燃煤電廠煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線研究

酈建國(guó)，酈祝海，李衛(wèi)東，王 為

（1.浙江菲達(dá)環(huán)保科技股份有限公司，浙江 諸暨 311800；2.華能國(guó)際電力股份有限公司，北京 100031；3.中國(guó)電力工程顧問集團(tuán)中南電力設(shè)計(jì)院，武漢 430071）

燃煤電廠煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線研究

酈建國(guó)1，酈祝海1，李衛(wèi)東2，王 為3

（1.浙江菲達(dá)環(huán)保科技股份有限公司，浙江 諸暨 311800；2.華能國(guó)際電力股份有限公司，北京 100031；3.中國(guó)電力工程顧問集團(tuán)中南電力設(shè)計(jì)院，武漢 430071）

分析了燃煤電廠現(xiàn)有煙氣治理技術(shù)路線存在的問題，研究了脫硝、除塵和脫硫設(shè)備在分別脫除NOx、煙塵和SOx的同時(shí)，對(duì)其他污染物的協(xié)同脫除作用，基于此提出了燃煤電廠煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線；并分別從關(guān)鍵設(shè)備主要功能、污染物協(xié)同脫除要素、技術(shù)優(yōu)勢(shì)等方面對(duì)技術(shù)路線進(jìn)行了闡述，給出了滿足燃煤電廠不同排放限值的協(xié)同治理技術(shù)路線。

燃煤電廠；煙氣協(xié)同治理；技術(shù)路線；低低溫電除塵技術(shù)；濕式電除塵技術(shù)

引言

《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）進(jìn)一步降低了燃煤電廠污染物的排放限值，其中重點(diǎn)控制地區(qū)，要求煙塵排放限值20mg/m3、SO2排放限值50mg/m3、NOx排放限值100mg/m3，并要求自2014年7月1日起，現(xiàn)役機(jī)組均執(zhí)行此標(biāo)準(zhǔn)。為了滿足當(dāng)前更加嚴(yán)格的大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)，國(guó)內(nèi)相關(guān)的科研單位、大專院校及廣大企事業(yè)單位的工程技術(shù)人員對(duì)燃煤電廠煙氣治理技術(shù)路線進(jìn)行了廣泛深入的研究，并取得了一定的成果。如除塵方面，中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)組織發(fā)電集團(tuán)、除塵企業(yè)、科研單位及專家研究制定了《燃煤電廠除塵技術(shù)路線選擇指導(dǎo)意見》，并下發(fā)文件至各發(fā)電集團(tuán)，要求參照?qǐng)?zhí)行。該指導(dǎo)意見提出了除塵與脫硫、脫硝等環(huán)保技術(shù)工藝路線統(tǒng)籌考慮的原則，指出應(yīng)根據(jù)煙塵排放標(biāo)準(zhǔn)并考慮濕法脫硫的綜合除塵效率，確定合理的除塵器出口煙塵濃度。

由于環(huán)境容量有限等原因，江蘇省、浙江省、山西省、廣州市等地已出臺(tái)相關(guān)政策，要求燃煤電廠參考燃?xì)廨啓C(jī)組污染物排放標(biāo)準(zhǔn)限值，即在基準(zhǔn)氧含量6%條件下，煙塵、SO2、NOx排放濃度分別不高于5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。

2014年9月12日，國(guó)家發(fā)改委、環(huán)保部和國(guó)家能源局三部委聯(lián)合發(fā)布的《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃（2014—2020年）》中指出∶

（1）加強(qiáng)新建機(jī)組準(zhǔn)入控制。東部地區(qū)（遼寧、北京、天津、河北、山東、上海、江蘇、浙江、福建、廣東、海南等11省市）新建燃煤發(fā)電機(jī)組大氣污染物排放濃度基本達(dá)到燃機(jī)標(biāo)準(zhǔn)限值，即要求在基準(zhǔn)氧含量6%條件下，煙塵、SO2、NOx排放濃度分別不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，中部地區(qū)（黑龍江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省）新建機(jī)組原則上接近或達(dá)到燃機(jī)標(biāo)準(zhǔn)限值，鼓勵(lì)西部地區(qū)新建機(jī)組接近或達(dá)到燃機(jī)標(biāo)準(zhǔn)限值。支持同步開展大氣污染物聯(lián)合協(xié)同脫除，減少三氧化硫、汞、砷等污染物排放。

