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摘要：本文主要围绕我国热点地区提出的洁净排放等新要求，借鉴国外发达国家成功经验，提出了燃煤电厂低低温高效烟气处理技术路线，通过国内某300MW机组大型化样机的成功应用实践，达到很好的预期效果，为我国燃煤电厂应对洁净排放开拓了又一条新路。围绕设备长寿命使用要求，文章结尾做了特别说明，提请业界重视。
关键词：洁净排放，低低温，高效
1现状及对策
1.1 现状
“十二五”期间，国家和地方均加大了节能减排政策的执行力度，环保新标准出台，排放限制要求提高，国家和公众对于大气污染的治理关注度日益提升。目前，传统的脱硝、除尘、脱硫技术广泛应用在燃煤火电机组上，但由于受煤质波动、锅炉排烟温度偏高等影响，效果不是很理想，需要进一步挖潜增效。
目前，国内火电厂运行的燃煤锅炉设计排烟温度一般为120℃～130℃，燃用褐煤时为140℃～150℃，锅炉实际运行排烟温度普遍高于设计值约20℃～50℃，远高于烟气露点温度。排烟温度偏高，造成了锅炉效率下降、电除尘器除尘效率下降等问题，且国内火电机组环保岛的综合环保工艺路线比较单一， 综合节能减排的空间仍然较大。
1.2 对策
随着国家经济建设的进一步发展，电力供应需求缺口仍然较大，以及环保新标准的不断提高，使得我国燃煤电厂加强节能减排管理和技术革新举措变得更加迫切。
我国燃煤电厂当今较为普遍的采用如图1所示的传统烟气处理技术。这种技术，被动适应燃煤变化等烟气条件，除尘效率波动大；对于湿法脱硫配套GGH项目，无法根治SO2泄漏逃逸；未配套GGH项目，脱硫耗水量大，带来烟囱水雾长龙视觉污染、石膏雨等环境问题。
借鉴国外先进经验，低低温高效燃煤烟气处理系统可大幅提高除尘效率、有效脱除烟气中绝大部分的SO3，满足洁净排放要求；可稳定和提高湿法烟气脱硫的脱硫效率，节省脱硫用水量，减少烟囱水汽的排放；同时，由于降低了烟气温度，可大大减少烟气体积流量，从而降低电耗和运行费用；对于大部分未配套GGH的国内电厂，应用低低温高效燃煤烟气处理技术，可以节省电煤消耗，实现余热利用，而对于配套GGH的项目则可以通过改造将排烟温度升高到80℃左右，有效避免烟囱降落液滴及减轻烟囱腐蚀，增强污染物扩散。总之，低低温高效燃煤烟气处理系统是一种集除尘、除SO3、节水、节煤于一体的新型技术，符合国家和厂家节能减排诉求。该系统主要适用于燃煤锅炉烟气的排烟除尘治理，特别适用于新建、扩建以及旧电除尘设备的提效改造项目，应用前景较大。
2低低温高效燃煤烟气处理系统
2.1 低低温定义
通常，大多数燃煤电厂空预器后所配套的电除尘器均属于低温型电除尘器范畴，其运行烟温一般多为120～170℃区间，而布置在空预器之前，以及在水泥窑头、冶炼行业所配套的电除尘以高温型居多，其烟温一般不低于250℃。
本文所指低低温的温度区间按80～110℃考虑，在这个温度区间，既可降低烟尘比电阻，同时又有利于湿法脱硫高效可靠运行等。
2.1.1 从研究SO3的物理特性入手，SO3转变为硫酸蒸汽的份额与温度的关系如图2。从图2中可得出：220℃以上，SO3和XH2O都是气态，而且不 2.1.2 对SO3的两相图的研究分析表明：可以得出：SO3含量越高，SO3冷凝温度也越高，但不超过150℃；SO3含量越低，SO3冷凝温度也越低；110℃是临界温度点，只要烟温低于110℃临界温度点，SO3将完全冷凝（如图3）。
