0. 引言

　　鉴于我国目前大气环境治理的严峻形势，对于燃煤电厂烟尘排放提出了更高的要求。早在2013年中电联就颁布了《燃煤电厂除尘技术路线指导意见》，指导燃煤电厂烟尘治理的工程实践。近期随着协同治理等新的技术路线的提出与实践，部分技术路线及配置原则有了进一步的发展与改进，有必要对于相关烟尘治理技术进行更深入的研究和探讨。

　　1. 现阶段燃煤电厂烟尘排放国家标准和政策

　　目前火电厂大气烟尘排放执行的国家标准是《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，该标准对于火力发电锅炉烟尘排放浓度限值(排放限值基准含氧量为6%)为一般地区30 mg/m3，重点地区20 mg/m3;对于以天然气为燃料的燃气轮机组执行的大气污染物排放限值(排放限值基准含氧量为15%)为5 mg/m3。

　　2014年9月，国家发改委、环保部、能源局三部委发布了《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》(下简称“《行动计划》”)，对燃煤电厂提出了更高的烟气排放控制要求。

　　《行动计划》明确了全国不同地区应执行的排放标准：东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值;中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值;鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。对现役燃煤发电机组也提出了相应的类似改造要求。

　　《行动计划》对之前一直模糊不清的“燃气轮机排放标准”(即所谓的超低排放)给出了更加明确的定义：即在基准含氧量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米。在此基础上，部分省市如浙江、山西等提出了要求执行烟尘浓度为5mg/m3的“燃气轮机排放标准”的更高要求。当前电力行业普遍将烟尘排放达到<10mg/m3或<5mg/m3的目标称之为烟尘的超低排放。

　　2. 一种以低低温电除尘器为核心的燃煤电厂烟气污染物协同治理技术路线简介

　　传统的火电厂烟气污染物控制策略均为单一污染物控制，脱硝系统、除尘系统和脱硫系统均独立处理相应的烟气污染物。随着燃煤电厂烟气污染物排放标准的提高，有必要采用全新的“协同治理”的技术理念应对全新的环保形势[1-6]。

　　所谓的烟气处理“协同治理”的技术概念，即在每个烟气处理子系统在脱除主要污染物的同时，也考虑脱除其它污染物的可行性，或为下一流程烟气处理子系统更好地发挥效能创造条件。

　　现阶段一种可行的燃煤电厂烟气协同治理技术方案是在现有成熟烟气处理技术的基础上，以低低温电除尘器为核心组建起来的。其基本工艺流程如图3-1所示：

　　图2-1烟气协同治理路线示意图

　　图中①、②分别对应湿烟囱和干烟囱方案

　　这个技术方案可以实现燃煤电厂烟尘、SO3及汞等污染物的协同处理，各个烟气处理子系统的主要协同要素如下表所示。

　　表3-1 燃煤电厂烟气污染物协同治理关联要素表

　　序号设备名称污染物

　　烟尘汞SO3

　　1脱硝装置-采用新型汞氧化催化剂，将零价汞Hg0氧化为二价汞Hg2+采用低SO2转化率的催化剂，减少SO2向SO3的转化。

　　2低温省煤器烟温降低至酸露点以下，烟尘的比电阻相应降低，烟尘的粒径增大，有利于在除尘器和脱硫吸收塔中被脱除。在较低温度下会增加颗粒汞被烟尘捕获的机会。大部分SO3被碱性烟尘吸附。

　　3低低温静电除尘器由于烟尘的比电阻降低，体积流量下降，除尘效率提高，四电场即可达到除尘效率99.9%以上。二价汞Hg2+被灰颗粒吸附、中和并去除。90%以上的SO3在高烟尘浓度区被吸附在烟尘表面，而被除尘器去除。

　　4湿法脱硫装置1)吸收塔出口携带浆液会增加出口烟尘的排放浓度(负协同效应)。

　　2)优化的除雾器和喷淋层设计等措施可达到~70%的除尘效率，吸收塔出口排放浓度降低到10mg/m3以下或更低。1)二价汞Hg2+在湿法脱硫装置中被吸收. 通过氧化还原控制元素汞的形成

　　2)部分Hg2+被SO2还原为零价汞Hg0。(负协同效应)湿法脱硫工艺对SO3的脱除率在30~50%之间。

　　注：根据汞的脱除机理，Hg0难以直接脱除，只有转化为Hg2+后才易于脱除。

　　根据我国现阶段的环保要求，燃煤电厂烟气排放汞的控制指标不是很高，汞的协同治理方案目前还不存在应用的迫切性。但合理应用烟尘及SO3的协同治理技术方案，可以实现在不采用湿式电除尘器湿式电除尘器的条件下实现烟尘排放<10mg/m3或<5mg/m3的超低排放目标，有效地优化技术方案，降低投资及运行成本。

