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当前,我国环境状况总体恶化的趋势尚未得到根本遏制,环境矛 盾日益凸显, 环保压力持续加大。 部分区域和城市大气雾霾现象突出, 许多地区主要污染物排放量超过环境容量。今年以来,各级政府陆续 出台多项政策措施,下大力气治理 PM2.5,改善空气质量。 湿式电除尘器在满足超低排放、 治理 PM2.5 方面的效果得到业内 专家一致认可,环境保护部在《环

境空气细颗粒物污染防治技术政策 (试行)》(征求意见稿)中明确指出:鼓励火电企业采用湿式电除尘等 新技术,防止脱硫造成的“石膏雨”污染。 作为一种先进的烟气治理技术,湿式电除尘技术在欧洲、美国、 日本等国家已得到广泛应用且效果良好。 国内企业自主开发的湿式电 除尘技术,已在燃煤电厂取得成功应用。上海长兴岛第二发电厂燃煤 锅炉湿法脱硫后改造工程配套湿式电除尘器, 出口粉尘排放浓度仅为 6.1mg/m3, 引起业界高度关注。 我国也有环保企业引进国外的湿式电 除尘技术,并有多家电厂签订湿式电除尘器合同,最大配套机组为 1000MW。相信随着湿式电除尘技术在我国的推广应用,其必将成为 燃煤电厂满足超低排放、治理 PM2.5 的有力武器。 大气环境形势严峻,PM2.5 控制势在必行 《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223—2011)中规定,一般 地区燃煤锅炉烟囱烟尘排放限值 30mg/m3, 重点地区燃煤锅炉烟囱烟 尘排放限值 20mg/m3,汞及其化合物污染物排放限值 0.03mg/m3。 根据新修订的《环境空气质量标准》(GB3095—2012),将 PM2.5

纳入强制监测范畴,并明确规定了时间要求,到 2015 年,在我国所 有地级以上城市开展 PM2.5 监测;2016 年,各地都要按照新修订的 标准监测和评价环境空气质量状况,并向社会发布结果。 国务院在《重点区域大气污染防治“十二五”规划》的批复意见 中明确指出:到 2015 年,重点区域工业烟粉尘排放量下降 10%;可 吸入颗粒物(PM10)、细颗粒物(PM2.5)年均浓度分别下降 10%、5%。 其中,京津冀、长三角、珠三角等 13 个重点区域将 PM2.5 细颗粒物 纳入考核指标,细颗粒物年均浓度下降 6%;上述区域复合型大气污 染要得到有效控制,酸雨、灰霾和光化学烟雾污染明显减少。 新标准、严要求,是基于我国严峻的大气环境形势。近年来,在 传统煤烟型污染尚未得到控制的情况下,以臭氧、细颗粒物 (PM2.5) 和酸雨为特征的区域性复合型大气污染日益突出, 区域内空气重污染 现象大范围同时出现的频次日益增多, 严重制约社会经济可持续发展, 威胁人民群众身体健康。 实施控制细颗粒物及前体污染物排放的重点领域包括工业污染 源、移动污染源、生活污染源、农业污染源、各种施工工地、各种粉 状物料贮存场等。其中工业污染源包括:火电、钢铁、建材、化工、 炼油、有色冶金、各种锅炉和窑炉、各种废物焚烧装置、各种表面喷 涂装置等。2005 年的研究资料显示,燃煤电厂直接排放的 PM2.5 约 占全国 PM2.5 排放量的 10%左右, 加之由燃煤产生的二次颗粒物, 燃 煤电厂排放 PM2.5 占全国 PM2.5 比例还会更高。 大气环境形势严峻,燃煤电厂对细微颗粒的控制势在必行。多一