2.1.3本文低低温烟温下限取80℃，主要是综合考虑系统漏风影响以及气力输灰的安全性等因素。
2.2 低低温高效燃煤烟气处理系统
指利用布置于电除尘器前的热回收器回收烟气余热，用以加热汽轮机凝结水或提升脱硫后烟气温度，保证电除尘器在低低温状态下运行，实现余热利用、高效除尘、除SO3、节水节电、减轻烟囱腐蚀等综合效果的烟气处理系统。
2.2.1系统组成
该系统主要由热回收器、低低温电除尘器、热媒体管路系统（循环水或冷凝水）、烟温自适应控制系统、辅助设备等组成。对于热回收器回收的烟气余热用于加热脱硫后的湿冷烟气时，还需配置再加热器及热媒体循环系统等。对于超清洁排放项目，还包括湿式电除尘器。
如图4，该系统工艺可分为①、②两种工艺流程，①适用于烟气余热回收/再热工艺，主要由热回收器、低低温电除尘器、管路系统（循环水）、再加热器、烟温自适应控制系统、辅助设备等组成。②适用于烟气余热回收/加热汽机凝结水工艺，主要由热回收器、低低温电除尘器、管路系统（凝结水）、烟温自适应控制系统、辅助设备等组成。
2.2.2系统高效工作机理
在低低温工况下，可显著改善烟尘特性：降低比电阻，增强颗粒凝并。在这种低低温状态下， 烟气中的SO3可以很好地与烟气水分融合成H2SO4烟酸小液滴，与粉尘粒子共同悬浮于烟气中形成烟酸液滴气溶胶，再通过物理凝并、化学吸附及电除尘作用，可对PM、SO3、汞等多污染物进行协同去除。
另外，烟温降低，烟气体积流量降低，电除尘电场风速相应降低，根据下列公式。
计算可知，电场风速v与除尘效率η呈指数反比关系，即：v提高，η呈指数关系下降。
一般，排烟温度每下降10℃，烟气量下降2.5% ，电场风速下降2.5%，除尘效率相应提高。
在低低温工况下，烟气中颗粒及气体分子热运动能力减弱，气体分子之间粘滞性变小，荷电粉尘驱进速度变快；烟气击穿电压提高等。
另外，湿法脱硫烟气入口温度降低到低低温工况，可使脱硫降温耗水量降低，其蒸发带起的雾滴等大大减少，再通过烟气再热器升温，可实现干烟囱的洁净排放。
3 龙净公司LHES高效烟气处理系统 龙净公司在提供系统的燃煤烟气治理岛产品服务基础上，开发应用烟气余热回收、零泄漏烟气调温、高效湿式电除尘以及高效湿法脱硫集成创新技术，形成的新一代燃煤电厂低低温高效烟气处理系统（Longking High Efficiency System，简称为LHES）。
如图5，通过该系统，可对燃煤锅炉排烟中的粉尘颗粒、酸性氧化物、重金属汞等污染物进行协同治理，实现洁净排放目标。
3.1 LHES工作原理
调温原理——通过特制的换热器，采用热媒体回收烟气余热，用于加热汽机冷凝水，节约煤耗（或用于加热脱硫后湿烟气）；并使得电除尘入口烟温由通常的120～170℃下降到85～110℃的低低温状态。
提效原理——烟温降低，使得烟尘比电阻降低至108～1010Ω·cm，同时使得烟气体积流量减小，电除尘电场风速也得以降低，结合烟温自适应控制等低低温措施，实现电除尘高效工作。
3.2 LHES低低温系统布置设计
3.2.1 对于新建项目，在满足同样排放标准下，采用低低温电除尘器技术，可节省约1个电场的设备占地与投资。
3.2.2 对于除尘提效技改项目，采用低低温电除尘器技术，在满足同样排放标准下，结合实际场地条件，可将余热回收装置布置在电除尘前置竖井烟道或水平烟道及进口烟箱结合位置，具有除尘提效节能，工期短、改动量小等优点。
3.2.3 对于将烟气余热用于加热脱硫后湿烟气项目，可结合实际场地条件将再热器灵活布置在烟囱入口前合适位置。
