针对我国燃煤电厂烟气超低排放要求，可采用的技术路线有：以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线和以湿式电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线。本文从关键设备主要功能、污染物协同脱除作用、适用条件、国内外工程应用等方面对上述技术路线进行了简要分析，提出超低排放技术值得关注的问题及建议。本文可为我国燃煤电厂烟气治理提供一定的借鉴作用。
1、引言
《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）进一步降低了燃煤电厂大气污染物的排放限值，其中重点控制地区，要求烟尘排放限值20mg/m3。由于环境容量有限等原因，江苏省、浙江省、山西省、广州市等地已出台相关政策，要求燃煤电厂参考燃气轮机组污染物排放标准限值，即在基准氧含量6%条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。
国家发改委、环保部和国家能源局三部委联合于2014年9月颁发了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014～2020年）》，要求东部地区新建燃煤机组排放基本达到燃气轮机组污染物排放限值，即基准氧含量6%条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，对中部和西部地区及现役机组也提出了要求。
燃煤机组排放达到或基本达到燃气轮机组标准排放限值被业内称为超低排放。针对我国日益严峻的大气污染形势及国内燃煤电厂使用的除尘设备80%左右为电除尘器这一现状，同时借鉴发达国家的先进电除尘技术，为实现燃煤电厂烟气超低排放，可采用“以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线”或“以湿式电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线”。
2、以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线
我国燃煤电厂现有烟气治理技术路线在实施过程中注重的是单一设备脱除单一污染物的方法，未充分考虑各设备间协同效应，在达到相同效率情况下，系统相对复杂，投资和运行成本较大，且在当前实际情况下，常规除尘设备较难达到超低排放的要求。
以低低温电除尘技术为核心的烟气污染物协同治理路线是在充分考虑燃煤电厂现有烟气污染物脱除设备性能（或进行适当的升级和改造）的基础上，引入“协同治理”的理念建立的，具体表现为综合考虑脱硝系统、除尘系统和脱硫装置之间的协同关系，在每个装置脱除其主要目标污染物的同时能协同脱除其它污染物，或为其它设备脱除污染物创造条件。
以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理典型技术路线为：脱硝装置（SCR）→热回收器（WHR）→低低温电除尘器（低低温ESP）→石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置（WFGD）→湿式电除尘器（WESP，可选择安装）→再加热器（FGR，可选择安装）。
当燃煤电厂污染物需达到超低排放的要求时，可采用以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线，如图1所示。
当烟尘排放限值为5mg/m3，且不设置WESP时，低低温电除尘器出口烟尘浓度宜小于20mg/m3，湿法脱硫装置的除尘效率应不低于70%。
当烟尘排放限值为10mg/m3，且不设置WESP时，低低温电除尘器出口烟尘浓度宜小于30mg/m3，湿法脱硫装置的除尘效率应不低于70%。
