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当前我国大气污染形势严峻，“三区十群”等重点区域雾霾频发并日趋严重，其主要原因除与社会经济发展模式、能源结构及利用方式等诸多因素有关外，大气污染物控制技术和治理强度跟不上经济发展的要求也是重要原因。燃煤电站大气污染物高效脱除与协同控制是当前国际能源环境领域的战略性前沿课题之一，也是研究的热点和难点。目前国内外并没有公认的燃煤电厂大气污染物“超低排放”的定义，实际应用中多种表述共存，如“超低排放”、“近零排放”、“超净排放”等等。相关表述和案例的共同点是将燃煤锅炉排放的烟尘、SO2和NOx这3项污染物浓度与GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》中规定的天然气燃气轮机组大气污染物排放浓度限值相比较，将数值上达到或低于天然气燃气轮机组限值的情况称为燃煤机组的“超低排放”，即烟尘<5mg/m3、SO2<35mg/m3、NOx<50mg/m3(该浓度为基准氧含量折算排放浓度，其中燃煤锅炉基准氧含量取6%，燃气轮机组取15%)。

我国燃煤电厂目前采用的除尘、脱硫、脱硝等烟气净化技术，基本上是从欧美和日本在不同时间段分别引进的，形成了一系列功能单一、串联使用的烟气净化设备序列，缺乏整体系统设计及一体运行优化集成，导致这些加装设备影响彼此运行效果，增加了电厂运行成本。因此，针对国内燃煤烟气自身高灰、高硫等特性以及超大烟气处理量的现状，建立适用我国烟气特性的工艺支撑数据库，通过烟气净化技术改进优化及系统集成，实现多种污染物节能协同减排是适合我国国情的经济可行的技术路线。与此同时，脱硫、脱硝工艺流程中产生的SO3、“石膏雨”、氨逃逸等的新生污染物排放也增加了燃煤电厂实现超低排放目标的难度。为实现烟尘、SO2和NOx的同时超低排放，燃煤电厂需要从烟气综合治理出发，通盘考虑，合理选择技术路线，优化设计指标和运行参数，确保烟气净化系统整体长期稳定运行，既要提高脱硫、脱硝、除尘各个环节相应的脱除效率，还要利用各个烟气净化设备彼此之间的交互影响，通过协同减排，降低能耗、物耗以提高超低排放的经济可行性。

1烟气污染物超低排放技术发展现状

1.1烟尘超低排放技术

为了适应逐渐严格的环保标准要求，目前对于燃煤电厂除尘系统超低排放升级的技术主要包括脱硫前的增效干式除尘技术和脱硫后的湿式静电除尘技术。

1.1.1增效干式除尘技术

干式除尘技术主要包括静电除尘、袋式除尘和电袋复合除尘技术。其中静电除尘技术具有处理烟气量大、除尘效率高、设备阻力低、适应烟温范围宽、使用简单可靠等优点，已经应用在我国80%以上的燃煤机组。针对电除尘的增效技术包括:低低温电除尘、旋转电极式电除尘、微颗粒捕集增效、新型高压电源技术等。通过增效的干式除尘技术，辅以湿法脱硫的协同除尘，在适宜煤质条件下，能实现烟囱出口烟尘排放浓度低于10mg/m3。这里重点对低低温静电除尘技术及其应用进行介绍。

低低温静电除尘技术通过低温省煤器或气气换热器使电除尘器入口烟气温度降到90～100℃低低温状态，除尘器工作温度在酸露点之下，具有以下优点:(1)烟气温度降低，烟尘比电阻降低，能够提高除尘效率;(2)烟气温度降低，烟气量下降，风速降低，有利于细微颗粒物的捕集;(3)烟气余热利用，降低煤耗;(4)烟气中SO3冷凝并粘附到粉尘表面，被协同脱除;(5)对于后续湿法脱硫系统，由于烟温降低，脱硫效率提高，工艺降温耗水量降低。

在国际上，日本低低温电除尘技术应用较为广泛，为应对日本排放标准的不断提高并解决SO3引起的酸腐蚀问题，三菱公司1997年开始研究日本基于烟气换热器(gasgasheater，GGH)装置的低低温高效烟气治理技术，现今在日本已得到大面积的推广应用，三菱、日立等低低温电除尘器配套机组容量累计已超13GW。日本橘湾电厂1050MW机组应用数据显示低低温烟气处理技术可实现烟囱出口粉尘排放浓度在5mg/m3以下，出口SO3排放浓度低于2.86mg/m3。我国首台低低温电除尘器应用是在2010年12月广东梅县粤嘉电厂6号炉135MW机组。2012年6月，我国首台600MW低低温电除尘在大唐宁德电厂4号炉成功投运，经第三方测试除尘器出口粉尘排放低于20mg/m3，同时具有较强的SO3、PM2.5、汞等污染物协同脱除能力。2014年浙江嘉华电厂1000MW机组采用低低温电除尘后除尘器出口粉尘浓度降至15mg/m3。

相关的工程应用实践表明，低低温电除尘技术集成了烟气降温、高效收尘与减排节能控制等多种技术于一体。综合考虑当前我国极其严峻的“雾霾”大气污染和煤电为主的能源资源状况，低低温电除尘技术具有粉尘减排、节煤、节电、节水以及SO3减排多重效果，是我国除尘行业最急需支持应用推广的技术之一。

原标题：燃煤烟气污染物超低排放技术及经济分析

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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