根據《火電廠大氣污染物排放標準GB13223-2011》，全國重點地區現有燃燒鍋爐的煙塵排放濃度限值為20mg/m3。燃煤電廠國內外傳統的污染物控制工藝路線如圖1所示，熱煙氣首先通過SCR選擇性催化脫硝，干式電除塵器DESP除塵前煙氣溫度通過空預器降低到120-140?C左右，為提高脫硫效率和控制水霧排放在濕式脫硫FGD塔前后加裝熱交換器GGH使煙氣溫度首先降低到70-90?C左右再進入脫硫塔，脫硫后的煙氣通過再加熱從60度左右提高到70-90?C左右排放，歐洲電廠至今仍采用此技術路線實現煙囪出口顆粒物排放5mg/m3左右。我國因早期排放標準低，采用此技術路線顆粒物排放一般在50mg/m3左右。

 上世紀90年代初，日本為控制煙塵排放不高于10mg/m3,主要采用圖2所示的技術路線[2]，在傳統工藝路線的基礎上加裝了濕式電除塵WESP，WESP安裝在脫硫塔FGD后與煙氣加熱交換器GGH前，并在1000MW大型燃煤機組上得到推廣應用，當時提出采用WESP的主要目的是控制煙塵和SO3酸霧的排放[2]。歐洲燃煤電廠所采用的SCR催化劑對SO2的氧化率約在0.6%左右，燃煤電廠至今仍是采用圖1所示的工藝路線實現低排放。

 為降低電廠環保設備的運行和投資費用，上世紀90年代末在日本開始推廣應用低低溫電除塵技術，主要技術路線如圖3所示，在同樣實現低于10mg/m3顆粒物排放的前提下，圖3與圖2所示的技術路線主要區別有兩點：1)在DESP后裝的GGH改裝在DESP前，ESP的煙氣溫度從120-140?C左右降低到煙氣酸露點以下(約90?C)實現低低溫電除塵;2)脫硫后不再采用WESP來控制顆粒物和SO3的排放，加熱后的煙氣可直接排空。降低電除塵器入口煙溫不僅可改善電除塵的除塵效率而且可利用煙塵高效吸附煙氣中的SO3氣溶膠，部分早期安裝了的WESP也已被關停，如日本新日鐵住金鹿島電廠507MW燃煤機組在采用低溫省煤器后，WESP已不在運行，據不完全統計在日本利用此技術路線的燃煤電廠總裝機容量已超過15000MW，其中也包括多臺1000MW等級的燃煤機組，從實際運行看電廠的顆粒物排放一般都低于5mg/m3。國內電力集團只在最近兩年才開始推廣低低溫電除塵技術，如2013年華能北京熱電對四臺250MW燃煤機組開展了低低溫電除塵改造，四電場低低溫電除塵配套8臺ZH三相高壓電源，在國內首先實現了電除塵出口煙塵排放10mg/m3,為進一步推廣應用低低溫電除塵積累了經驗。

 神華國能集團有限公司提倡污染物超低排放和綠色發電，成功開展對現役燃煤機組環保設備改造和合理提出新建機組環保技術路線有著非常重要的經濟和社會意義。根據國內外燃煤電廠污染物控制的經驗和教訓，落實三部委(國家發展改革委、環境保護部和國家能源局)《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)》精神[發改能源[2014]2093號]，我們采用圖4所示的技術路線，滿足環保設備建設或改造如下三個基本原則：

1)污染物長期穩定超低排放;

2)環保設備可適應多種燃煤特性;

3)系統建設(改造)的投資、運行成本的投入產出和環境績效最優。

 在科技部藍天工程863計劃資源環境技術領域“重點行業PM2.5過程控制與減排技術與裝備”主題項目的支持下，我們也積極開展對燃煤電廠PM2.5的排放控制示范研究，先后在135MW、300MW、600MW和1000MW等級的機組開展了集成低省、電除塵和脫硫塔煙塵趨零排放技術路線的示范電廠研究，不僅積累了煙塵趨零排放的工程應用經驗，而且為實現燃煤電廠PM2.5排放低于2.5mg/m3創造了成功的案例，實際證明通過對電除塵本體小分區優化設計和采用高效三相高壓電源，圖4所示的技術路線可完全滿足煙塵低于5mg/m3、NOx低于35mg/m3、SO2低于50mg/m3的排放要求。如大港電廠綜合采用煙氣調質、低溫省煤器、高效電除塵、高效除霧器等改造和煤質控制、運行優化調整等煙氣全流程六項措施，以低成本實現了全廠四臺機組大氣污染物排放達到燃氣機組排放標準，其中在天津大港3號機組的應用表明，電除塵出口和煙囪出口的顆粒物排放均低于5mg/m3,同時PM2.5的排放低于神華環保示范電廠標準2.5mg/m3的要求。四臺機組靜電除塵器改造與電袋除塵相比節省投資約6000萬元，且不增加維護費用;與濕式靜電除塵器相比，節省投資約1.4億元。初步測算，全廠四臺機組每年可節省各項運行成本合計支出節約300萬元左右。

 神華國能集團有限公司同時對現役電廠也要求開展廢水和廢渣處理系統的升級改造實現趨零排放，為新建燃煤電廠綠色發電奠定技術基礎和改善空氣質量做出貢獻。

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