5.2. 2. 1 技术原理

a）电除尘技术是在高压电场内，使悬浮于烟气中的烟尘或颗粒物受到气体电离的作用而荷电， 荷电颗粒在电场力的作用下，向极性相反的电极运动，并吸附在电极上，通过振打、水膜清除等使 其从电极表面脱落，实现除尘的全过程。依据电极表面灰的清除是否用水，分为干式电除尘和湿式 电除尘。干式电除尘常被称作电除尘，湿式电除尘常被称作湿电。 b）为电除尘器供电的电源主要有高频电源、三相电源、恒流电源、脉冲电源和工频电源等

5.2. 2. 2 技术特点及适用性

电除尘技术具有除尘效率高、适用范围广、运行费用较低、使用维护方便、无二次污染等优点， 但其除尘效率受煤、灰成分等影响较大，且占地面积较大。 b）技术适用性 电除尘技术适用于工况比电阻在1×10+2·cm1×10112·cm范围内的烟尘去除，可在范围很宽的 温度、压力和烟尘浓度条件下运行。 c）影响性能的主要因素 影响电除尘器性能的主要因素有工况条件、电除尘器的技术状况和运行条件。 d）污染物排放与能耗 电除尘器除尘效率为99.20%~99.85%，出口烟尘浓度可达到20mg/m3以下，其能耗主要为电耗 电除尘器使用高频、脉冲等新型电源供电，与使用工频电源供电相比，可减少污染物排放或在同等 除尘效率下实现节能。 e）存在的主要问题 常规电除尘技术存在高比电阻粉尘引起的反电晕、振打引起的二次扬尘及微细烟尘荷电不充分 等导致除尘效率下降的间题

水产标准5. 2. 2. 3 技术发展与应用

①低低温电除尘技术是通过烟气冷却器降低电除尘器入口烟气温度至酸露点以下的电除尘技 术。烟尘工况比电阻大幅下降，烟气流量减小，可实现较高的除尘效率；同时，烟气申气态SO将 冷凝成液态的硫酸雾，通过烟气中烟尘吸附及化学反应，可去除烟气中大部分SO3；在达到相同除 尘效率前提下，与常规干式电除尘器相比，低低温电除尘器的电场数量可减少，流通面积可减小， 行功耗降低，节能效果明显。但烟尘比电阻降低会削弱捕集到阳极板上烟尘的静电黏附力，从而 导致二次扬尘有所增加。 ②低低温电除尘器适用于灰硫比大于100的烟气条件，灰硫比是指低温省煤器（烟气冷却器） 入口烟气中烟尘质量浓度与SO3质量浓度之比。 b）湿式电除尘技术 ①湿式电除尘技术是用水膜清除吸附在电极上的颗粒物。根据阳极板的形状，湿式电除尘器分 为板式和管式等，应用较多的是管式中的蜂窝式与板式。湿式电除尘器安装在脱硫设备后，可有效 去除烟尘及湿法脱硫产生的次生颗粒物，并能协同脱除SO3、汞及其化合物等。 ②影响湿式电除尘器性能的主要因素有湿式电除尘器的结构型式、入口浓度、粒径分布、气流 分布、除尘器技术状况和冲洗水量。 ③湿式电除尘器除电耗外，还有水耗、碱耗，外排废水宜统筹考虑作为湿法脱硫系统补充水。 c）高频电源技术 ①高频电源是应用高频开关技术，将工频三相交流电源经整流、高频逆变、升压、二次整流输 出直流负高压的高压供电电源