　　3. 以低低温电除尘器为核心的协同治理技术的除尘系统机理分析

　　3.1 采用协同治理技术的除尘系统

　　上述的协同治理技术中烟尘的协同关系主要在3个环节中体现，分别是低温省煤器、低低温电除尘器和高效除尘湿法脱硫装置[1]。其协同的基本机理为：在低温省煤器中烟尘通过吸附SO3产生较大的物理特性变化，如烟尘比电阻下降、粒径分布改善等，从而有效地改善烟气在低低温电除尘器及高效除尘湿法脱硫装置中的除尘效果，同时现有的湿法脱硫装置通过适当的改进达到较高的辅助除尘效率，最终通过上述协同效应的合理配合达到较好的烟尘排放指标[7-9]。

　　3.2 低温省煤器

　　低温省煤器本质上就是一个换热器，用于降低烟气的温度，目前常规采用凝结水作为冷却介质。随着烟气温度的下降，低温省煤器出口的SO3浓度会发生明显变化。图4-1为日立公司根据特定煤种所做的不同烟气温度下低温省煤器出口SO3浓度变化图。

　　图3-1不同烟气温度下低温省煤器出口SO3浓度变化图

　　从图中可以看出，当烟气温度降低至酸露点以下时，大部分SO3在低温省煤器中冷凝成硫酸雾，由于烟气中的细烟尘有着很大的比表面积，硫酸雾会粘附在烟尘表面。这一方面将烟气中的大部分SO3转移至烟尘表面;同时由于烟尘温度的降低及液态硫酸的良好导电特性，烟尘的比电阻也会大幅下降;另外，由于烟尘其他物理特性的变化，对于后续工艺中烟尘的粒径分布也有较大影响。

　　根据目前的试验及实践验证表明，低温省煤器出口烟气温度宜控制在烟气酸露点温度以下5℃左右较为合理，但同时最低烟气温度应满足湿法脱硫系统工艺对入口烟气温度的要求。

　　3.3 低低温电除尘器

　　常规将低温省煤器与电除尘器的组合称为低低温(即除尘器入口烟气温度低于酸露点温度)电除尘器[9]，此时电除尘器的设计与常规电除尘器基本相同，只是考虑防腐升级了部分部件的材料。通过低温省煤器后，使烟尘性质发生了很大变化，电除尘器可以大幅提高除尘效率，同时在除尘的同时也去除了大部分的SO3。低温省煤器与电除尘器之间的协同效应有以下特性：

　　1)比电阻下降

　　由于烟气温度低于酸露点温度，烟气中大部分SO3冷凝并粘附在烟尘表面，烟尘性质发生了很大变化，比电阻下降，从而大幅提高电除尘器的除尘效率。

　　2)烟气量降低

　　进入电除尘器的烟气温度降低，烟气量下降，电除尘电场流速降低，增加了烟尘在电场的停留时间，比集尘面积提高，从而提高除尘效率;从另一个角度来说，与常规电除尘器相比，达到同样的除尘效果低低温电除尘器设计可采用较小的比集尘面积。

　　3)击穿电压上升。

　　进入电除尘器的烟气温度降低，使电场击穿电压上升，从而提高除尘效率。根据经验公式计算表明排烟温度每降低10℃，电场击穿电压将上升2.3%。同时由于烟尘性质发生了很大变化，可有效避免反电晕，击穿电压将有更大的上升幅度。

　　由于以上特性的存在，低低温电除尘器在同等条件下可以大幅度提高除尘效率，达到比常规电除尘器更好的除尘效果。但低低温电除尘器对于煤质也存在适用范围，目前主要采用灰硫比的技术指标进行判定，一般当灰硫比≤100或灰硫比>1000时，不适合采用低低温电除尘器。

　　3.4 高效除尘湿法脱硫

　　所谓的高效除尘湿法脱硫，是利用湿式石灰石-石膏法烟气脱硫(FGD)工艺采用浆液洗涤的气液接触方式所具有的除尘效应，通过采用适当的技术措施和设计方案，同时也利用前端低低温电除尘器产生的烟尘粒径特性变化，使之具有较高的除尘效率[10]。