3.3 LHES低低温系统关键技术及解决的主要问题
3.3.1采取余热利用烟温调节与低低温电除尘相结合的方法，主动改善烟气条件，降低比电阻、提高运行电压，实现除尘高效及节能降耗，确保高效捕集PM2.5。
3.3.2前电场应用高频电源，有效解决低低温粉尘烟尘质量浓度较高可能导致的电晕封闭问题。
3.3.3采取加强型灰斗外壁保温及辅助加热恒温设计，灰斗内衬不锈钢板等措施，确保过灰顺畅。
3.3.4配置强度、频率均可调的电除尘顶部电磁锤振打清灰系统，满足低低温下阴阳极精细化振打清灰要求。
3.3.5采用凝结水吸收烟气余热，也可采用循环水作为热媒体实现气气换热，节省厂用电耗，提高节能、环保效益。
3.3.6 采用高效换热器及逆流顺排换热工艺，实现深度降温。确保SO3去除率达到80%以上（具体与粉尘质量浓度大小、粉尘特性等相关），解决SO3腐蚀难题。
3.3.7开发配套烟温调节与低低温电除尘自适应控制系统，适应性好，运行稳定。该系统可对锅炉负荷、烟温、电除尘电场运行参数等进行实时监控，自动跟踪并寻找电除尘最佳运行参数和动态调节换热总量，改变换热后的烟气温度，使电除尘器工作在最佳状态。
3.3.8采用（膜式）复合翅片/销钉管排专利技术，可成排或模块化设计出厂，换热效果好、便便于现场吊装和满足高质量要求。
3.3.9 针对粉尘浓度较高等工况，采取厚壁、低速、铠甲、多层假管等组合技术方案，确保换热器防磨等长寿命设计要求。
3.3.10 对于脱硫后烟气再热装置，针对湿烟气特点，配置辅助调温手段确保循环水温不低于设计值；针对不同工况，区别换热管选材，对于处于低温区段的换热管可选择2205、316L、ND钢（09CrCuSb）等抗腐蚀能力强的材料，并组合应用专用防腐工艺措施，确保满足防腐和长寿命要求。
4 实践应用及业绩情况
在试验和样机小批试用基础上，龙净公司在国内一300MW机组燃煤烟气治理的提效改造工程上取得该系统的成功应用，取得了以余热利用为特色的低低温高效烟气治理改造项目上的实践经验。
4.1项目概况
该厂300MW机组配套武汉锅炉股份有限公司制造的WGZ1053/17.5-2型贫煤锅炉。型式为亚临界自然循环汽包炉，中速磨正压直吹式制粉系统，直流式百叶窗水平燃烧器，四角布置，切向燃烧方式，一次再热、平衡通风、三分仓容克式空气预热器、刮板捞渣机连续固态排渣、全钢悬吊结构，燃用贫煤。每台炉配有电除尘器和脱硫系统。
该厂实际燃烧中高硫煤（含硫量约在2%左右），经过现有环保设备处理后SO2出口排放浓度400mg/Nm3，粉尘排放浓度100mg/Nm3，不能满足当地环保要求。
同时由于机组老化及燃煤波动，锅炉排烟温度呈明显升高趋势，夏天高温时排烟温度达到了140℃～150℃，过高的排烟温度导致锅炉效率下降影响机组经济运行的同时对脱硫及电除尘的正常工作也产生了较大影响。为满足新标准要求，电厂计划在大修期间对环保设施进行升级改造。
4.2主要改造内容
4.2.1 采用在原电除尘器入口增设烟气余热利用热回收器，将烟气温度从140℃降低到90℃。
4.2.2对原电除尘器全部电场分别换用具有强放电特性和强收尘特性的新型电晕线。
4.2.3前2个电场的供电升级为高频电源。
4.2.4整体更换电除尘烟气进口烟箱及其气流均布孔板等。
4.2.5同步升级改造原脱硫装置。
4.2.6在脱硫配套的水平烟道除雾器出口增设烟气再热器，将烟气温度从43℃升高到80℃以上。