②高频电源在纯直流供电方式下，烟尘排放可降低30%～50%；高频电源在间歇脉冲供电方式 下，可节能50%～70%；高频电源控制方式灵活，其本身效率和功率因数较高，均可达0.95；还具 有重量轻、体积小、结构紧凑、三相平衡等特点，在燃煤电厂得到了广泛的应用。 d）脉冲电源技术 ①脉冲电源是电除尘配套使用的新型高压电源，通常由一个直流高压单元和一个脉冲单元叠加 组成，直流高压单元可采用工频电源、三相电源、高频电源。脉冲电源可较大幅度地提高电场峰值 电压，脉冲电压宽度一般为120μus及以下。 ②脉冲电源在提高电场电压的同时可保持较低的平均直流电流，抑制反电晕的发生，因此能提 高除尘效率；脉冲高压、脉冲重复频率等参数单独可调，对不同工况的粉尘变化具有良好的适应性。 同等工况下，与工频电源相比，可减少烟尘排放50%以上，降低能耗30%～70%，已有多个电厂成 功应用。 e）移动电极、离线振打等清灰技术 ①移动电极是改变传统的振打清灰为清灰刷清灰，可避免反电晕现象并最大限度地减少了二次 扬尘，增大了粉尘驱进速度，可提高除尘效率，但其对设备的设计、制造、安装工艺要求较高。 ②离线振打清灰是将需要清灰的烟气通道出口或进、出口烟气档板关闭，并停止供电，进行振 打清灰，大幅减少清灰过程中的二次扬尘。档板关闭会影响电除尘器本体内的流场，需通过风量调 整装置来防止流场恶化。一般在电除尘器末电场使用，已有多个电厂成功应用。 f）机电多复式双区电除尘技术 ①机电多复式双区电除尘技术是荷电区与收尘区交替布置，荷电区与收尘区分别供电的电除尘 技术。荷电区由放电能力强的极配形式构成，布置在收尘区的前端；收尘区由数根圆管组合的辅助 电晕极与阳极板配对，运行电压高，场强均匀，电晕电流小，能有效抑制反电晕， ②由于圆管电晕极的表面积大，可捕集正离子粉尘，从而达到节电和提高除尘效率的目的。 般布置于末电场，单室应用时需增加一套高压设备。 g）电凝聚技术 电凝聚技术是通过双极荷电及扰流聚合实现细颗粒的有效凝聚，形成大颗粒后被电除尘器有效 士251a

f）机电多复式双区电除尘技术

5. 2. 2. 4 主要工艺参数及效果

干式电除尘器的主要工艺参数及效果见表2。干式电除尘器对煤种的除尘难易性评价方法见

表2干式电除尘器的主要工艺参数及效果

注：Sar指煤收到基中含硫量，氧化物指飞灰（烟尘）中

湿式电除尘器的主要工艺参数及效果见表4。湿式电除尘器出口颗粒物浓度取决于入口的颗 浓度以及湿式电除尘器的具体参数

表4湿式电除尘器的主要工艺参数及效果

2.3电袋复合除尘技术

5. 2. 3. 1技术原理

a）电袋复合除尘技术是电除尘与袋式除尘有机结合的一种复合除尘技术，利用前级电场收集大 部分烟尘，同时使烟尘荷电，利用后级袋区过滤拦截剩余的烟尘，实现烟气净化。 b）电袋复合除尘器按照结构型式可分为一体式电袋复合除尘器、分体式电袋复合除尘器和嵌入 式电贷复合除尘器。其中，一体式电袋复合除尘器技术最为成熟，应用最为广泛。

5. 2. 3. 2 技术特点及适用性

电袋复合除尘器具有长期稳定低排放、运行阻力低、滤袋使用寿命长、运行维护费用低、占 积小、适用范围广的特点。 b）技术适用性 电袋复合除尘技术适用于国内大多数燃煤机组燃用的煤种，特别是高硅、高铝、高灰分、高

电阻、低硫、低钠、低含湿量的煤种。该技术的除尘效率不受煤质、烟气工况变化的影响，排放长 期稳定可靠，尤其适用于排放要求严格的地区及老机组除尘系统改造。 c）影响性能的主要因素 影响电袋复合除尘器性能的主要因素有设备的运行条件、设备的设计、制作和安装质量。要考 虑滤料选型与烟气成分匹配，运行温度宜高于酸露点10℃～20℃。 d）污染物排放与能耗 ①电袋复合除尘器能够长期稳定保持污染物达标或超低排放，除尘效率为99.50%～99.99%，出 口烟尘浓度通常在20mg/m3以下。 ②电袋复合除尘器的能耗主要为高压供电设备电耗、引风机电耗、绝缘子加热器电耗等

