重磅：煤电超低排放技术的经济与环境效益分析-北极星火力发电网

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回顾煤电超低排放的发展历程以及超低排放限值与国内外主要燃煤国家煤电机组大气污染物排放标准限值的比较，基本可以得出一个结论：结合煤质条件，煤电机组在烟气含氧量为6%的标态干烟气状态下，烟尘排放小于10毫克/立方米、二氧化硫排放小于35毫克/立方米、氮氧化物排放小于50毫克/立方米，全面低于目前世界各国最严的煤电机组排放标准限值，可以称之为超低排放;对于烟尘排放小于5毫克/立方米、二氧化硫排放小于35毫克/立方米、氮氧化物排放小于50毫克/立方米的煤电机组排放，可以称之为超超低排放

一、煤电超低排放的技术经济分析

煤质优是实现超低排放的有利条件

根据国内部分实现烟尘超低排放或超超低排放的煤电机组控制技术可以看出，要想实现烟尘的超超低5毫克/立方米的排放，湿式ESP是必不可少的配置，湿法脱硫(包括石灰石-石膏湿法脱硫、海水脱硫等)前可以采用电除尘器、袋式除尘器、电袋复合除尘器，如果单独采用电除尘器，一般需配套采用电除尘器新技术，包括低低温电除尘技术、旋转电极技术、新型高压电源与控制技术等。此外，目前实现超低排放电厂的燃煤灰分均不超过25%，其中有部分电厂燃煤灰分甚至低于15%。

二氧化硫控制技术方面，相对于常规的石灰石-石膏湿法脱硫系统，实现超低排放的脱硫新技术主要有双循环技术(包括单塔双循环、双塔双循环)、托盘塔技术(包括单托盘、双托盘)、增加喷淋层、性能增强环、添加脱硫增效剂等。

至于氮氧化物控制技术，首先是采用先进的低氮燃烧技术，在不影响锅炉效率与安全的前提下尽可能低的控制锅炉出口烟气中氮氧化物的浓度，然后采用选择性催化还原SCR烟气脱硝。与传统的SCR脱硝相比，超低排放机组脱硝系统区别主要在于SCR催化剂的填装层数或催化剂的体积，改造工程多将原有的2+1层催化剂直接更改为3层全部填装，部分电厂采用3+1层SCR催化剂。改造后,系统脱硝效率可以达到85%～90%。

需要强调的是，要想实现超低或超超低排放，燃煤煤质是有利的条件，最好是低硫、低灰、高挥发分、高热值烟煤。如燃煤低位发热量4000千卡/千克，灰分35%，除尘前烟气中烟尘浓度约为53.8克/立方米，即使总的除尘效率高达99.99%，烟尘排放浓度仍大于5毫克/立方米的超超低排放要求;又如，燃煤含硫量为3%的煤，其产生烟气中二氧化硫的浓度在6900毫克/立方米左右，脱硫系统的脱硫效率即使长期稳定达到99%，其排放浓度仍高达69毫克/立方米，不能满足超低排放35毫克/立方米的要求。

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