（2）加快現(xiàn)役機(jī)組改造升級(jí)。穩(wěn)步推進(jìn)東部地區(qū)現(xiàn)役300MW及以上公用燃煤發(fā)電機(jī)組和有條件的300MW以下公用燃煤發(fā)電機(jī)組實(shí)施大氣污染物排放濃度基本達(dá)到燃機(jī)標(biāo)準(zhǔn)限值的環(huán)保改造，2014年啟動(dòng)年800萬(wàn)千瓦機(jī)組改造示范項(xiàng)目，2020年前力爭(zhēng)完成改造機(jī)組容量1.5億千瓦以上。鼓勵(lì)其他地區(qū)現(xiàn)役燃煤發(fā)電機(jī)組實(shí)施大氣污染物排放濃度達(dá)到或接近燃機(jī)標(biāo)準(zhǔn)限值的環(huán)保改造。因廠制宜采用成熟適用的環(huán)保改造技術(shù)，除塵可采用低（低）溫靜電除塵器、電袋除塵器、布袋除塵器等裝置，鼓勵(lì)加裝濕式靜電除塵裝置；脫硫可實(shí)施脫硫裝置增容改造，必要時(shí)采用單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán)等更高效率脫硫設(shè)施；脫硝可采用低氮燃燒、高效率SCR（選擇性催化還原法）脫硝裝置等技術(shù)。

達(dá)到上述兩種排放限值業(yè)內(nèi)均稱為“超低排放”。針對(duì)我國(guó)日益嚴(yán)峻的大氣污染治理形勢(shì)，只有充分利用各設(shè)備間的協(xié)同效應(yīng)，才能實(shí)現(xiàn)污染物的經(jīng)濟(jì)、高效脫除。煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線在日本已有近20年的應(yīng)用歷史，該技術(shù)路線以低低溫電除塵技術(shù)為核心，且濕法脫硫裝置的協(xié)同除塵效率可達(dá)70%以上。

1 煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線的提出

1.1 煙氣協(xié)同治理的必要性

我國(guó)燃煤電廠現(xiàn)有煙氣治理技術(shù)路線一直在實(shí)施單一設(shè)備脫除單一污染物的方法，其存在的主要問題有∶

（1）未充分考慮各設(shè)備間協(xié)同效應(yīng)

現(xiàn)有煙氣治理技術(shù)路線未充分考慮各設(shè)備間的協(xié)同效應(yīng)，如濕法脫硫裝置在設(shè)計(jì)時(shí)往往忽視脫硫塔的除塵效果。國(guó)內(nèi)濕法脫硫的除塵效率一般僅在50%左右，甚至更低，實(shí)際運(yùn)行中由于濕法脫硫裝置石膏漿液的攜帶，其出口煙塵濃度反而大于入口濃度的現(xiàn)象也時(shí)有發(fā)生。

（2）在達(dá)到相同效率情況下，系統(tǒng)投資和運(yùn)行成本較大

以煙塵治理為例，現(xiàn)有的煙氣治理技術(shù)路線降低煙塵排放濃度主要采用提高除塵器除塵效率的方式，目前國(guó)內(nèi)絕大部分燃煤電廠采用的是常規(guī)電除塵器，但存在“高比電阻粉塵引起的反電暈”“振打清灰引起的二次揚(yáng)塵”和“PM2.5因難荷電而捕集效率低”等問題。為達(dá)到出口較低的煙塵濃度限值要求，原電除塵器需增加比集塵面積和電場(chǎng)數(shù)量，投資成本較大，并占用較大的空間，給空間有限的現(xiàn)役機(jī)組更是帶來(lái)巨大挑戰(zhàn)。采用電袋復(fù)合或袋式除塵技術(shù)改造時(shí)，存在本體阻力高、運(yùn)行費(fèi)用較高、濾袋的使用壽命短、換袋成本高、舊濾袋資源化利用率較低等缺點(diǎn)。

（3）較難達(dá)到“超低排放”的要求

常規(guī)電除塵、布袋除塵、電袋復(fù)合除塵技術(shù)均較難長(zhǎng)期穩(wěn)定的保證設(shè)備出口煙塵濃度低于10mg/m3。

因此，要經(jīng)濟(jì)、高效地實(shí)現(xiàn)燃煤電廠煙氣污染物的有效脫除，必須從整個(gè)煙氣治理系統(tǒng)的角度考慮，充分利用各污染物脫除設(shè)備之間的協(xié)同能力。