5.2.3.3技术发展与

）超净电装复合除尘技木 超净电袋复合除尘技术是基于最优耦合匹配、高均匀多维流场、微粒凝并、高精过滤等多项技 术组合形成的新一代电袋复合除尘技术，可实现除尘器出口烟尘浓度长期稳定小于10mg/m3，甚至 可达到小于5mg/m3。 b）耦合增强电袋复合除尘技术 耦合增强电袋复合除尘技术是将前电后袋整体式电袋技术与嵌入式电袋技术相结合形成的新型 电袋复合除尘技术。该技术具有高过滤风速、滤袋更换及维护费用低的优点，是电袋复合除尘技术 重要的发展方向之一，可实现除尘器出口烟尘浓度小于5mg/m3。 c）高精过滤和强耐腐滤料技术 ①高精过滤是指滤袋采用特殊结构和先进的后处理工艺，使滤袋表面的孔径小、孔隙率大，有 数防止细微粉尘的穿透，提高过滤精度的新型滤袋技术。典型的高精过滤滤料有PTFE（聚四氟乙烯） 微孔覆膜滤料和超细纤维多梯度面层滤料。高精过滤滤料制成滤袋后，需进一步采用缝制针眼封堵 技术，防止极细微粉尘从针眼穿透。 ②强耐腐滤料是指PPS（聚苯硫醚）、PI（聚酰亚胺）、PTFE（聚四氟乙烯）高性能纤维按不同 组合、不同比例、不同结构进行混纺的系列滤料配方和生产工艺，形成了PTFE基布+PPS纤维、 PPS+PTFE混纺、PI+PTFE混纺的多品种高强度耐腐蚀系列滤料，适应各种复杂的烟气工况，可延 长滤袋使用寿命。 d）大型电袋流场均布技术 采用数值模拟和物理模型相结合的方法，保证各种容量等级的机组，特别是百万千瓦机组的特 大型电袋复合除尘器各净气室的流量相对偏差小于5%，各分室内通过每个滤袋的流量相对均方根差 不大于0.25。 e）长袋高效清灰技术 长袋高效清灰技术是采用10.16cm（4英寸）大口径脉冲阀对25条以上大口径长滤袋（8m～10m） 进行喷吹的清灰技术。该技术可确保长滤袋的清灰效果，提高电袋复合除尘器空间利用率，简化总 体结构布置。 f）前沿技术 ①金属滤料技术 采用金属材质的原料，经特殊的制造工艺制成的多孔过滤材料。按制作工艺分为烧结金属纤维 毡和烧结金属粉末过滤材料。烧结金属纤维毡由具有耐高温、耐腐蚀性的不锈钢材质制成的金属纤 维经过无纺铺制后烧结而成，通常采用梯度分层纤维结构。烧结金属粉末过滤材料是由球形或不规 则形状的金属粉未或合金粉末经模压成形与烧结而制成，以铁铝金属间化合物膜最为典型。 ②电袋协同脱汞技术 电袋协同脱汞技术是以改性活性炭等作为活性吸附剂脱除汞及其化合物的前沿技术。该技术在 电场区和滤袋区之间设置活性吸附剂吸附装置，活性吸附剂与浓度较低的粉尘在混合吸附后经后级 滤袋过滤、收集，达到去除气态汞的目的，其气态汞脱除效率可达90%以上。滤袋区收集的粉尘和 吸附剂的混合物经灰斗循环系统多次利用，以提高吸附剂的利用率，直到吸附剂达到饱和状态而被

5.2.3.4主要工艺参数及效果

电袋复合除尘器的主要工艺参数和效果见表5。

表5电袋复合除尘器的主要工艺参数及效果

5.2.4袋式除尘技术

5.2.4.1技术原理

袋式除尘技术是利用纤维织物的拦截、惯性、扩散、重力、静电等协同作用对含尘气体进行过 滤的技术。当含尘气体进入袋式除尘器后，颗粒大、比重大的烟尘，由于重力的作用沉降下来，落 入灰斗，烟气中较细小的烟尘在通过滤料时被阻留，使烟气得到净化，随着过滤的进行，阻力不断 上升，需进行清灰。按清灰方式分为脉冲喷吹类、反吹风类及机械振打类袋式除尘器。电厂主要采 用脉冲喷吹类袋式除尘器，可采取固定行喷吹或旋转喷吹方式。