道把关设备,实现燃煤电厂终端控制 目前, 国内燃煤电厂锅炉尾部现有的烟气治理岛工艺流程一般是 由脱硝、除尘器、湿法脱硫组成,烟气从湿法脱硫后直接进入烟囱, 如图 1 所示。脱硝负责脱除 NOx,除尘器负责烟尘治理,湿法脱硫负 责脱除 SOx。 然而, 脱硝设备工作时, 在催化剂的作用下, 伴有 SO2 转化为 SO3 的副反应,使烟气中的 SO3 含量大为增加。作为脱硝还原剂注入烟气 中的 NH3, 在实际运行中会产生部分逃逸。 但在现行工艺流程中, SO3 和逃逸的 NH3 并不能得到有效去除。 对于湿法脱硫,一方面,通过脱硫浆液的洗涤作用可脱除烟气中 的部分颗粒物;另一方面,由于存在脱硫浆液雾化夹带、脱硫产物结 晶析出,也会形成 PM2.5。脱硫塔对 SO3 的去除率很低,SO3 以气溶 胶的形式随烟气排出。 吸收塔顶部设置的机械式除雾器对水雾、 烟尘、 重金属和气溶胶粒子的脱除能力有限。由于大量 SO3 的存在,进入烟 囱的湿烟气处于酸露点以下,其冷凝液对烟囱造成腐蚀。因为现有湿 法脱硫系统去除 PM2.5 细颗粒物的能力很弱, 对汞和 SO3 气溶胶等的 脱除也有限,从而导致烟囱风向的下游经常出现“酸雨” 、 “石膏雨” 等现象,或是有长长烟尾的“蓝烟”现象。 上述分析表明,在燃煤电厂传统工艺流程中,烟尘控制主要靠湿 法脱硫前端的除尘装置实现, 但不能控制后端湿法脱硫产生的细微颗 粒粉尘。因此,无论除尘装置的除尘效率有多高、湿法脱硫能除去多 少前端逃逸的烟尘, 烟囱排放也一定包含湿法脱硫洗涤之后仍未脱除

的前端逃逸烟尘、 湿法脱硫自身产生并排出的 PM2.5 细微颗粒物和气 溶胶。 现行湿法脱硫工艺允许排出的雾滴含量是 75mg/m3, 其含固率 约为 20%,这意味着,现行湿法脱硫工艺容许排出的粉尘浓度就达到 15mg/m3。 烟囱排放要实现国家标准要求的 30mg/m3 或 20mg/m3, 在 保证除尘装置除尘效率的基础上, 还要尽量减少脱硫工艺产生的细颗 粒物。 在目前的烟气治理岛工艺流程中, 湿法脱硫之后没有对脱硫工艺 产生的细颗粒物进行控制,还有烟尘、PM2.5、SO3、汞及重金属等多 种污染物直接从烟囱排出,处于一种自由开放状态。因此,在湿法脱 硫装置之后,需要再有一道把关设备,湿式电除尘器是最佳选择。

图 1 国内燃煤电厂锅炉尾部现有的烟气治理岛的工艺流程 实现超低排放,消烟除尘一劳永逸 湿式电除尘器的工作原理与干式电除尘器类似, 在湿式电除尘器 中,水雾使粉尘凝并,并与粉尘在电场中一起荷电,一起被收集,收 集到极板上的水雾形成水膜,水膜使极板清灰,保持极板洁净。同时 由于烟气温度降低及含湿量增高,粉尘比电阻大幅度下降,因此湿式 电除尘器的工作状态非常稳定。

由于湿式电除尘器采用水流冲洗,没有振打装置,不会产生二次 扬尘。根据国外相关文献,湿式电除尘器对酸雾、有毒重金属以及 PM10,尤其是 PM2.5 的微细粉尘有良好的脱除效果。所以,可以使 用湿式电除尘器来控制电厂 SO3 酸雾, 同时还具有联合脱除多种污染 物的功能。 湿式电除尘器能够解决湿法脱硫带来的石膏雨、蓝烟问题,缓解 下游烟道、烟囱的腐蚀,节约防腐成本。其性能稳定可靠、效率高, 可有效收集微细颗粒物(PM2.5 粉尘、 SO3 酸雾、 气溶胶)、 重金属(Hg、 As、Se、Pb、Cr)、有机污染物(多环芳烃、二恶英)等,烟尘排放可达 10mg/m3 甚至 5mg/m3 以下, 实现超低排放, 彻底解决烟囱排放问题, 达到“一劳永逸”的效果。 企业自主研发,核心技术关键难题有突破 上个世纪, 国内已将湿式电除尘器应用于硫酸和冶金工业生产中。 到目前为止,国内冶金工业还有使用湿式电除尘器的案例,其粉尘出 口排放一直处于 10mg/Nm3 以下。 由于湿式电除尘器存在腐蚀、 污泥、 污水等需要再处理的问题, 加上当时国家对大气污染物排放标准要求 比较低,湿式电除尘器没有在电力行业得到推广应用。 面对日益严峻的细微颗粒物污染问题, 国内各大环保企业主动出 击,有的自主研发,有的采用引进技术。在国内,湿式电除尘技术的 自主研发已取得了可喜的成绩,不仅在核心技术上实现了突破,还迅 速展开了工业应用,积累了宝贵经验。 湿式电除尘器的研发得到科技部的高度重视和大力支持, 被列入