注：当不设置再加热器（FGR）时，热回收器处的换热量按上图①所示回收至汽机回热系统；当设置再加热器（FGR）时，热回收器处的换热量按上图②所示至再加热器（FGR）。
2.1、关键设备主要功能
1）脱硝装置（SCR）
主要功能是实现NOx的高效脱除，若通过在脱硝系统中加装高效汞氧化催化剂，可提高元素态汞的氧化效率，有利于在其后的除尘设备和脱硫设备中对汞进行脱除。
2）热回收器（WHR）
主要功能是使烟气温度降低至酸露点以下，一般为90℃左右。此时，绝大部分SO3在烟气降温过程中凝结。由于烟气尚未进入电除尘器，所以烟尘浓度高，比表面积大，冷凝的SO3可以得到充分的吸附，下游设备一般不会发生低温腐蚀现象，同时实现余热利用或加热烟囱前的净烟气。
3）低低温电除尘器（低低温ESP）
主要功能是实现烟尘的高效脱除，同时实现SO3的协同脱除。当烟气经过热回收器时，烟气温度降低至酸露点以下，SO3冷凝成硫酸雾，并吸附在粉尘表面，使粉尘性质发生了很大变化，不仅使粉尘比电阻降低，而且提升了击穿电压、降低烟气流量，从而提高除尘效率。其对SO3的脱除率一般不小于80%，最高可达95%。而且低低温电除尘器的出口粉尘粒径会增大，可大幅提高湿法脱硫装置协同除尘效果。
目前低低温电除尘技术最受关注的是低温腐蚀和二次扬尘等问题。
灰硫比（D/S），即粉尘浓度（mg/m3）与SO3浓度（mg/m3）之比，是评价设备是否可能发生腐蚀的度量尺度。三菱重工实际应用的低低温电除尘器灰硫比一般远大于100，已经交付的燃煤电厂低低温电除尘器都没有低温腐蚀问题。美国南方电力公司也通过灰硫比来评价腐蚀程度，试验研究显示，当含硫量为2.5%时，灰硫比在50～100可避免腐蚀。通过对国外燃煤电厂低低温电除尘器灰硫比的综合分析，并对国内6个不同电厂和6种典型煤种进行了灰硫比计算，我们认为，当灰硫比大于100时，一般不存在低温腐蚀风险，低低温电除尘器对我国煤种的适应性较好。
烟气温度降低，粉尘比电阻下降，粉尘与阳极板静电粘附力有所降低，二次扬尘会有所增加，需采取相应措施。减少二次扬尘的措施主要有适当增加电除尘器容量、采用旋转电极式电除尘技术或离线振打技术。在采取上述两种措施之一的同时，还应设置合理的振打周期：如末电场不产生反电晕时无需振打，阳极板积灰厚度1mm～2mm振打一次，其时间一般在2天左右；调整振打电机转速：如末电场阳打电机转速由60秒/转调整为247秒/转；设置合理的振打制度：如末电场各室不同时振打，最后2个电场不同时振打，末电场阴、阳极不同时振打；其他辅助方法：出口封头内设置槽形板，使部分二次飞扬的粉尘进行再次捕集等。
4）湿法烟气脱硫装置（WFGD）
主要功能是实现SO2的高效脱除，同时实现烟尘、SO3等的协同脱除，协同除尘效率可达70%以上。
采用单塔或组合式分区吸收技术，改变气液传质平衡条件，优化浆液pH值、浆液雾化粒径、钙硫比、液气比等参数，优化塔内烟气流场，改善喷淋层设计等，提高除雾器性能等提高脱硫效率。
WFGD出口的液滴中含有石膏等固体颗粒，要达到颗粒物的超低排放，提高其协同除尘效率的措施主要有：
a）较好的气流分布；
b）采用合适的吸收塔流速；
c）优化喷淋层设计；
d）采用高性能的除雾器，除雾器出口液滴浓度为20mg/m3～40mg/m3；
e）采用合适的液气比。
石膏浆液为悬浮浆液。有研究表明，石膏浆液中26.5μm以下直径的颗粒占总粒径的重量比小于37.57%，而一般屋脊式除雾器的极限粒径为22μm~24μm左右，超过极限粒径的液滴全部被除雾器捕获。吸收塔内石膏浆液含固量通常为20%，假设小粒径段颗粒在浆液中均匀分布，即大、小液滴中小粒径段颗粒的浓度相等，通过除雾器的小液滴中只能含有小粒径段的石膏颗粒，则通过除雾器的液滴含固量理论值应为20%×37.35%=7.5%，而并非国内业界一直认为的除雾器出口雾滴含固量等同于塔内石膏含固量。当除雾器厂家可保证脱硫出口液滴浓度分别小于75mg/m3、40mg/m3、20mg/m3时，雾滴对烟尘贡献分别仅为5.6mg/m3、3mg/m3、1.5mg/m3。
