煤電機組的超低排放技術與發展綜述

劉 備

（上海電力學院，上海 200000）

煤電機組的超低排放技術與發展綜述

劉 備

（上海電力學院，上海 200000）

面對嚴峻的環境治理壓力，國家對燃煤電廠的污染物排放要求在最近幾年有了大幅提高。本文主要介紹現有超低排放工藝流程中的單項技術，并分析單項技術的優劣性和對整個超低排放工藝流程的影響，研究不同工藝之間的協調配合作用。通過綜合對比各項技術的性能，并參考超低排放改造和新建電廠超低排放的設計流程，結合我國燃煤電廠的工程應用數據，指出部分減排技術的發展趨勢及整體工藝流程的發展方向。

超低排放；煙氣脫硫；SCR；除塵技術

1 研究背景

近十余年來，我國經濟發展有了巨大變化，電力行業的發展為經濟發展提供了堅實的基礎。但是，隨著火電機組裝機容量的大幅增長，火電廠的污染物排放也越來越受到社會的關注。2011年，中國政府頒布了最新的國家標準《火電廠大氣污染物排放標準》，該標準發布了包括燃氣輪機在內的火電機組的污染排放標準。2014年，國家發改委、環保部與能源局聯合制定和印發了《煤電節能減排升級與改造計劃（2014-2020年）》（以下簡稱《改造計劃》）?！陡脑煊媱潯芳毣瞬煌貐^新建燃煤發電機組的大氣污染排放標準，其中東部地區的標準為：在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50mg/m3；中部地區原則上接近或達到該排放限值，鼓勵西部地區的新建機組接近或達到該排放限值［1］。李克強總理在2016年政府工作會議中明確要求燃煤電廠全面實現超低排放改造，在2017年3月的政府工作會議中提出要加大燃煤電廠超低排放和節能改造力度，東中部地區要分別于今明兩年完成，西部地區于2020年完成。從大形勢上看，完成煤電機組節能減排升級和改造的任務很艱巨。

我國燃煤電廠使用的煤種多種多樣，因而不同地區的電廠污染物排放脫除技術也存在較大差異。目前，存在許多超低排放的技術路線，主要分為已投運電廠的改造和新建電廠的設計。已投運電廠更多考慮的是配套裝置升級、適當增加設備、節省投資并達到煙氣污染物超低排放的目標。新建電廠更多地考慮裝置的性能、工藝流程的先進性、適當節省投資等，達到節煤、節水且能控制污染物排放濃度的目的。具體的技術路線要根據實際鍋爐產生的煙氣中污染物濃度特性（新建電廠則為設計量）進行選擇，通過合理組合工藝的布置順序，充分實現污染物的協同脫除，這是未來超低排放的發展方向。

2 國外超低排放技術發展現狀

在國際上，污染物治理工作開始得較早，以日本和美國兩國為代表進行分析。

日本采用的污染物處理技術比較多樣，主要為：低氮燃燒器+SCR脫硝+高效電除塵+石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝［2］。脫硫工藝也可以更換為活性焦干法煙氣除塵+脫汞工藝+濕式電除塵器。在電除塵工藝中，低低溫電除塵技術應用較為成熟，主要利用煙氣換熱器（GGH）降低煙氣溫度，由于煙氣溫度低于酸露點而造成的酸腐蝕問題得到有效解決，現如今日本采用三菱、日立等低低溫電除塵器配套機組容量累計超過13GW［3］。

美國的煙氣污染物處理則采用：低氮燃燒器+SNCR+SCR+CFB-FGD+活性焦脫汞+袋式除塵工藝，并且在全國600MW以下電廠逐步推廣。美國在處理低硫分燃煤煙氣處理時，采用旋轉噴霧半干法煙氣脫硫，能實現節能、降耗、節省投資等目標。

3 我國超低排放技術的發展現狀

目前，國內的燃煤發電廠普遍采用低氮燃燒、SCR脫硝、MGGH空氣預器、高效電除塵、煙氣濕法脫硫、濕式電除塵、煙氣再熱裝置等設備與技術，主要通過“協同控制”實現對煙氣污染物的有效凈化。

根據中電聯公布的2016年度火電廠環保產業信息可知［4］，我國火電廠煙氣脫硫、脫硝、除塵工藝的普及有了較大發展。截止到2016年底，全國火電機組裝機容量約10.5億kW，其中煤電機組裝機容量約9.4億kW。