国家 863 计划《燃煤电站 PM2.5 新型湿式电除尘技术与装备》课题, 由高等院校完成湿式电除尘器理论方面的研究, 企业完成湿式电除尘 器应用方面的研究。 理论研究着重解决 PM2.5 的测试方法、 湿法脱硫产物与湿法脱硫 工艺过程的关系、湿法脱硫产物的物理特性、电场规律和收集性能等 问题;应用研究着重解决湿式电除尘器的结构、极配、材料选择、防 腐、水膜的均匀分布、水循环利用、高低压配套供电、加工工艺、安 装工艺等问题。 通过理论研究和应用研究,创造出具有自主知识产权、适合中国 国情的性能优越、 价格低廉的新型湿式电除尘器, 并完成 300MW(含) 以上等级机组的新型湿式电除尘器示范工程, 形成新型湿式电除尘的 各项专利、行业标准等,从而填补国内大型湿式电除尘技术和产品的 空白。863 计划的实施完成,将使中国的湿式电除尘器技术达到更高 水平。 为实现 863 计划,迅速掌握湿式电除尘器的核心技术,企业自主 设计制造了国内领先的全尺寸湿式电除尘器综合实验台(见图 2 所示), 用以研究湿式电除尘器的极配、特殊结构、喷淋系统、水膜形成、抗 结露、配套高压供电等关键技术。通过实验,获得了许多关键的设计 参数,同时建立了湿法脱硫模拟实验台,模拟湿法脱硫后的烟气工况 下湿式电除尘器的工作性能。 影响湿式电除尘器应用的关键是水的二次污染和水耗问题, 不解 决灰水循环利用问题,湿式电除尘器就难以在燃煤电厂推广应用。经

过湿式电除尘器喷淋冲洗之后排出的水, 含有大量酸性物质和细微颗 粒物。直接排放会产生二次污染,而且耗水量大、运行成本高,水必 须进行循环利用。 水的循环利用要经过两个环节,一是中和除酸,二是分离固体悬 浮物,使污水变成适合喷淋使用的工业用水。通过反复试验,掌握了 湿式电除尘器的喷淋系统及均匀水膜形成规律、极配、结构、高压供 电等关键技术;研发了悬浮物高效分离、水循环利用系统。 防腐是保证湿式电除尘器安全可靠运行的重要问题, 通过材料分 析和抗腐蚀实验,寻找重要结构件的材料选择,制定防腐措施和施工 工艺。在研发过程中,相关企业已经获得了多项具有自主知识产权的 湿式电除尘专利。

图 2 湿式电除尘器综合实验台 降低综合投资和运行费用,具有较好经济性 采用湿式电除尘技术工艺,由于其终端把关的技术特点,布置在 湿法脱硫前的除尘装置,只要满足湿法脱硫工艺要求即可,出口排放

无需做到很低。这样,既可降低前端除尘装置的投资和运行成本,又 能够解决脱硫设备前的场地紧张问题。同时,由于湿式电除尘器运行 中的喷淋作用,对烟气中的 SO2 具有一定的洗涤脱除作用,可以减少 湿法脱硫的投资和运行成本。 另外,湿式电除尘器大量减少了烟气中的 SO3,有效缓解下游烟 道、烟囱的腐蚀,降低烟囱防腐成本。湿式电除尘器在实现粉尘超低 排放,解决石膏雨、细微颗粒物(PM2.5 粉尘、SO3 酸雾、气溶胶)问 题的同时,具有较好经济性。 国内燃煤锅炉湿式电除尘工程应用案例 由于湿式电除尘技术对控制燃煤烟气中的 PM2.5 排放非常有效, 在发达国家的电力工程领域,湿式电除尘技术得到了广泛应用。据不 完全统计,已有 50 余套不同类型的湿式电除尘器应用于美国、欧洲 及日本的电厂,主要作为大气污染物综合治理的终端设备,用于去除 湿法脱硫无法收集的酸雾、 控制 PM2.5 微细颗粒物及解决烟气排放浊 度问题。 比如, 日本碧南电厂 1~3 号 700MW 机组和 4、5 号 1000MW 机 组,均在湿法脱硫系统后设置湿式电除尘器,投运情况良好,烟尘排 放浓度长期保持在 2~5mg/m3 水平,运行 15 年来,壳体和内件未发 生严重的腐蚀问题。 我国环保企业从 2009 年开始投入湿式电除尘器的研究和开发, 从试验、中试到工业应用,目前已取得了多个项目的成功应用,并得 到很好的使用效果。主要工程案例有:

