下载北极星学社作为一名多年从事环保工作的工程师，想谈谈自己对雾霾的一些看法。 普通人通常很少接触能源、石化、炼钢等这些行业，所以对环保，他们通常的感觉就是汽车尾气、污水排放之类，事实上，虽然这些也是环境污染的一部分，但不是主要的。为什么这样说呢？中国汽车拥有量虽然增长很快，但跟美国等发达国家比起来还是不多的，发达国家汽车多年前就有很高的拥有量，但也没有出现象我国这样严重的雾霾。 其实，要找到雾霾主要来源，其实也不难，就是看我们主要的能源来源于哪里，这些能源生产企业的环保工作得怎样，就很容易知道雾霾的真正原因。 中国的火力发电占总发电量的78%，而水力发电仅占百分之十几，包括核电、风能、光能等新能源发电仅占百分之几。也就是说，中国80%左右的能源来源于火电，而火电几乎100%都是以煤为主要燃料。下图是2001-2012年装机容量对比图，可以看出累计装机容量十年增长了20多倍。 这里我们可以看出，我国的大部分能源来自于火力发电，所以火力发电的排放是主要污染来源。 有人说，火电厂是100%装了脱硫设备，大部分装了脱硝设备，在各行业中是环保作得最好的。这话其实也不错，相对石化、水泥等行业，火力发电的环保确实走在前列。但不要忘了，即便是这些行业的能源，大部分电力也是火电厂提供的，火电厂提供了中国的大部分能源，也贡献了大部分雾霾。 从本世纪以来，我国火电厂开始在烟气排放末端加装脱硫设备，业内称脱硫岛，并且在近几年开始进行脱硝改造，似乎也取得了不小的进步。但实际上，问题多多。电，厂脱硫工艺过度简化，对目前雾霾的形成，有不可推卸的责任！ 很多专业文献上都有国记载，烟温越高，烟升越高，越容易扩散。这里就不列举数据了。事实上，一些发达国家，烟气排放温度一直是环保要求的刚性指标，通常要求在80度以上。在日本，几乎所有的火电厂都安装了烟气再热器；在美国，除了一部分电厂安装烟气再热器，也有部分火电厂采用天然气加热烟气的方式进行排放；在德国，正在推广烟气通过冷却塔余热加热的方式。这些国家，都是强制要求烟气高温排放。而我国，越来越多的火电厂都采用低温排放烟气。上个世纪，由于我国没有安装烟气脱硫设备，火电厂烟气排放温度在100-150之间。这种情况下，通常不会导致烟气在低空聚集。本世纪以来，提高了环保要求，引进国外的脱硫技术，烟气脱硫开始在火电厂普及。目前，大部分电厂采用的是湿法脱硫，即用石灰水吸收二氧化硫的方法，这种方法虽然脱硫效率高，但会导致烟气温度大大降低，脱硫后的烟气温度大约在40-50度左右。根据国外经验，通常需要加装烟气再热器（业内称GGH，Gas gas heater），将烟气温度抬升到80度以上排放。采用GGH加热烟气的工艺是国外早已成熟的技术，但在我国却大面积出现了新的问题，就是系统堵塞，导致系统无法正常运行。原因在哪儿呢？主要是两点：1、脱硫公司或者因为没有吃透技术，或者为了节约成本，对脱硫工艺和布置进行了不恰当的简化。例如，国外的流程是，脱硫后的烟气需要除雾，从GGH下部进入，并需要预留较长的烟道，以便除雾不尽的含有石膏液滴的烟气充分下沉不至于堵塞设备。国内几乎所有的脱硫后的烟气都是从GGH上部直接进入，这样可以简化烟道布置，节约投资成本。由于石膏液滴没有除雾不完全，或运行时吸收塔液面控制不好，导致GGH经常堵塞，系统无法正常运行。2、部分设备厂家质量存在问题。引进的技术没有吃透，在设计、制造等方面存在问题。这个时候，中国的专家出现了，这些所谓的专家站在利益集团的立场上，不是积极研究如何改进工艺，提高排放标准，而是想方设法用最少的钱，换取更大的利益，哪怕牺牲环境与健康。他们认为，GGH不是必要的设备，理由是：1、经常堵塞，导致脱硫无法运行，更污染了大气。2、GGH对脱硫效率没有影响。3、GGH的问题导致脱硫无法运行，而脱硫不能运行又导致机组无法发电，造成巨大经济损失（60万机组一小时就是60万度电，自己算吧）。于是，在这些专家的建议下，有关部门的支持下，国家又开始了大规模取消GGH的运动。一大批新上的电厂不再要求安装GGH，已经安装的电厂开始大规模拆除GGH，排烟温度的要求也不再提。
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杨彪 建鸿(反正不论如何，每一次的龙凤天开启。都将会成为北界之中万众注目的盛事。) 展开
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这个是个软文，没有什么意义 展开
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需要及早研究，解决 展开
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与相关部门联系，申请研究费用，深入研究，得出切实的结论。进行改造。 展开
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学习学习</br> 展开
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一切都是钱闹的心，企业为了节省投资、设备供应商为了利润、专家为了自己的利益。。。。 展开