1.2 煙氣協(xié)同治理的可能性

2013年5月，華能國(guó)際電力股份有限公司組織中國(guó)電力工程顧問集團(tuán)中南電力設(shè)計(jì)院、西安交通大學(xué)、浙江菲達(dá)環(huán)保科技股份有限公司、浙江浙大網(wǎng)新機(jī)電工程有限公司、武漢凱迪電力環(huán)保有限公司，歷時(shí)一年，對(duì)燃煤電廠煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線及關(guān)鍵技術(shù)開展了系統(tǒng)的研究，尤其是對(duì)低低溫電除塵技術(shù)進(jìn)行了深入系統(tǒng)的研究。當(dāng)煙氣溫度降低到酸露點(diǎn)以下時(shí)，煙氣中的大部分SO3會(huì)在煙氣冷卻器中凝結(jié)，并被粉塵充分地吸附，在電除塵器中高效脫除，從而大幅降低煙氣中的SO3含量，且粉塵性質(zhì)發(fā)生了很大變化，降低粉塵比電阻，避免反電暈現(xiàn)象，大幅提高電除塵器的除塵效率。

日本日立公司對(duì)常規(guī)電除塵器與低低溫電除塵器出口粉塵粒徑、電除塵器出口煙塵濃度與濕法脫硫出口煙塵濃度關(guān)系作了研究，研究結(jié)果表明常規(guī)電除塵器出口粉塵平均粒徑一般為1～2.5μm，低低溫電除塵器的出口煙塵濃度更低且粉塵平均粒徑大于3μm，可大幅提高濕法脫硫裝置協(xié)同除塵效果。

脫硝、除塵和脫硫設(shè)施在脫除其自身污染物的同時(shí)，對(duì)其他污染物均有一定的協(xié)同脫除作用。典型污染物治理技術(shù)間的協(xié)同脫除作用如表1所示。

表1 典型污染物治理技術(shù)間的協(xié)同脫除作用

基于上述研究結(jié)果，從燃煤電廠煙氣中污染物協(xié)同治理的角度出發(fā)，通過(guò)協(xié)調(diào)各煙氣污染物脫除設(shè)備對(duì)主、輔污染物的脫除能力，可有效提高各煙氣治理設(shè)備的性能，從而實(shí)現(xiàn)煙氣中污染物的經(jīng)濟(jì)、高效協(xié)同治理。

2 煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線

煙氣污染物協(xié)同治理系統(tǒng)是在充分考慮燃煤電廠現(xiàn)有煙氣污染物脫除設(shè)備性能（或進(jìn)行適當(dāng)?shù)纳?jí)和改造）的基礎(chǔ)上，引入“協(xié)同治理”的理念建立的，具體表現(xiàn)為綜合考慮脫硝系統(tǒng)、除塵系統(tǒng)和脫硫裝置之間的協(xié)同關(guān)系，在每個(gè)裝置脫除其主要目標(biāo)污染物的同時(shí)能協(xié)同脫除其它污染物或?yàn)槠渌O(shè)備脫除污染物創(chuàng)造條件。

煙氣協(xié)同治理典型技術(shù)路線為∶煙氣脫硝裝置（SCR）→ 煙氣冷卻器（FGC）→ 低低溫電除塵器（低低溫ESP）→ 具有高脫硫、除塵效率的石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置（WFGD）→ 濕式電除塵器（WESP，可選擇安裝）→ 煙氣再熱器（FGR，可選擇安裝）。

2.1 關(guān)鍵設(shè)備主要功能

（1）脫硝系統(tǒng)（SCR）

主要功能是實(shí)現(xiàn)NOx的高效脫除，減少SO2/SO3轉(zhuǎn)化，SO2向SO3的轉(zhuǎn)化率一般不大于1%。

（2）煙氣冷卻器（FGC）

主要功能是使煙氣溫度降低至酸露點(diǎn)以下，一般為90℃左右。此時(shí)，絕大部分SO3在煙氣降溫過(guò)程中凝結(jié)。由于煙氣尚未進(jìn)入電除塵器，所以煙塵濃度很高，比表面積極大，冷凝的SO3可以得到充分的吸附，下游設(shè)備一般不會(huì)發(fā)生低溫腐蝕現(xiàn)象，同時(shí)實(shí)現(xiàn)余熱利用或加熱濕法脫硫后的凈煙氣。

