國
立
交
通
大
學
工學院永續環境科技組
碩 士 論 文
某燃煤電廠煙氣不透光率成因研究
A Case Study of a Coal-Fired Power Plant about the Causes of
Flue Gas Opacity
研 究 生：葉振偉
指導教授：蔡春進 教授
某燃煤電廠煙氣不透光率成因研究
A Case Study of a Coal-Fired Power Plant about the Causes of
Flue Gas Opacity
研
究
生：葉振偉
Student：Jen-woei Yet
指 導 教 授：蔡春進 Advisor：Chuen-Jinn Tsai
國 立 交 通 大 學
工學院永續環境科技學程
碩 士 論 文
A ThesisSubmitted to Degree Program of Sustainable Technology on Environmental Protection
College of Engineering National Chiao Tung University in Partial Fulfillment of the Requirements
for the Degree of Master of Science
In
Sustainable Technology on Environmental Protection May 2010
Hsinchu, Taiwan, Republic of China
某燃煤電廠煙氣不透光率成因研究
學生：葉振偉
指導教授：蔡春進 教授
國立交通大學工學院永續環境科技學程
摘 要
本研究利用美國電力研究所，針對燃煤電廠煙氣及煙柱不透光問題所發展的評估 手冊，利用既有的煙氣檢測數據，評估台灣某一電廠在空污設備裝設前後，煙氣不透 光率的組成及影響因子。 在僅安裝靜電集塵器條件下，某電廠煙囪煙氣中小於 1µm 細微粒佔煙氣不透光 率組成的 23.3~31.6%、大於 1µm 粗微粒佔 41.0~49.5%、二氧化氮佔 25.5~27.9%；而 加裝SCR 與濕式 FGD 設備後，小於 1μm 細微粒佔煙氣不透光率組成的 77.7~86.2%、 大於1μm 粗微粒佔 8.0~13.1%、二氧化氮僅佔 5.8~9.2%。 本研究發現，加裝SCR 及 FGD 後之煙囪粒狀物質量濃度高於僅安裝 ESP 條件， 且主要質量負荷集中於0.1~1 微米細粒徑範圍，佔煙氣不透光率組成的 77.7~86.2%， 為煙氣不透光率主因。安裝濕式 FGD 可去除粗微粒飛灰降低煙氣不透光率，但脫硫 產物亦可受煙氣攜帶出煙囪，而增加不透光率。安裝 SCR 可降低二氧化氮濃度，但 觸媒所轉化的亞硫酸與殘餘還原劑氨，會受濕式 FGD 冷凝及核化作用影響下形成細 微粒，而增加粒狀物對煙氣不透光率貢獻度。關鍵字：
空氣污染控制、不透光率、粒狀空氣污染物、ESP, FGD, SCR。A Case Study of a Coal-Fired Power Plant about the Causes of
Flue Gas Opacity
Student：Jen-woei Yet
Advisor：Chuen-Jinn Tsai
Institute of Sustainable Technology on Environmental Protection
National Chiao Tung University
ABSTRACT
The thesis used the plume opacity model for the coal-fired power plant developed by the U.S. Electric Power Research Institute (EPRI) to investigate the causes of the opacity and its influencing parameters in a power plant in Taiwan. The study was based on the existing sampling and analysis data before and after the air pollution control devices were installed.
When only the electrostatic precipitator (ESP) was installed, the contribution of the opacity by fine particles with the diameter less than 1 µm, coarse particles with the diameter greater than 1 µm and nitrogen dioxide was 23.3 ~ 31.6%, 41.0 ~ 49.5%, and 25.5 ~ 27.9%, respectively. By retrofitting the selective catalytic reduction (SCR) and the wet flue gas desulfurization (FGD) after the ESP, the contribution of the opacity by fine particles, coarse particles and nitrogen dioxide was changed to 77.7 ~ 86.2%, 8.0 ~ 13.1%, and 5.8 ~ 9.2%, respectively.
This study found that by retrofitting the SCR and wet FGD, the particle concentration at the stack discharge was higher than the case when only the ESP was instualled. The majority of the particulate mass loading fell in 0.1~1 micrometer range, accounting for the majority of the opacity, 77.7~86.2%. Coarse particles, such as fly ash, could be removed by the wet FGD, but the by-products from the FGD could be carried over to the stack and increased the opacity. The concention of NO2 could be
lowered by retrofitting the SCR, but the sulfite from the SCR catalyst and slipped NH3
could form condensible fine particles by nucleation and condensation effects of the wet FGD, resulting in an increase in the opacity of the flue gas.
誌
謝
本論文之完成，首要感謝指導教授蔡春進於論文下題及定筆前之指導，及博士班 簡致良學長對論文寫作上之協助與修正。另需感謝 9 年前台灣電力公司提供獎學金， 時任發電處環保化學組梁毅功組長的知遇之恩，提供筆者任職於台電的機會，因緣際 會促使筆者日後從事與工作相關研究；及現任發電處劉源隆資深環保專業工程師，於 台中電廠共識期間對筆者的照顧與提攜，感謝這些素昧平生、卻惠我良多的長官。也 藉此機會感謝台北科大班導師段葉芳教授，對筆者決定回校園進修時的鼓勵及推薦。 另感謝內人於工作、家庭、學業間的分憂解勞，愛女濡雅、濡昕給我精神上鼓舞，祖 父母對我始終如一的支持，及父母辛苦養育之恩，愧無以回報，僅借論文完成同時記 錄內心深處的感恩。
目 錄
中文摘要 某燃煤電廠煙氣不透光率成因研究………... i
英文摘要 A Case Study of a Coal-Fired Power Plant about the Causes of Flue Gas Opacity……… ii 誌謝 ……….. iii 目錄 ………... iv 表目錄 ………... vii 圖目錄 ……….. viii 符號說明 ……….. x 一、 前言……….. 1 1.1 研究源起………... 1 1.2 研究目的………... 2 二、 文獻回顧……….………. 3 2.1 氣膠不透光率之特性………... 3 2.2. 不透光率與粒狀物濃度關係之計算……….. 5 2.2.1 不透光率與光學密度及穿透率之關係……….. 8 2.3 影響不透光率因素……….. 9 2.3.1 燃料中硫份……….. 9 2.3.2 氯化銨及硫酸銨……….. 12 2.3.3 飛灰化學組成….……… 13 2.3.4 鍋爐設計及操作……….. 14 2.3.5 選擇性觸媒還原……….. 14 2.3.6 空氣預熱器……….. 17 2.3.7 靜電集塵器………. 18 2.3.8 濕式煙氣脫硫……….. 19 2.3.9 二氧化氮……….. 20 2.3.10 水分……….. 21 2.4 不透光率問題指引……….. 22 2.4.1 方法指引……….. 22 2.4.2 煙柱特性描述………. 22 2.4.3 細微粒散光作用……….. 24