在先進除塵技術中，袋式除塵機組容量約占煤電機組裝機容量的8.4%，電袋復合除塵機組約占23.9%，濕式電除塵機組容量約占9.0%，低低溫電除塵器機組容量約占9.0%。

截至2016年底，各種除塵技術在我國燃煤電廠中的采用率如表1所示。

表1 已投運除塵機組中的技術采用率

截至2016年底，已投運火電廠脫硫機組容量約8.8億kW，各種脫硫技術在我國已投運脫硫機組中的采用率（僅統計中電聯公布的企業數據）如表2所示。

表2 已投運脫硫機組中的技術采用率

截至2016年底，已投運火電廠煙氣脫硝機組容量約9.1億kW，各種脫硝技術在我國已投運脫硝機組中的采用率（僅統計中電聯公布的企業數據）如表3所示。

表3 已投運脫硝機組中的技術采用率

4 國內普遍采用的超低排放技術路線

該部分主要對現階段我國普遍采用的超低排放主流技術進行分析，其中除塵工藝主要包括電除塵、袋式除塵、電袋復合除塵、濕式電除塵等工藝，脫硝工藝主要包括低氮燃燒、SCR、SNCR等工藝，脫硫工藝則為石灰石-石膏濕法脫硫。

4.1 燃煤電廠煙氣除塵的技術路線

煤中的灰分是煙塵顆粒物主要來源。當煤中的灰分小于25%，即為中低灰煤種時，可采用低低溫電除塵、袋式除塵、電袋復合除塵等技術，配合高效的脫硫塔后除霧技術，即可一次性實現煙塵排放達標。當煤中的灰分含量大于25%，即為高灰煤時，則需要二次除塵，二次除塵工藝一般選擇配置濕式電除塵器或濕法脫硫協同除塵。第一道除塵工藝一般在脫硝工藝之后，第二道除塵工藝一般在煙氣處理工藝的最后，煙囪之前。

目前，燃煤電廠普遍采用的第一道除塵工藝是干式靜電除塵技術，其能實現各種工況下的煙氣處理，載荷大、除塵效率高，且除塵器能可靠運行，運行和維護費用低。雖然干式除塵器能脫除絕大部分的煙塵，但對粒徑較小的粉塵，其捕獲率低。由于干式除塵器是采取振打的形式將吸附在陽極板上的粉塵抖落至灰斗中，因此，容易產生二次揚塵，導致少量粉塵進入下游工藝［5］。

現階段，部分電廠采取低低溫靜電除塵技術。在干式靜電除塵器前加裝換熱裝置，將溫度降低到接近或低于酸露點溫度，降低飛灰比電阻，減小煙氣量，有效預防電除塵發生電暈，可使除塵效率達到99.9%。低低溫電除塵技術由于存在防腐問題，目前國內正在試點運行，鑒于低低溫電除塵技術能實現除塵效率提升、節煤節水、煙氣循環節能和SO3的高效協同脫除，因此，其成為我國需要重點應用推廣的技術［3］。

袋式除塵是利用濾袋對煙塵顆粒進行脫除。袋式除塵對燃煤鍋爐煙塵的適應性較好，適用于排放標準高條件下的煙氣除塵。第一道除塵工藝采用袋式除塵雖然能實現高效除塵，但由于處理的煙塵量大、濃度高，會對濾袋的壽命產生嚴重影響，濾袋的壽命較短，約3年左右，更換則會增加濾袋運行成本［6］。

表4 二次除塵工藝的選擇

電袋復合除塵則集合了干電式除塵和袋式除塵的優點，形成“先電后袋”的除塵模式，先由干式除塵除去大部分粉塵，再由袋式除塵濾除細粉塵。電袋復合除塵能實現長期、穩定的煙塵低排放，能實現一次除塵，使出口處的煙塵濃度低于20mg/m3。電袋復合除塵技術是未來除塵技術改造的重要發展方向之一。

第二道除塵工藝目前主要有濕法脫硫（WFGD）協同脫除和加裝濕式電除塵器（WESP）。WFGD的協同除塵效果一般在50%～70%，脫硫塔采用增效的噴淋系統和除霧裝置后可以使協同除塵效率達到70%以上。濕式電除塵器根據極板材料的不同，大致可以分為金屬板式、柔性電極式、導電玻璃式三種類型。濕式電除塵器采用噴水的方式將集塵板上的灰塵沖刷到灰斗中隨水排出，既可以控制“二次揚塵”和“石膏雨”現象，又可協同去除煙氣中的SO3微液滴、汞等污染物，在煙氣凈化技術路線中可設置在脫硫裝置后面作為二次除塵，能確保較高的除塵效率?？梢愿鶕谝坏莱龎m工藝出口處的煙塵濃度的大小來選擇二次工藝，可對照表4進行選擇。

