中饱和含水量下降，析出的水量增多，回收水(除了浆液冷却技术将冷凝水直接混入浆液中，导致冷凝水无法直接回用外，其他处理技术均有回收水)可用于电厂其他用途(见图2)。

以300 MW 机组为例，烟温分别为60 ℃、55 ℃、50 ℃ 时，降低1 ℃ 时节水量分别约为12.7 t/h、9.4 t/h、7.4 t/h。按降温5 ℃ 考虑，温度由50 ℃ 降低到45 ℃ 时，300 MW 机组每小时可节约水量约31.6 t，年经济效益约41.9 万元(按5 000 h、2.65元/t 计)。实际的节水效益与当地水价、负荷、实际降温幅度有关，对于西部水资源匮乏地区，特别是以水定电的燃煤电厂，节水的经济效益和社会效益更为重要。

(2)污染物减排。

如果采用直接加热技术进行治理，政策上一般要求脱硫后湿烟气加热至75~80 ℃ 再排放，对于污染物减排并无改善。相反，由于加热烟气损失的热量，折算为单位发电煤耗增加约为2 g/(kW·h)。2017 年全国平均发电煤耗为294.17 g/(kW·h)，按超低排放电厂常规污染物要求，烟尘排放质量浓度应少于10 mg/m3、SO2 排放质量浓度应少于35 mg/m3、NOx 排放质量浓度应少于50 mg/m3、合计不大于95 mg/m3 来核算，每kW·h 发电煤耗增加2 g，则相当于常规污染物排放量增加0.65 mg/m3。可见，采用直接加热的方式消除白色烟羽，不仅不减少污染物排放，反而会增加污染物排放。

如果采用烟气冷凝技术治理白色烟羽，常规污染物基本不减排， 但可有效捕集可凝结颗粒物， 主要是烟气中的硫酸雾和液滴中的溶解盐等。溶解盐只能溶解在液态水即液滴中，根据实测和计算，满足超低排放要求的采用湿式石灰石–石膏法烟气脱硫工艺的电厂，烟气中的溶解盐质量浓度一般不超过1 mg/m3。按50% 的去除效率计算，溶解盐仅降低0.5 mg/m3，以300 MW机组为例，每年减排量为2.9 t，排污税每年减少0.7 万元。此外，对烟气中SO3 的减排量取决于烟气中的SO3 浓度和烟气的冷凝温度，超低排放处理后白色烟羽中的SO3 浓度一般较低，因此，其减排效果也很有限。

总之， 对于已达到超低排放要求的燃煤电厂，治理白色烟羽的环境效益并不明显。加热技术会增加污染物的排放，冷凝技术虽然可减少污染物的排放，但非常有限，对环境改善的贡献并不明显，而且会使边际成本明显增加，权衡之下应把这部分投资用在更需要的环境治理方面。

(3)消除白色烟羽视觉影响。

消除白色烟羽的视觉影响对于提高周边民众对环境改善的满意度具有一定的意义，也可以提高污染物的扩散效果。采用烟气直接加热技术的能耗较高;烟气冷凝技术可减轻白色烟羽的视觉影响，但除非将烟气冷却到接近环境温度，否则无法彻底消除;较为成熟的技术路线是采用先冷凝析出饱和水蒸汽，再进行小幅再加热的技术，可达到消除烟羽视觉影响的效果，并有效降低加热能耗。

4 结论

( 1) 燃煤电厂有色烟羽包括石膏雨、烟囱雨、白色烟羽、灰黑色烟羽、蓝色烟羽和黄色烟羽等，不同有色烟羽的成因各不相同，危害及治理技术也不相同，应依据具体的有色烟羽进行针对性治理。

(2)燃煤电厂超低排放后，普遍存在的是白色烟羽，有少数燃用中、高硫煤的电厂会出现蓝色烟羽。白色烟羽主要是存在视觉影响，本身对环境影响不大，治理能收获的环境效益较小;蓝色烟羽中硫酸雾浓度较高，应进行治理。

(3)蓝色烟羽是排放烟气中硫酸雾浓度较高造成的，目前中国尚无燃煤电厂硫酸雾(SO3)的排放标准，各地出台的治理要求也非常混乱。治理烟气中的SO3 主要有3 条途径，一是降低燃煤含硫量并控制SCR 烟气脱硝工艺中SO2/SO3 转化率， 二是提高低低温电除尘器、湿式石灰石–石膏法烟气脱硫工艺、湿式电除尘等烟气治理设施对SO3 的协同脱除效率，三是向烟气中喷入碱性物质，中和烟气中的SO3。烟气加热对治理蓝色烟羽没有任何效果，蓝色烟羽治理对降低当地环境空气中的PM2.5 较为有利，投资与运行成本不是很高。

( 4) 白色烟羽是烟气中的气态水排入大气后，因温度下降冷凝成微细雾滴造成的。可通过加热相对减少烟气中气态水进入大气环境后冷凝析出的量来减轻或消除白色烟羽现象，但加热耗能会增加污染物排放。为了减少耗能，可采用先冷凝烟气析出部分水，再对烟气进行小幅加热的方式，这样可回收烟气中的部分气态水，但污染物减排量并不明显，不宜全面推广。