2.4.4 粒狀物吸光測試……….…. 25 2.4.5 二氧化氮吸光測試……….. 25 2.4.6 細微粒散光問題解決方法……….. 26 2.4.7 微粒吸光問題解決方法……….. 27 2.4.8 二氧化氮光吸收解決方法……….. 28 三、 評估方法……….. 29 3.1 不透光率評估方法……….. 29 3.1.1 方法介紹……….. 29 3.1.2 技術原理……….. 29 3.1.3 評估流程………..……… 30 3.2 EPRI 案例評估程序………. 30 3.2.1 評估步驟一……….. 30 3.2.2 評估步驟二……….. 31 3.2.3 評估步驟三……….. 32 3.2.4 評估步驟四……….. 35 3.2.5 評估步驟五………... 36 3.2.6 評估步驟六……….. 37 3.2.7 評估步驟七……….. 38 3.3 研究對象介紹……….. 39 3.4 研究對象僅安裝靜電集塵器條件下煙囪不透光率組成…….………….. 40 3.4.1 數據收集………... 40 3.4.2 數據處理說明……….. 41 3.5 研究對象加裝SCR 及 FGD 後對煙囪不透光率組成之影響.…………. 44 3.5.1 數據收集……….. 44 3.5.2 數據資料前處理……….. 45 3.6 不透光率評估數據總整理…….……….. 48 四、 結果討論……….. 50 4.1 EPRI 案例僅安裝靜電集塵器之煙氣不透光率組成………. 50 4.2 研究對象僅安裝靜電集塵器之煙氣不透光率組成……….. 51 4.3 研究對象加裝SCR 及 FGD 後之煙氣不透光率組成……… 54 4.4 煙氣不透光率主因細微粒來源………... 57
五、 結論與建議.……….. 58 5.1 結論……….. 58 5.2 建議………... 59 參考文獻 ……….. 60 附錄A EPRI 不透光率評估方法範例...……….……… 62 附錄B 研究案例原始檢測報告…………...……… 82
表目錄
表2.1 光學密度與不透光率換算表……….. 8 表2.2 避免煙柱水汽白煙需加熱之溫差℃……….. 22 表2.3 細微粒散光原因及來源確認……….. 25 表2.4 粒狀物吸光原因及來源確認………. 25 表2.5 二氧化氮吸光原因及來源確認………. 26 表2.6 細微粒散光問題解決方法……… 27 表2.7 微粒吸光問題解決方法……….…… 27 表2.8 二氧化氮吸光解決方法……… 28 表3.1 EPRI 案例資料……… 30 表3.2 EPRI 案例二氧化氮光學密度計算……… 31 表3.3 EPRI 案例粒徑分佈計算……… 32 表3.4 EPRI 案例粗與細微粒質量濃度計算………. 33 表3.5 EPRI 案例粗微粒與細微粒粒徑分佈計算………. 33 表3.6 EPRI 案例粗與細微粒粒徑描述………. 34 表3.7 EPRI 案例粗微粒光學密度計算………. 35 表3.8 EPRI 案例細微粒光學密度計算………. 37 表3.9 EPRI 案例煙囪內不透光率貢獻總和……….……… 39 表3.10 案例之現況基本資料……….. 40 表3.11 #3 機組檢測數據摘要……….. 40 表3.12 #3 號機數據前處理……….. 42 表3.13 #3 號機數據前處理……….. 43 表3.14 #3 號機數據前處理……… 43 表3.15 加裝後檢測數據摘要….………. 44 表3.16 #4 號機數據料前處理………. 46 表3.17 #5 號機數據料前處理………. 47 表3.18 #9 號機數據料前處理………. 47 表3.19 加裝前、後光學密度成因比例……….. 48 表3.20 加裝前、後不透光率評估結果……….………. 49圖目錄
圖1 研究案例不同觀測角度之白色煙柱………. 2 圖2.1 單位質量微粒之比消光效率……….. 4 圖2.2 煙柱氣膠冷凝形成步驟……….. 4 圖2.3 硫酸與0.15μm 細微粒之等不透光率圖……….. 5 圖2.4 不透光率與光學密度關係圖………... 8 圖2.5 燃煤電廠燃料中硫化物轉化圖………... 9 圖2.6 不同煙氣水分濃度及溫度下硫酸/亞硫酸轉化率………. 10 圖2.7 亞硫酸濃度與露點溫度圖……….. 11 圖2.8 煙囪直徑對亞硫酸濃度與不透光率關係圖……….. 11 圖2.9 亞硫酸粒徑對亞硫酸濃度與不透光率關係圖……….. 12 圖2.10 飛灰中三氧化鐵含量對SCR 進口之 SO3濃度影響………. 13 圖2.11 飛灰鹼度對SO3濃度影響………. 14 圖2.12 鍋爐燃燒含3%硫份煤炭下 SO2氧化成SO3，對不同SCR 觸媒，溫度 為700℉ 及 750 ℉ 通過 SCR 觸媒後 SO3增加的濃度... 15 圖2.13 溫度與二氧化硫氧化率關係圖……….. 16 圖2.14 燃料含硫份與觸媒層數對亞硫酸濃度影響……….. 16 圖2.15 不同含釩量觸媒之操作時間與不透光率影響……….. 17 圖2.16 空氣預熱器及冷端靜電集塵器出口，亞硫酸濃度與溫度關係圖……… 18 圖2.17 煙氣於煙氣脫硫設備前後之粒徑分布……….. 19 圖2.18 濕式脫硫下游煙氣中粒狀物濃度及粒徑分布對不透光率關係……….. 20 圖2.19 NO-NO2比率圖……… 20 圖2.20 二氧化氮煙柱形成特性……….. 21 圖2.21 硫酸、飛灰及二氧化氮在不同距離對不透光影響……….. 21 圖2.22 煙柱特性描述圖……….. 23 圖3.1 評估流程圖……….………… 30 圖3.2 EPRI 案例系統流程及煙氣溫度圖………. 31 圖3.3 EPRI 案例質量負荷對粒徑分布分布圖………. 32圖3.4 EPRI 案例細微粒質量平均粒徑及±1 幾何標準偏差直徑圖……… 34 圖3.5 EPRI 案例粗微粒質量平均粒徑及±1 幾何標準偏差直徑圖………. 34 圖3.6 粗微粒光學參數K 與質量平均粒徑關係圖……….. 35 圖3.7 煙氣水分與溫度區域及硫酸露點關係圖………... 36 圖3.8 固體細微粒光學參數K 與質量平均粒徑關係圖………. 38 圖3.9 硫酸霧光學參數K 與質量平均粒徑關係圖………. 38 圖3.10 加裝前系統流程及煙氣溫度圖……….. 41 圖3.11 加裝前煙氣溫度與含水率區域圖……….. 42 圖3.12 加裝後系統流程及煙氣溫度圖………... 45 圖3.13 加裝後煙氣溫度與含水率區域圖………... 46 圖4.1 EPRI 案例之不透光率組成比率…...……….. 50 圖4.2 EPRI 案例粒徑分布與粒狀物質量負荷圖……….. 51 圖4.3 研究對象僅安裝ESP 下使用澳洲煤對煙氣不透光率組成平均比率…. 51 圖4.4 研究對象僅安裝ESP 下使用印尼煤對煙氣不透光率組成比率……….. 52 圖4.5 研究對象僅安裝ESP 下煙氣不透光率各別成因比………. 53 圖4.6 研究對象僅安裝ESP 下煙囪粒徑分布與粒狀物質量負荷圖…………. 53 圖4.7 研究對象僅安裝ESP 下不透光率評估值與粒狀物濃度之關係………. 54 圖4.8 研究對象加裝後不透光率組成平均值……….. 55 圖4.9 研究對象加裝後不透光率各別成因比……….. 55 圖4.10 研究對象加裝後不透光率評估值與粒狀物濃度關係……….. 56 圖4.11 研究對象加裝後各機組煙囪粒徑分布與粒狀物質量負荷圖…………. 56
符 號 說 明
Ap ：微粒與入射光行徑方向垂直截面積
AH ：空氣預熱器﹙air preheater﹚
Cm ：單徑微粒質量濃度
CPM ：可冷凝性粒狀物﹙condensible particulate matter﹚
dp ：微粒直徑 dL ：氣膠微粒群長度 dI ：光強度衰減量 Ea ：單位時間內氣膠微粒所吸收之光能 Ee ：單位時間內氣膠微粒所減弱之光能 Eo ：單位時間內投射於氣膠微粒截面之光能 Es ：單位時間內氣膠微粒所散射之光能
EPRI ：美國電力研究所﹙electric power research institute﹚
FGD ：煙氣脫硫﹙flue gas desulfurization﹚
fp ：微粒粒徑頻率函數
GSD ：幾何標準偏差﹙geometric standard deviation﹚
I0 ：入射光強度
LNB ：低氮氧化物燃燒器﹙low NOx burnner﹚
L ：光線通過氣膠微粒群的總長度
N ：單位體積微粒數量
OD ：光學密度(optical density)
PSD ：粒徑分布﹙particle size distribution﹚
Qa ：吸光效率﹙absorption efficiency﹚