通过以上措施，实现烟气调温，降低电除尘入口烟温，改善粉尘比电阻值、减少烟气体积流量（相当于增大比集尘面积）、降低电场风速，提高电除尘效率，结合高效脱硫的升级改造，实现烟囱排放<10mg/Nm3及干烟囱排放目标。
4.3 关键问题与解决方案
4.3.1该产品技术关键是要把烟温降低到90℃左右的低低温烟温状态，实现低低温电除尘运行。采取分布式布置方案，将足量的热回收器布置在电除尘前的四支烟道上。 4.3.2电除尘气流分布系统升级改造——对原电除尘电场气流分布进行CFD分析与设计改进，根据CFD分析计算的结果更换全新设计制造的水平进气式烟箱及其气流分布装置，以全面改善电除尘气流分布均匀性。
（下转第68页）
4.3.3考虑到烟温降低后，由于烟气体积流量降低，烟速减小，进入电除尘器电场的粉尘质量浓度大幅提高，尤其在第一电场内部单位时间内粉尘颗粒停留时间延长及烟尘密度上升，容易导致电晕封闭问题。采取对原电除尘第一、二电场换用高频电源措施，并换用新型不锈钢放电型针刺线。
4.3.4 采取专业调整措施，对原电除尘各电场阴阳极变形情况及异极距进行全面检查，并全面检查处理壳体气密性等。
4.3.5 全面升级检修绝缘子、灰斗及其加热恒温控制系统，确保设备可靠稳定运行。
4.3.6 针对高粉尘浓度下对热回收器换热管易磨损工况，迎风面采取三层防磨假管，并增设合金材料制造的防磨铠甲，解决寿命问题。
4.3.7 针对湿法脱硫后烟气腐蚀性较强 的烟气条件，特别设置介质为300℃的高温蒸汽快速升温装置，减缓氯离子等对再热器换热管的异常腐蚀。
4.4 投运效果与分析
目前该项目已经实施完成并成功投运，低低温烟气调温系统各项运行参数正常。其中，热回收器将烟气温度从145℃降至90℃，降温幅度可达到55℃，烟气再热器可将烟温从43℃升至90℃以上，升温幅度达47℃，低低温电除尘器平均运行电压可达50KV以上。
摸底测试结果表明，在机组满负荷工况下，燃煤烟气经低低温电除尘器、湿法脱硫及水平烟道除雾器深度处理后，烟囱出口粉尘排放浓度为8mg/Nm3；另外，通过低低温电除尘器，SO3捕集效率达到90%，气态Hg去除率为50%；烟囱出口排烟温度达到90℃以上，实现干烟囱洁净排放，达到了综合治理协同控制要求。
5 结语
低低温高效燃煤烟气处理系统与常规系统相比，对于我国燃煤多变情况，通过烟温调温手段，变被动为主动，使得粉尘比电阻下降、处理烟气量减小等，可实现该高效稳定的电除尘效率；同时，在低低温烟气条件下，烟气中的SO3气体结露成为酸性气溶胶，并通过低低温电除尘器，将烟气中的SO3及重金属汞等随同粉尘颗粒实现协同去除。相关实践表明，当烟气中灰硫比大于100时，烟气中的SO3去除率最高可达到95%以上，这样，烟气中由于SO3引发的腐蚀问题也极大减轻。
需要特别注意的是，针对高粉尘浓度下对热回收器换热管易磨损工况，迎风面采取三层防磨假管，并增设合金材料制造的防磨铠甲，解决寿命问题。针对湿法脱硫后烟气腐蚀性较强的烟气条件，特别设置介质为300℃的高温蒸汽快速升温装置，可有效减缓氯离子等对再热器换热管的异常腐蚀。另外，高效脱硫及水平烟道除雾器对于实现稳定的PM排放起到了很好的作用，但需要进一步优化相关的技术参数选型，才能实现进一步的超低排放。
参考文献
[1] 曹春山. 电除尘与省煤器相结合，降低排烟温度，提高机组效率. 节能. 2003.11
[2] 龙辉，等. 低低温烟气处理系统在1000MW超超临界机组中的应用探讨. 电力建设，2010.2.