4.2 燃煤電廠煙氣脫硝的技術路線

國內實現NOx超低排放的工藝主要包括低氮燃燒、SNCR、SCR及SNCR+SCR等技術。

煤的燃燒會產生NOx，燃料燃燒時若為低氧燃燒可以有效減少NOx，而將氮化物轉化為N2。通過采用低氮燃燒器合理組織燃料燃燒，通過合理調節鍋爐內的進氣量能減少NOx的產生（但若氧氣量過低將影響燃料燃燒，并產生結渣結垢）。在鍋爐內可以通過實現空氣的分級燃燒和燃料的分級燃燒來實現低氮燃燒。目前普遍采用的還有煙氣再循環技術，將高溫低氧的煙氣和空氣混合送入爐膛，既提高了燃燒效率，又降低了NOx的產生量。

在爐膛內還可以利用SNCR技術進行脫硝，SNCR技術不需要催化劑，而是將含有氨基的還原劑（可以是液氨、氨水或者尿素等，我國普遍采用尿素）噴入爐膛內，反應發生的溫度為850～1100℃，可以將煤燃燒產生的NOx還原為N2，故又稱熱力脫硝。這項技術改造相對簡單，不需要進行額外的場地改造，投資成本也相對較小。但SN?CR技術仍存在諸多缺陷：①脫硝效率低，一般在30%～40%，只能作為脫硝技術的補充；②我國普遍用尿素作為還原劑，但尿素參與反應會產生副產品N2O，N2O會對臭氧層產生破壞；③不完全的還原反應會造成氨的逃逸，氨和SO2在下游工藝中會產生腐蝕性物質NH4HSO4和(NH4)2SO4，對下游的設備產生腐蝕和堵塞［7］。因此，是否采用SNCR進行脫硝，要綜合考慮整改要求、鍋爐尺寸和整個工藝流程的合理性。SNCR的脫硝成本相對SCR要小，因此，工程上可以利用SNCR+SCR進行脫硝，SNCR減輕SCR脫硝壓力，SCR可以有效解決SNCR工藝的逸氨問題，二者相輔相成，既能降低工程投資，又能實現煙氣超低排放。

目前，應用最成熟的是SCR脫硝技術，SCR需要催化劑，利用氨基將NOx還原為N2，反應溫度為300～420℃。SCR脫硝裝置一般布置在鍋爐的出口處，出口處的NOx濃度一般在300mg/m3以下，SCR一般采用多層催化劑進行反應。在催化劑的作用下，NH3將NOx還原為N2。SCR的脫硝效率高，一般在85%以上，增加催化劑的層數能夠有效提升脫硝效率，目前主要采取“2+1”或“3+1”層催化劑，根據具體的要求增加催化劑的層數，提升脫硝效率在85%以上，能夠實現處理后的NOx濃度低于50mg/m3。

SCR脫硝裝置工作在鍋爐出口的高溫高灰的區域，煙氣一般由上方進入反應室，由下方的煙道通入下一道工藝。工作環境比較惡劣，SCR裝置會被顆粒物磨損，煙氣中的成分很復雜，會使催化劑失活、中毒等，需要解決催化劑活性的問題。

若SCR裝置因催化劑活性降低、積灰等原因導致脫硝效率降低后，會使SCR裝置出口NOx濃度偏高并增加氨的逃逸。SCR不僅要保證脫硝效率高，還要能控制逸氨量低于2×10-6（體積分數），同時降低催化劑對煙氣中SO2/SO3的轉化效率。

從投資角度來講，SCR脫硝裝置的投資和運行費用相對較高，主要是因為催化劑的成本太高，約占總投資的50%左右，且催化劑壽命在24 000h左右，需及時更新催化劑。

從總體上來看，脫硝技術大體分為燃燒控制和燃燒后控制，由于燃燒過程的復雜性，目前脫硝技術以低氮燃燒為核心，以燃燒后控制為重點，使用SCR達到較高的脫硝效率。低氮燃燒技術基本能實現將爐膛出口氮氧化物濃度控制在200mg/m3以下，SCR脫硝能實現將煙氣中氮氧化物濃度控制在50mg/m3以下，甚至更低。

