“燃煤電廠選擇超低排放技術路線時，應從技術先進性、經濟性等方面充分比較、綜合論證。”

　　2014年，浙能嘉華發電廠8號機組2014年完成超低排放改造，成為國內首臺投入運行的超低排放機組，該工程配套濕式電除塵器的設計除塵效率不低于70%。在煤質適宜的條件下可實現2毫克/立方米的超低排放。

　　2015年，廣東粵電沙角C廠66萬千瓦機組配套的世界首臺超凈電袋復合除塵器在機組負荷調整、煤種變化的工況下，各項指標能長期、穩定滿足設計要求，煙塵排放小于3.7毫克/立方米，脫硫出口排放小于2.7毫克/立方米(脫硫沒有進行超低排放改造)。另外，中電投河南平頂山電廠超低排放工程在煙塵入口濃度超過50毫克/立方米的情況下，實現除塵器出口小于6.7毫克/立方米，脫硫出口小于3毫克/立方米，表明采用超凈電袋為核心的技術路線對煤種變化具有良好的適應性，能夠確保燃煤電廠煙塵長期穩定超低排放。

　　煙塵實現超低排放是燃煤機組實現超低排放的重點和關鍵，而以上案例充分說明，實現超低排放目標可以采用不同的技術路線。

　　現行的兩種超低排放技術路線

　　　一般而言，通過干式除塵及新技術與濕式除塵的不同組合，以及干式除塵與濕法脫硫協同除塵，可以得到兩種煙塵超低排放工藝路線。

　　第一種技術路線是采用濕式電除塵器進行末端控制。其中脫硫塔前端的干式除塵器可采用低低溫電除塵、電袋復合除塵、高頻電源等技術，在脫硫塔后加裝濕式電除塵器，以保證煙塵小于5毫克/立方米。

　　另一種技術路線是干式除塵器和濕法脫硫協同控制，不上濕電。其中干式除塵器可選用低低溫電除塵、超凈電袋復合除塵、袋式除塵等技術，要求出口煙塵排放濃度值小于10毫克/立方米或更低，通過脫硫塔協同脫除粉塵，同時控制出口石膏液滴濃度以及液滴的含固量，可實現出口排放小于5毫克/立方米。這種工藝可以避免在煙氣處理系統尾部增設濕式電除塵器，節省投資和占地，降低運行費用，在簡化系統的同時大大提高系統可靠性。

　　通過對當前已投運的超低排放機組運行情況分析，筆者認為，燃煤電廠應根據地理位置情況、目前環保設施現狀和排放狀況，燃用煤質情況選擇適宜的技術路線，在充分調研，認真研究的基礎上，根據因地制宜、因爐制宜、因煤制宜的原則確定技術路線，確保超低排放目標實現。

　　技術選擇需因地制宜

　　目前，我國正在建設和已投運的濕式除塵器已超過國外投運數量的總和，部分投運項目經測試雖達到“超低排放”要求，但也逐漸暴露一些缺陷。比如包括三氧化硫在內的酸性氣體遇水后對設備產生腐蝕的現象開始顯現;從濕式除塵器中排出的泥漿造成二次污染;在嚴寒地區由于防凍措施不到位，嚴重影響設備的正常運行。

　　此外，金屬板式濕式電除塵器耗水量大，以60萬千瓦機組為例，日耗水量在300噸以上。我國是一個缺水國家，人均水資源僅為世界的四分之一，在缺水地區，濕式電除塵器的應用受到一定限制。因此，選擇超低排放路線應充分考慮電廠所在地的實際情況，真正做到因地制宜。

　　要做到一爐一策

　　煤粉爐和循環流化床鍋爐具有不同的燃燒特性，因此超低排放技術路線的選擇不能千篇一律、生搬硬套，應立足于鍋爐實際情況，因爐制宜，避免盲目照搬，造成環境效益差、經濟代價大、能源消耗高、二次污染嚴重的后果。

　　對于新建和技改燃煤機組應制定不同的技術路線。新建燃煤機組宜優先考慮協同控制技術，技改燃煤機組由于受到現有環保設施和場地的限制，一爐一策，提出最優化的技改方案，避免一刀切。

　　對于除塵器入口煙塵含量高、硅鋁成分高的情況，電除塵器難以去除，可以優選電袋復合除塵技術。

　　對于部分電廠煙塵排放波動較大，可能原因是原設備比集塵面積偏小、實際燃用煤質偏離設計煤質、設備老化等。

　　對于改造項目還要考慮改造工期的因素。因此，宜根據鍋爐實際情況，因爐制宜選擇超低排放路線。