（3）低低溫電除塵器（低低溫ESP）

主要功能是實(shí)現(xiàn)煙塵的高效脫除，同時(shí)實(shí)現(xiàn)SO3的協(xié)同脫除。當(dāng)煙氣經(jīng)過(guò)煙氣冷卻器時(shí)，煙氣溫度降低至酸露點(diǎn)以下，SO3冷凝成硫酸霧，并吸附在粉塵表面，使粉塵性質(zhì)發(fā)生了很大變化，導(dǎo)致粉塵比電阻降低，同時(shí)擊穿電壓升高、煙氣量減小，從而提高除塵效率，并脫除吸附在煙塵中的SO3，其脫除率一般不小于80%，最高可達(dá)95%。而且低低溫電除塵器的出口粉塵粒徑會(huì)增大，可大幅提高濕法脫硫裝置協(xié)同除塵效果。

目前低低溫電除塵技術(shù)最受關(guān)注的是低溫腐蝕和二次揚(yáng)塵等問題。

灰硫比（D/S），即粉塵濃度（mg/m3）與SO3濃度（mg/m3）之比，是評(píng)價(jià)設(shè)備是否可能發(fā)生腐蝕的度量尺度。三菱重工研究表明，當(dāng)灰硫比大于10時(shí)，腐蝕率幾乎為零。三菱重工實(shí)際應(yīng)用的低低溫電除塵器灰硫比一般遠(yuǎn)大于100，已經(jīng)交付的燃煤電廠低低溫電除塵器都沒有低溫腐蝕問題。美國(guó)南方電力公司也通過(guò)灰硫比來(lái)評(píng)價(jià)腐蝕程度，試驗(yàn)研究顯示，當(dāng)含硫量為2.5%時(shí)，灰硫比在50～100可避免腐蝕。通過(guò)對(duì)國(guó)外燃煤電廠低低溫電除塵器灰硫比的綜合分析，并結(jié)合國(guó)內(nèi)部分典型燃煤電廠灰硫比計(jì)算結(jié)果，筆者認(rèn)為，當(dāng)灰硫比大于100時(shí)，一般不存在低溫腐蝕風(fēng)險(xiǎn)，低低溫電除塵器對(duì)我國(guó)煤種的適應(yīng)性較好。

煙氣溫度降低，粉塵比電阻下降，粉塵與陽(yáng)極板靜電黏附力有所降低，二次揚(yáng)塵會(huì)有所增加，需采取相應(yīng)措施。減少二次揚(yáng)塵的措施主要有適當(dāng)增加電除塵器容量、采用旋轉(zhuǎn)電極式電除塵技術(shù)或離線振打技術(shù)。在采取上述兩種措施之一的同時(shí)，還應(yīng)設(shè)置合理的振打周期∶如末電場(chǎng)不產(chǎn)生反電暈時(shí)無(wú)需振打，陽(yáng)極板積灰厚度1～2mm振打一次，其時(shí)間一般在2天左右；設(shè)置合理的振打制度∶如末電場(chǎng)各室不同時(shí)振打，最后2個(gè)電場(chǎng)不同時(shí)振打，末電場(chǎng)陰、陽(yáng)極不同時(shí)振打；其他輔助方法∶出口封頭內(nèi)設(shè)置槽形板，對(duì)部分逃逸或二次飛揚(yáng)的粉塵進(jìn)行再次捕集等。

低低溫電除塵技術(shù)可大幅提高除塵效率，并具節(jié)能效果，對(duì)SO3去除率最高可達(dá)95%以上，是SO3去除率最高的煙氣處理設(shè)備，可作為環(huán)保型燃煤電廠的首選除塵工藝。