4.3 燃煤電廠煙氣脫硫的技術路線

脫硫工藝一般在脫硝、除塵工藝之后，目前采用的工藝有石灰石-石膏濕法脫硫、循環流化床脫硫、海水脫硫、干法/半干法脫硫等。其中，采用石灰石-石膏法濕法脫硫的機組在我國燃煤機組容量占比約96%以上，在最近幾年的新建機組和改造機組中，采用石灰石-石膏濕法脫硫的比例達到98.5%以上，這里主要對石灰石-石膏濕法脫硫進行介紹。

石灰石-石膏濕法脫硫利用石灰漿液吸收SO2，形成硫酸亞鈣，再氧化后脫水形成石膏，既實現了煙氣脫硫，又能得到純度較高的副產品石膏。同時，石灰石-石膏濕法脫硫還能對粉塵起到協同脫除的目的，除塵效率在50%以上。石灰石原料的獲取比較容易，濕法脫硫效率高，整體工藝的造價合理。綜合對比下，石灰石-石膏濕法脫硫技術的優越性不言而喻。

石灰石-石膏濕法脫硫主要是通過氣液的交互達到煙氣洗滌的作用。根據循環工藝的不同可以分為單塔單循環、單塔雙循環、雙塔雙循環等，具體采用何種工藝可以根據煙氣中污染物的含量、工程實際、排放要求確定。由于脫硫技術相對成熟，可在脫硫工藝中考慮增加對煙塵的二次去除。

單塔單循環工藝主要包括噴淋空塔、托盤塔等?？梢酝ㄟ^增加氣液接觸措施來提高脫硫效率，包括調整漿液pH值、降低煙氣流速、增加石灰漿循環量、調整液氣比、增加石灰漿停留時間、改進塔內氣流均勻性設計等［8］。此工藝改造原理較簡單，但受現有吸收塔塔徑、基礎載荷的限制，設計入口SO2濃度一般不高于3 500mg/m3時，可以采取這種改造方案［9］。

隨著煙氣中SO2濃度增加及排放標準提高，以及脫硫效率、協同除塵效率、脫硫塔的出口液滴濃度等條件限制，新建機組和機組改造更多采用單/雙塔雙循環工藝，并配套升級噴淋設備、循環泵、除霧器等設備。

典型的噴淋空塔和單塔雙循環煙氣脫硫塔的煙氣處理如圖1所示。

單塔雙循環工藝和雙塔雙循環則通過實現雙pH值石灰石漿液脫硫。石灰石漿液的pH值較高（5.8～6.4）時，有利于SO2的吸收，但不利于CaSO3的氧化和石灰石的溶解，此過程可作為脫硫洗滌過程。當漿液的PH值較低（4.5～5.3）時，石灰石顆粒能高度溶解，石膏的品質也得到了提高，但脫硫效率相對較低。一級循環的脫硫效率基本能達到80%～90%，二級循環能達到93%～95%［9］，整體脫硫效率能達到99%以上。

在單塔雙循環脫硫工藝中，煙氣從脫硫塔下部進入依次通過兩級循環，石灰漿液pH較高的二級循環在脫硫塔的最上層，以保證出口處的SO2濃度低于限定值。原有脫硫塔進行雙pH值脫硫改造，是在塔外增加循環漿池，分別從不同的漿液池向一級和二級循環提供石灰漿，兩級循環能獨立控制，能較好地調節煙氣中的硫分變化。

雙塔雙循環工藝脫硫和單塔雙循環工藝原理近似，新建一座吸收塔與原塔作為兩級吸收塔裝置，能突破原有吸收塔的場地限制，對脫硫的控制更加精細化。但雙塔雙循環脫硫增加了煙氣流動的阻力，需要采用增壓風機進行增壓。

在現有電廠進行雙pH值脫硫工藝改造時，要配置相應的除霧器，對除霧器的性能進行升級，爭取做到脫硫后的液滴濃度低于40mg/m3。由于脫硫塔出口煙氣的溫度過低，直接排放會造成“煙囪雨”現象，故需采用煙氣再熱技術將煙氣溫度升到72℃以上［10］（部分人口稠密地區需酌情提高到90℃以上［8］）才能進行排放?，F有的回轉式GGH存在漏風現象，應予以拆除，用無泄漏的管式換熱器替代。