[3] 廖增安，燃煤电厂余热利用低低温电除尘技术研究与开发. 环境保护与循环经济. 2013.10
关键词：洁净排放，低低温，高效
1现状及对策
1.1 现状
“十二五”期间，国家和地方均加大了节能减排政策的执行力度，环保新标准出台，排放限制要求提高，国家和公众对于大气污染的治理关注度日益提升。目前，传统的脱硝、除尘、脱硫技术广泛应用在燃煤火电机组上，但由于受煤质波动、锅炉排烟温度偏高等影响，效果不是很理想，需要进一步挖潜增效。
目前，国内火电厂运行的燃煤锅炉设计排烟温度一般为120℃～130℃，燃用褐煤时为140℃～150℃，锅炉实际运行排烟温度普遍高于设计值约20℃～50℃，远高于烟气露点温度。排烟温度偏高，造成了锅炉效率下降、电除尘器除尘效率下降等问题，且国内火电机组环保岛的综合环保工艺路线比较单一， 综合节能减排的空间仍然较大。
1.2 对策
随着国家经济建设的进一步发展，电力供应需求缺口仍然较大，以及环保新标准的不断提高，使得我国燃煤电厂加强节能减排管理和技术革新举措变得更加迫切。
我国燃煤电厂当今较为普遍的采用如图1所示的传统烟气处理技术。这种技术，被动适应燃煤变化等烟气条件，除尘效率波动大；对于湿法脱硫配套GGH项目，无法根治SO2泄漏逃逸；未配套GGH项目，脱硫耗水量大，带来烟囱水雾长龙视觉污染、石膏雨等环境问题。
借鉴国外先进经验，低低温高效燃煤烟气处理系统可大幅提高除尘效率、有效脱除烟气中绝大部分的SO3，满足洁净排放要求；可稳定和提高湿法烟气脱硫的脱硫效率，节省脱硫用水量，减少烟囱水汽的排放；同时，由于降低了烟气温度，可大大减少烟气体积流量，从而降低电耗和运行费用；对于大部分未配套GGH的国内电厂，应用低低温高效燃煤烟气处理技术，可以节省电煤消耗，实现余热利用，而对于配套GGH的项目则可以通过改造将排烟温度升高到80℃左右，有效避免烟囱降落液滴及减轻烟囱腐蚀，增强污染物扩散。总之，低低温高效燃煤烟气处理系统是一种集除尘、除SO3、节水、节煤于一体的新型技术，符合国家和厂家节能减排诉求。该系统主要适用于燃煤锅炉烟气的排烟除尘治理，特别适用于新建、扩建以及旧电除尘设备的提效改造项目，应用前景较大。
2低低温高效燃煤烟气处理系统
2.1 低低温定义
通常，大多数燃煤电厂空预器后所配套的电除尘器均属于低温型电除尘器范畴，其运行烟温一般多为120～170℃区间，而布置在空预器之前，以及在水泥窑头、冶炼行业所配套的电除尘以高温型居多，其烟温一般不低于250℃。
本文所指低低温的温度区间按80～110℃考虑，在这个温度区间，既可降低烟尘比电阻，同时又有利于湿法脱硫高效可靠运行等。
2.1.1 从研究SO3的物理特性入手，SO3转变为硫酸蒸汽的份额与温度的关系如图2。从图2中可得出：220℃以上，SO3和XH2O都是气态，而且不 2.1.2 对SO3的两相图的研究分析表明：可以得出：SO3含量越高，SO3冷凝温度也越高，但不超过150℃；SO3含量越低，SO3冷凝温度也越低；110℃是临界温度点，只要烟温低于110℃临界温度点，SO3将完全冷凝（如图3）。
2.1.3本文低低温烟温下限取80℃，主要是综合考虑系统漏风影响以及气力输灰的安全性等因素。
2.2 低低温高效燃煤烟气处理系统
指利用布置于电除尘器前的热回收器回收烟气余热，用以加热汽轮机凝结水或提升脱硫后烟气温度，保证电除尘器在低低温状态下运行，实现余热利用、高效除尘、除SO3、节水节电、减轻烟囱腐蚀等综合效果的烟气处理系统。