（4）高脫硫、除塵效率的濕法煙氣脫硫裝置（WFGD）

主要功能是實(shí)現(xiàn)SO2的高效脫除，同時(shí)實(shí)現(xiàn)煙塵、SO3的協(xié)同脫除。低低溫電除塵器的出口煙塵平均粒徑大于3μm，可大幅提高濕法脫硫裝置協(xié)同除塵效果。同時(shí)，通過(guò)優(yōu)化設(shè)計(jì)脫硫塔及調(diào)整除霧器布置并改善其性能，除霧器出口煙氣攜帶霧滴濃度可達(dá)到或優(yōu)于20～40mg/m3的指標(biāo)。通過(guò)改善噴淋層設(shè)計(jì)，保證吸收塔塔內(nèi)氣流分布均勻度，保證每個(gè)噴嘴入口壓力均勻。采用單塔或組合式分區(qū)吸收技術(shù)，改變氣液傳質(zhì)平衡條件，并優(yōu)化漿液pH值、液氣比、漿液霧化粒徑、氧硫比等參數(shù)，提高脫硫效率。優(yōu)化塔內(nèi)煙氣流場(chǎng)，有效降低液氣比，降低能耗。濕法脫硫裝置的SO2脫除效率不低于98%，煙塵協(xié)同脫除效率大于70%。

（5）煙氣再熱器（FGR）

主要功能是將50℃左右的濕煙氣加熱成90℃左右的干煙氣，改善煙囪運(yùn)行條件，同時(shí)還可避免石膏雨和煙囪冒白煙的現(xiàn)象，并提高外排污染物的擴(kuò)散性，具體工程可根據(jù)環(huán)境評(píng)估報(bào)告或經(jīng)濟(jì)性比較后選擇性安裝。

2.2 污染物協(xié)同脫除要素

各個(gè)設(shè)備處理的污染物協(xié)同脫除要素如表2所示。

表2 各污染物協(xié)同脫除要素

2.3 技術(shù)優(yōu)勢(shì)

1）煙氣協(xié)同治理路線理念先進(jìn)，現(xiàn)實(shí)可行；2）利用原有設(shè)備進(jìn)行改造集成，初投資、運(yùn)行成本增幅較小； 3）不會(huì)造成新的二次污染及能源消耗轉(zhuǎn)移；4）具有良好的技術(shù)適應(yīng)性，可應(yīng)用于新建或改造機(jī)組；5）不同模塊間具有良好的集成性能，可根據(jù)不同排放要求進(jìn)行有效組合。

2.4 燃煤電廠不同排放限值的煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線

（1）達(dá)到燃煤電廠大氣污染物排放限值的煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線

當(dāng)燃煤電廠煙氣排放限值達(dá)到《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）要求時(shí)，可采用的煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線（如圖1所示）。其中，低低溫電除塵器出口煙塵濃度宜小于100（50）mg/m3，高效脫硫、除塵的濕法脫硫裝置的除塵效率不低于70%，此時(shí)無(wú)需配置WESP。

（2）優(yōu)于燃煤電廠大氣污染物排放限值的煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線

當(dāng)燃煤電廠煙氣排放限值優(yōu)于《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）要求時(shí)，可采用的煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線（如圖2所示）。其中，低低溫電除塵器出口煙塵濃度宜小于30mg/m3，高效脫硫、除塵的濕法脫硫裝置的除塵效率不低于70%。當(dāng)配置WESP時(shí)，其進(jìn)口煙塵濃度宜小于30mg/m3。

圖1 達(dá)到燃煤電廠大氣污染物排放限值的煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線

圖2 優(yōu)于燃煤電廠大氣污染物排放限值的煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線

（3）達(dá)到“超凈排放”的煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線

當(dāng)燃煤電廠污染物需達(dá)到“超凈排放”的要求時(shí)，可采用煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線（如圖3所示）。

圖3 達(dá)到“超凈排放”的煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線

當(dāng)煙塵排放限值為5mg/m3時(shí)，低低溫電除塵器出口煙塵濃度宜小于20mg/m3，一般應(yīng)小于15mg/m3，高效脫硫、除塵的濕法脫硫裝置的除塵效率應(yīng)不低于70%。當(dāng)配置WESP時(shí)，其進(jìn)口煙塵濃度宜小于20mg/m3。

當(dāng)煙塵排放限值為10mg/m3時(shí)，低低溫電除塵器出口煙塵濃度宜小于30mg/m3。當(dāng)配置WESP時(shí)，其進(jìn)口煙塵濃度宜小于30mg/m3。

3 煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線的工程應(yīng)用

3.1 國(guó)外應(yīng)用情況

該技術(shù)路線在國(guó)外已有近20年的應(yīng)用歷史，投運(yùn)業(yè)績(jī)超過(guò)20個(gè)電廠，機(jī)組容量累計(jì)超15,000MW。典型電廠低低溫電除塵器應(yīng)用情況見表3。