5.2.4.2技术特点及适用性

袋式除尘器除尘效率基本不受燃烧煤种、烟尘比电阻和烟气工况变化等影响，占地面积小，控 制系统简单，可实现较为稳定的低排放。 b）技术适用性 袋式除尘技术适用煤种及工况条件范围广泛。 c）影响性能的主要因素 影响袋式除尘器性能的主要因素有设备的运行条件、入口烟尘浓度、设备的设计、制作和安装 质量。要考虑滤料选型与烟气成分匹配，运行温度宜高于酸露点10℃～20℃。滤袋选型要充分考虑 烟气温度、煤含硫量、烟气含氧量和NOx浓度等因素影响。 d）污染物排放与能耗 袋式除尘器的除尘效率为99.50%～99.99%，出口烟尘浓度可控制在30mg/m3或20mg/m3以下。 当采用高精过滤滤料时，出口烟尘浓度可以实现10mg/m3以下。袋式除尘器的能耗主要为引风机和 空压机系统的电耗。

5. 2. 4. 3 技术发展与应用

a）针刺水刺复合滤料技术 采用先针刺后水刺工艺生产三维毡滤料的技术，可克服针刺工艺刺伤纤维和留有针孔两大端， 延长滤袋寿命和提高过滤精度，同时可降低生产成本，提高经济性。 b）大型化袋式除尘技术 采用下进风、端进端出气的进出风方式，以及阶梯形花板、挡风导流板、各通道或分室设置阀 门等结构，有效调节各通道和各室流场的均匀分布，实现大型袋式除尘器的气流均布。如40.64cm （16英寸）大规格脉冲阀和大型低压脉冲清灰的适配技术，7.62cm（3英寸）、10.16cm（4英寸） 阀喷吹18条~28条长滤袋（6m~10m）的喷吹技术。

4.4主要工艺参数及效

袋式除尘器的主要工艺参数和效果见表6。

5.2.5烟尘达标可行技术 5.2.5.1电除尘、电袋复合除尘、袋式除尘均是达标排放可行技术。当电除尘器对煤种的除尘难易性 为“较易"或“一般"时（评价方法见表3），宜选用电除尘技术；当煤种除尘难易性为“较难"时，600MW 级及以上机组宜选用电袋复合除尘技术，300MW级及以下机组可选用电袋复合除尘技术或袋式除尘 技术。

表6袋式除尘器的主要工艺参数及效果

5.2.5.2电除尘器价 防结露的措施，当采用 低低温电除尘、湿式电除尘技术时，宜采用防露节能型绝缘子或设置热风吹扫装置 5.2.5.3考虑到湿法脱硫对颗粒物的洗涤作用，当颗粒物排放浓度执行30mg/m*标准限值时，除尘器 出口烟尘浓度宜低于50mg/m3；当颗粒物排放浓度执行20mg/m3标准限值时，除尘器出口烟尘浓度 宜低于30mg/m。

5. 3. 1 一般规定

5.3.1.1按照脱硫工艺是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫技术分为湿法、干法和半干法三种 工艺。 5.3.1.2湿法脱硫工艺选择使用钙基、镁基、海水和氨等碱性物质作为液态吸收剂，在实现SO2达标 或超低排放的同时，具有协同除尘功效，辅助实现烟气颗粒物超低排放。 5.3.1.3干法、半干法脱硫工艺主要采用干态物质（例如消石灰、活性焦等）吸收、吸附烟气中SO2

5.3.2.2技术特点及适用性

5. 3. 2. 3 技术发展与应用

液强化传质装置，形成稳定的持液层，提高烟气穿越持液层时气液固三相传质效率；通过调整 密度及雾化效果，改善气液分布。这些SO2脱除增效手段还有协同捕集烟气中颗粒物的辅助功育 配合脱硫塔内、外加装的高效除雾器或高效除尘除雾器，复合塔系统的颗粒物协同脱除效率可