2.2.1系统组成
该系统主要由热回收器、低低温电除尘器、热媒体管路系统（循环水或冷凝水）、烟温自适应控制系统、辅助设备等组成。对于热回收器回收的烟气余热用于加热脱硫后的湿冷烟气时，还需配置再加热器及热媒体循环系统等。对于超清洁排放项目，还包括湿式电除尘器。
如图4，该系统工艺可分为①、②两种工艺流程，①适用于烟气余热回收/再热工艺，主要由热回收器、低低温电除尘器、管路系统（循环水）、再加热器、烟温自适应控制系统、辅助设备等组成。②适用于烟气余热回收/加热汽机凝结水工艺，主要由热回收器、低低温电除尘器、管路系统（凝结水）、烟温自适应控制系统、辅助设备等组成。
2.2.2系统高效工作机理
在低低温工况下，可显著改善烟尘特性：降低比电阻，增强颗粒凝并。在这种低低温状态下， 烟气中的SO3可以很好地与烟气水分融合成H2SO4烟酸小液滴，与粉尘粒子共同悬浮于烟气中形成烟酸液滴气溶胶，再通过物理凝并、化学吸附及电除尘作用，可对PM、SO3、汞等多污染物进行协同去除。
另外，烟温降低，烟气体积流量降低，电除尘电场风速相应降低，根据下列公式。
计算可知，电场风速v与除尘效率η呈指数反比关系，即：v提高，η呈指数关系下降。
一般，排烟温度每下降10℃，烟气量下降2.5% ，电场风速下降2.5%，除尘效率相应提高。
在低低温工况下，烟气中颗粒及气体分子热运动能力减弱，气体分子之间粘滞性变小，荷电粉尘驱进速度变快；烟气击穿电压提高等。
另外，湿法脱硫烟气入口温度降低到低低温工况，可使脱硫降温耗水量降低，其蒸发带起的雾滴等大大减少，再通过烟气再热器升温，可实现干烟囱的洁净排放。
3 龙净公司LHES高效烟气处理系统 龙净公司在提供系统的燃煤烟气治理岛产品服务基础上，开发应用烟气余热回收、零泄漏烟气调温、高效湿式电除尘以及高效湿法脱硫集成创新技术，形成的新一代燃煤电厂低低温高效烟气处理系统（Longking High Efficiency System，简称为LHES）。
如图5，通过该系统，可对燃煤锅炉排烟中的粉尘颗粒、酸性氧化物、重金属汞等污染物进行协同治理，实现洁净排放目标。
3.1 LHES工作原理
调温原理——通过特制的换热器，采用热媒体回收烟气余热，用于加热汽机冷凝水，节约煤耗（或用于加热脱硫后湿烟气）；并使得电除尘入口烟温由通常的120～170℃下降到85～110℃的低低温状态。
提效原理——烟温降低，使得烟尘比电阻降低至108～1010Ω·cm，同时使得烟气体积流量减小，电除尘电场风速也得以降低，结合烟温自适应控制等低低温措施，实现电除尘高效工作。
3.2 LHES低低温系统布置设计
3.2.1 对于新建项目，在满足同样排放标准下，采用低低温电除尘器技术，可节省约1个电场的设备占地与投资。
3.2.2 对于除尘提效技改项目，采用低低温电除尘器技术，在满足同样排放标准下，结合实际场地条件，可将余热回收装置布置在电除尘前置竖井烟道或水平烟道及进口烟箱结合位置，具有除尘提效节能，工期短、改动量小等优点。
3.2.3 对于将烟气余热用于加热脱硫后湿烟气项目，可结合实际场地条件将再热器灵活布置在烟囱入口前合适位置。
3.3 LHES低低温系统关键技术及解决的主要问题
