专业技术 火电厂烟气“超低排放”协同控制技术现状与分析

（3）除尘还可用带滤槽或径流式电除尘器

1)装有滤槽的静电过滤收尘装置电尘器。

由于获电粉尘的相互排斥及荷电不足、电场振打清灰时二次扬尘等原因，使部分粉尘不能被收尘板捕集。因此，在电场后增设了静电滤槽网收尘装置，能有效地捕集电场末端沿阳极板表面逃逸的粉尘，而且还可增加电场收尘面积约30%以上。国电长源第一发电厂330MW机组五个电场电除尘器，有两电场采用该技术，五个电场运行烟尘排放<15.3mg/Nm3，另一台机组用后降至14mg/m3等数台案例。在超低排放路线中，对前端高效除尘器多一种比选方案，对煤种适应较差滤槽网运行中也可能会堵塞降低效率，要加强维护检查。

高效节能喷淋技术图

2)、径流式电除尘

在电除尘器最后一级改称为径流式电除尘，基本原理是将收尘极板垂直于气流方向，使荷电粉被致密多孔泡沫金属材料旋转阳极板捕集，和移动电极一样旋转移动，在灰斗中被高压清灰风吹扫收尘。

现在马莲台电厂160000m3烟气量和银川热电厂330000m3电除尘器应用，除尘出口排放浓度<15mg/m3，其中PM2.5减少95%。在马头、清河20万KW机组用过。同时也易将滤孔堵塞，它是用蒸汽清灰的，在有些煤种可能更严重。因仍存在电除尘的缺点，大机组中已少有使用。

单塔一体化技术的主要构成

第3种方案：

袋式除尘器为基础的超低排放技术，不受煤种影响，投资少，运行费用低特点，得到稳步发展。

袋式除尘器都比常规的4电场电除尘效果更好，收集微细粉尘和汞效果也比电除尘效果更好。而且投资和运行费用大体相当，可以考虑采用以下的协同控制技术路线：低氮燃烧器-SCR-袋式(包括电-袋)除尘器-湿法脱硫。当然，袋除尘脱硫系统要优化改进，才能达到超低排放更好的效果。

2、超低排放协同控制的机组投入运行不完全统计

据2014年初～2016年3月31日不完全统计，总计通过验放投入运行107台。其中有1000MW26台、600MW35台、300MW40台，200MW2台、135MW4台。湿式电除尘器47台，占44%。有56%不采用湿式电除尘，看出湿式电除尘正逐步减少。而被其它的方法取代。据报导：2016年6月前超低排放已投运1.5亿MW,技术路线的趋势，大概除尘脱硫一体化少用湿式电除尘会更多。

有2例：白杨河电厂改造2台总投资1.82亿元，平均每KW˙h环保成本增加为2.7分；黄台电厂9号机组改造总投资为9805万元，平均每KW˙h环保成本增加为2.5分。达到火电厂排放标准的100万千瓦燃煤电厂，改造达到超低排放预计增加投资成本6%，增加运行成本4％。投运的新机和600MW及以上机组较多，而运行成本机组越大越低。

在300MW机组运行成本比原2.7分则超过1倍以上。称为机组改造临界线。以上数据是以2014年统计分析得来，但后来竞争厂家增多，投资费用有大的下降，会不会影响整个工程质量，要看今后运行状态。最近中南电力设计院有一份新装机组的经济分析报告，可参考比较。达到超低排放投入高，增加运行成本，同时都是采用设备扩容提效改造，和增加新设备来实现的。所以，有必要研究设备少、投资省、又节能的技术路线。

3.“超低排放”协同控制各个环节应注意的问题

“超低排放”协同控制各个环节有着排污控制能力较强的长处，但同时它们也带来不利的影响，所以有必要深入分析，尽可能避免带来负作用。“超低排放”机组虽已投用107台以上，但有待时间考验。现对以下问题加以探讨。

3.1低氮燃烧器

低氮燃烧器通过降低火焰温度和低氧燃烧来降低Nox化物含量，缺点是带来不完全燃烧，飞灰含碳量增高1％-2％，增加了煤耗。其运行中的的磨损、烧坏、积灰，以及煤质变化、运行中参数调整等都会逐步降低其效率。低氮燃烧器的定期更换和维护工作，将增加运行费用，并影响长期稳定运行，但它仍是降低脱硝的基础值，减少SCR使用面积和投资。

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