　　高效除尘湿法脱硫装置中关于烟尘的协同效应包括以下3个方面：

　　1) 脱硫塔浆液洗涤的气液接触方式所具有的除尘效应，可以减少烟尘含量。

　　2) 脱硫塔除雾器出口烟气含有一定的浆液雾滴，其中含有石膏及石灰石颗粒，增大了烟尘的含量(负协同效应)。

　　3) 由于前段低低温电除尘器的作用，在脱硫塔入口烟气烟尘浓度相同的情况下，其粒径分布发生变化，总体粒径分布增大，从而改善了脱硫塔的除尘效果。

　　湿法脱硫装置的除尘效率受烟尘颗粒的粒径分布特性影响很大。图3-2为FGD除尘性能与烟尘粒径的关系，可以看出当粒径分布较大时，除尘效率较好;粒径分布减小时，除尘效率会大幅衰减。

　　图3-2 FGD除尘性能与烟尘粒径的关系

　　图3-4为日立公司所做的某项目低低温电除尘器与常规电除尘器出口颗粒粒径图。可以看出低低温电除尘器增大了烟尘颗粒粒径，因此可以有效地提高湿法脱硫装置的除尘效率。

　　图3-3不同运行烟温下烟尘颗粒粒径

　　与常规的湿法脱硫装置比较，高效除尘湿法脱硫装置一般需要做以下改进：

　　1) 采用增强气液接触的强化装置(如双托盘等，这同时也是提高脱硫效率的要求)。

　　2) 优化吸收塔喷嘴选型及喷嘴布置方案，尤其注意吸收塔周边的喷嘴布置设计。

　　3) 建议设置增效环，避免塔壁面出的烟气流短路。

　　4) 采用数模及物模手段优化吸收塔空气动力场设计。

　　5) 采用高效的吸收塔出口除雾器(常规要求出口雾滴浓度75mg/m3，高效除尘要求低于40mg/m3)

　　6) 注重脱硫塔制造、安装精度，尤其是塔内件的制造、喷嘴布置定位的安装尺寸等。

　　采用协同治理的技术理念，在湿法脱硫装置的设计中充分考虑其除尘效应;减少出口雾滴携带的浆液量;同时脱硫效率要求的提高引起的设计变动如气液比的增大、脱硫增效装置的采用也对除尘效果有改善作用;在设计、制造、施工和验收等环节进行精细化控制，可以实现高效除尘湿法脱硫装置除尘效率达到~70%的技术指标。

　　4. 采用协同治理技术的除尘系统案例及推荐配置方案

　　4.1典型案例分析

　　目前国内外已有多个应用“低低温电除尘器 + 高效除尘湿法脱硫” 方案协同治理燃煤电厂烟尘排放的案例。

　　日本有多个燃煤电厂应用了这一技术路线，如1000MW的碧南电厂、1050MW橘湾电厂及600MW广野电厂等，日本的基本参数配置为湿法脱硫装置入口烟尘浓度<30mg/m3，湿法脱硫装置出口烟尘浓度<10mg/m3。日本的主流公司如日立公司、三菱公司都认为协同治理技术方案可以将烟尘浓度控制在<10mg/m3，但要达到烟气烟尘浓度<5mg/m3仍然建议设置湿式电除尘器。日本燃煤电厂总体煤质较好，一般灰分<15%，硫分在0.7~1.0%之间，热值也较高，并且装备制造、运行、维护及管理各方面均有一定差异，对于我国的借鉴意义有限。

　　国内大型电力企业组织大专院校及设计院在日本相关技术成果的基础上，又对这一协同治理技术方案进行了深入的研究，尤其是强化了对于湿法脱硫装置除尘效应的分析、论证，有针对性地采取了一系列提高除尘效果的技术措施，并将达到烟尘浓度<5mg/m3作为技术目标，形成了具有我国技术风格的技术路线。目前国内已有多个大型燃煤电厂项目应用了这一技术路线，具体方案配置及投运情况见表4-1。

　　表4-1 国内应用烟尘协同治理实现超低排放燃煤电厂案例表

　　项目华能长兴华能榆社华能玉环神华鸳鸯湖华能金陵

　　机组容量660MW(新建)300MW(改造)1000MW(改造)660MW(改造)1000MW(改造)

　　投运日期2014年11月2014年8月2015年1月2014年11月2015年1月

　　燃煤特性

　　硫分，%1.52.00.90.961.03

　　灰分，%23.624.2511.9225.719.5

　　低位热值，(MJ/kg)19.322.2822.0919.6821.4

　　系统配置低低温双室五电场电除尘器+高效除尘FGD(双托盘)低低温双室五电场电除尘器+高效除尘FGD(单托盘)低低温三室五电场电除尘器+高效除尘FGD(双托盘)低低温双室五电场电除尘器+高效除尘FGD(双托盘)低低温双室五电场电除尘器+高效除尘FGD(双向整流)

