中國環(huán)境保護產業(yè)協會電除塵委員會

　　編者按

　　《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）進一步加嚴了燃煤電廠大氣污染物的排放限值，其中重點控制地區(qū)，要求煙塵排放限值20mg/m3。由于環(huán)境容量有限等原因，江蘇省、浙江省、山西省、廣州市等地已出臺相關政策，要求燃煤電廠參考燃氣輪機組污染物排放標準限值，即在基準氧含量6%條件下，煙塵、SO2、NOx排放濃度分別不高于5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。

　　國家發(fā)改委、環(huán)境保護部和國家能源局3部委于2014年9月聯合發(fā)布了《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014～2020年）》，要求東部地區(qū)新建燃煤機組排放基本達到燃氣輪機組污染物排放限值，即基準氧含量6%條件下，煙塵、SO2、NOx排放濃度分別不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，對中部和西部地區(qū)也提出了要求。

　　達到上述兩種排放限值，業(yè)內稱其為“超低排放”。隨著“超低排放”的呼聲日益高漲，對實現“超低排放”技術的關注度也越來越高。實踐證明，通過采用以低低溫電除塵技術為核心的煙氣協同控制技術路線或濕式電除塵技術路線，可使燃煤污染物排放濃度達到或接近燃機標準，即滿足“超低排放”要求。

　　2013年以來，國內已有多套燃煤電廠煙氣“超低排放”機組投運，為燃煤電廠污染物控制提供了重要參考。有理由相信，“超低排放”技術的廣泛應用將進一步提高我國以煤炭為主的能源結構的清潔化水平，同時也為煤電綠色發(fā)展提供一種新方向。

　　“超低排放”的路線選擇

　　國內企業(yè)技術儲備充足，協同控制和末端治理兩條路線可供選擇

　　被稱為“史上最嚴”的《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）已開始執(zhí)行，但我國大氣污染形勢依然嚴峻。由于我國“富煤、缺油、少氣”的能源結構，在未來相當長時期內，以煤為主的能源供應格局不會發(fā)生根本性改變。隨著經濟高速發(fā)展以及人民生活水平的不斷提高，火電裝機容量仍將不斷增長。

　　據電力規(guī)劃設計總院預測，到2020年，全國火電裝機容量將達12.2億千瓦，新增裝機容量約3億千瓦。燃煤發(fā)電雖已是我國煤資源利用之“最清潔”方式，但因其基數大，仍是我國大氣污染的主要排放源之一，正面臨越來越嚴峻的環(huán)境壓力。加之環(huán)境容量有限等原因，江蘇、浙江、山西等地陸續(xù)出臺政策，明確“超低排放”要求。

　　那么，哪些技術可以支持燃煤電廠實現“超低排放”？這些技術的經濟性又如何？

　　目前，國內相關環(huán)保企業(yè)通過自主研發(fā)、技術引進和成立合資公司的方式，掌握了低低溫和濕式電除塵的核心技術，電除塵用高壓供電及控制技術也得到了長足進步，推廣應用已取得重大突破。

　　針對國內燃煤電廠80%以上的除塵設備為電除塵器這一現狀，同時借鑒發(fā)達國家的經驗，國內企業(yè)總結出實現“超低排放”的兩條技術路線，即以低低溫電除塵技術為核心的煙氣協同控制技術路線和著眼末端治理的濕式電除塵技術路線。

　　路線一：協同控制：以低低溫電除塵技術為核心

　　煙氣污染物協同控制系統是在充分考慮燃煤電廠現有煙氣污染物脫除設備性能（或進行適當升級和改造）的基礎上，引入“協同控制”理念建立的，具體表現為綜合考慮脫硝系統、除塵系統和脫硫裝置之間的協同關系，在每個裝置脫除其主要目標污染物的同時，協同脫除其他污染物或為下游裝置脫除污染物創(chuàng)造有利條件。