圖1 噴淋空塔（左）和單塔雙循環（右）煙氣處理流程

4.4 超低排放中單項工藝對其他工藝流程的影響

超低排放主要工藝包括除塵、脫硫、脫硝等工藝，工藝的技術路線選擇和布置順序會對整個煙氣處理流程產生影響。目前，中國大部分電廠普遍采用先脫硝、再除塵、最后脫硫的順序進行煙氣凈化處理。單項工藝在實現主要污染物脫除的同時，會對整體的超低排放效果產生影響，有正影響也有負影響，現在就以煙氣處理工藝的順序進行說明。

圖2 現有電廠改造路線

圖3 新建電廠典型設計路線（略去部分煙氣換熱部分）

SCR會使部分SO2轉化為SO3，這是負協同作用，需要在后面的工藝中對SO3進行協同脫除，避免SO3形成液滴對設備產生腐蝕。

目前，除塵工藝主流趨勢是和煙氣換熱系統（MG?GH）結合，進行低低溫電除塵改造，在運用除塵工藝之前，需要降低排煙溫度，利用換熱原理實現煙氣余熱的回收，節省燃料。煙塵溫度降低后，減少了煙氣量，降低了煙氣的流速，也利于SO3液化附著在粉塵上，這樣既利于粉塵的脫除，又利于減少SO3對后續設備的腐蝕。

若系統對汞的脫除有要求時，可以在除塵器后加裝一級活性焦捕集裝置，在脫汞的同時收集SO3。目前，利用新式的PTFE覆膜濾袋不但能濾除顆粒物和重金屬，還能濾除二噁英、呋喃等酸性氣體［2］。

脫硫塔在實現高效脫硫的同時，還可以對煙塵進行二次脫塵，一般的除塵效率在50%～70%，脫硫塔采用增效的噴淋系統和除霧裝置后可以使協同除塵效率達到70%以上。

部分煙氣超低排放工藝采用濕式電除塵器作為最后一道凈化工藝。濕式電除塵器既能實現70%～80%的除塵效率，還可以協同去除煙氣中殘留的SO3微液滴、汞等污染物，對氣溶膠、有毒化合物的去除也有顯著效果。

現有的超低排放工藝緊湊又合理，對硫化物、氮化物、煙塵等污染物的脫除效果顯著。合理選擇污染物處理工藝，需要考慮工程的高效性和經濟性，并綜合考慮這項工藝在整體流程中是否合理，是否會產生負協同作用，給下游的工藝增加過大壓力。工藝之間相互配合，上游工藝濾除對下游工藝產生重要影響的污染物，下游工藝在實現主工藝的同時能脫除上游工藝的副產物。合理組織整個煙氣污染物處理流程，就能實現燃煤電廠的煙氣超低排放。

5 改造電廠和新建電廠超低排放技術組合路線

隨著近幾年除塵技術的發展和脫硫工藝的改進，已投運電廠若能在第一道除塵工藝中實現煙塵的高效脫除（煙氣濃度小于10mg/m3），或能利用濕法脫硫聯合脫除時，可以不采用WESP，避免不必要的投資。已投運電廠若是第一道除塵工藝改造困難，或除塵效果不佳時，或除塵要求高時，則必須要加裝WESP。此外，在第一道除塵工序中采用超凈電袋技術除塵的效果顯著。對火電機組進行低低溫電除塵改造也可以提高除塵效率，低低溫除塵改造具有從整體工藝上節煤、節水并有除塵效率高的優點。未來一段時間內，預計會有更多的超低排放項目采用超凈電袋除塵或低低溫除塵改造作為除塵的主工藝。而當燃煤電廠的煤質波動大、負荷變化大且較為頻繁，嚴重影響一次除塵效果時，適合采用濕式電除塵器作為二次除塵工藝［11］。

第二，教學因素。部分高校的教育教學存在很大的問題，在人才培養方面與社會實踐需求不符，使得學生的社會適應能力較差，學習的積極性降低；有的教師專業理論水平或實踐教育水平較低，教學方法與模式單一枯燥，不能認真關心學生的發展與心理，了解學生的理解能力與學習能力，教學方式無法滿足學生對知識的需求，學生的課堂參與較降低；還有一些教師將大量的時間與精力用于科研，而對于教學工作的關心較少；部分學校的學習氛圍較差，學生的學習沒有緊迫感，影響學生的學習積極性。