Qe ：消光效率﹙extinction efficiency﹚
Qs ：散光效率﹙scattering efficiency﹚
SCR ：選擇性觸媒還原﹙selective catalytic reduction﹚
T ：穿透率(transmission)
σa ：微粒之吸光係數﹙absorption coefficient﹚
σe ：微粒之消光係數﹙extinction coefficient﹚
第一章 前言
1.1 研究源起 依環保署所公告之電力設施空氣污染物排放標準﹙環保署, 2003﹚，研究對象 依使用燃料種類及煙氣排放流率，粒狀物排放濃度需小於限制值32mg/Nm3，且煙 囪外目視煙柱不透光率需小於20﹪、煙囪內不透光率 6 分鐘連續監測值，每日超 過限制值20﹪不得累積超過 4 小時。 偵測不透光率之目的，係藉由光穿透特定粒狀物濃度及光徑下，光衰減特性 與粒狀物呈線性關係，可換算出即時粒狀物排放濃度，代替傳統粒狀物人工取樣 耗時且程序繁雜，成本過高之缺點，利用線上不透光率監測，可提供業者即時的 粒狀物排放資訊，作為粒狀物控制設備操作正常與否之判斷；並可提供主管機關 作為粒狀物排放管制工具。 研究對象#1~4 號機組原始設計，僅針對粒狀物排放安裝高效率靜電集塵器， 而後為降低硫氧化物及氮氧化物排放及因應空污費徵收，#1~4 號機組陸續於於民 國86 年 3 月至 87 年 1 月間，採用最佳可行控制技術加裝完成濕式石灰石法脫硫 （FGD）、另於民國 90 年 2 月至 92 年 5 月間，加裝完成選擇性觸媒還原設備 （SCR），大幅降低改善污染物排放量，脫硫後煙氣再以熱交換器加熱至約 100 ℃，避免水蒸汽凝結及並幫助污染物擴散。由歷年煙囪內粒狀物濃度檢測資料， 均低於法規限制值32mg/Nm3、煙氣於煙囪內不透光率監測數據亦小於20﹪，但 於鍋爐滿載運轉，氣候晴朗乾熱條件下，煙囪出口處明顯有白色煙柱形成如圖1 所示，延綿數百公尺至數里遠，白煙現象於上午9 點至下午 4 點最為明顯，煙柱 顏色隨觀測角及天空背景顏色而改變，明顯與水蒸汽凝結所產生之煙柱不同，不 透光率成因不明，雖然不透光率及粒狀物濃度側值仍符合法規標準，但可視性煙 柱已造成附近民眾對電廠不良觀感及疑慮。圖1、研究案例不同觀測角度之白色煙柱 1.2 研究目的 本研究期望藉由美國電力研究所發展的不透光率評估方法，搭配研究案例空 氣污染防治設備，加裝前後的煙囪檢測數據，比較探討其煙囪內煙氣不透光率之 組成及差異，並確認不透光率造成主因，提供電廠設備操作改善建議，並作為後 續研究取樣時試驗的方向，減少分析取樣的成本。
第二章 文獻回顧
2.1 氣膠不透光率之特性 大氣光學特性主要受氣懸微粒影響，微粒消光機制可以不透光率(opacity)為指 標。光在真空中雖能夠暢行無阻，但是在空氣中若遇到氣膠微粒時，則可能會造 成行徑的改變或者是光強度的減弱，前者謂之散射(scattering)，而後者則謂之吸光 (absorption)。自然界中因為氣膠微粒存在，而造成光行徑方向改變或光強度減弱 之現象。不透光率為工廠煙道可見排放物之判斷標準，影響煙柱的光學性質為細 微粒的散射與吸光，及氣狀物的吸光等，其中細微粒和液滴的散射為煙柱不透光 率增加的主要原因。 當煙柱冷卻，溫度低於可凝結氣體之露點，兩主要程序貢獻冷凝程序之進行， （1）異相冷凝（heterogeneous condensation）：當達露點溫度，可冷凝氣體開始 異相冷凝於一次微粒表面，冷凝速率是擴散質傳從氣側至微粒表面，與氣體濃度 梯度及微粒質直徑大小有關。（2）同相成核（homogeneous nucleation）：當氣體 異相凝結時，可凝結氣體之過飽和率可能增加或減少，與氣體之異相冷凝率及大 氣連續冷卻稀釋率有關，若異相凝結所提供之表面積不足，則過飽和增加至同相 核化變為可行，溫度對核化程序影響顯著，同相核化程序產生許多微細霧滴，及 穩定的微粒粒徑，提供許多表面積供異相凝結進行。微粒異相凝結或同相核化造 成粒徑之成長，改變微粒粒徑分佈與微粒濃度，並增加煙柱之不透光率，通常來 自0.1~1µm 範圍之微粒貢獻，因為此粒徑範圍單位質量之微粒，具有最大之可見 光消光效率。 由圖2.1 可見粒徑小於 0.1µm 對消光得影響雖較不顯著，但因其具冷凝粒徑 成長至最大光學粒徑範圍之潛力（0.4~0.7µm），次微米微粒於煙氣中決定不透光 率主要原因為，微粒本身已落在光學有效粒徑範圍、或小微粒具快速成長至光學 有效粒徑潛力，燃煤電廠飛灰粒徑分布，典型於0.1~0.15µm，故對煙氣不透光率 扮演重要角色。若煙氣中無任何固體細微粒，則酸性氣體同相核化變得十分重要， 且產生許多細粒徑微粒，最終經冷凝及膠結程序，粒徑成長至有效光學粒徑範圍， 細微粒之成長速率相對於煙柱之稀釋率，在決定煙柱不透光率上變得重要，對高濃度細微粒，粒徑成長速率變快到有效光學粒徑範圍，因此劇烈地增加煙柱不透 光率。圖2.2 為煙柱氣膠冷凝形成步驟，影響氣膠冷凝形成機制，主要參數為冷凝 氣濃度及固相微粒粒徑分布，特別是煙柱中次微米微粒比例。煙柱稀釋及冷卻速 率決定是否有足夠時間在同相成核程序之前，進行異相冷凝程序。 圖2.1、單位質量微粒之比消光效率﹙Damle et al.,1987﹚ 圖2.2、煙柱氣膠冷凝形成步驟﹙Damle et al.,1987﹚ 燃燒程序形成之煙氣，在熱煙氣接觸溫度較低之大氣時，其不透光率增加之 現象，使煙囪內不透光率監測之數值，低於煙囪外以目測之不透光率之現象稱為 分離性煙柱。冷凝硫酸氣體及次微米微粒是造成不透光率增加主要原因。分離性 煙柱之不透光率，在煙氣離開煙囪後1~2 秒快速增加，意謂著冷凝氣膠已可能在 煙囪內出現，比其他二次微粒形成機制更早發生﹙Damle et al.,1987﹚。
從圖2.3 之低濃度硫酸氣所造成不透光率，可僅藉由減少煙囪內細微粒濃度， 而達到控制降低不透光率效果；但含較高濃度硫酸氣時，單方面減低細微粒濃度 尚不足以降低煙柱不透光率﹙Srivastava et al.,2004﹚。 圖 2.3、硫酸與 0.15μm 細微粒之等不透光率圖﹙Srivastava et al.,2004﹚ 2.2 不透光率與粒狀物濃度關係之計算 當入射光線被氣膠微粒阻擋，使得光被散射而改變行徑方向，或被吸收而損 失能量，造成入射光方向光能的減弱的現象稱為消光(extinction)。而光能在入射方 向減弱的程度可用消光效率(extinction efficiency)加以描述。消光效率(Qe)的定義 為： 0 e e E Q E = (2.1) 其中Ee為單位時間內被氣膠微粒減弱的光能，而E0為單位時間內投射於氣膠微粒 截面之光能。 消光包括散射與吸光兩種作用，因此消光效率是由散射效率(scattering efficiency) Qs 與吸光效率(absorption efficiency) Qa 相加而得： Qe =Qs+Qa (2.2)
而散射效率與吸光效率的定義分別為： 0 s s E Q E = (2.3) 0 a a E Q E = (2.4) 其中Es與Ea為單位時間內氣膠微粒所散射與吸收的光能。 對於粒徑較大(dp > 4 µm)的不透光氣膠微粒，光線完全被微粒橫截面阻斷，可視為 單純的攔截，其消光效率等於2。然而，對於粒徑較小的氣膠微粒，光與微粒間的 互動作用相當複雜，消光效率往往大於1，甚至高達 5 左右(Hinds, 1999)。 當光強度為 I 的平行光線通過氣膠微粒群時，在此距離內光強度的減弱量(dI)與氣 膠微粒群的長度(dL)及入射強度呈正比關係： e dI = −σ IdL (2.5)
其中σe為微粒消光係數(extinction coefficient)。(2.5)式積分後可得 Bouguer 定律
(Bouguer’s law)，或稱為 Lambert-Beer 定律(Lambert-Beer law)：
0 eL I e I σ − = (2.6) 其中I0為入射光強度，L 為光線通過氣膠微粒群的總長度。
消 光 係 數 也 可 以 表 示 為 散 射 係 數 (scattering coefficient) 與 吸 光 係 數 (absorption oefficient)之和：
σe =σ σs+ a (2.7)
其中σs與σa分別為微粒散射係數與吸光係數。
對單位體積單徑圓球形微粒的氣膠微粒群的消光係數可表示為： 2 4 p e e p e Nd Q NA Q π σ = = (2.8) 其中N 為微粒的數目濃度(單位體積微粒數量)，Ap為微粒與入射光行徑方向垂直橫 截面積，dp為微粒直徑。 當氣膠微粒粒徑大小不同時，(2.8)式則須改寫為： e i( p i, ) e i, (2.9) i n d Q A σ =
∑
p i, 其中， ，Q 與 分別為粒徑為 微粒的數目濃度，消光效率與垂直於 入射光行徑方向的截面積。連續分佈多粒徑圓球形微粒的消光係數可以寫為： , ( ) i p i n d e i, Ap i, dp i, 2 0 4 ( ) e d f d Q Ap p p e p π σ =∫