3.3.1采取余热利用烟温调节与低低温电除尘相结合的方法，主动改善烟气条件，降低比电阻、提高运行电压，实现除尘高效及节能降耗，确保高效捕集PM2.5。
3.3.2前电场应用高频电源，有效解决低低温粉尘烟尘质量浓度较高可能导致的电晕封闭问题。
3.3.3采取加强型灰斗外壁保温及辅助加热恒温设计，灰斗内衬不锈钢板等措施，确保过灰顺畅。
3.3.4配置强度、频率均可调的电除尘顶部电磁锤振打清灰系统，满足低低温下阴阳极精细化振打清灰要求。
3.3.5采用凝结水吸收烟气余热，也可采用循环水作为热媒体实现气气换热，节省厂用电耗，提高节能、环保效益。
3.3.6 采用高效换热器及逆流顺排换热工艺，实现深度降温。确保SO3去除率达到80%以上（具体与粉尘质量浓度大小、粉尘特性等相关），解决SO3腐蚀难题。
3.3.7开发配套烟温调节与低低温电除尘自适应控制系统，适应性好，运行稳定。该系统可对锅炉负荷、烟温、电除尘电场运行参数等进行实时监控，自动跟踪并寻找电除尘最佳运行参数和动态调节换热总量，改变换热后的烟气温度，使电除尘器工作在最佳状态。
3.3.8采用（膜式）复合翅片/销钉管排专利技术，可成排或模块化设计出厂，换热效果好、便便于现场吊装和满足高质量要求。
3.3.9 针对粉尘浓度较高等工况，采取厚壁、低速、铠甲、多层假管等组合技术方案，确保换热器防磨等长寿命设计要求。
3.3.10 对于脱硫后烟气再热装置，针对湿烟气特点，配置辅助调温手段确保循环水温不低于设计值；针对不同工况，区别换热管选材，对于处于低温区段的换热管可选择2205、316L、ND钢（09CrCuSb）等抗腐蚀能力强的材料，并组合应用专用防腐工艺措施，确保满足防腐和长寿命要求。
4 实践应用及业绩情况
在试验和样机小批试用基础上，龙净公司在国内一300MW机组燃煤烟气治理的提效改造工程上取得该系统的成功应用，取得了以余热利用为特色的低低温高效烟气治理改造项目上的实践经验。
4.1项目概况
该厂300MW机组配套武汉锅炉股份有限公司制造的WGZ1053/17.5-2型贫煤锅炉。型式为亚临界自然循环汽包炉，中速磨正压直吹式制粉系统，直流式百叶窗水平燃烧器，四角布置，切向燃烧方式，一次再热、平衡通风、三分仓容克式空气预热器、刮板捞渣机连续固态排渣、全钢悬吊结构，燃用贫煤。每台炉配有电除尘器和脱硫系统。
该厂实际燃烧中高硫煤（含硫量约在2%左右），经过现有环保设备处理后SO2出口排放浓度400mg/Nm3，粉尘排放浓度100mg/Nm3，不能满足当地环保要求。
同时由于机组老化及燃煤波动，锅炉排烟温度呈明显升高趋势，夏天高温时排烟温度达到了140℃～150℃，过高的排烟温度导致锅炉效率下降影响机组经济运行的同时对脱硫及电除尘的正常工作也产生了较大影响。为满足新标准要求，电厂计划在大修期间对环保设施进行升级改造。
4.2主要改造内容
4.2.1 采用在原电除尘器入口增设烟气余热利用热回收器，将烟气温度从140℃降低到90℃。
4.2.2对原电除尘器全部电场分别换用具有强放电特性和强收尘特性的新型电晕线。
4.2.3前2个电场的供电升级为高频电源。
4.2.4整体更换电除尘烟气进口烟箱及其气流均布孔板等。
4.2.5同步升级改造原脱硫装置。
4.2.6在脱硫配套的水平烟道除雾器出口增设烟气再热器，将烟气温度从43℃升高到80℃以上。
