水电之家讯：我国“富煤贫油少气”的资源禀赋决定着我国能源结构以煤炭为主，尽管多年来一直在调整能源结构，煤炭占一次能源的比重持续下降，但煤炭消费量却持续增长。煤炭燃烧排放的污染物稳居世界第一，对我国大气环境、生态环境等均造成了较大的影响与危害。因此，燃煤烟气超低排放仍是今后电力行业环保工作的重点和难点，研究形成综合性超低排放路线是优化我国能源消费结构并改善我国大气环境的关键。本文提出了燃煤电厂在实施超低排放技术路线过程的控制策略；针对新建和现役机组，分别研究了各自的综合控制路线；详细阐述了氮氧化物、烟尘、二氧化硫实行超低排放路线过程中需要注意的事项。

控制策略

燃煤电厂大气污染物超低排放是指大气污染物的排放限值比GB13223-2011 规定的烟尘、SO2、NOX排放限值和特别排放限值要求更高更严的治理行为，即烟尘、SO2、NOX的排放浓度分别小于等于10mg/Nm3、35mg/Nm3 和50mg/Nm3，同时应消除脱硝、脱硫设施产生的次生物，包括氨、SO3、雾滴、废水等，协同控制重金属汞、气溶胶、酸性气体等，实现烟气多污染物的综合控制、深度治理。

在实施超低排放时，应遵循“创新驱动和研究开发”并重，有机结合“高效清洁燃烧、污染物高效治理、协同控制、深度净化”的控制策略，一方面要创新发展应用先进的环保技术，构建绿色环保型新建机组；另一方面要择优应用合适的最佳可行技术，并优化提升单项污染物治理技术，优化集成多污染物深度净化技术，实现技术的单一性升级并向系统性转变、反应的单一性向交叉性转变，持续提高现役机组的环保技术水平。稳定实现燃煤电厂超低排放的要求。

同时构建烟气净化岛（包括所有烟气治理设施），对烟气净化岛进行系统化考虑、差异化设计和精细化管理，挖掘各治理设施对其它污染物的协同控制作用，打破当前先脱硝、再除尘、再脱硫的单元式、渐进式的传统模式；研发推广烟气深度一体化综合治理、协同控制技术，既考虑烟尘、SO2、NOX常规大气污染物，确保超低排放指标的实现；还考虑重金属、气溶胶、酸性气体以及脱硝、脱硫设施产生的次生物、冒白烟等，实现协同控制。

综合技术路线

1.污染物控制

燃煤电厂大气污染物超低排放不仅与烟气净化岛所采用的烟气治理技术密切相关，还与燃煤特性，特别是燃煤硫份、灰份密不可分。要稳定可靠实现大气污染物的超低排放，首先必须有效控制燃煤煤质。

根据国内已建超低排放改造项目、新建机组的环境影响报告的研究分析，当燃煤硫份小于0.8-1%、灰份小于20%时，采用合适综合技术路线，可实现大气污染物的超低排放；当燃煤硫份为1-1.5%、灰份为20-30%时，应结合电厂的实际情况、区域环境质量要求等，进行充分的实验研究和技术经济评估；当燃煤硫份大于1.5%、灰份大于30%时，应以达标排放为原则，不宜追求超低排放。

在新建机组实施大气污染物超低排放时，应结合锅炉形式、燃煤状况、低氮燃烧方式等，统筹规划烟气净化岛（包括所有烟气治理设施）、协同控制、一体化设计、整体优化，打破当前先除尘、再脱硫、再脱硝的单元式、渐进式的传统理念。既要实现烟尘、二氧化硫、氮氧化物常规大气污染物的超低排放，还要消除脱硝、脱硫设施产生的次生物，包括氨、SO3、雾滴、废水等，协同控制重金属汞、气溶胶、酸性气体等，实现烟气多污染物的综合控制、深度治理。

在统筹规划烟气净化岛时，可采用以下2 条超低排放的技术路线：淤低氮或低低氮燃烧技术（其出口NOX约200-300mg/m3 或100-200mg/m3）+SCR 脱硝技术（其出口NOX约50mg/m3）+电除尘技术（ESP）（其出口烟尘应约30mg/m3）+高效湿法烟气脱硫技术（其出口SO2约35mg/m3、烟尘约20-30mg/m3、雾滴约40-50mg/m3）+湿式电除尘器（其出口烟尘约5-10mg/m3、雾滴约10-20mg/m3）。

低氮或低低氮燃烧技术（其出口NOX约200-300mg/m3 或100-200mg/m3）+SCR 脱硝技术（其出口NOX约50mg/m3）+高效除尘技术包括低低温ESP、高效袋式除尘器和电袋复合除尘器（其出口烟尘浓度应约10-20mg/m3）+湿法脱硫除尘一体化技术（其出口SO2约35mg/m3、烟尘约10mg/m3、雾滴约20-30mg/m3）。

在对现役机组进行环保设施超低排放技术改造时，应综合考虑工程技术和管理技术等因素，采用诊断评估、优化调整和技术改造并重的方针，一是要组织专家对环保设施的运行状态进行诊断，科学、合理地找出实现超低排放要求的差异和存在问题，提出相应的对策；二是结合状态诊断结果，采用先进的优化调整技术，对环保设施进行最优调整；三是如优化调整后仍达不到要求，则参照新建机组，采用适宜的超低排放技术进行改造，并形成“五位一体”，即状态评价明现状、分析诊断找差距、优化调整挖潜力、技术改进提性能、监督管理形体系的全过程闭环管理。

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