∞ (2.10) 其中 f d 為微粒粒徑分佈函數。 p( p) 另外，單徑微粒的質量濃度(Cm)可以表示為： 3 6 p p m N d C = ρ π (2.11) 其中ρp為微粒的密度。將(2.8)式及(2.11)式代入(2.6)式，Bouguer 定律可以表示為： 0 3 exp( ) exp( ) 2 m e e p p C Q L I L I = −σ = − ρ d (2.12)2.2.1 不透光率與光學密度及穿透率之關係
穿透率Transmission (T) 與光學密度 Optical Density (OD)，為兩種常見描述於
特定波長下光能通過一具濾波物質之通量的表示方法，光學密度定義為物質在特定 波長吸光值(absorbance)，為一個數值並無單位，與穿透率的關係如(2.13)式及表 2.1 OD = -log10 T 或 T = l0-OD (2.13) 表2.1、光學密度與不透光率換算表﹝US EPA, 1984﹞ 光穿透度﹪ 光學密度 不透光率﹪ Ringelman # 0 N.A. 100 5 20 0.7 80 4 40 0.4 60 3 60 0.22 40 2 80 0.10 20 1 100 0 0 0 DeFries (1994) 在評估煙囪內不透光率時指出，二氧化氮、細微粒、粗微粒之 光學密度與各成份濃度成正比，光學密度可被相加，並以光學密度代表各成份不 透光率貢獻度，不透光率與煙氣的總光學密度，兩者關係如（2.14）式及圖 2.4。 Opacity(%)=100*(1-10-OD) （2.14） 圖2.4、不透光率與光學密度關係圖﹙DeFries,1994﹚
2.3 影響不透光率因素 2.3.1 燃料中硫份 由圖2.5 煤炭中的硫成份，在燃燒時因高溫作用，被氧化成 SO2存在煙道氣 中，部分轉化成三氧化硫SO3吸附在飛灰中，SO3生成之量與溫度、氧氣量及燃 料中的含硫量有關。凝結之SO3液體顆粒會形成硫酸霧，因此當製程中燃燒含有 硫份之化石燃料，所造成的SO3排放為影響煙柱不透光率與酸沉降的主要原因。 圖2.5、燃煤電廠燃料中硫化物轉化圖 ﹙http://www.coalpowermag.com/plant_design/31.html.﹚ 煤炭中之硫份，經燃燒程序氧化成二氧化硫，小部份的二氧化硫分子，與氧 原子自由基及第三媒介碰撞形成亞硫酸，但實際上亞硫酸轉化率小於總硫份的3 ﹪，因為氧原子自由基，於溫度低於1500℉時的產生率非常低。當煙氣溫度低於 600℉，熱力學平衡轉移，大部份三氧化硫會吸收煙氣中水分形成硫酸氣體如圖 2.6。
圖2.6、不同煙氣水分濃度及溫度下硫酸/亞硫酸轉化率﹙Chris and Kent ﹚
二氧化硫與氧自由基及第三介質（M）如 N2、CO2、H2O、O2..等形成亞硫酸，
於爐膛溫度條件反應速率是緩慢的，參與反應之觸媒包含飛灰中之氧化鐵、SCR
成分中釩、及AH 及爐管之鐵金屬元件，均具 SO3催化轉化功用﹙Chris and Emelito,
2004﹚。亞硫酸經由二氧化硫生成反應(2.15~2.17)式： SO2+1/2O2 →SO3 （2.15） SO2 +O+M →SO3+M （2.16） SO3+O →SO2+O2 （2.17）
Blythe and Dombrowsike（2004）指出，由圖 2.7 中煙氣中相同亞硫酸濃度下， 煙氣含水率愈高，則酸露點溫度愈高，表示愈容易產生硫酸冷凝。硫酸液滴主要 形成機制有（1）過飽和分子冷凝在既存核種、（2）硫酸與水分子均相核化成小 液滴、（3）膠結形成新液滴。典型工業排放溫度及水氣含量下，異相冷凝於既存 核種應主導液滴形成，當硫酸氣體濃度小於 100ppmv，冷凝對硫酸氣消耗率，大 於同相核化過飽和消耗率數個級數。當硫酸氣體濃度大於 100ppmv，核化變成主 導硫酸氣消耗率。燃煤電廠冷凝核大小分布在0.01 至 1µm，總微粒數量濃度接近
5*1013/acm﹙Wilder and Pilat, 1983﹚。大氣溫度低於 10℃硫酸可為固體，高於 10
圖2.7、亞硫酸濃度與露點溫度圖﹙Blythe and Dombrowsike,2004﹚ 煙氣中亞硫酸對不透光率有不利之影響，雖然燃煤電廠亞硫酸濃度不高，安 裝SCR 設備電廠典型濃度小於 30ppm，煙柱不透光率由固體微粒、有色氣體、硫 酸冷凝造成，尤其亞硫酸會加劇不透光問題，因為濕式脫硫的增濕降溫及粒狀物 控制設備的逸散微粒，產生次微米氣膠，平均粒徑落於0.1~1.0µm，接近可見光波 長0.4~0.7µm，具有高的消光效率。 圖2.8 指出煙囪內雖然低亞硫酸濃度，但有高的不透光作用；且在相同亞硫酸 排放濃度下，對愈大型機組而言，煙囪直徑愈大，煙柱不透光率愈高﹙Blythe and Dombrowsike, 2004﹚。 圖2.8、煙囪直徑對亞硫酸濃度與不透光率關係圖
圖2.9 指出亞硫酸平均粒徑對煙柱不透光率影響，顯示 3 種粒徑粒所造成之不 透光率，均隨亞硫酸濃度增加而增加；在相同亞硫酸濃度下，0.7µm 微粒所造成
不透光率，高於0.3µm 粒徑微粒﹙Blythe and Dombrowsike, 2004﹚。
雖然電廠亞硫酸排放未被直接規範，但卻有降低可視性煙柱的動機，間接降 低亞硫酸排放，對許多熱煙氣排放（無濕式洗滌塔）煙囪，常有煙囪外部不透光 率高於煙囪內情況，此種不透光率增加之分離性煙柱現象，其造成原因通常為硫 酸與大氣混合冷卻，轉化成微粒造成﹙Farthing et al., 2004﹚。
圖2.9、亞硫酸粒徑對亞硫酸濃度與不透光率關係圖﹙Blythe and Dombrowsike,2004﹚
2.3.2 氯化銨及硫酸銨： 氯化銨為硫酸冷凝後與氨反應成硫酸鹽二次性粒狀物，於大氣溫度條件下為 固態，熱力學平衡使氯化銨微粒，傾向再分解為為氣相前趨物氨及鹽酸，這現象 發生於大氣中氣相前趨物濃度非常低時，如含氯化銨粒狀物煙柱，與大氣充分稀 釋時，大氣中氣相氨及鹽酸低濃度平衡，要再形成氯化銨需要非常低溫環境，以 克服排放後的濃度稀釋，氯化銨微粒若形成，可造成可視性煙柱，煙柱可能出現 白色或帶藍色，因為氣體核化成小微粒﹙EPRI, 2008﹚。 硫酸銨、氯化銨屬可冷凝性粒狀，通常冷凝於煙柱與大氣接觸冷卻時，常見 安裝有SCR 者，氯化銨微粒僅於 HCL 及 NH3存在，模式顯示當兩者濃度均大於 5~10ppm 時，能產生氯化銨煙柱，氨反應傾向順序為硫酸根＞硝酸根＞氯離子，
Meng et al.,(2000) 研究安裝有 ESP、SCR、FGD 電廠後指出，並無氯化銨產生， 除非氨過量足以與全部殘餘硫酸根反應。造成氯化銨形成的操作條件，如SCR 增 加氨洩漏量、或是採用加氨法來抑制 SO3造成。然而儘管燃燒含高氯份煙煤，通 常煙囪中仍無足夠氨與氯反應；燃用低氯份亞煙煤時，鹽酸氣則會與高鹼性飛灰 中和，操作條件明顯限制氯化銨形成，氨濃度超過25ppm 才會發生氯化銨冷凝於 煙囪。煙氣中氯化銨濃度與煙囪直徑乘積超過250ppm-ft，可能產生可視性煙柱。 2.3.3 飛灰化學組成 飛灰可扮演第三介質，飛灰中三氧化鐵含量與亞硫酸濃度成正比關係如圖 2.10﹙Spencer et al.,2007﹚。圖 2.11 指出煤質含高鹼性度飛灰，會產生較低濃度亞 硫酸，因為煙氣中飛灰鹼性物質與亞硫酸中和反應，或受沈積於過熱器的飛灰抑 制生成，而有較高的亞硫酸捕捉率，飛灰具高比率鹼性物質，有助於空氣預熱器 及靜電集塵器對亞硫酸之捕捉，間接改善不透光率之問題。飛灰成分具催化亞硫 酸生成，亦具吸附亞硫酸雙重作用﹙Srivastava et al.,2004﹚。 圖2.10、飛灰中三氧化鐵含量對 SCR 進口之 SO3濃度影響﹙Spencer et al.,2007﹚
圖2.11、飛灰鹼度對 SO3濃度影響﹙Srivastava et al.,2004﹚ 2.3.4 鍋爐設計及操作 減少燃燒過程之過剩空氣比（實際空氣供給量/理論空氣量），可降低參與亞 硫酸反應之氧原子自由基，能有效控制亞硫酸於燃燒生成，但煤屬於慢燃型燃料， 無法於低過剩空氣下完全燃燒，因此使用低氮氧化物燃燒器，分段燃燒降低火燄 溫度，除可降低氮氧化物外，亦為降低亞硫酸生成之可行方法。一般對煙煤而言 過剩空氣比約1.2~1.3，燃燒低等級煤則需較高過剩空氣比約 1.4﹙Kikuchi R.,2001﹚。 鍋爐會影響SO3/SO2轉化率，因為亞硫酸典型形成於過熱器煙氣溫度條件， 因為形成機制需第三介質，大表面積的過熱器爐管的氧化層具催化作用，故爐管 清潔度亦影響亞硫酸形成。鍋爐清潔度，連續運轉期間越久，水牆管、過熱器、 再熱器結渣程度愈嚴重，增加亞硫酸產生，乾淨的爐膛產生較少量亞硫酸。 高爐膛溫度並不一定影響轉化率，二氧化硫於任何爐溫下，均為熱力學優勢 物種。但高溫產生高濃度的氧原子自由基，會增加過熱器區亞硫酸濃度，當煙氣 冷卻時，相對高濃度的氧原子自由基，與二氧化硫反應成亞硫酸，因此高爐膛溫 度及煙氣冷卻率，應會增加亞硫酸形成﹙Blythe and Dombrowsike,2004﹚。
2.3.5 選擇性觸媒還原
選擇性觸媒還原(selective catalytic reduction, SCR)為燃燒後去除廢氣中 NOx的
處理技術，藉觸媒具選擇性之作用，將所注入之NH3氣體與廢氣中NOx反應，分