70%以上。该类技术目前应用较多的工艺包括：旋汇耦合、沸腾泡沫、旋流鼓泡、双托盘、流管 栅等。 b）pH值分区技术 设置2个喷淋塔或在1个喷淋塔内加装隔离体对脱硫浆液实施物理分区或依赖浆液自身特点（流 动方向、密度等）形成自然分区，达到对浆液pH值的分区控制。部分脱硫浆液pH值维持在较低区 间（4.5～5.3），以确保石灰石溶解和脱硫石膏品质，部分脱硫浆液pH值则提高至较高区间（5.8～ 5.4），提高对烟气中SO2的吸收效率。与此同时，优化脱硫浆液喷淋（喷淋密度、雾滴粒径等），不 仅可以提高脱硫效率，对烟气中细微颗粒物的协同捕集也有增效作用，再配合脱硫塔内、外加装的 高效除雾器或除尘除雾器，pH值分区系统颗粒物协同脱除效率可达到50%～70%。典型工艺包括： 单塔双pH值、双塔双pH值、单塔双区等。 c）烟气冷却与除雾技术 ①烟气冷却技术。在未采用低低温电除尘器的情况下，可在脱硫塔前加装低温省煤器（烟气换 热器），将进入脱硫塔的烟气温度降低到80℃左右，提高脱硫效率的同时，可实现节能节水。通常 采用氟塑料或高级合金钢等耐腐蚀材料作为烟气换热器换热元件材质。 ②烟气除雾技术。在脱硫塔顶部或塔外应安装除雾器或除尘除雾器，在除雾器后还可采用声波 团聚技术进一步减少烟气雾滴排放。在控制逃逸雾滴浓度低于25mg/m3，雾滴中可过滤颗粒物含量 小于10%时，可协同实现颗粒物超低排放。 d）烟气除水与再热技术 ①烟气除水技术。在湿烟气排放前加装烟气冷却凝结装置，使净烟气中饱和水汽冷凝成水回收 利用，回收水量与烟气冷却温降及当地环境条件有关。该技术同时可减少外排烟气带水，并减少烟 气中可溶解盐类和可凝结颗粒物的排放，必要时可对除水后的烟气进行再热，以进一步减少白烟。 ②烟气再热技术。在湿烟气排放前通过管式热媒水烟气换热器（MGGH）将净烟气加热至75℃ 左右后排放。

5.3.2.4主要工艺参数及效果

5.3.3烟气循环流化床脱硫技术

5.3.3.1技术原理

5.3.3.2技术特点及适用性

烟气循环流化床脱硫技术具有工艺流程简洁、占地面积小、节能节水、排烟无需再热、烟无 需特殊防腐、无废水产生等特点。副产物为干态，便于处理处置。 b）技术适用性 该技术适用于燃用中低硫煤或有炉内脱硫的循环流化床机组，特别适合缺水地区。 c）影响性能的主要因素 烟气循环流化床脱硫效率受吸收剂品质、钙硫比、反应温度、喷水量、停留时间等多种因素影 响。其中，吸收剂品质对脱硫效率影响较大，一般要求生石灰粉细度小于2mm，氧化钙含量不小于 80%，加适量水后4min内温度可升高到60℃。 d）污染物排放与能耗 烟气循环流化床脱硫技术脱硫效率为93%～98%。烟气循环流化床吸收塔入口SO2浓度低于 3000mg/m3时可实现达标排放，低于1500mg/m3时可实现超低排放。能耗主要为风机、吸收剂输送 及再循环系统等消耗的电能，可占对应机组发电量的0.5%～1.0%。 e）存在的主要问题 脱硫剂生石灰需由石灰石烧而成，对脱硫剂品质要求较高，且殿烧过程会增加能耗及污染物

5. 3. 3. 3 技术发展与应用

a）循环氧化吸收协同脱硝技术（CirculatingOxidationandAbsorption，简称COA）是在烟气循 不流化床脱硫技术的基础上，利用循环流化床激烈瑞动的、巨大表面积的颗粒作为反应载体，通过 烟气自身或外加氧化剂的氧化作用，将烟气中NO转化为NO2，再与碱性吸收剂发生中和反应实现 脱硝，协同脱硝效率一般控制在40%～60%。 b）COA技术在实现烟气脱硫的同时可单独用作电厂炉后的烟气脱硝，也可与SCR或选择性非 催化还原（SNCR）脱硝技术组合应用，作为烟气NOx超低排放的工艺选配。

烟气循环流化床脱硫技术的主要工艺参数及效果见表8。

烟气循环流化床脱硫技术主要工艺参数及效果

5. 3.4. 1技术原理

5.3.4.2技术特点及适用性 a）技术特点 氨水碱性强于石灰石浆液，可在较小的液气比条件下实现95%以上的脱硫效率。采用空塔喷淋 技术，系统运行能耗低，且不易结垢。该技术要求入口烟气含尘量小于35mg/m3。副产品硫酸铵作 为化肥原料，可实现资源回收利用。 b）技术适用性 氨法脱硫对煤中硫含量的适应性广，适用于电厂周围200km范围内有稳定氨源，且电厂周围没 有学校、医院、居民密集区等环境敏感目标的300MW级及以下的燃煤机组。 c）影响性能的主要因素 氨法脱硫效率主要受浆液pH值、液气比、停留时间、吸收剂用量、塔内气流分布等多种因素 影响。