脫硝工藝受限于鍋爐燃燒效率的經濟效益，若有條件則進行低氮燃燒改造，在爐膛內使用低氮燃燒器，采用低過量空氣燃燒、燃料分級燃燒、空氣分級燃燒、煙氣再循環等技術實現低氮燃燒，以降低NOx的產生。目前，NOx處理主要采取SCR技術，大部分燃煤電廠采用“2+1”和“3+1”模式，在最初設計時預留備用催化劑層的安裝位置。通過前后兩部分的脫硝，NOx的濃度能降低到50mg/m3以下。隨著催化劑效率的提升和脫硝工藝的成熟，未來會有更多的新建電廠采用低氮燃燒技術和SCR進行脫硝。

脫硫工藝相對成熟，已投運電廠可以根據實際情況進行脫硫塔增效改造、雙pH值循環脫硫改造，或對相應的噴淋裝置、漿液循環泵、除霧器進行改造，達到高效脫硫、協同除塵、降低出口液滴濃度等要求。新建電廠推薦使用石灰石-石膏濕法脫硫，采用雙pH值循環技術，可以采用單塔或雙塔進行煙氣處理，并采用高效的配套裝置。

目前，超低排放的主要改造趨勢是在爐膛內進行低氮燃燒改造、合理選擇SCR催化劑、增加SCR催化劑層數、改造煙氣換熱系統、改造除塵器為低低溫除塵或增加濾袋將其改造為電袋復合除塵、脫硫塔進行雙pH值循環脫硫，最后根據工程實際確定濕式電除塵器是否需要增加。

典型的已投運電廠超低排放改造路線和典型的新建電廠超低排放的設計路線分別如圖2和圖3所示。

已投運電廠可能受限于現有設施場地限制，無法實現所有裝置的改造升級，可以選擇對有改造條件的除塵器、脫硫塔和煙氣管道等進行改造，如增加SCR催化劑的層數、在電除塵后增加布袋除塵室、對脫硫塔進行增效改進（如增加石灰石漿液的流量和停留時間等），并將原有的回轉式GGH拆除，新建管式GGH。這種改造模式成本相對較低，改造停機時間短，且能達到煙氣污染物超低排放的目的。

新建電廠要充分考慮設計裕量，基本上都選擇最先進的工藝。首先要在爐膛內實現低氮燃燒、SCR催化劑要選用足夠的層數并保留備用層的安裝位置、設計合理的煙氣換熱系統實現低低溫電除塵、選用單/雙塔雙循環脫硫對脫硫進行精細化控制等。在整個工藝的最后是否增加濕式電除塵器需要看前方工藝的煙氣凈化效果，若無需要則不必安裝，但要預留相應的安裝位置，以備日后上游設備性能下降時，增設濕式電除塵器進行煙氣凈化。

具體的改造路線可以依據電廠的實際情況而定，已投運電廠可以針對不達標的工藝進行升級，以節省投資；新建電廠可以根據煤質、運行工況、地區政策等進行整體設計，并注意保留裕量。

6 2016年度超低排放技術行業發展動態

根據中電聯公布的2016年度火電廠環保產業信息［4］得出，在脫硫工藝中，石灰石-石膏法濕法脫硫工藝占新投運機組中的采用率為99.75%，在煙氣脫硫改造機組中的采用率為98.60%，均大于整體裝機比例96.12%，石灰石-石膏濕法脫硫工藝的發展是大勢所趨。

在煙氣脫硝工藝中，采用SNCR的比例（6.86%）略高于整體裝機比例（3.78%），采用SNCR+SCR的比例（3.20%）也高于整體裝機比例（1.56%）。產生這種現象的主要原因是SNCR的工程造價相對較低。

在先進除塵技術中，截至2016年底，累計采用袋式除塵、電袋復合除塵、濕式電除塵、低低溫電除塵器的機組容量約占煤電機組裝機容量的8.4%、23.9%、9.0%和9.0%，均高于2015年同期統計的6.51%、19.09%、6.39%和3.86%，各項先進除塵技術在2016年度都實現了大幅增長。