量越大，去除NOx的效果越好，但是以釩組成的觸媒會催化煙道氣中之SO2氧化 成SO3，安裝降低NOx的SCR 選擇性觸媒反應器，氨與 NOx藉由觸媒催化還原成 氮氣及水，觸媒典型含有（V2O5）Vanadium pentoxide、（TiO2）二氧化鈦，少量 的Molybdenum、Tungsten oxide（WO3），其中釩是被認為影響亞硫酸生成主要 成份。 反應器設計方面，硫酸轉化率與觸媒體積成正比，與流經反應器之煙氣流率 成反比，與煙氣溫度、含氧量、二氧化硫濃度成正比。含氧量及二氧化硫濃度對 轉化率之影響小於溫度影響。目前大部份SCR 設備 SO2氧化成SO3的轉化率為1% 或更少。SCR 每層觸媒設計亞硫酸轉化率範圍約為 0.2~0.8﹪，若使用 3 層轉化率 約為0.6~2.4﹪，轉化率範圍隨觸煤溫度變化大，降低省媒器出口煙氣溫度，或降 低觸媒操作溫度，可降低亞硫酸轉化率。許多操作因子會影響SCR 反應器中 SO2 氧化成SO3的轉化率，包含溫度、流量及SO2濃度等。溫度是影響SO2氧化成SO3 最重要的參數，圖2.12 表示 SO2轉化率和溫度之間的關係，對不同的SCR 觸媒， 當其他的影響因子固定時，SO2轉化率皆會隨著溫度下降而減少，然而SCR 對 NOx 的去除率也會隨著溫度下降而下降。因此，對大部分SCR 的觸媒，操作溫度下降， 有助於減少SO3的產生，但會影響觸媒去除NOx的能力(Hinton, 1996)。 圖2.12、鍋爐燃燒含 3%硫份煤炭下 SO2氧化成SO3，對不同SCR 觸媒，溫度 為700℉ 及 750 ℉，通過 SCR 觸媒後 SO3增加的濃度(Hinton, 1996) 觸媒還原時的側反應，將二氧化硫氧化成亞硫酸轉化率與溫度有關，由圖2.13 可得知，當SCR 後煙氣溫度增加 50℃，二氧化硫氧化率增高約 2 倍。圖 2.14 顯 示一組50MW 電廠，安裝高釩含量觸媒下，採相同硫份燃料，使用 3 層觸媒運轉
500 小時，SCR 出口亞硫酸濃度，高於使用 2 層觸媒 2000 運轉小時的亞硫酸濃度， 觸媒層數愈多，亞硫酸轉化率愈高。圖2.15 為燃燒 3﹪含硫量燃料，隨運轉時數 增加，高含釩含量觸媒所造成不透光率，高於低釩含量觸媒；且觸媒釩含量不管 高或低，煙氣不透光率均隨運轉時數增加而增加﹙Fanoe,2005﹚。 圖2.13、溫度與二氧化硫氧化率關係圖﹙Fanoe,2005﹚ 圖2.14、燃料含硫份與觸媒層數對亞硫酸濃度影響﹙Fanoe,2005﹚
圖2.15、不同含釩量觸媒之操作時間與不透光率影響﹙Fanoe,2005﹚ 2.3.6 空氣預熱器 當熱煙氣進入空氣預熱器與冷空氣熱交換時，會因部份冷空氣會洩漏至煙氣 側，造成區域性酸氣冷凝形成酸霧，使部份亞硫酸冷凝於空氣預熱器冷端金屬元 件或與飛灰形成硫酸鹽粒狀物，隨著預熱器元件轉動，再帶入鍋爐燃燒器而破壞， 因此空氣預熱器對亞硫酸的去除效果，典型空氣預熱器亞硫酸去除率約20~30﹪
﹙Moretti et al.,2006﹚。Farthing et al.﹙2004﹚研究指出燃燒煙煤，空氣預熱器去
除效果約50﹪。 硫酸冷凝吸附於飛灰之吸附率決定於煙氣溫度、硫酸濃度、飛灰微粒之鹼度。 吸附率可於空氣預熱器冷端快速增加，並延續至粒狀物控制設備前，吸附於飛灰 之硫酸可藉由靜電集塵器或袋濾去除﹙Srivastava et al.,2004﹚。 空氣預熱器若增加熱元件，提升熱交換效率，不僅可提升鍋爐燃燒空氣溫度， 增加鍋爐效率，空氣預熱器冷端煙氣出口溫度可降低，對亞硫酸冷凝及去除有幫 助。由圖2.16 空氣預熱器出口亞硫酸濃度與煙氣溫度關係圖，可看出空氣預熱器 出口煙氣溫度愈高，熱交換效果差，亞硫酸較不易冷凝，導致空氣預熱器出口亞 硫酸濃度較高﹙Walsh et al.,2006﹚。
圖2.16、空氣預熱器及冷端靜電集塵器出口，亞硫酸濃度與溫度關係圖 ﹙Walsh et al.,2006﹚
2.3.7 靜電集塵器
Devito and Oda(1998)發現煙氣中高亞硫酸濃度，可降低灰電阻，有助於集塵 效率，燃燒低硫煤產生低濃度亞硫酸，灰電阻上升不利集塵效率，造成較多微粒 穿透，增加粒狀物對不透光率之貢獻，使不透光率增加。當煙氣溫度降至低於酸 露點溫度，提供硫酸與飛灰經靜電集塵收集去除作用。冷端型靜電集塵器，對低 硫份煙煤亞硫酸去除率約50﹪；對高硫份（＞2.5﹪）煙煤或亞煙煤去除率約 23~27 ﹪。 燃燒低硫份亞煙煤，其飛灰含相對較高鹼性（20~30﹪w/w），飛灰鹼性為飛 灰中氧化鈣及氧化鎂之總摩爾和﹙Srivastava et al.,2004﹚，此鹼性飛灰可吸附硫酸。 煙煤含相對低灰鹼性，硫酸較不易被飛灰吸附。 粒狀物控制設備可扮演去除亞硫酸關鍵角色，如使用袋濾集塵對燃燒煙煤時 亞硫酸去除率約40﹪，當燃燒亞煙煤更可去除約 90﹪。煙氣溫度、集塵袋材質、 酸露點、灰鹼性度均對收集效率有影響﹙Moretti et al.,2006﹚。
2.3.8 濕式煙氣脫硫
濕式煙氣脫硫具有快速冷卻煙氣效果，造成硫酸核化成次微米微粒，飛灰能 提供硫酸異相冷凝核，經由微粒膠結及吸收水汽，酸性氣膠微粒成長至高散光效 率之粒徑範圍(Devito and Oda,1998)。
含硫酸之煙氣進入濕式洗滌塔前，先熱交換降低煙氣溫度，以提升除硫效率， 但也因此煙氣溫度低於酸露點，造成亞硫酸冷凝核化成硫酸霧，部份硫酸霧接觸 洗滌液而去除，濕式煙氣脫硫對硫酸霧滴之移除效率通常約50﹪﹙Srivastava et al.,2004﹚。 洗滌塔出口乾淨濕煙氣，先經除霧器去除大粒徑水汽，及可能騰帯出之脫硫 石膏微粒，為避免水汽冷凝造成可視性煙柱，會以熱交換器提升洗滌塔出口煙氣 溫度至100℃左右。 根據 Keeth et al.(1991)在一發電量 530MW 燃燒粉煤、煤炭含硫份 2~3.5﹪、 安裝冷端型靜電集塵器及濕式石灰石脫硫設備的電廠，於煙氣脫硫進口及煙囪處 之粒徑分布量測結果，如圖2.17 所示，通過煙氣脫硫後粒狀物質量負荷，集中於 氣動力徑小於1μm。 圖2.17、煙氣於煙氣脫硫設備前後之粒徑分布﹙Keeth et al.,1991﹚ 煙氣脫硫後，因為微粒主要質量負荷，集中於高消光效率粒徑範圍，如圖2.18 所示，實線以下面積代表總粒狀物質量濃度，質量負荷集中於小於 1μm 直徑； 虛線以下面積代表總不透光率，主要為小於 1μm 直徑微粒，所造成不透光率之 結果﹙Keeth et al.,1991﹚。
圖2.18、濕式脫硫下游煙氣中粒狀物濃度及粒徑分布對不透光率關係 ﹙Keeth et al.,1991﹚ 2.3.9 二氧化氮 煙柱中NO2氣體分子之吸光效應，影響不透光率，造紅棕色煙柱﹙Meng et al.,2000﹚。化石燃料經燃燒氧化後，產生氮氧化物 NO 及 NO2，典型燃燒程序煙 氣中NO 及 NO2比率如圖2.19，二氧化氮約佔 5﹪。 圖2.19、NO-NO2比率圖﹙Richards,2000﹚ 電廠煙柱不透光率若由二氧化氮貢獻，煙柱呈現紅棕色，顏色並不受觀測角 改變而影響，煙柱可屬於連續性或分離性煙柱，連續性煙柱代表燃燒過程中有相 對高的二氧化氮轉化率，高過量空氣及燃燒溫度或飛灰中之金屬催化氧化造成。 分離性棕色煙柱，可能為大氣中臭氧與一氧化氮，氧化反應造成的二次性NO2如 圖2.20。當經由燃料中的氮及燃燒空氣之氮產生之 NO2濃度值ppmv 乘以光徑長 度m，大於 60ppmv-m，可能造成可視性煙柱﹙Keeth et al.,1991﹚。
圖2.20 二氧化氮煙柱形成特性﹙Keeth et al.,1991﹚ 如圖2.21 所示，影響不透光率成因與距離關係，煙氣排出煙囪後，硫酸與粒 狀物對不透光率影響隨距離增加而作用降低，二氧化氮則因為一氧化氮與大氣中 之臭氧反應，對不透光率貢獻比例，隨距離增加而上升。 圖2.21、硫酸、飛灰及二氧化氮在不同距離對不透光影響﹙Keeth et al.,1991﹚ 2.3.10 水分 濕式石灰石法脫硫在脫硫反應完成後，排氣溫度降至45 ~55℃ ℃。洗滌塔出 口的含飽和水蒸汽的煙氣，煙氣排至煙囪口處，若冬季溫度較低，與大氣混合後 煙氣溫度降低幅度較大，當溫度降至其露點以下，其中水蒸汽就會凝結成白煙， 白煙的長度隨環境溫度、相對濕度以及煙氣溫度等參數而變，可從數十米到數百