3.2 國(guó)內(nèi)應(yīng)用情況

國(guó)內(nèi)在2010年開始加大對(duì)該技術(shù)路線的研發(fā)，目前已經(jīng)取得了一定的突破。

（1）浙江浙能嘉華發(fā)電有限公司1000MW機(jī)組，原電除塵器為雙列三室四電場(chǎng)靜電除塵器，出口煙塵濃度約50mg/m3，2014年初對(duì)該機(jī)組進(jìn)行了低低溫電除塵技術(shù)改造，將煙氣溫度降至85.6℃左右，低于煙氣酸露點(diǎn)，電除塵器總集塵面積不變，所有電場(chǎng)采用高頻電源。2014年7月投運(yùn)，經(jīng)測(cè)試，改造后電除塵器出口煙塵濃度值下降至15mg/m3，除塵效率大幅提高。

（2）華能榆社電廠300MW機(jī)組、華能長(zhǎng)興電廠2×660MW機(jī)組均采用以低低溫電除塵技術(shù)為核心的煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線，系統(tǒng)中不設(shè)置WESP，要求經(jīng)濕法脫硫系統(tǒng)后，煙塵排放小于5mg/m3。其中華能榆社電廠已于2014年8月上旬投運(yùn)，效果良好。華能長(zhǎng)興電廠每臺(tái)爐配套2臺(tái)雙室五電場(chǎng)靜電除塵器，設(shè)計(jì)煙氣溫度為90℃，電除塵器出口煙塵濃度設(shè)計(jì)值為15mg/m3，要求經(jīng)濕法脫硫系統(tǒng)后，煙塵排放濃度≤5mg/m3；經(jīng)測(cè)試，ESP出口煙塵濃度約12mg/m3，經(jīng)濕法脫硫系統(tǒng)后，煙塵排放濃度為3.64mg/m3。

（3）浙江浙能臺(tái)州第二發(fā)電廠2×1000MW機(jī)組、浙能溫州電廠四期2×660MW機(jī)組新建工程，華能玉環(huán)電廠1000MW機(jī)組改造工程均采用了低低溫電除塵技術(shù)，設(shè)計(jì)煙氣溫度為85℃～90℃，設(shè)計(jì)除塵器出口排放值為15mg/m3，均將于2015年投入使用。

4 結(jié)語(yǔ)

針對(duì)我國(guó)日益嚴(yán)峻的大氣污染形勢(shì)，要經(jīng)濟(jì)、高效地實(shí)現(xiàn)燃煤電廠煙氣污染物的有效脫除，必須系統(tǒng)考慮，充分利用各污染物脫除設(shè)備之間的協(xié)同能力。燃煤電廠煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線，不僅會(huì)為我國(guó)燃煤電廠煙氣治理開拓一條新路，也將對(duì)我國(guó)燃煤電廠的建設(shè)起到極大的促進(jìn)作用。

表3 典型電廠低低溫電除塵器應(yīng)用情況

[1] 燃煤電廠除塵技術(shù)路線指導(dǎo)意見[S].中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)，2013.

[2] 燃煤電廠煙氣協(xié)同治理技術(shù)指南（試行）[S].華能國(guó)際電力股份有限公司標(biāo)準(zhǔn)化辦公室，2014.

[3] 酈建國(guó)，酈祝海，何毓忠，等.低低溫電除塵技術(shù)的研究及應(yīng)用[J].中國(guó)環(huán)保產(chǎn)業(yè)，2014（3）：28-34.

[4] Yoshio Nakayama，Satoshi Nakamura，Yasuhiro Takeuchi, et al. MHI High Efficiency System-Proven technology for multi pollutant removal[R]. Hiroshima Research & Development Center. 2011: 1-11.

[5] Development and Demonstration of Waste Heat Integration with Solvent Process for More Efficient CO2Removal from Coal-Fired Flue Gas[R]. Project Review Meeting. SOUTHERN COMPANY. 2012.4.

[6] IHI低低溫EP系統(tǒng)的介紹[R]. 株式會(huì)社IHI，2010，6：1-16.

[7] 名嶋慎司.石炭火力用低低溫電気集塵裝置[N].住友重機(jī)械技報(bào)，2001，146：35-38.

Research on Flue Gas Co-beneft Control Technical Route in Coal-fred Power Plants

LI Jian-guo, LI Zhu-hai, LI Wei-dong, WANG Wei

X701

A

1006-5377（2015）05-0052-05