　　煙氣協同控制典型技術路線為：煙氣脫硝裝置（SCR）→熱回收器（FGC）→低低溫電除塵器→具有高脫硫、除塵效率的石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置（WFGD）→濕式電除塵器（WESP，可選擇安裝）→煙氣再熱器（FGR，可選擇安裝）。

　　各設備處理的污染物協同脫除要素如表1所示。

　　典型污染物治理技術間的協同脫除作用如表2所示。

　　綜合分析看來，以低低溫電除塵技術為核心的煙氣協同控制技術路線可充分利用原有設備進行改造集成，投資、運行成本增幅較小，還不會造成新的二次污染及能源消耗轉移。這一技術路線具有良好的技術適應性，可應用于新建或改造機組，而且不同模塊間具有良好的集成性能，可根據不同排放要求進行有效組合。

　　若采用煙氣協同控制技術路線，當煙塵排放限值為5mg/m3時，低低溫電除塵器出口煙塵濃度宜小于20mg/m3，一般應小于15mg/m3，高效脫硫、除塵的濕法脫硫裝置的除塵效率應不低于70%。當煙塵排放限值為10mg/m3時，低低溫電除塵器出口煙塵濃度宜小于30mg/m3，如圖1所示。

　　當然，對于“協同控制”概念還可進一步擴大到主機范圍，包括鍋爐、汽機和發(fā)電機。把改進主機和完善環(huán)保設施作為一個整體，把減少污染和治理污染相結合，協同實現節(jié)能減排。如改造鍋爐燃燒系統，實現低氮燃燒，控制NOx排放；改進汽輪機通流設計，減少蒸氣消耗；改進舊冷卻設施，更換為新型高效大容量冷卻設備；改進和優(yōu)化發(fā)電機通風系統，提高出力等。

　　設備功能及低溫腐蝕、二次揚塵問題的解決

　　脫硝裝置（SCR）的主要功能是實現NOx的高效脫除，同時實現較高的汞氧化率和較低的SO3的生成率。通過在脫硝系統中加裝高效汞氧化催化劑，提高元素態(tài)汞的氧化效率，有利于在其后的除塵設備和脫硫設備中對汞進行脫除。同時降低SO2向SO3的轉化率，減少SO3的生成，SO2向SO3的轉化率一般不大于1%。

　　熱回收器（FGC）的主要功能是使煙氣溫度降低至酸露點以下，一般為90℃左右。此時，絕大部分SO3在煙氣降溫過程中凝結。由于煙氣尚未進入電除塵器，所以煙塵濃度很高，比表面積很大，冷凝的SO3可以得到充分的吸附，下游設備一般不會發(fā)生低溫腐蝕現象，同時實現余熱利用或加熱濕法脫硫裝置后的凈煙氣。

　　低低溫電除塵器（低低溫ESP）的主要功能是實現煙塵的高效脫除，同時實現SO3的協同脫除，其脫除率一般不小于80%，而且低低溫電除塵器出口粉塵平均粒徑明顯高于低溫電除塵器，可大幅提高濕法脫硫裝置協同除塵效率。

　　低低溫電除塵器之所以能夠提高除塵效率，主要原因包括以下幾個方面：

　　首先，粉塵比電阻下降。低低溫電除塵器將煙氣溫度降至酸露點以下，煙氣中大部分SO3冷凝成硫酸霧，并吸附在粉塵表面，使粉塵性質發(fā)生了很大變化，比電阻大幅下降，避免反電暈現象，從而提高除塵效率。

　　其次，擊穿電壓上升。進入電除塵器的煙氣溫度降低，使電場擊穿電壓上升，從而提高除塵效率。在實際應用中，由于有效地避免了反電暈，運行電壓有更大的上升幅度。

　　再次，煙氣流量減小。由于進入電除塵器的煙氣溫度降低，煙氣流量下降，電除塵器電場流速降低，增加了粉塵在電場的停留時間，同時比集塵面積增大，從而提高除塵效率。

　　在煙氣協同控制技術路線中，低低溫電除塵器的出口粉塵粒徑會增大，常規(guī)電除塵器出口煙塵平均粒徑一般為1μm～2.5μm，而低低溫電除塵器出口粉塵平均粒徑大于3μm，明顯高于常規(guī)電除塵器。當采用低低溫電除塵器時，脫硫出口煙塵濃度明顯降低，可有效提高濕法脫硫系統協同除塵效果。