米。白煙長度對環境的相對濕度相當敏感，環境濕度越大，白煙長度越長。在低 溫的冬天，若環境濕度較大，白煙長度可超過數百米甚至1 公里，白煙長度隨環 境溫度的升高而縮短。 白煙主要產生原因，為煙氣在洗滌塔內液氣混合後，絕對含濕量增大，導致 露點溫度升高，當外界溫度低於其露點溫度後發生凝結，爲了避免出現白煙，需 要對濕煙氣加熱。若要求當環境溫度高於5℃時不能出現白煙，45℃的飽和濕煙 氣，需要加熱到68.8℃以上；50℃的飽和濕煙氣，需要加熱到86.2℃以上；而55℃ 的飽和濕煙氣，則需要加熱到108.3℃以上。用熱交換器來加熱煙氣，則可使煙氣 的溫度升高，達到消除白煙的目的﹙姚，2003﹚。考量以避免煙柱白煙考慮煙氣 需再熱之溫度如下表2.2： 表2.2、避免煙柱水汽白煙需加熱之溫差℃﹙姚，2003﹚ 環境溫度℃ 煙氣 溫度℃ 0 5 10 15 20 25 30 35 45 41.4 23.8 12.9 6.7 5.0 2.0 0.0 0.0 50 59.0 36.2 21.4 12.4 10.0 4.0 1.5 0.0 55 83.8 53.3 32.9 20.5 17.0 8.0 3.0 1.5 2.4 不透光率問題指引﹙Keeth et al.,1991﹚ 2.4.1 方法指引 此方法可運用於任何電力業煙囪不透光率評估，包含安裝濕式或乾式煙氣脫 硫設備，或無安裝者。當評估煙柱不透光率時，兩要素需被考慮：（1）何種特性 影響煙柱，如粒狀物散色或氣體吸光。（2）若需決定控制措施及策略，造成不透 光率增加的來源需被確定。 2.4.2 煙柱特性描述 煙氣排出煙囪後，不透光率會在下風處改變，水冷凝為水滴時會形成可視性 煙柱，對濕式煙氣脫硫而言，煙氣出洗滌塔時被飽和於溫度120 至 130℉，對無再
熱系統的煙氣，排出煙囪時水分會快速凝結成連續性煙柱；對有再熱系統的煙氣， 飽和的煙氣被加熱至100℃左右，水蒸汽煙柱變不可視，因為在煙柱被大氣稀釋 前，大氣溫度並不一定夠冷卻煙柱至水露點。在冬天或高溼度天氣，不管有無再 熱系統，冷凝效果仍可能產生連續性煙柱，最初煙柱會消散，在一些情況下，在 水汽消失後，產生棕-白-灰色煙柱。在擴散不良情況，煙柱混合大氣後，NO 與臭 氧反應成NO2，煙柱略帶紅棕色。 圖2.22、煙柱特性描述圖﹙Keeth et al.,1991﹚ 圖2.22 為一般煙柱特性之描述，在許多案例，剛出煙囪的不透光率煙柱通常 帶有水汽，與大氣擴散冷卻作用後，通常殘餘硫酸煙柱與煙氣脫硫微粒。下風幾 哩處，可再因NO2出現造成不透光煙柱。 煙柱顏色隨觀測角改變，白、藍到棕色，此不透光率因次微米微粒貢獻，需 聚焦於粒狀物中，細微粒的光學貢獻比例。暗黑或灰色煙柱，主要原因為粒狀物 質，通常是鍋爐燃燒器與粒狀物控制裝置的問題。紅棕色煙柱且顏色不隨角度改 變，主要成因為NO2造成。 不透光率造成原因的調查，需要觀察煙柱與操作條件及四季變化的關係，煙
囪外可藉由U.S. EPA Method 5，訓練合格的目判測煙，或經由煙囪內不透光率計
測量（假設煙氣中水分無形成水霧，否則會干擾透視度），高不透光率原因通常 與操作條件如鍋爐負載、煤質、煙氣旁通、煙囪溫度等相關。
2.4.3 細微粒散光作用
若煙柱顏色從不同觀測角度改變，此不透光率可能由粒狀物造成，煙柱若是 因細微粒貢獻造成，當太陽位於觀測者之前，會出現白煙或藍煙低對比色；同樣 煙柱當太陽位於觀測者之後方，煙柱呈現棕色高對比色，背景顏色改變會造成觀 測者對煙柱顏色與對比明顯改變。U.S. EPA Method 9 試圖將觀測角對粒狀物光散 色影響最小化，安排煙柱、太陽、與觀測者位置。當細微粒質量濃度佔大比例， 粒狀物主導不透光率貢獻。
粒狀物濃度及粒徑分布需被測量於煙囪溫度條件，以取得煙氣之代表性粒狀
物，粒狀物濃度可使U.S. EPA Method 17 或相等方法，粒徑分布應使用置於煙囪
內的衝擊器，區分次微米粒徑分布，U.S. EPA Method 5 收集樣品於 250℉，不適 合用來測量。 若煙囪內計算或測量的不透光率，與煙柱的不透光率接近，则煙氣內細微粒， 為造成煙柱不透光率的因素。微粒的來源可能原因如未被控制設備收集之飛灰、 洗滌塔騰帶（carry over）微粒、硫酸霧。 當脫硫煙氣再熱後，溫度高於水飽和溫度，大氣相對溼度高情況下，水分排 出煙囪後冷凝於粒狀物上，煙柱不透光率高於煙囪內，吸附於微粒上的水，會改 變微粒大小，改變所觀測的不透光率，若煙囪內微粒濃度或不透光率，無法合理 解釋煙柱的不透光率，合理的解釋細微粒是煙囪外形成。造成煙囪外形成分離性 煙柱可能因素，為亞硫酸冷凝為硫酸霧，當煙囪溫度低於硫酸露點，及亞硫酸濃 度高於5ppmv 以上，可能造成 20﹪不透光率的分離性煙柱，典型為燃燒高硫煤及 燃油鍋爐無裝設洗滌塔。裝設濕式煙氣脫硫洗滌塔，煙氣快速冷卻及飽和，冷凝 造成硫酸霧，典型粒徑為0.3 至 0.5µm。 表2.3 提供細微粒散光所造成不透光率的調查方向，次微米微粒可存在於煙囪 內的煙氣中，若可視分離性煙柱發生於煙囪下風處，可能原因為煙囪外煙柱硫酸 冷凝，或大氣反應（硫酸鹽、硝酸鹽）二次性微粒所造成。
表2.3、細微粒散光原因及來源確認﹙Keeth et al.,1991﹚ 煙柱特性 可能成因 可能來源 確認測試 1.小微粒散光 連續性煙柱 1.煙氣脫硫騰帶固體 2.靜電集塵器細微粒穿透 3.硫酸霧滴冷凝 藍/白/棕煙柱 顏 色 隨 觀 測 角 不 同 而 改 變 2.小微粒散光 分離性煙柱 大氣反應成細微粒 1. 粒 狀 物 分 析 -EPA M17 及 SEM 2. 粒徑分布 3. 化學元素平衡 4. 硫酸/亞硫酸-控 制冷凝法 5. 大氣採樣 2.4.4 粒狀物吸光測試 當煙柱不透光率因為微粒吸光造成，原因通常為不良的燃燒條件，所形成的 大量未燃碳，暗黑/灰/棕色煙柱，通常指示粒狀物控制設備或燃燒問題，造成微粒 光阻隔及細微粒光散，粒狀物吸光原因及來源確認如表2.4﹙Keeth et al.,1991﹚。 未燃碳粒徑通常落於100µm﹙Farthing et al.,2004﹚，固體未燃碳微粒，具吸光作 用對不透光率明顯貢獻。高燃燒損失（LOI）通常發生於有裝設低氮氧化物燃燒器 之鍋爐，或燃燒高固定碳（Fixed carbon）之煙煤﹙Chris and Emelito,2004﹚。
表2.4、粒狀物吸光原因及來源確認﹙Keeth et al.,1991﹚ 煙柱特性 可能成因 可能來源 確認測試 暗灰或黑色 大小微粒光阻絕 1.ESP 效率不佳 2.燃燒效率不佳 1. ESP 效率分析 2. 粒狀物測試 EPA M17 2.4.5 二氧化氮吸光測試 煙柱不透光率若由二氧化氮貢獻，煙柱呈現紅棕色，顏色並不受觀測角改變 而影響，煙柱可屬於連續性或分離性煙柱，連續性煙柱代表燃燒過程中有高二氧 化氮轉化率，高過量空氣及燃燒溫度或飛灰中之金屬催化氧化作用造成。分離性
棕色煙柱，可能為大氣中臭氧與一氧化氮氧化反應造成，二次性的NO2，當NO2 濃度值ppmv 乘以光徑長度 m，大於 60ppmv-m，能造成可視性煙柱。二氧化氮吸 光原因及來源確認如表2.5。 表2.5、二氧化氮吸光原因及來源確認﹙Keeth et al.,1991﹚ 煙柱特性 可能成因 可能來源 確認測試 連續性煙柱- 煙囪內高NO2濃度 1. NOX-U.S.EPA M7D 2.化學螢光法-NOX分析連續監測 3.直接良測煙囪內 NO2濃度 紅/棕-顏色 不隨觀測角 而改變 二氧化氮 氣體吸光 分離性煙柱- NO 受大氣中臭氧氧 化生成NO2 1. 探空氣球煙柱採樣 2. NO/NO2轉化模擬 3. 煙柱顏色波長分析 2.4.6 細微粒散光問題解決方法 由煙氣脫硫洗滌塔騰帶(carry over)的粒狀物所造成之不透光率，造成原因通常 為除霧器的功能不良阻塞、間距過大、煙氣流速高、除霧器清洗水質不良、漿液 含高濃度懸浮及溶解性固體，當這些霧滴蒸發，形成微粒就會對不透光率影響。 對洗滌塔所騰帶的粒狀物，最佳的解決方法為增加除霧器的收集效率。表2.6 示可 行的解決方法。 靜電集塵器的操作條件，需於特定範圍的煙氣流率、大小負荷、灰組成及電 阻，改變任一參數均能造成收集效率降低，特別是細微粒的比率，而次微米微粒 的收集效率，則可藉添加SO3、氨、改變敲擊順序改善，在改變煤質或煙氣流率 時，通常會增加煙囪內次微米微粒濃度，而影響不透光率。 酸霧冷凝所產生之細微粒，根據EPRI 的現場測試，當電廠燃用中高硫（大於 1.5﹪）煤時，所出現之冷凝硫酸霧，是煙柱不透光率主要貢獻來源，當煙氣溫度 低於硫酸露點時，開始冷凝為硫酸分子團，這些團會迅速膠結、水合成次微米霧 滴。有數種可行方法改善硫酸霧對於不透光率的影響如改用低硫燃料、注入鹼劑 如亞硫酸MgO、NH3、增設濕式靜電集塵。
表2.6、細微粒散光問題解決方法﹙Keeth et al.,1991﹚ 煙柱不透光成因 可能解決方案 複雜度/ 成本 降低不透光 成功機率 1. 改良除霧器 中/中-高 中-高 2. 注入鹼劑 中-高 中-高 1. 煙氣脫硫 騰帶固體 3. 使用較高品質水洗水 低/中 高 1. 添加劑- SO3/NH3/銨鹽 低/中-高 中-高 2.靜電集塵器 細微粒穿透 2. 改善靜電集塵器電力 分配/敲擊順序 低-高/低-高 低-中 1. 改用低硫煤 高 高 小微粒散光 3.硫酸霧冷凝 2. 硫酸/亞硫酸去除劑 NH3/MgO 低-中 中 2.4.7 微粒吸光問題解決方法 鍋爐不良的燃燒（低過剩空氣或低負載），通常會增加低電阻的碳微粒，造 成靜電集塵器出口有高粒狀物濃度，這些未燃碳會吸收光，造成黑煙狀不透光率。 表2.7 表示微粒吸光問題可能解決方法 表2.7、微粒吸光問題解決方法﹙Keeth et al.,1991﹚ 煙柱不透光成因 可能解決方案 複雜度/成本 降低不透光 成功機率 1.改良靜電集塵器 中-高/中-高 中-高 2.添加劑或加濕改善集塵效率 低-中/中 中 大小微粒光吸收 3.安裝新粒狀物控制設備 高/高 高