案例一:福建上杭瑞翔纸业湿式电除尘工程 2011 年 12 月,福建上杭瑞翔纸业循环流化床锅炉安装一台湿式 电除尘器。 这台湿式电除尘器为立式布置, 烟气从电除尘器上部进入, 经 引 风 机从 烟囱排 出 。 经测 试,湿 式 电 除尘 器入口 含 尘 浓度 达 513mg/m3, 出口排放仅为 9.3mg/m3。 对捕集到的粉尘进行粒径分析, PM10 以下粉尘占 90%,PM2.5 以下粉尘占 30%,表明湿式电除尘器 对细微粉尘具有高效脱除效果; 对喷淋水与排出水的 pH 值对比测试, pH 值由 7 变为 3,表明湿式电除尘器对 SO3 具有很高的脱除能力。 案例二:上海长兴岛第二发电厂湿式电除尘工程 上海长兴岛第二发电厂装机容量为 2×12MW,配套两台燃煤锅 炉, 电厂位于上海市区和崇明岛之间, 属于污染物排放重点控制地区, 两台机组各配备一台三电场干式电除尘器。由于排放标准提高,为满 足 SO2 和粉尘的排放要求,决定在电除尘器之后建设湿法脱硫,并在 湿法脱硫之后增设湿式电除尘器,以满足 SO2 及 10mg/m3 粉尘排放 要求。 设备如图 3 所示,首次采用了灰水循环处理技术,工程于 2013 年 1 月成功投运。现场测试结果表明,湿式电除尘器出口粉尘排放浓 度为 6.1mg/m3,测试时出口烟道处的采样装置是干燥的,说明湿式 电除尘器对粉尘与水雾均有很强的脱除作用。 湿式电除尘器的循环水 pH 值由喷淋时的 7 降低至 2~3,表明湿式电除尘器对 SO3 去除率相 当高。灰水循环处理系统运行稳定,完全能满足循环用水的要求,可 大大减少湿式电除尘器的用水量。

长兴岛湿式电除尘器的主要技术特点: 依据相关实验与中试项目 的经验,结合工况和性能要求及场地条件,确定除尘器的规格、极配 型式及供电方式;通过试验获得极板上均匀水膜的最佳配置和运行参 数后,进行喷淋系统的选型和布置,保证水膜分布均匀;灰水处理循 环利用系统将灰水中和除酸,通过高效分离去除悬浮物,实现循环使 用,只需排出少量悬浮物含量高的废水,再补充等量新水即可维持水 量平衡;采用新型高压供电系统,有效配合喷淋系统,运行平稳,输 入功率高,避免过度闪络、间断供电、频繁启停所造成的能耗和除尘 效率下降,确保湿式电除尘器高效、节能;结合试验、国外电厂和国 内其他行业湿式电除尘器的运行经验, 制定了一套防腐材料选用原则 及防腐施工工艺守则。 长兴岛湿式电除尘项目的成功投运,是石灰石-石膏法脱硫工艺 之后应用的湿式电除尘系统的成功, 包括湿式电除尘器和水循环利用 系统。 这证明国产湿式电除尘系统能够适应燃煤电厂工艺流程的使用。 案例三:华电淄博热电有限公司湿式电除尘工程 淄博热电有限公司 6#炉 330MW 机组, 锅炉烟气除尘配备两台双 室四电场电除尘器和 1 个湿法脱硫塔,原设计是按《火电厂大气污染 物排放标准》(GB13223—1996)执行的,设计烟囱出口最大烟尘浓度 50mg/m3。根据淄博市环保局关于落实“提前执行《火电厂大气污染 物排放标准》 ”的通知,自 2013 年 3 月 1 日起,烟气污染排放应执行 20mg/m3 的排放标准。据此规定, 6#机组烟气除尘和脱硫必须进行 改造,在脱硫塔后与烟囱水平烟道之间增设一台湿式电除尘器。烟气

经前端干式电除尘器,进入一级脱硫、二级脱硫,再进入湿式电除尘 器最终把关处理后,进入烟囱排放,从而达到排放标准。 这个项目湿式电除尘器为能适应脱硫塔后场地布局紧张的局面, 采用独特的双层复式卧式结构,结构紧凑。在极配、供电、喷淋等方 面都有所创新,保证高效除尘和多污染物的综合治理,达到节能减排 的效果。