5）湿式电除尘器（WESP）
可有效捕集其它烟气治理设备捕集效率较低的污染物（如PM2.5等），消除“石膏雨”，可达到其它污染物控制设备难以达到的极低的排放限值，如颗粒物排放≤3mg/m3。一般情况下，其对SO3的脱除率可达60%左右。具体工程可根据烟囱出口污染物排放浓度的要求选择性安装。
6）再加热器（FGR）
主要功能是将50℃左右的湿烟气加热至80℃左右，改善烟囱运行条件，同时还可避免烟囱冒白烟的现象，并提高外排污染物的扩散性，具体工程可根据环境影响评价文件或经济性比较后选择性安装。
2.2、典型污染物治理技术间的协同脱除作用
脱硝、除尘和脱硫设施在脱除其自身污染物的同时，对其他污染物均有一定的协同脱除作用。典型污染物治理技术间的协同脱除作用如表1所示。
2.3、适用条件
1）灰硫比大于100；
2）中、低硫且灰分较低的煤种；
3）低低温ESP出口烟尘浓度＜15mg/m3时，电场数量一般应≥5个；除尘难易性为容易或较容易的煤种，ESP所需比集尘面积（SCA）一般应≥130m2/（m3/s）；除尘难易性为一般的煤种，ESP所需SCA一般应≥140m2/（m3/s）。
对于灰硫比过大或燃煤中含硫量较高或飞灰中碱性氧化物（主要为Na2O）含量较高的煤种，烟尘性质改善幅度相对减小，对低低温电除尘器提效幅度有一定影响。
2.4、国内外工程应用情况
1）国外工程应用情况
以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术，在日本已有近20年的应用历史，投运业绩超过20个电厂，机组容量累计超15000MW，典型工程案例如表2所示。日本低低温电除尘器出口烟尘浓度设计值一般为30mg/m3，但实际运行均低于此值，湿法脱硫的综合除尘效果达70%~90%，烟尘排放一般小于5mg/m3。
2）国内工程应用情况
我国环保企业从2009年开始加大对低低温电除尘技术的研究，据不完全统计，截至2015年4月，国内环保企业已签订的低低温电除尘器总装机容量约50000MW，已有单机1000MW机组投运业绩。
华能长兴电厂2×660MW机组新建工程，采用的工艺路线为：脱硝+热回收器+低低温电除尘器+WFGD。每台炉配套2台双室五电场电除尘器，设计烟气温度为90℃，电除尘器出口烟尘浓度设计值为15mg/m3，要求经湿法脱硫系统后，烟尘排放浓度≤5mg/m3；已于2014年12月中旬投入使用，2014年12月16日～18日，经浙江省环境监测中心测试，结果显示：满负荷工况，1号机组出口烟尘、SO2、NOx排放分别为3.64mg/m3、2.91mg/m3、13.6mg/m3；2号机组出口烟尘、SO2、NOx排放分别为3.32mg/m3、5.91mg/m3、15.8mg/m3。1号机组电除尘器出口烟尘浓度值约为12mg/m3，湿法脱硫装置的协同除尘效率约70%。
3、以湿式电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线
湿式电除尘器（WESP）的主要功能是进一步实现烟气污染物，包括PM2.5、SO3等的洁净化处理，主要用于解决脱硫塔后的烟尘排放问题。作为燃煤烟气复合污染物控制的精处理技术装备，WESP一般与除尘器和湿法脱硫装置配合使用，不受煤种条件限制，可应用于新建工程和改造工程。
当燃煤电厂污染物需达到超低排放的要求时，可采用以湿式电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线，如图2所示。其中，当除尘器采用低低温电除尘器时，关键设备主要功能、典型污染物治理技术间的协同脱除作用等与“以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线”相同。