2.4.8 二氧化氮吸光解決方法 二氧化氮氣體吸光所造成之微紅棕煙柱，屬因燃燒程序高NO2轉化率，所造 成連續性煙柱，及煙囪下風處大氣擴散條件不良，NO 與臭氧反應之二次性 NO2 所產生之分離性煙柱。降低總氮氧化物來控制NO2所造成的不透光率，需使用高 效率的NOx 去除設備，非常低濃度的 NO2（5 至 20ppmv）即可造成可視性煙柱。 表2.8 為解決二氧化氮光吸收可行法，但電廠若以經採用低 NOx 燃燒器、低過剩 空氣，則可選擇控制技術的彈性就減少。 表2.8、二氧化氮吸光可能解決方法﹙Keeth et al.,1991﹚ 煙柱不透光成因 可能解決方案 複雜度/成本 降低不透光 成功機率 1.分段燃燒 中-高/中-高 中 2.降低過剩空氣 低-中/低-中 中 3.注水 中/中 低-中 4.改用低氮燃料 高/高 低 5.降低負載 低/高 高 6.SCR 高/高 高 二氧化氮吸光- 連續性及分離性煙柱 7.再熱系統 低/低-中 低-中
第三章 評估方法
3.1 不透光率評估方法 3.1.1 方法介紹 本次研究利用美國電力研究所，所發展之方法適用於燃煤電廠不透光率評估 方法﹙DeFries,1994﹚，因為影響電廠煙柱不透光率的參數廣泛，如操作條件、燃 料組成、煙氣組成、燃燒燃料化學、區域氣候、粒狀物與光作用、硫酸冷凝、煙 柱擴散大氣成分與煙柱作用其牽涉複雜。 美國電力研究所為協助公用電力業者，解決不透光率的問題，利用PLUME 電腦模擬軟體，所發展不透光率評估作業手冊，可使用於煙囪內及煙囪外，因 NO2、硫酸霧、固體粒狀物所造成之不透光率估計，提供電業之操作者，作為檢 視影響不透光率因素的工具，而不需藉由複雜昂貴之測量及研究或電腦模擬，其 結果可供判別問題來源，將不透光率之影響最小化。 3.1.2 技術原理 煙囪內外之不透光率為粒狀物及氣體所貢獻，有3 種粒狀物被發現於燃燒化 石燃料之電廠，對不透光率有貢獻，分別為飛灰、硫酸霧、煙氣脫硫所造成之微 粒，飛灰源自燃料中之惰性組成，硫酸來自燃料之硫份，煙氣脫硫所造成微粒則 來自煙氣脫硫石膏之騰帶(carry over)。對不透光率貢獻之氣體如二氧化氮，為棕色 氣體，化石燃料燃燒後氮成分大多數被氧化為一氧化氮，為無色氣體，僅有及小 比例氧化成二氧化氮，但是NO 排出煙囪後，與大氣中之臭氧濃度（10~100ppb）， 將NO 反應成 NO2，而造成分離性棕色煙柱，為二氧化氮吸光所造成之不透光率。 評估手冊呼略水霧所造成不透光率，並將影響不透光率物質分成3 類﹕﹙1﹚ NO2、﹙2﹚細微粒（＜1µm 直徑）、﹙3﹚粗微粒（＞1µm 直徑），並依據圖 3.7 將煙囪溫度分成4 區域﹕﹙1﹚HOT、﹙2﹚WARM、﹙3﹚COOL、﹙4﹚COLD， 分別做不同微粒性質假設，計算各成份所造成光學貢獻度。3.1.3 評估流程 圖 3.1 為 EPRI 手冊所建議的摘要評估流程圖。 圖3.1、評估流程圖﹙DeFries,1994﹚ 3.2 EPRI 案例評估程序 3.2.1 評估步驟一 填寫繪製案例基本資料表3.1 及系統流程及煙氣溫度圖 3.2。 表3.1、EPRI 案例資料﹙DeFries,1994﹚ 項目 評估使用單位 鍋爐容量 200 MW 鍋爐種類 氣旋式﹙Cyclone﹚燃燒 燃料種類 煤 燃料硫份 2.3 ﹪ 煙囪直徑 3.6m 煙囪煙氣溫度 337℉ 煙囪煙氣水分 7.3 ﹪wet 煙氣硫酸氣濃度 8.3 ppmv wet 煙囪二氧化氮濃度 91 ppmv wet 煙囪粒狀物濃度 12.14 mg/Am3 二氧化硫控制前濃度 1600 ppmv wet
圖3.2、EPRI 案例系統流程及煙氣溫度圖 3.2.2 評估步驟二 計算二氧化氮之光學密度，二氧化氮濃度可從實際測量，或估計濃度為氮氧 化物濃度的5%。二氧化氮對不透光率之計算使用 Lambert-Beer’s Law，光學密度 與二氧化氮濃度及光學長度（煙囪直徑）成正比，二氧化氮的吸光效率被二氧化 氮的摩爾吸收度決定，摩爾吸收度乘以一係數與人眼所看到的顏色相關。在煙囪 下風處數百公尺，煙囪所排放之NO 可與大氣中臭氧反應成二次 NO2，在特定大 氣條件下，擴散不良則可能造成一遠距離棕色分離煙柱，此種煙柱之不透光率計 算較為複雜，不在此手冊中估算。二氧化氮所造成光學密度，依(3.1)式及表 3.2 計算。 ODNO2=（5.74×10-2*煙囪直徑 m*煙囪內二氧化氮濃度 ppmv/煙氣溫度 +460℉ ℉） (3.1) 表3.2、EPRI 案例二氧化氮光學密度計算﹙DeFries,1994﹚ 煙囪直徑 3.6 m 煙氣溫度 337 ℉ 煙囪內二氧化氮濃度 91 ppmv wet 計算二氧化氮光學密度 ODNO2=（5.74×10-2*3.6*91）/（337+460） ODNO2=0.0236OD
3.2.3 評估步驟三 將煙囪所測量之粒徑分布表3.3，依表列數據處理後，繪製質量負荷與粒徑分 布圖3.3。 表3.3、 EPRI 案例粒徑分佈計算﹙DeFries,1994﹚ 煙囪粒狀物濃度 12.4 mg/Am3 累積粒徑分布 截取氣動 直徑 （µm） 重量少於 截取氣動 直徑 （％） 截取氣動 直徑區間 重量分佈 ∆M（％） 帯寬﹙Band Width﹚ ∆log10D =
Log10（Dhigh/Dlow）
質量負荷= ∆M/∆log10D 24.8＊ 100* - - - 9.2﹙第 1 階﹚ 82.7 17.3 0.43 40 5.6﹙第 2 階﹚ 64.8 17.9 0.22 81 3.9﹙第 3 階﹚ 48.3 16.5 0.16 103 2.6﹙第 4 階﹚ 33.4 14.9 0.18 83 1.66﹙第 5 階﹚ 23.4 10.0 0.19 53 0.76﹙第 6 階﹚ 17.7 5.7 0.34 17 0.40﹙第 7 階﹚ 12.6 5.1 0.28 18 0.29﹙第 8 階﹚ 7.5 5.1 0.14 36 0.15＊＊ 0** 7.5 0.29 27 ＊100%截取氣動直徑=（第 1 階截取氣動直徑）3 /（第 2 階截取氣動直徑）2 ＊＊0%截取氣動直徑=（第 8 階截取氣動直徑）3 /（第 7 階截取氣動直徑）2 反折點粒徑 0.9 *10E-6m ,累積質量分率19% 1 10 100 0.1 1 10 particle diameter cu m ula tiv e m as s le ss th an in di ca te d di am et er 圖3.3、EPRI案例質量負荷對粒徑分布分布圖﹙DeFries,1994﹚
因為粗細微粒之組成、光學貢獻與控制策略不同，粗細微粒之粒徑分布在手 冊中被分開處理，分別計算粗與細微粒質量濃度如表3.4，粗微粒與細微粒粒徑分 佈比例如表3.5，再分別填入粗、細微粒累積質量的對數分布圖 3.4 及圖 3.5 中， 分別取得粗、細微粒粒徑發生於50﹪累積質量點上的幾何質量平均直徑；及±1 之 GSD 所對應直徑﹙累積微粒質量 84.1% 與 15.8%所對應直徑﹚，依表 3.6 計算粗、 細微粒之幾何標準偏差。 表3.4、 EPRI 案例粗與細微粒質量濃度計算﹙DeFries,1994﹚ 細微粒分率 =累積質量彎曲點（%）/100% =0.19 粗微粒分率 =1-細微粒比例 =1-0.19=0.81 細微粒質量濃度 =煙囪粒狀物質量濃度*粗微粒比例 =12.14mg/Am3*0.19 =2.31mg/Am3 粗微粒質量濃度 =煙囪粒狀物質量濃度*細微粒比例 =12.14mg/Am3*0.81 =9.831mg/Am3 表3.5、 EPRI 案例粗微粒與細微粒粒徑分佈計算﹙DeFries,1994﹚ 截取氣動 直徑（µm） 重量少於截取氣動 直徑∆M（％） 細微粒比例 （∆M/0.19） 粗微粒比例 （∆M-19/0.81） 9.2 82.7 - - 63.7 79 5.6 64.8 - - 45.8 57 3.9 48.3 - - 29.3 36 2.6 33.4 - - 14.4 18 1.66 23.4 - - 4.4 5.4 0.76 17.7 17.7 93 - - 0.40 12.6 12.6 66 - - 0.29 7.5 7.5 39 - -
+1GSD粒徑(15.8%)=0.55, MMD(50%)=0.33 , -1GSD粒徑(84.1%)=0.19 1 10 100 0.1 particle diameter(10e-6m) 1 cu m ula tiv e m as s le ss th an in di ca te s d iam et er (% ) 圖3.4、EPRI 案例細微粒質量平均粒徑及±1 幾何標準偏差直徑圖﹙DeFries,1994﹚ +1GSD 粒徑(15.8%)=10.0, MMD(50%)=5.0 , -1GSD粒徑(84.1%)=2.4 1 10 100 1 particle diameter(10e-6m) 10 cu m ul at iv e m ass l ess th an in di cated d iam ete r( % ) 圖3.5、EPRI 案例粗微粒質量平均粒徑及±1 幾何標準偏差直徑圖﹙DeFries,1994﹚ 表3.6、 EPRI 案例粗與細微粒粒徑描述﹙DeFries,1994﹚ 細微粒幾何標準偏差 =〔（細微粒+1 幾何標準偏差直徑/ 細微粒-1 幾何標準偏差直徑）〕0.5 =〔（0.55/0.19）〕0.5 =1.7 細微粒質量平均直徑 =0.33 µm 粗微粒幾何標準偏差 =〔（粗微粒+1 幾何標準偏差直徑直徑/ 粗微粒-1 幾何標準偏差直徑直徑）〕0.5 =〔（10.0/2.4）〕0.5 =2.0 粗微粒質量平均直徑 =5.0 µm