5.3.4.2技术特点及适用性

d）污染物排放与能耗 氨法脱硫效率为95.0%～99.7%，入口烟气浓度小于12000mg/m3时，可实现达标排放；入口浓 度小于10000mg/m3时，可实现超低排放。能耗主要为循环泵、风机等电耗，可占对应机组发电量的 0.4%~1.3% e）存在的主要问题 液氨、氨水属于危险化学品，其装卸、运输与贮存须严格遵守相关的管理与技术规定。当燃煤 工艺水中氯、氟等杂质偏高时会导致杂质在脱硫吸收液中逐渐富集，影响硫酸铵结晶形态和脱水效 率，因此，浆液需定期处理，不得外排。脱硫过程中容易产生氨逃逸（包括硫酸铵、硫酸氢铵等）， 需要严格控制。副产品硫酸铵具有腐蚀性，吸收塔及下游设备应选用耐腐蚀材料。

3.4.3技术发展与应用

a）氨法脱硫技术目前主要采用多段复合型吸收塔氨法脱硫工艺，对煤种适应性好，在低、中、 高含硫烟气治理上的脱硫效率达99%以上。 b）氨法脱硫技术主要用于工业企业的自备电厂，最大单塔氨法脱硫烟气量与300MW燃煤发电 机组烟气量相当。

氨法脱硫技术的主要工艺参数及效果见表9。

氨法脱硫技术的主要工艺参数及效果见表9

表9氨法脱硫主要工艺参数及效果

5.3.5海水脱硫技术

5.3.5.1技术原理

海水脱硫技术是利用天然海水的碱性，脱除烟气中的SO2，再用空气强制氧化为硫酸盐排入海 水中

5.2技术特点及适用性

a）技术特点 海水法烟气脱硫技术是以海水为脱硫吸收剂，除空气外不需其它添加剂，工艺简洁，运行可靠 维护方便。 b）技术适用性 适用于燃煤含硫量不高于1%、有较好海域扩散条件的滨海燃煤电厂，须满足近岸海域环境功能 区划要求。 c）影响性能的主要因素 海水脱硫效率受海水碱度、液气比、塔内烟气流场分布等因素影响。 d）污染物排放与能耗 海水脱硫效率为95%～99%，对于入口S02浓度小于2000mg/m3的烟气可实现超低排放。 e）存在的主要问题 海水脱硫排水对周边海域海水温度、pH值、盐度、重金属等可能存在潜在影响

5.3.5.3主要工艺参数及效果

海水脱硫的主要工艺参数及效果见表10。

5. 3. 6 脱硫新技术

5.3. 6. 1活性焦脱硫技术

5.3.6.2有机胺脱硫技术

军吸出来形成纯净的气态SO2；解吸出 的SO2可用于生产硫酸。该技术脱硫效率可达99.8%。 b）有机胺脱硫技术对脱硫烟气中粉尘、氯、氟含量要求较严，需对原烟气进行高效预处理。此 外，有机胺的抗氧化性以及脱硫过程中生成的热稳定盐脱除等问题，需进一步研究解决。该技术初 始投资大，运行能耗和有机胺成本高，

5.3.6.3生物脱硫技术

a）生物脱硫技术是用可再生的碱溶液将烟气中的SO2洗涤进入液相后，利用需氧、厌氧菌的生 物特性将SO2转化成硫磺的资源化脱硫技术。该技术工艺流程水耗低、产品利用价值高，具有典型 的循环经济特点。 b）该技术利用高浓度化学需氧量（COD）废水作为微生物的营养源，实现了以污治污，但其应 用会受到废水来源的限制。

5. 3. 7 SO,达标可行技术

表11火电厂S0,达标排放可行技术

5.4低氮燃烧与烟气脱硝技术

5. 4. 1 一般规定

5.4.2低氨燃烧技术

5.4.2低氮燃烧技木

a）低燃烧技不定通过合理配直炉内流场、 温度场及物科布以改变N的生成环境，从用 降低炉膛出口NOx排放的技术，主要包括低氮燃烧器（LNB）、空气分级燃烧、燃料分级燃烧等技 术。 b）低氮燃烧器（LNB）技术是通过特殊设计的燃烧器结构，控制燃烧器喉部燃料和空气的动量 及流动方向，使燃烧器出口实现分级送风并与燃料合理配比，减少NOx生成的技术。 c）空气分级燃烧技术是通过控制空气与煤粉的混合过程，将燃烧所需空气逐级送入燃烧火焰中， 更燃料在炉内分级分段燃烧，减少NOx生成的技术。 d）燃料分级燃烧技术是在主燃烧器形成初始燃烧区的上方喷入二次燃料，从而形成富燃料燃烧 的再燃区，当NOx进入该区域时与还原性组分反应生成Nz，减少NOx生成的技术。

