低低温电除尘技术是实现燃煤电厂节能减排的有效技术之一

需要指出的是，采用离线振打技术增大了电除尘器尺寸，增加了成本和结构的复杂性，需要对隔离门进行维护，当一个室因振打而关闭时会破坏正常的气流。

灰斗堵塞问题

由于温度较低，灰的流动性降低易引起灰斗堵塞。三菱重工提出的对策有：1)灰斗的卸灰角需增加;2)灰斗不仅需保温，在下部还需用蒸汽加热器或电加热器进行有效加热，强化蒸汽加热管并涂抹远红外线涂料，以保证下灰通畅;3)灰斗内壁涂增加光滑度的材料。

国内外应用情况及典型案例分析

国外低低温电除尘技术已有近20年的应用历史，投运业绩超过20个电厂，机组容量累计超15,000MW，国外投运情况为低低温电除尘技术的国内应用提供了借鉴。

国内在2010年开始加大该技术研发，目前已有600MW机组投运业绩。

石川岛播磨(IHI)的常陆那珂1号机组

石川岛播磨(IHI)的常陆那珂1号机组1000MW燃煤电厂2003年12月投运，热回收器从烟气中吸收相当于发电量的3%～5%的热量 ，其工艺流程为：含有高浓度粉尘和SO3的烟气通过空气预热器将烟气温度从370℃降到138℃，通过MGGH将烟气温度降至92℃，然后 进入低低温电除尘器，出口烟尘浓度为30mg/Nm3，出口烟气温度90℃，除尘效率为99.8%。脱硫装置出口SO3浓度111mg/Nm3、塔内流速 4.0m/s、石膏纯度在95%以上、石膏含水率在10wt%以下，为了使脱硫装置出口烟气温度达到酸露点以上，符合日本烟气排放的温度标准，通过烟气再 加热器将温度升高到90℃左右，烟尘排放浓度小于8.0mg/Nm3且避免了对下游设备的腐蚀 。由于脱硫系统的除尘效率较高，一般可达80%左右，因此低低温电除尘器的出口烟尘浓度限值设置在30mg/Nm3是合理的。

运煤设备考虑了混煤运用的设计，通过调节两台煤炭装载输送机的排出速度，可按任意比率在输送带上进行混煤。对于含硫高的煤和次烟煤等对低低温电除尘器存在运行风险的煤种，可通过混煤加以利用。

日本日立(Hitachi)碧南电厂4、5号机组

日本日立已将“DeNOx系统+低低温电除尘器+DeSOx系统+湿式电除尘器”技术成功应用在日本中部电力株式会社的碧南电厂1000MW燃煤机组中， 碧南电厂共有五台机组，其中4#、5#炉1000MW机组均为低低温电除尘器，分别于2001年、2002年投运。如图9所示，进入移动电极电除尘器的烟 气温度为80℃～90℃，GGH进口粉尘浓度为5～30g/Nm3，低低温电除尘器出口烟尘浓度小于30mg/Nm3，脱硫系统出口烟尘浓度3～5mg /Nm3，湿式电除尘器出口烟尘浓度0.32～1.0mg/Nm3，烟囱入口SO3浓度小于0.286mg/Nm3，此工艺通过移动电极解决了低低温电除 尘器二次扬尘问题。

日本电源开发株式会社的橘湾火力发电站2号机组

由日本电源开发株式会社提供 的橘湾电厂2号机组(1050MW)配套低低温电除尘器于2000年12月开始商业运转，设计温度90℃，测试温度96℃，设计低低温电除尘器出口烟尘浓 度24.0mg/Nm3，测试低低温电除尘器烟尘出口浓度3.7mg/Nm3，测试烟囱出口烟尘排放浓度为1mg/Nm3 。

国外低低温电除尘器出口烟尘浓度设计为低于30mg/Nm3，国外由于脱硫系统除尘效率较高，这个低低温电除尘器烟尘出口浓度设计是合理的，实际上，低低 温电除尘器烟尘出口浓度可以更低，比如广野电厂600MW机组低低温电除尘器烟尘出口浓度为16.4mg/m3，橘湾电厂2号机组1050MW低低温电除 尘器烟尘出口浓度为3.7mg/m3。

国内应用案例

低低温电除尘技术在国外应用非常成熟，也引起了国内业主的 广泛关注。福建大唐宁德电厂3#、4#两台600MW燃煤发电机组，每台炉配套双列双室五电场静电除尘器。2010年该机组电除尘器通过采用低低温电除尘 技术，并对原电除尘器全面检修，前电场采用高频电源(3#炉)，对高低压电控设备进行升级改造，将烟气温度降至93℃左右，低于94℃的烟气酸露点。经测 试，4#炉烟尘排放浓度从原约60mg/Nm3下降到20mg/Nm3，SO3脱除率为73.78%。

华能长兴电厂2 × 6 6 0 M W 、台州第二发电厂2×1000MW机组等已经签订低低温电除尘器的合同，目前项目正在执行中。