3.2.4 評估步驟四 假設粗微粒在煙氣與硫酸冷凝情況不明顯，因為硫酸氣偏好於冷凝於細微粒 表面，因為其具較大表面積。粗微粒光學密度計算，假設微粒為圓形及均勻組成， 計入粒徑分布、微粒密度、折射率。以表3.7 計算所得實際粗微粒幾何質量平均粒 徑，粗微粒幾何標準偏差，查圖3.6 取得粗微粒光學參數 K 值，再以(3.2)式計算 粗微粒光學密度。參數K 為粒徑分布、折射率、波長之函數，尤其粒徑分布與決 定K 值的關鍵。 OD粗微粒=(1/2303*粗微粒質量濃度 mg/Am3*煙囪直徑 m)/(光學參數 K*微粒密度 g/cm3) (3.2) 表3. 7、 EPRI 案例粗微粒光學密度計算﹙DeFries,1994﹚ 煙囪尺寸 3.6 m 粗微粒質量濃度 9.83 mg/Am3 粗微粒質量平均直徑 5.0 µm 粗微粒幾何標準偏差 2.0 粗微粒實際質量平均粒徑 =質量平均氣動直徑/（微粒密度）0.5 =5.0/（2.5）0.5=3.2 µm 計算粗微粒光學密度(OD) =(9.83mg/m3*3.6m)/(2303*0.65cm3/m2*2.5g/cm3) =0.0095 OD 圖3.6、粗微粒光學參數 K 與質量平均粒徑關係圖﹙DeFries,1994﹚
3.2.5 評估步驟五 煙囪溫度反應煙氣中硫酸與水之相，因為低於酸露點溫度時，硫酸氣將冷凝， 粒徑分布之串級衝擊採樣會包含硫酸霧。煙囪依溫度與水份含量，區別為HOT、 WARN、COOL、COLD 分 4 個區域如圖 3.7。電廠無安裝脫硫設備時，煙氣溫度 落於HOT 區，硫酸與水均處於氣相，極少硫酸冷凝於細微粒，細微粒被假設由固 體微粒如飛灰組成。當煙氣溫度落於WARN 區，水處於氣相，但硫酸氣可能冷凝 為硫酸霧，故此區域為不穩定環境，在此區測量粒徑分布與粒狀物濃度不十分可 靠，本手冊無法評估此區不透光率。電廠安裝煙氣脫硫設備，並安裝再熱裝置， 煙囪溫度典型落於COOL 區，在此區水處於氣相，所有硫酸最後冷凝為霧狀細微 粒，此區測量不透光率會過量，若細微粒光學貢獻大，進一歩分析微粒物理化學 組成是被建議的。煙氣溫度落於COLD 區，處於水飽和溫度以下，水氣開始冷凝 成水霧，硫酸亦冷凝為硫酸霧，此區不透光率會因水霧存在而提高，此區量測粒 徑分布需不包含水霧質量，若包含则細微粒的光學貢獻估計會被人為高估。 不論煙囪溫度屬任一區，當煙氣離開煙囪時，開始受大氣冷卻及擴散，冷卻 會造成水氣及硫酸氣冷凝，不論是否已於煙囪內冷凝，一但硫酸霧形成後，並不 易於大氣條件下再蒸發，水氣則可於煙囪內冷凝，於排出煙囪後，可受大氣條件 （如乾熱）再蒸發，煙柱中水所造成之不透光率受大氣條件影響，硫酸霧则否。 圖3.7、煙氣水分與溫度區域及硫酸露點關係圖﹙DeFries,1994﹚
若煙氣脫硫使用，因為煙囪溫度當然低於硫酸露點，煙囪粒徑分布測量時， 已經包含硫酸霧在內，硫酸通常為電廠煙氣中主要可冷凝性粒狀物，當溫度低於 酸露點，硫酸與水份開始冷凝成氣膠或霧，粒徑通常為 0.5µm，粒徑落於有效光 散範圍，若無實測硫酸濃度情況，燃煤電廠的硫酸濃度可估計為，煙氣脫硫前二 氧化硫濃度的0.5﹪。 3.2.6 評估步驟六 煙囪溫度區域主要做為粒狀物性質之假設，若煙囪處於 HOT 熱區域，因為溫 度高於硫酸露點，粗微粒固體主要組成份，通常為飛灰或其他固狀物質，密度假
設為2.5g/cm3，折射率假設為1.50+0i。若煙囪溫度於 COOL 或 COLD 範圍，細微
粒被假設全為硫酸霧，密度假設為1.8g/cm3，折射率假設為1.41+0i。粗微粒被當 作飛灰，密度假設為2.5g/cm3，折射率假設為1.50+0i。此一假設基於同樣粒狀物 濃度下，細微粒具有大表面積，作為硫酸異相冷凝核。 細微粒光學密度，用來評估煙囪內溫度HOT、COOL、COLD 區煙囪內不透光率。 以表3.8 計算所的實際細微粒幾何質量平均粒徑，及圖 3.7 煙氣溫度區域決定，選 擇細微粒假設條件，查圖3.8 或圖 3.9 取得細微粒光學參數 K 值，再以(3.3)式計算 細微粒光學密度。 OD細微粒=(1/2303*細微粒質量濃度 mg/Am3*煙囪直徑 m)/(光學參數 K*微粒密度 g/cm3) (3.3) 表 3.8、 EPRI 案例細微粒光學密度計算﹙DeFries,1994﹚ 煙囪溫 度區域 假設微粒 型態 微粒密度 （g/cm3） 折射率 HOT 固態微粒 2.5 1.50+0i WARM ×（過度區域） - - COLD 酸霧 1.8 1.41+0i COOL 酸霧 1.8 1.41+0i 質量平均粒徑（實際） =質量平均粒氣動直徑/（微粒密度）0.5 =0.33/（2.5）0.5=0.21 µm 計算細微粒光學密度 =(2.31mg/m3*3.6m)/(2303*0.29cm3/m2*2.5g/cm3) =0.0050 OD
圖3.8、固體細微粒光學參數 K 與質量平均粒徑關係圖﹙DeFries,1994﹚
3.2.7 評估步驟七 整合煙囪內NO2、細微粒、粗微粒光學密度，光學密度代表各成份不透光率 貢獻度，不透光率則是代表煙氣的總光學密度。將各成份光學密度總和後，依 (2.14) 式計算總不透光率，結果如表3.9。 表3.9、 EPRI 案例煙囪內不透光率貢獻總和﹙DeFries,1994﹚ 成份 光學密度 貢獻百分比（％） 二氧化氮 0.0236 62 細微粒 0.0050 13 粗微粒 0.0095 25 總光學密度 0.0381 100 煙囪內預測之不透光率=100％-（1-10-總光學密度 ） =100％-（1-10-0.0381） =8.4% 3.3 研究對象介紹 研究對象共有10部裝置容量均為550 MW之發電機組。鍋爐燃料煤源為來自印 尼、澳洲、中國之煙煤及亞煙煤。每部鍋爐用煤量約200公噸/小時；每部鍋爐煙 氣產生量約1800000Nm3/小時。 民國78 年電廠初設#1~4 號機組時，空氣污染防治設備原始設計僅有靜電集 塵器，而後隨#5~10 號機組擴建，受環境影響評審查，及地區性地方主管機關針 對電力設施之空氣污染物排放標準加嚴、及空污費徵收因素等因素，而增設污染 控制設備，選用環保署所公告最佳可行控制技術，#1~4 號機組於民國 86 年 3 月 至87 年 1 月間，加裝完成煙氣脫硫設備，採濕式碳酸鈣法將二氧化硫反應成副產 品石膏，二氧化硫去除率大於90%，控制硫氧化物排放濃度低於 100 ppm；#1~4 號另於民國90 年 2 月至 92 年 5 月間，加裝完成選擇性觸媒還原設備，以氨為還 原劑將NO 及 NO2還原為N2，還原率約50~80%，控制氮氧化物排放濃度低於 100 ppm，大幅度降低硫氧化物、氮氧化物排放，並於 FGD 設備出口熱交換加熱煙氣 至100℃左右，再以 250 米高煙囪排放，增加空氣汙染物擴散效果。表 3.10 為案 例現況基本資料。
表3.10、案例之現況基本資料 機組別 #1~4 #5~8 #9~10 汽機容量(在發電機端) 550 MW 燃燒器 水平、對牆式、粉煤燃燒式 鍋爐形式 自然循環；水冷牆；平衡通風；再熱式 煙氣流率（Nm3/hr） 1800000 粒狀物控制設備 ESP 氮氧化物控制設備 LNB*+SCR(NH3) 硫氧化物控制設備 FGD﹙CaCO3﹚ NOX排放標準（ppm） 100 100 50 SOX排放標準（ppm） 100 100 50 PM 排放標準（mg/Nm3） 23.6** 23.6** 32 不透光率（%） 20 20 20 *低氮氧化物燃燒器﹔**環評承諾加嚴值 3.4 研究對象僅安裝靜電集塵器條件下煙囪不透光率之組成 3.4.1 數據收集 本研究為比較案例空污設備裝設前後與煙氣不透光率組成的影響，採用#3 機組 早期僅安裝靜電集塵器條件下，既有的煙囪檢測資料﹙台電電力公司,民國 83 年﹚， 作為評估加裝SCR 及 FGD 空污設備前，煙囪內煙氣不透光率組成，其檢測時運轉 條件均於鍋爐滿載輸出下分3 次進行檢測，煙囪處數據檢測摘要如表 3.11，粒徑分 布數據及前處理如表3.12~3.14，系統流程及煙氣溫度圖 3.10。 表3.11、#3 機組檢測數據摘要﹙台電電力公司,民國 83 年﹚ 項目 評估書使用單位 備註:煤源 煙囪直徑 6.7 m 煙囪煙氣溫度 146,138,155 ℃ 澳洲,澳洲,印尼 煙囪煙氣水分 9.4,8.4,10.5 ﹪ 澳洲,澳洲,印尼 煙囪粒狀物平均濃度 6.5,7.06,5.33 mg/Am3 澳洲,澳洲,印尼 煙囪二氧化硫平均濃度 188,219,147 ppmv 澳洲,澳洲,印尼 煙囪二氧化氮平均濃度 22.2,21.7,11.2 ppmv 澳洲,澳洲,印尼 煙囪亞硫酸濃度 1.8,1.5,3.3 ppmv 澳洲,澳洲,印尼