　　FGD入口烟尘含量(设计值)<15mg/m3<30mg/Nm3<20mg/m3<20mg/m3<15mg/m3

　　FGD出口烟尘含量(设计值)<5mg/m3<30mg/m3<5mg/m3<10mg/m3<5mg/m3

　　FGD出口烟尘含量(实测值)<5mg/m35-9mg/m3<5mg/m34-8mg/m3<5mg/m3

　　FGD除尘效率(实测值)>70%>66%>75%>60%>70%

　　从实测数据可以看出实际运行情况良好，烟尘排放指标均达到或超过了预期设计值，烟尘排放指标以5mg/m3为控制目标的几个电厂的实测值达到了2.5-3.5 mg/m3的排放水平，初步验证了这一技术路线的可行性和合理性。

　　采用以低低温电除尘器为核心的协同治理技术方案，在系统设备配置、运行控制要求等方面与常规配置电厂基本相同，并不存在大的风险与难度，只是在设备加工精度、安装质量等方面提出了更高的要求。

　　4.2 采用协同治理的除尘系统技术方案

　　为了达到最新的环保政策要求的烟尘排放<10mg/m3或<5mg/m3的目标，现阶段投产或正在建设、改造的燃煤电厂主要采用了设置后续湿式电除尘器的设计方案，一定程度上增加了投资成本和运行费用。

　　研究和实践表明在一定条件下采用协同治理的技术方案，燃煤电厂烟尘排放可以达到<10mg/m3或<5mg/m3的目标。根据现阶段的研究和实践成果，初步推荐烟尘排放达到<10mg/m3或<5mg/m3水平的协同治理技术方案如下：

　　1) 烟尘排放达到<10mg/m3协同治理技术方案

　　适用煤质：灰分<25%、硫分<2%、燃煤热值> 18MJ/kg，灰硫比适宜时，超过此范围的煤质需进行分析、论证。

　　技术参数配置：低低温电除尘器入口烟温低于酸露点(一般可取90℃)，FGD入口烟尘浓度<30mg/m3。

　　2) 烟尘排放达到<5mg/m3协同治理技术方案

　　适用煤质：灰分<20%、硫分<1.5%、燃煤热值> 20MJ/kg，灰硫比适宜时，超过此范围的煤质需进行分析、论证。

　　技术参数配置：低低温电除尘器入口烟温低于酸露点(一般可取90℃)，FGD入口烟尘浓度<15mg/m3。

　　图4-1 推荐技术方案

　　为了达到高效除尘湿法脱硫装置入口的烟尘浓度，在上述煤质条件下，推荐低低温电除尘器的配置方案如表5-2：

　　表4-2：低低温电除尘器出口烟尘浓度限值为30mg/m3、15mg/m3时建议技术方案

　　项目名称出口烟尘浓度限值为30mg/m3时建议技术方案出口烟尘浓度限值为15mg/m3时建议技术方案

　　除尘难易性电除尘器所需电场数量[个]电除尘器所需比集尘面积[m2/(m3/s)]电除尘器所需电场数量[个]电除尘器所需比集尘面积[m2/(m3/s)]

　　容易及较容易≥4≥110≥4≥135

　　一般≥4≥120≥5≥150

　　较难及难≥5≥130≥5≥160

　　注：1)当煤种灰分高时，或灰硫比过大时，建议增加电场数量并适当增大比集尘面积;

　　2)比集尘面积按400mm同极间距计算;

　　3)除尘难易性评价方法与常规电除尘器相同，当评价为“难”时，不推荐采用电除尘技术。

　　4) 低低温电除尘器电场内烟气流速宜小于0.9m/s。

　　5) 低低温电除尘技术应有防止二次扬尘的措施(振打控制或旋转极板等技术)。

　　5. 结语

　　协同治理技术在我国燃煤电厂烟气排放控制中的研究与应用目前仍处于起步阶段，相关的技术规律和特点仍需在实践中逐渐摸索和完善。针对以低低温电除尘器为核心的协同治理技术路线，下一阶段应对已投运电厂的相关技术指标进行全面测定和分析，监测湿法脱硫装置长期运行后除雾器结垢及喷嘴性能下降对于除尘效果的影响，为该技术的在更大范围的推广应用打下基础。

　　改善大气环境指标是我国目前重要的环保目标，新建及现役大型燃煤电厂普遍需要达到<10mg/m3或<5mg/m3的烟尘排放目标。采用协同治理的烟尘治理技术方案，当煤质条件合适时可以在不采用后续湿式电除尘器的情况下达到这一目标，从而极大地节约了建设资金、减少了建设用地、降低了运行成本，有必要在工程实践中大力推广，从而带来更好的经济效益和社会效益。