　　目前低低溫電除塵技術最受關注的是低溫腐蝕和二次揚塵等問題。灰硫比（D/S），即粉塵濃度（mg/m3）與SO3濃度（mg/m3）之比，是評價設備是否腐蝕的度量尺度。三菱重工實際應用的低低溫電除塵器灰硫比一般遠大于100，已經交付的燃煤電廠低低溫電除塵器都沒有低溫腐蝕問題。美國南方電力公司也通過灰硫比來評價腐蝕程度，試驗研究顯示，當含硫量為2.5%時，灰硫比在50～100可避免腐蝕。通過分析，當灰硫比大于100時，一般不存在低溫腐蝕風險。結合國內典型煤種和部分燃煤電廠灰硫比計算結果，低低溫電除塵器對我國煤種的適

　　應性較好。

　　煙氣溫度降低，粉塵比電阻下降，粉塵與陽極板靜電粘附力有所降低，二次揚塵會有所增加，需采取相應措施。主要有適當增加電除塵器容量、采用旋轉電極式電除塵技術或離線振打技術。在采取上述兩種措施之一的同時，還應設置合理的振打周期：如末電場不產生反電暈時無需振打，陽極板積灰厚度1mm~2mm振打一次，其時間一般在12小時以上；設置合理的振打制度：如末電場各室不同時振打，最后兩個電場不同時振打，末電場陰、陽極不同時振打等；其他輔助方法：出口封頭內設置槽形板，使部分逃逸或二次飛揚的粉塵進行再次捕集等。

　　低低溫電除塵技術可大幅提高除塵效率，并具節(jié)能效果，對SO3去除率一般不小于80%，是SO3去除率最高的煙氣處理設備，可作為環(huán)保型燃煤電廠的首選除塵工藝。

　　高脫硫、除塵效率的濕法煙氣脫硫裝置（WFGD）的主要功能是實現SO2的高效脫除，同時實現煙塵、SO3的協同脫除。

　　采用單塔或組合式分區(qū)吸收技術，改變氣液傳質平衡條件，優(yōu)化漿液pH值、漿液霧化粒徑、氧硫比、液氣比等參數，優(yōu)化塔內煙氣流場，改善噴淋層設計，提高除霧器性能等提高脫硫效率。

　　WFGD出口的液滴中含有石膏顆粒等固體顆粒，要達到顆粒物的超低排放，提高其協同除塵效率的措施主要包括優(yōu)化氣流分布、采用合適的吸收塔流速、優(yōu)化噴淋層設計和采用高性能的除霧器，除霧器出口液滴濃度為20mg/m3~40mg/m3。

　　石膏漿液為懸浮漿液。有研究表明，石膏漿液中26.5μm以下直徑的顆粒占總粒徑的重量比小于37.57%，而一般屋脊式除霧器的極限粒徑為22μm~24μm左右，超過極限粒徑的液滴全部被除霧器捕獲。吸收塔內石膏漿液含固量通常為20%，假設小粒徑段顆粒在漿液中均勻分布，即大、小液滴中小粒徑段顆粒的濃度相等，通過除霧器的小液滴中只能含有小粒徑段的石膏顆粒，則通過除霧器的液滴含固量理論值應為20%×37.35%=7.5%，而并非國內業(yè)界一直認為的除霧器出口霧滴含固量等同于塔內石膏含固量。當除霧器廠家可保證脫硫出口液滴濃度分別小于75mg/m3、40mg/m3、20mg/m3時，霧滴對煙塵貢獻分別僅為5.6mg/m3、3mg/m3、1.5mg/m3。