图 3 上海长兴岛第二发电厂湿式电除尘器 引进技术在国内燃煤电厂的应用 国内已有多家环保企业引进国外公司湿式电除尘技术, 利用国外 的成熟技术和经验, 积极促成此项技术在我国燃煤电厂的推广应用与 顺利实施。 浙能六横电厂 2×1000MW 机组已经签订湿式电除尘器合同,2 ×1000MW 超超临界燃煤机组新建项目地处舟山国家海洋经济发展 示范区, 属于国家大气污染联防联控重点区域, 对环境质量要求严格。

为进一步降低燃煤电厂污染物的排放, 电厂决定在湿法脱硫装置之后 设置湿式电除尘器,以满足 PM2.5 粉尘、SO3 及雾滴排放要求。 浙江舟山电厂 300MW 机组采用海水脱硫方式,与之配套的湿式 电除尘器在引进国外技术基础上,结合燃煤电厂实际情况,进行了创 新开发。项目投运后,将可高效除去烟气中的 PM2.5 及 SO3 微液滴, 使烟尘排放浓度达到 5mg/m3 以下,燃煤电厂的烟尘排放达到燃气电 厂的标准。 随着湿式电除尘工程的成功应用,还有嘉兴三期 2×1000MW 机 组以及其他要求实现低排放地区的一些项目, 也已确定采用湿式电除 尘技术。 适用特殊场合,是严控 PM2.5 地区的好选择 作为燃煤电厂污染物控制的精处理技术设备, 湿式电除尘器一般 与干式电除尘器和湿法脱硫系统配合使用,不受煤种条件限制,可应 用于新建工程和改造工程。在除尘改造提效工程中,可按照现场场地 条件进行精心设计,能够满足改造工程场地狭小的要求。湿式电除尘 器还适宜应用在下列特殊场合: a)要求烟囱烟尘排放浓度低于特别排放限值或要求更低排放 (如 ≤20mg/m3 以及更低的要求),且对 PM2.5、SO3 酸雾、气溶胶等排放 有较高要求时; b)除尘设备改造难度大或费用很高、原除尘设备不改造也不影响 湿法脱硫系统安全运行,且场地允许时; c)湿法脱硫后烟尘浓度增加,导致排放超标,且湿法脱硫系统较

难改造时。 在国家执行特别排放限值和严格控制 PM2.5 的地区, 燃煤电厂采 用新的烟尘治理工艺布置是一个工期短、经济性较好的选择。 燃煤电厂锅炉尾部湿法脱硫后设置湿式电除尘器, 也可以与烟气 调温的低低温电除尘器组合应用,将形成强强联合,比翼双飞。新型 烟气治理岛工艺流程(湿式电除尘器)有 3 种工艺布置形式: 新型烟气治理岛工艺流程(一):由脱硝、电除尘器、湿法脱硫、 湿式电除尘器组成,烟气从湿式电除尘器后进入烟囱,如图 4 所示。

图 4 新型烟气治理岛(湿式电除尘器)工艺流程(一) 新型烟气治理岛工艺流程(二): 由脱硝系统、低温省煤器余热利用装置+低低温电除尘器、湿法 脱硫系统、 湿式电除尘器组成, 烟气经湿式电除尘器后进入烟囱排放, 如图 5 所示。

图 5 新型烟气治理岛(湿式电除尘器)工艺流程(二) 新型烟气治理岛工艺流程(三): 由脱硝、 MGGH+低低温电除尘器、 湿法脱硫、湿式电除尘器、MGGH 组成,烟气由 MGG 升温后进入烟 囱,如图 6 所示。 最后一道技术关口,应用前景广阔 我国湿式电除尘技术发展迅速,从 2009 年着手研发至今,在短 短几年时间内已有数台工程业绩,并且已有燃煤电厂 1000MW 机组 的合同,蓄势待发,大有雨后春笋的绵延之势。已投运湿式电除尘器 的成功经验表明,燃煤电厂在湿法脱硫后建设湿式电除尘器,完全可 以作为烟囱前的最后一道技术把关措施,在实现超低排放,全面解决 烟尘、 PM2.5、 石膏雨、 SO3、 汞、 多种重金属、 二恶英及多环芳烃(PAHs) 等多种污染物问题,为治理雾霾做出贡献。 湿式电除尘技术在燃煤电厂的成功应用, 犹如冲破雾霾的一缕阳 光,使燃煤电厂实现了综合治理超低排放,进入清洁生产的新时代。


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