全面介绍低低温电除尘技术特点及应注意的问题

低低温电除尘技术能减少PM2.5排放吗?

目前，火电厂烟囱出口经常出现冒“蓝烟”现象，对于燃烧高硫煤和安装选择性催化还原脱硝装置的锅炉，这种现象尤为明显。蓝烟主要是由烟气中 SO3产生的酸性气溶胶造成的。酸性气溶胶的粒径很小，可长时间飘浮在大气中，当与其他污染物(如氨、有机蒸气等)碰撞或被吸附在固体颗粒物表面时，与颗粒物中的碱性物质发生化学变化，会生成硫酸盐气溶胶。其粒径一般 在0.01μm～1μm 之间，属于二次生成的PM2.5，影响大气能见度，是造成雾霾天气的“元凶”之一。

湿法脱硫系统虽然对 SO3 有一定的脱除效果，但由于 SO3 在吸收塔内冷凝成粒径很小的硫酸气溶胶，且脱硫浆液对 SO2 的吸收速率远大于 SO3 的吸收速率，导致吸收塔对硫酸气溶胶的脱除效果不佳。有研究表明，国内湿法脱

硫设备对 SO3 的脱除效率一般为 30%左右，采用低低温电除尘技术对 SO3的脱除效率最高可达 95%以上，可以大幅度降低 SO3 排放。相关研究表明，经电除尘器和湿法脱硫系统后，PM2.5 在总尘中的比例约为 50%，低低温电除尘技术可大幅提高除尘效率，实现低排放，在大量减少总尘排放的同时也减少了 PM2.5 排放量。总之，低低温电除尘技术通过大幅提高除尘效率，减少了PM2.5 排放，并通过脱除大部分 SO3，有效减少了大气中硫酸盐气溶胶(二次生成的PM2.5)的生成。

低低温电除尘技术的节能体现在哪里?

低低温电除尘系统采用低温省煤器降低烟气温度时，还具有很好的节能效果，回收的热量可用于加热锅炉补给水或汽机冷凝水，提高了锅炉系统的热效率，节约煤炭消耗。

国内大部分燃煤火电机组都可采用低低温电除尘器来大幅提高节能效果，对实际排烟温度比设计排烟温度高很多的机组效果尤为显著 。以一台600MW机组配套低低温电除尘器为例 ，以烟气降温幅度 45℃ 、年发电利用5800 小时(100% THA、75% THA、50%THA 三种工况的运行比率分别为20%、60%、20%)计算，则全年节省的运行成本主要包括：

在运营期内，按节约煤 耗 1.9g/kWh，标煤价按 900 元/吨 进行计算 ，每年可减少电煤费用 655 万元;由于电除尘效率提高，在保效节能运行模式下可节省约30%的电除尘电场运行功耗 ，每年可节省约 40 万元;脱硫吸收塔入口烟温降至 95℃，可节约脱硫系统的用水量，按每小时节约 36吨水(每降 10度节约 8吨水/小时)、水价0.8 元/吨计，全年可节省水费 17 万元。

以上合计，每年平均可节省运行成本约712 万元。另外，脱硫辅机耗电也会相应下降。尽管在电除尘前端增加了低温省煤器的阻力，但由于烟气温度下降，引风机处理风量下降，实践表明还可节省一定的风机电耗。

低低温电除尘技术效果如何?

国外如欧美日等国均有低低温电除尘技术的应用先例，其中，在日本较为成熟。日本自1997 年开始推广应用低低温电除尘技术，据不完全统计，配套机组容量累计已超过 1.5 万 MW。典型案例包括 2003 年投运的常陆那珂 #1 炉1000MW 机组低低温电除尘器，其入口烟气温度为 92℃，电除尘器出口烟尘浓度小于 30mg/m3，脱硫系统出口烟尘浓度小于 8mg/m3;2001 年、2002 年投运的日本中部电力碧南电厂 #4、#5 炉1000MW 机组均采用配套移动电极的低低温电除尘器，入口烟气温度为 80℃～90℃，出口烟尘浓度小于 30mg/m3，脱硫系统后设置湿式电除尘器，脱硫系统出口烟尘浓度 3mg/m3～5mg/m3;2000年12 月投运的橘湾电厂#2 炉1050MW 机组配套低低温电除尘器，实际运行温度为 96℃，出口烟尘浓度为 3.7mg/m3。