当烟尘排放限值为5mg/m3时，WESP入口烟尘浓度宜小于20mg/m3。为减少前级污染控制设备的投资，并考虑WESP可达到的除尘效率，适当加大WESP的容量，其入口烟尘浓度可放宽至30mg/m3。
当烟尘排放限值为10mg/m3时，WESP入口烟尘浓度宜小于30mg/m3。为减少前级污染控制设备的投资，并考虑WESP可达到的除尘效率，适当加大WESP的容量，其入口烟尘浓度可放宽至60mg/m3。
3.1、工作原理及技术特点
WESP与干式电除尘器的除尘原理相同，不同之处在于WESP采用水冲洗电极表面来进行清灰。
其技术特点如下：
1）能提供几倍于干式电除尘器的电晕功率；
2）不受粉尘比电阻影响，可有效捕集其它烟气治理设备捕集效率较低的污染物（如PM2.5等）；
3）可捕集湿法脱硫系统产生的污染物，消除石膏雨；
4）可达到其它除尘设备难以达到的极低的烟尘排放限值（如<3mg/m3）。
3.2、适用条件
1）WESP进口需为饱和湿烟气；
2）对于新建工程，当烟尘排放浓度限值不大于5mg/m3时；
3）对于改造工程，当除尘设备及湿法脱硫设备改造难度大或费用很高、烟尘排放达不到标准要求，尤其是烟尘排放限值为10mg/m3或更低，且场地允许时；
4）锅炉燃用中、高硫煤时。
3.3、国内外工程应用情况
WESP在美国、日本等电厂已有近30年的应用历史，约几十套的大型燃煤电厂投运业绩。日本碧南电厂的2套1000MW机组、3套700MW机组全部采用了WESP，投产至今运行情况良好，排放烟气中粉尘浓度长期保持在2mg/m3～5mg/m3水平，在煤质较好情况最低达到1mg/m3，运行二十多年来，壳体和内件未发现问题。
据不完全统计，国内WESP合同订单已远超国外投运数量的总和。截至2015年5月，约有200套的合同，装机总容量约120000MW，其中约有50套投入运行，已有单机1000MW机组投运业绩，而金属极板WESP约占50%。
神华国华舟山电厂#4机组（350MW）新建工程，2014年6月经浙江省环境监测中心测试，PM、SO2、NOX排放分别为2.55mg/m3、2.86mg/m3、20.5mg/m3；广州恒运热电厂#9机组（330MW）改造工程，2014年7月经广州建研环境监测有限公司测试，PM、SO2、NOX排放分别为1.94mg/m3、4mg/m3、25mg/m3；上海漕泾电厂#2机组（1000MW）改造工程，2014年12月7日经第三方测试，PM、SO2、NOX排放分别为1.45mg/m3、13.9mg/m3、21.6mg/m3。其中，神华国华舟山电厂二期4号机组已通过环保部环境评估中心的稳定性评估。
4、超低排放技术值得关注的问题及建议
1）超低排放技术应用应“因地制宜、因煤制宜、因炉制宜”，必要时可采取“一炉一策”，同时应统筹考虑各污染控制设备之间的协同作用。
2）现WESP市场准入门槛较低，技术流派较多，参与竞争的企业技术水平参次不齐，各技术均有其优点和短处，何为长期稳定、高效运行主流技术？应杜绝低价竞争、粗制滥造，否则将扰乱市场秩序，同时对WESP技术进步带来不利影响。
3）低低温电除尘技术已受到业主的广泛关注和推崇，但工程应用经验不足，需避免其可能存在的问题，如高硫煤低温腐蚀、二次扬尘等。另外，虽然目前国内还缺少工程应用、测试及运行等相关经验，但我们有理由相信，烟气协同治理技术路线中WFGD的综合除尘效率大于70%在技术上是可行的。
4）由于实施超低排放技术在一定程度上增加了电力企业的生产成本，建议国家出台相应的政策，如燃煤电厂烟气“超低排放环保电价”政策，鼓励企业主动承担社会责任，实现企业经济效益和社会环境效益的双赢。如江苏、上海、天津、浙江、山东、山西、陕西、河北给予实现超低排放的燃煤机组0.008～0.01元/kWh临时电价补贴。
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