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<blockquote>yefeng3711 发表于 2014-2-27 09:41 /common/back.gif</br>好贴！请问雾霾层的厚度是多少？烟囱排烟在低温和高温时的扩散范围分别是多少？</blockquote> 下面的资料供参考。事实上，目前取消GGH后，烟温降低比下面的例子更多，烟气抬升高度比下面的计算结果更低。而且，还有个大气对流层问题。高到一定程度，由于大气对流层流速比低空更快，扩散也更快。烟温对扩散的影响更大。</br>以2×135MW机组为例，在上脱硫系统前，烟囱入口烟温一般在150℃左右，湿法脱硫后的净烟气从吸收塔出来的温度约为47℃左右，经GGH（烟气再热器）加热后再次进行烟囱的温度在80℃左右，脱硫后比脱硫前烟气温度下降约在70℃左右，如此大的烟温降对烟气抬升高度、烟气扩散的影响是不能忽略的。</br></br>对于烟气抬升高度，可由下式计算：</br></br> ΔH=n0QHn1HSn2/US -------------------式（1）</br></br> 式中：ΔH------烟气抬升高度，m；</br></br> QH------烟气热释放率，kJ/s；建议用下式计算：</br></br> QH =353.8Qv(Ts-Ta)/Ts -------------------式（2）</br></br> Ts ------烟气出口温度，K；</br></br> Ta ------大气温度，K；取当地气象台近5年定时观测的平均气温值；</br></br> Qv ------实际状态下的烟气排放量，m3/s；</br></br> HS------烟囱几何高度，m；</br></br> US------烟囱出口风速，m/s；</br></br>n0、n1、n2------系数及指数，可由GB3840-83查得。</br></br>对于同一污染源，n0、n1、n2、Ta、US、HS是等同的，脱硫装置安装前后Ts、Qv不同。现假设几个接近2×135MW机组烟囱的参数通过式（2）进行计算可知（见表2），在烟气脱硫装置安装后不同负荷下烟气抬升高度均下降约100m左右，负荷越高，烟气抬升高度下降的相对越多一点，这跟烟气抬升高度和烟气热释速率HSn1（与烟气出口温度和烟气量相关）成正比有关。</br></br>表2 烟气脱硫装置安装前后不同负荷下烟气抬升高度</br></br></br>项目</br> </br>满负荷</br> </br>80%负荷</br> </br>65%负荷</br> </br>50%负荷</br> </br></br>脱硫前（m）</br> </br>526</br> </br>504</br> </br>493</br> </br>463</br> </br></br>脱硫后（m）</br> </br>413</br> </br>396</br> </br>387</br> </br>364</br> </br></br>火电厂上烟气脱硫装置后，尤其是湿法烟气脱硫装置对烟气温度降低很多，按高架连续点源扩散模式（高斯模式）简化后的地面轴线最大浓度评价：</br></br> C（x,0,0,H）max = 0.234Qδz /（USHe2δy） --------------式（3）</br></br> 式中： C（x,0,0,H）max----地面轴线最大浓度，mg/m3；</br></br> Q------源强排放速率，mg/s；</br></br>δz ------铅直向的扩散参数；</br></br>He------有效源高，m； </br></br>δy------横向的扩散参数；</br></br>US------烟囱出口处的大气平均风速，m/s。</br></br>从式（3）可知，地面轴线最大浓度与源强排放速率成正比，与有效源高的平方成反比。湿法脱硫效率按90%计，表2中满负荷下脱硫装置安装前后的烟气高度作参数进行理想计算，可得脱硫装置安装后地面轴线最大浓度只有脱硫前的16.2%。如果不考虑扩散距离，说明脱硫装置安装后对一次最大落地浓度贡献值为负，达84%左右。</br></br>最大落地浓度对应距离：Xmax=1/g --------------式（4）</br></br>式中：c2、p、g------假设边界条件，在Xmax情况下，p=g。</br></br>从式（4）可以看出，最大落地浓度对应距离与He1/g成正比。由于烟气温度的降低导致抬升高度减小，并使最大落地浓度对应距离也相应减小，但最大落地浓度的降低可补偿这种距离减小的影响。</br> 展开
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好贴！请问雾霾层的厚度是多少？烟囱排烟在低温和高温时的扩散范围分别是多少？ 展开
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上世纪五十年代的英国与现在中国的天气差不多。但现在英国已很少采用煤炭作为一能源了，故污染状态好了很多。丢掉了雾都的帽子 展开
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