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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[1]。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[2],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。
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