超低排放技术路线PK：烟气末端治理技术VS烟气协同治理技术

近年来，我国雾霾天气频发，对公众健康和生活造成了严重影响，国家和地方政府为此加大火电厂污染物排放浓度的控制力度，提出了一系列史上严格的排放标准，要求燃煤电厂实现烟气污染物“超低排放”。

2011年7月，发布的《火电厂大气污染物排放标准》，要求现役机组自2014年7月1日必须达到新的排放限值。该标准进一步降低了燃煤发电厂烟尘排放限值，提出了重点地区的排放标准，其中要求重点地区烟尘≤20mg/Nm3、SO2≤50mg/Nm3、NOx≤100mg/Nm3。新的排放标准出台后，各地也出台了相应的政策，并加大技改投入。

2013年12月，《浙江省大气污染防治行动计划(2013年-2017年)》要求60万千瓦以上火电机组达到燃气机组排放标准，即烟尘≤5mg/Nm3、SO2≤35mg/Nm3、NOx≤50mg/Nm3。2014年2月，《广州市燃煤电厂“超洁净排放”改造工作方案》也要求广州市燃煤电厂实现燃气排放标准。

2014年9月，国家环保部为降低燃煤发电机组污染物排放量，联合发改委、国家能源局下发了关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》的通知，文件要求到2020年，现役60万千瓦及以上燃煤机组、东部地区30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦级以上自备燃煤发电机组及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到或接近燃气轮机组排放限值，烟尘≤10mg/Nm3，SO2≤35mg/Nm3、NOx≤50mg/Nm3。

超低排放两技术路线对比

燃煤电厂烟气污染物“超低排放”主要涉及烟尘、SO2和NOx的排放，其现阶段的难点是如何实现高效除尘。针对燃煤电厂排放污染物中粉尘浓度小于5mg/Nm3标准，目前国内产生了两种具有代表性的技术路线。一种是烟气末端治理技术路线，即采用湿式电除尘器技术;另一种则是烟气协同治理技术路线。

烟气末端治理技术路线以湿式电除尘器技术为核心，即在现有的常规烟气治理技术的末端增加湿式电除尘器，以达到超低粉尘排放的控制。该技术实施内容单一，但存在初期投资费用高、运行维护费用高以及长期运行易造成设备腐蚀、冲洗液二次污染等问题。

烟气协同治理技术是将烟气中原来各自独立的脱除净化系统相融合，在单一系统内实现多种污染物的脱除，以及实现单一污染物在多个系统同时脱除。典型的技术路线为：烟气脱硝(SCR)+烟气冷却器(FGC)+低低温电除尘(ESP)+高效除尘的湿法脱硫装置(WFGD)。

现有技术忽视各设备对污染物的协同脱除

我国早在90年代就引进了湿法脱硫技术，通过多年消化吸收，已全面掌握，与国外先进技术相比没有本质上的差异，没能做到高效除尘，实现超低排放，其关键在于理念上的差异，忽视了系统中各设备对污染物的协同脱除作用。

脱硫塔除尘性能：

湿法脱硫装置主要功能为脱除烟气中的二氧化硫，同时兼有脱除烟尘和其它污染物的作用，但国内的脱硫装置在设计时往往忽视了脱硫塔的协同除尘能力。国家权威机构结合大多数脱硫装置，包括空塔、托盘塔得出的经验值，认为湿法脱硫的除尘效率仅为50%左右，该观念广泛地被环保企业和燃煤电厂所接受。

产生这种观念的主要原因在于：

一方面，原有环保标准尚不能促使企业关注湿法脱硫的脱硫效率之外的除尘效率，即采用常规的湿法脱硫系统就能满足现有的二氧化硫和烟尘的排放限值;

另一方面，湿法脱硫的除尘机理复杂尚无成熟理论可循，携带烟尘的烟气进入吸收塔后，与喷淋层喷出的浆液发生一些列复杂的碰撞、拦截等物理过程，鲜有成熟的机理研究案例和工业示范应用为湿法脱硫的除尘效率提供明确的理论依据。