在中電聯公布的數據中，還包括火電廠煙氣脫硫脫硝的特許經營和委托經營數據（特許經營和委托經營是火電廠超低排放改造工程的具體操作方式，由具有資質的第三方進行污染物治理，使火電廠的煙氣污染物排放達到審計部門的標準）。截至2016年底，在運火電廠煙氣脫硫特許經營的機組容量超過1.08億kW，煙氣脫硝特許經營機組容量超過0.76億kW；在運火電廠煙氣脫硫委托運營的機組容量超過0.69億kW，煙氣脫硝委托運營的機組容量超過0.13億kW。各項數據的比例如表5所示。

表5 火電廠煙氣脫硫脫硝特許經營與委托運營數據

靈活的經營模式激發了市場活力，有力推進了我國火電廠超低排放改造市場的發展，相信在不遠的將來，我國燃煤火電廠的煙氣污染物處理水平將會有更大提升，為我國環保事業增磚添瓦。

7 結語

隨著我國經濟不斷發展和環境治理力度加大，燃煤電廠實現超低排放改造勢在必行?！耙虻刂埔耍蛎褐埔?，因爐制宜，因標準制宜”，合理考慮電廠的整改目的與設計要求，選擇高效、經濟的超低排放路線是可以實現的。從提高主要的除塵、脫硝和脫硫工藝的效率出發，提升對主要污染物的處理，并從多種污染物的協同處理角度進行考慮，對煙塵、NOx、SO2、汞等污染物進行綜合治理，在達到煙塵凈化目的的前提下減少投資和簡化控制，是未來超低排放工藝流程的發展方向。

［1］國家發展改革委，環境保護部，國家能源局.關于印發《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》的通知（發改能源［2014］2093號）［EB/OL］.（2014-09-12）［2017-11-01］.http://www.zhb.gov.cn/gkml/hbb/gwy/201409/t20140925_289556.htm.

［2］江得厚，王賀岑，張營帥，等.袋式除塵器在燃煤電廠煙氣“超低排放”應用分析探討［J］.工業安全與環保，2015（10）：87-91.

［3］張東輝，莊燁，朱潤儒，等.燃煤煙氣污染物超低排放技術及經濟分析［J］.電力建設，2015（5）：125-130.,

［4］中電聯節能環保分會.中電聯發布2016年度火電廠環保產業信息［EB/OL］.（2017-05-12）［2017-08-28］.http：//www.cec.org.cn/huanbao/jienenghbfenhui/fenhuidongtai/fenhuixinwen/2017-05-12/168223.html.

［5］全國環保產品標準化技術委員會環境保護機械分技術委員會，浙江菲達環?？萍脊煞萦邢薰?電除塵器［M］北京：中國電力出版社，2010.

［6］吳玉生.燃煤電廠煙塵超低排放技術路線比選研究［J］.能源與節能，2016（4）：5-7，9.

［7］段傳和，夏懷祥.選擇性非催化還原法（SNCR）煙氣脫硝［M］.北京：中國電力出版社，2011.

［8］全國環保產品標準化技術委員會環境保護機械分技術委員會，武漢凱迪電力環保有限公司.燃煤煙氣濕法脫硫裝置［M］.北京：中國電力出版社，2010.

［9］李興華，何育東.燃煤火電機組SO2超低排放改造方案研究［J］.中國電力，2015（10）：148-151，160.

［10］李帥英，武寶會，牛國平，等.600MW燃煤機組大氣污染物超低排放技術應用［J］.熱力發電，2016（12）：25-29.

［11］朱法華.燃煤電廠煙氣污染物超低排放技術路線的選擇［J］.中國電力，2017（3）：9-16.

An Overview of Ultra-low Emission Technology and Development of Coal-fired Units

Liu Bei
（Shanghai University of Electric Power，Shanghai 200000）

In the face of the severe environmental pressure,the national pollutant emission requirements for coal-fired power plants has greatly increased in recent years.This paper mainly introduced the existing ul?tra low emission in the process of single technology,and analyzed of the pros and cons of single technology and influence on the ultra low emission process,the role of coordination and collaboration between differ?ent process.By technical performance,comprehensive comparison and reference of ultra-low emissions trans?formation and new plant low emissions of the design process,the engineering application of coal-fired pow?er plants in our country,pointed out some reduction technology and the development trend of the develop?ment direction of the whole process.

ultra-low emissions；flue gas desulfurization；SCR；dust removal technology

X773

A

1003-5168（2017）12-0120-06

2017-11-01

上海市科委地方院校能力建設項目（15160500800）；上海高校青年教師培養資助計劃（ZZsdl15142）。

劉備（1993-），男，碩士，研究方向：燃煤機組熱力發電與控制。