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“燃煤电厂选择超低排放技术路线时，应从技术先进性、经济性等方面充分比较、综合论证。”

2014年，浙能嘉华发电厂8号机组2014年完成超低排放改造，成为国内首台投入运行的超低排放机组，该工程配套湿式电除尘器的设计除尘效率不低于70%。在煤质适宜的条件下可实现2毫克/立方米的超低排放。

2015年，广东粤电沙角C厂66万千瓦机组配套的世界首台超净电袋复合除尘器在机组负荷调整、煤种变化的工况下，各项指标能长期、稳定满足设计要求，烟尘排放小于3.7毫克/立方米，脱硫出口排放小于2.7毫克/立方米(脱硫没有进行超低排放改造)。另外，中电投河南平顶山电厂超低排放工程在烟尘入口浓度超过50毫克/立方米的情况下，实现除尘器出口小于6.7毫克/立方米，脱硫出口小于3毫克/立方米，表明采用超净电袋为核心的技术路线对煤种变化具有良好的适应性，能够确保燃煤电厂烟尘长期稳定超低排放。

烟尘实现超低排放是燃煤机组实现超低排放的重点和关键，而以上案例充分说明，实现超低排放目标可以采用不同的技术路线。

现行的两种超低排放技术路线

一般而言，通过干式除尘及新技术与湿式除尘的不同组合，以及干式除尘与湿法脱硫协同除尘，可以得到两种烟尘超低排放工艺路线。

第一种技术路线是采用湿式电除尘器进行末端控制。其中脱硫塔前端的干式除尘器可采用低低温电除尘、电袋复合除尘、高频电源等技术，在脱硫塔后加装湿式电除尘器，以保证烟尘小于5毫克/立方米。

另一种技术路线是干式除尘器和湿法脱硫协同控制，不上湿电。其中干式除尘器可选用低低温电除尘、超净电袋复合除尘、袋式除尘等技术，要求出口烟尘排放浓度值小于10毫克/立方米或更低，通过脱硫塔协同脱除粉尘，同时控制出口石膏液滴浓度以及液滴的含固量，可实现出口排放小于5毫克/立方米。这种工艺可以避免在烟气处理系统尾部增设湿式电除尘器，节省投资和占地，降低运行费用，在简化系统的同时大大提高系统可靠性。

通过对当前已投运的超低排放机组运行情况分析，笔者认为，燃煤电厂应根据地理位置情况、目前环保设施现状和排放状况，燃用煤质情况选择适宜的技术路线，在充分调研，认真研究的基础上，根据因地制宜、因炉制宜、因煤制宜的原则确定技术路线，确保超低排放目标实现。

技术选择需因地制宜

目前，我国正在建设和已投运的湿式除尘器已超过国外投运数量的总和，部分投运项目经测试虽达到“超低排放”要求，但也逐渐暴露一些缺陷。比如包括三氧化硫在内的酸性气体遇水后对设备产生腐蚀的现象开始显现;从湿式除尘器中排出的泥浆造成二次污染;在严寒地区由于防冻措施不到位，严重影响设备的正常运行。

此外，金属板式湿式电除尘器耗水量大，以60万千瓦机组为例，日耗水量在300吨以上。我国是一个缺水国家，人均水资源仅为世界的四分之一，在缺水地区，湿式电除尘器的应用受到一定限制。因此，选择超低排放路线应充分考虑电厂所在地的实际情况，真正做到因地制宜。

要做到一炉一策

煤粉炉和循环流化床锅炉具有不同的燃烧特性，因此超低排放技术路线的选择不能千篇一律、生搬硬套，应立足于锅炉实际情况，因炉制宜，避免盲目照搬，造成环境效益差、经济代价大、能源消耗高、二次污染严重的后果。

对于新建和技改燃煤机组应制定不同的技术路线。新建燃煤机组宜优先考虑协同控制技术，技改燃煤机组由于受到现有环保设施和场地的限制，一炉一策，提出最优化的技改方案，避免一刀切。

对于除尘器入口烟尘含量高、硅铝成分高的情况，电除尘器难以去除，可以优选电袋复合除尘技术。

对于部分电厂烟尘排放波动较大，可能原因是原设备比集尘面积偏小、实际燃用煤质偏离设计煤质、设备老化等。

对于改造项目还要考虑改造工期的因素。因此，宜根据锅炉实际情况，因炉制宜选择超低排放路线。

原标题：观察丨煤电超低排放技术路线选择要注意什么

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