　　日本燃煤電廠的工程應用經驗表明，煙氣協同控制技術路線中，濕法脫硫的綜合除塵效率可達70%~90%，雖然目前國內還缺少工程應用、測試及運行等相關經驗，相關數據不夠理想，但我們有理由相信濕法脫硫的綜合除塵效率大于70%在技術上是可行的。

　　煙氣再熱器（FGR）的主要功能是將50℃左右的濕煙氣加熱至80℃左右的干煙氣，改善煙囪運行條件，同時還可避免煙囪冒白煙的現象，具體工程可根據環(huán)境評估報告或經濟性比較后選擇性安裝。

　　路線二：末端治理：濕式電除塵來把關

　　濕式電除塵器（WESP）的主要功能是進一步實現煙氣污染物，包括微細顆粒物（PM2.5、SO3酸霧等）的潔凈化處理，為燃煤煙氣復合污染物控制的精處理技術裝備。

　　WESP布置在濕法脫硫設備后面，對PM2.5、SO3酸霧等都有較高的脫除效率。一般來說，一個電場的WESP除塵效率和PM2.5去除率約為70%~80%，兩個電場的WESP除塵效率和PM2.5去除率不小于80%。

　　WESP與干式電除塵器的除塵原理基本相同，不同之處在于WESP采用液體沖洗集塵極表面來進行清灰。這一技術能提供幾倍于干式電除塵器的電暈功率，WESP還不受粉塵比電阻影響，可有效捕集其他煙氣治理設備捕集效率較低的污染物（如PM2.5等），還能捕集濕法脫硫系統產生的污染物，消除石膏雨，可達到其他除塵設備難以達到的極低的煙塵排放限值（如<3mg/m3）。同時，設備的本體結構小，占地面積小。

　　WESP需與干式電除塵器和濕法脫硫系統配合使用，可應用于新建工程和改造工程。

　　對于新建工程，當煙塵排放濃度要求不大于5mg/m3，且采用低低溫電除塵器等技術及濕法脫硫設備協同除塵不能滿足要求時，可采用WESP，以期達到超低排放的目的。

　　對于改造工程，應優(yōu)先改造除塵及濕法脫硫設備。當除塵設備及濕法脫硫設備改造難度大或費用很高、煙塵排放達不到標準要求，尤其是煙塵排放限值為10mg/m3或更低時，且場地允許，可采用WESP。

　　當煙塵排放限值為5mg/m3時，WESP入口煙塵濃度宜小于20mg/m3，如圖2所示。當煙塵排放限值為10mg/m3時，WESP入口煙塵濃度宜小于30mg/m3。另外，對燃用中、高硫煤機組，當考慮去除PM2.5、脫除SO3、汞等時，可采用WESP。

　　相關鏈接

國外超低排放經驗談

　　以低低溫電除塵技術為核心的煙氣協同控制技術，在日本已有近20年的應用歷史，投運業(yè)績超過20個電廠，機組容量累計超15000MW，典型工程案例如表所示。日本低低溫電除塵器出口煙塵濃度設計值一般為30mg/m3，但實際運行均低于此值，濕法脫硫（WFGD）的綜合除塵效果達70%~90%，煙塵排放一般小于5mg/m3。

　　濕式電除塵（WESP）技術在美國、日本等電廠已有近30年的應用歷史，對于燃煤電廠，主要作為煙氣污染物復合控制的精處理技術裝備。典型的燃煤電廠工程應用案例為日本中部電力碧南電廠1～3號700MW機組和4～5號1000MW機組。1～3號機組采用的工藝路線為：SCR+常規(guī)電除塵器+WFGD+WESP，4～5號機組采用的工藝路線為：SCR+熱回收器+低低溫電除塵器（末電場采用移動電極技術）+WFGD+ WESP +煙氣再熱器。1～3號機配套WESP為三菱重工產品，電場數為2個，4～5號機配套WESP為日立公司產品，電場數為1個。投產至今運行情況良好，煙塵排放濃度長期保持在2mg/m3～5mg/m3水平，在煤質較好情況最低達到1mg/m3，運行20多年來，殼體和內件未發(fā)現腐蝕問題。