如何促进燃煤电厂烟尘超低排放
根据《火电厂大气污染物排放标准GB13223-2011》，全国重点地区现有燃烧锅炉的烟尘排放浓度限值为20mg/m3。燃煤电厂国内外传统的污染物控制工艺路线如图1所示，热烟气首先通过SCR选择性催化脱硝，干式电除尘器DESP除尘前烟气温度通过空预器降低到120-140?C左右，为提高脱硫效率和控制水雾排放在湿式脱硫FGD塔前后加装热交换器GGH使烟气温度首先降低到70-90?C左右再进入脱硫塔，脱硫后的烟气通过再加热从60度左右提高到70-90?C左右排放，欧洲电厂至今仍采用此技术路线实现烟囱出口颗粒物排放5mg/m3左右。我国因早期排放标准低，采用此技术路线颗粒物排放一般在50mg/m3左右。
上世纪90年代初，日本为控制烟尘排放不高于10mg/m3,主要采用图2所示的技术路线[2]，在传统工艺路线的基础上加装了湿式电除尘WESP，WESP安装在脱硫塔FGD后与烟气加热交换器GGH前，并在1000MW大型燃煤机组上得到推广应用，当时提出采用WESP的主要目的是控制烟尘和SO3酸雾的排放[2]。欧洲燃煤电厂所采用的SCR催化剂对SO2的氧化率约在0.6%左右，燃煤电厂至今仍是采用图1所示的工艺路线实现低排放。
为降低电厂环保设备的运行和投资费用，上世纪90年代末在日本开始推广应用低低温电除尘技术，主要技术路线如图3所示，在同样实现低于10mg/m3颗粒物排放的前提下，图3与图2所示的技术路线主要区别有两点：1)在DESP后装的GGH改装在DESP前，ESP的烟气温度从120-140?C左右降低到烟气酸露点以下(约90?C)实现低低温电除尘;2)脱硫后不再采用WESP来控制颗粒物和SO3的排放，加热后的烟气可直接排空。降低电除尘器入口烟温不仅可改善电除尘的除尘效率而且可利用烟尘高效吸附烟气中的SO3气溶胶，部分早期安装了的WESP也已被关停，如日本新日铁住金鹿岛电厂507MW燃煤机组在采用低温省煤器后，WESP已不在运行，据不完全统计在日本利用此技术路线的燃煤电厂总装机容量已超过15000MW，其中也包括多台1000MW等级的燃煤机组，从实际运行看电厂的颗粒物排放一般都低于5mg/m3。国内电力集团只在最近两年才开始推广低低温电除尘技术，如2013年华能北京热电对四台250MW燃煤机组开展了低低温电除尘改造，四电场低低温电除尘配套8台ZH三相高压电源，在国内首先实现了电除尘出口烟尘排放10mg/m3,为进一步推广应用低低温电除尘积累了经验。
神华国能集团有限公司提倡污染物超低排放和绿色发电，成功开展对现役燃煤机组环保设备改造和合理提出新建机组环保技术路线有着非常重要的经济和社会意义。根据国内外燃煤电厂污染物控制的经验和教训，落实三部委(国家发展改革委、环境保护部和国家能源局)《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》精神[发改能源[2014]2093号]，我们采用图4所示的技术路线，满足环保设备建设或改造如下三个基本原则：
1)污染物长期稳定超低排放;
2)环保设备可适应多种燃煤特性;
3)系统建设(改造)的投资、运行成本的投入产出和环境绩效最优。
在科技部蓝天工程863计划资源环境技术领域“重点行业PM2.5过程控制与减排技术与装备”主题项目的支持下，我们也积极开展对燃煤电厂PM2.5的排放控制示范研究，先后在135MW、300MW、600MW和1000MW等级的机组开展了集成低省、电除尘和脱硫塔烟尘趋零排放技术路线的示范电厂研究，不仅积累了烟尘趋零排放的工程应用经验，而且为实现燃煤电厂PM2.5排放低于2.5mg/m3创造了成功的案例，实际证明通过对电除尘本体小分区优化设计和采用高效三相高压电源，图4所示的技术路线可完全满足烟尘低于5mg/m3、NOx低于35mg/m3、SO2低于50mg/m3的排放要求。如大港电厂综合采用烟气调质、低温省煤器、高效电除尘、高效除雾器等改造和煤质控制、运行优化调整等烟气全流程六项措施，以低成本实现了全厂四台机组大气污染物排放达到燃气机组排放标准，其中在天津大港3号机组的应用表明，电除尘出口和烟囱出口的颗粒物排放均低于5mg/m3,同时PM2.5的排放低于神华环保示范电厂标准2.5mg/m3的要求。四台机组静电除尘器改造与电袋除尘相比节省投资约6000万元，且不增加维护费用;与湿式静电除尘器相比，节省投资约1.4亿元。初步测算，全厂四台机组每年可节省各项运行成本合计支出节约300万元左右。
神华国能集团有限公司同时对现役电厂也要求开展废水和废渣处理系统的升级改造实现趋零排放，为新建燃煤电厂绿色发电奠定技术基础和改善空气质量做出贡献。
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