通过以上措施，实现烟气调温，降低电除尘入口烟温，改善粉尘比电阻值、减少烟气体积流量（相当于增大比集尘面积）、降低电场风速，提高电除尘效率，结合高效脱硫的升级改造，实现烟囱排放<10mg/Nm3及干烟囱排放目标。
4.3 关键问题与解决方案
4.3.1该产品技术关键是要把烟温降低到90℃左右的低低温烟温状态，实现低低温电除尘运行。采取分布式布置方案，将足量的热回收器布置在电除尘前的四支烟道上。 4.3.2电除尘气流分布系统升级改造——对原电除尘电场气流分布进行CFD分析与设计改进，根据CFD分析计算的结果更换全新设计制造的水平进气式烟箱及其气流分布装置，以全面改善电除尘气流分布均匀性。
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4.3.3考虑到烟温降低后，由于烟气体积流量降低，烟速减小，进入电除尘器电场的粉尘质量浓度大幅提高，尤其在第一电场内部单位时间内粉尘颗粒停留时间延长及烟尘密度上升，容易导致电晕封闭问题。采取对原电除尘第一、二电场换用高频电源措施，并换用新型不锈钢放电型针刺线。
4.3.4 采取专业调整措施，对原电除尘各电场阴阳极变形情况及异极距进行全面检查，并全面检查处理壳体气密性等。
4.3.5 全面升级检修绝缘子、灰斗及其加热恒温控制系统，确保设备可靠稳定运行。
4.3.6 针对高粉尘浓度下对热回收器换热管易磨损工况，迎风面采取三层防磨假管，并增设合金材料制造的防磨铠甲，解决寿命问题。
4.3.7 针对湿法脱硫后烟气腐蚀性较强 的烟气条件，特别设置介质为300℃的高温蒸汽快速升温装置，减缓氯离子等对再热器换热管的异常腐蚀。
4.4 投运效果与分析
目前该项目已经实施完成并成功投运，低低温烟气调温系统各项运行参数正常。其中，热回收器将烟气温度从145℃降至90℃，降温幅度可达到55℃，烟气再热器可将烟温从43℃升至90℃以上，升温幅度达47℃，低低温电除尘器平均运行电压可达50KV以上。
摸底测试结果表明，在机组满负荷工况下，燃煤烟气经低低温电除尘器、湿法脱硫及水平烟道除雾器深度处理后，烟囱出口粉尘排放浓度为8mg/Nm3；另外，通过低低温电除尘器，SO3捕集效率达到90%，气态Hg去除率为50%；烟囱出口排烟温度达到90℃以上，实现干烟囱洁净排放，达到了综合治理协同控制要求。
5 结语
低低温高效燃煤烟气处理系统与常规系统相比，对于我国燃煤多变情况，通过烟温调温手段，变被动为主动，使得粉尘比电阻下降、处理烟气量减小等，可实现该高效稳定的电除尘效率；同时，在低低温烟气条件下，烟气中的SO3气体结露成为酸性气溶胶，并通过低低温电除尘器，将烟气中的SO3及重金属汞等随同粉尘颗粒实现协同去除。相关实践表明，当烟气中灰硫比大于100时，烟气中的SO3去除率最高可达到95%以上，这样，烟气中由于SO3引发的腐蚀问题也极大减轻。
需要特别注意的是，针对高粉尘浓度下对热回收器换热管易磨损工况，迎风面采取三层防磨假管，并增设合金材料制造的防磨铠甲，解决寿命问题。针对湿法脱硫后烟气腐蚀性较强的烟气条件，特别设置介质为300℃的高温蒸汽快速升温装置，可有效减缓氯离子等对再热器换热管的异常腐蚀。另外，高效脱硫及水平烟道除雾器对于实现稳定的PM排放起到了很好的作用，但需要进一步优化相关的技术参数选型，才能实现进一步的超低排放。
参考文献
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