国内电除尘厂家从2010年开始逐步加大对低低温电除尘技术的研发力度，正进行有益的探索和尝试，已有600MW机组投运业绩。典型案例包括：

1.国内首台大机组低低温电除尘器在福建宁德电厂#4炉 600MW 机组燃煤锅炉电除尘器的提效改造工程上取得突破。项目电除尘器原设计除尘效率99.6%，于2006 年投运。由于电厂实际燃烧煤种与设计煤种偏差较大，造成排烟温度比原设计温度偏高较多，实际除尘效率较设计效率也有所偏差。总体改造采用“低温省煤器降低烟气温度”及“电除尘机电升级改造”相结合的技术方案。

经测试，电除尘器出口烟尘浓度从原来的 60mg/m3下降到20.2mg/m3;SO3 脱除率达73.78%以上;在 600MW、450MW负荷时，汽机热耗下分别为52kJ/kWh以上和69kJ/kWh以上;本体实测阻力小于等于350Pa(含第 2级换热器)。

a.低温省煤器将烟气温度降至酸露点温度以下。针对电厂燃煤煤种情况和烟气温度，通过对比电阻测试，在 148℃烟温下比电阻较高(为 1011～1012Ω˙cm范围)，在 90～100℃烟温时对应的比电阻 值(为 108～1010Ω˙cm)比 较适宜电除尘高效工作。结合除尘效率、比电阻与低温烟气的性能试验验证及实际烟气酸露点温度，采用低温省煤器将烟气温度降至酸露点温度以下。根据实际场地条件，在电除尘器进口封头和前置垂直烟道内分别设置一套低温省煤器，使电除尘器运行温度由 150℃下降到 95℃左右。

b.电除尘机电升级改造。对原电除尘器电场气流分布进行 CFD 分析与改进设计，改善电除尘器各室流量分配及气流分布;电除尘器全面检查壳体气密性，加强灰斗保温措施;考虑到烟温降低后，进入除尘器的粉尘浓度提高，尤其在第一电场内粉尘的停留时间延长及烟尘密度增大，对原电除尘器第一、二电场换用高频电源;对电除尘器高低压电控设备进行数控技术改造，并结合电除尘器控制经验，配套先进的烟温调节与电除尘器减排节能自适应控制系统。

2.上海漕泾发电有限公司 #1 炉1000MW 机组配套三室四电场电除尘器，于2009 年投运，电除尘器实际出口烟尘浓度约为 20mg/m3。2012 年4月，为进一步提高节能效果，采用降低排烟温度的方式实现烟气余热综合利用。通过两级布置烟气换热器的方案，即第一级烟气换器布置在电除尘器进口烟道内，第二级烟气换热器布置在脱硫塔进口烟道内，利用烟气余热加热凝结水系统。通过第一级烟气换热器使电除尘器的运行温度由120℃左右降至96℃左右。2012年6月，经测试，低低温电除尘器出口烟尘浓度为14.05mg/m3。

3.江西新昌电厂#1炉660MW 机组电除尘器提效改造，对原双室四电场电除尘器采用“低温省煤器降低烟气温度”及“电除尘器机电升级改造”相结合的改造方案，主要在电除尘器前置水平烟道处设置低温省煤器，将电除尘器入口烟气平均温度降低至 95℃;结合低温省煤器和电除尘器气流均布装置对电除尘器的气流分布装置进行改造;将原电除尘器第一、二电场换用高频电源，电除尘器电控全面升级改造;电除尘器阴阳极全面检查与适应性调整。初步测试表明，电除尘器出口烟尘浓度 10mg/m3。

4.广东潮州电厂一期 600MW 机组电除尘器提效改造，对原双室五电场电除尘器采用“低温省煤器降低烟气温度”及“电除尘器机电升级改造”相结合的改造方案，主要在电除尘器前置水平烟道处设置低温省煤器，将电除尘器入口 烟气平均温度降低至 95℃;结合低温省煤器和电除尘器气流均布装置对电除尘器的气流分布装置进行改造;将原电除尘器第一、二电场换用高频电源，电除尘器电控全面升级改造;电除尘器阴阳极全面检查与适应性调整;电除尘器出口烟尘浓度在线监测值为 15 mg/m3～21mg/m3。

5.华能长兴电厂“上大压小”工程2×660MW 机组新建项目已确定采用低低温电除尘技术，其设计煤种、校核煤种

1、校核煤种 2的电除尘器入口烟气酸露点温度分别为103℃、101℃、117℃，要求电除尘器入口烟气温度为 90℃，除尘器出口烟尘浓度小于等于 20mg/m3。浙能台州第二电厂 1000MW 新建项目也已确定采用低低温电除尘技术，其设计煤种、校核煤种电除尘器入口烟气酸露点温度分别为 97℃、98℃，要求电除尘器入口烟气温度为 85℃，除尘器出口烟尘浓度小于等于 15mg/m3。这两个项目均在实施中。

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