4. 2. 2技术特点及适

低氮燃烧技术具有不需要添加脱硝剂，改造容易，投资和运行费用低，运行简单、维护方便、 无二次污染等特点，但其NOx减排效率会受到燃烧方式、煤种、炉型和锅炉容量等因素影响。 b）技术适用性 低氮燃烧技术仅需对锅炉内部进行改造，适用性强，是控制NOx的首选技术。低氮燃烧器（LNB 般配合空气分级燃烧使用，应用广泛。燃料分级燃烧对二次燃料要求较高，系统相对复杂，应用 受到限制。 c）影响性能的主要因素 ①影响低氮燃烧系统性能的主要因素有炉型、机组容量、煤种、燃烧方式（切向燃烧、前后墙 对冲式燃烧、W火焰燃烧）、低氮燃烧技术种类等。 ②低氮燃烧器减少NOx的性能主要受燃烧器的种类、煤粉细度、烟气流场等影响。空气分级燃 烧减少NOx的性能主要受主燃烧区过量空气系数和燃烧温度等影响。燃料分级燃烧减少NOx的性能 主要受二次燃料种类的影响，采用碳氢类气体或液体燃料作为二次燃料时NOx控制效果较好；采用 煤粉作为二次燃料，煤粉挥发性高和细度小时NOx控制效果较好。 d）污染物排放与能耗 低氮燃烧器技术NOx减排率可达20%~50%。空气分级燃烧技术在燃用挥发分较高的烟煤时，

配合低氮燃烧器使用，在不降低锅炉效率的同时，可实现NOx减排率40%～60%。燃料分级燃烧技 术NOx减排率可达30%～50%。低氮燃烧技术一般不增加能耗。 e）存在的主要问题 低氮燃烧器技术易导致锅炉中飞灰的含碳量上升，降低锅炉效率；若运行控制不当会出现炉内 结渣、水冷壁腐蚀等间题，影响锅炉运行稳定性

5.4. 2. 3技术发展与应用

针对燃煤电煤质多 煤粉燃烧器、可调式浓淡燃烧器、风包粉系列低NOx燃烧器、高浓度煤粉燃烧器、低NOx同轴改良 型燃烧器等技术，可实现NOx的减排、增加锅炉运行的稳定性。

低氮燃烧技术NOx减排效果，因煤种、炉型、机组容量和燃烧方式不同而存在差异，主要低 烧技术及效果见表12

表12低NO.燃烧技术及效果

5.4.3SCR脱技术

5. 4. 3.1技术原理

a）选择性催化还原（SCR）技术是指利用脱硝还原剂（液氨、氨水、尿素等），在催化剂作用 下选择性地将烟气中的NOx（主要是NO、NO2）还原成氮气（N2）和水（H2O），从而达到脱除NO 的目的。 b）SCR脱硝系统一般由还原剂储存系统、还原剂混合系统、还原剂喷射系统、反应器系统及监 测控制系统等组成。

5.4.3.2技术特点及适用性

SCR脱硝技术需要设置SCR反应器，多为高尘高温布置，安装在锅炉省煤器与空气预热器之间 对场地有一定要求，初始投资和运行成本较高。 b）技术适用性 SCR脱硝技术对煤质变化、机组负荷波动等具有较强适应性，应根据烟气特点选择适用的催化 剂。 c）影响性能的主要因素 影响脱硝效率的因素主要包括催化剂性能、烟气温度、反应器及烟道的流场分布均匀性、氨氮 摩尔比等。 d）污染物排放与能耗 SCR脱硝技术的脱硝效率为50%～90%。脱硝系统阻力一般控制在1400Pa以下，能耗主要是风机 的电耗，占对应机组发电量的0.1%～0.3%。 e）存在的主要问题 锅炉启停机及低负荷时，烟气温度达不到催化剂运行温度要求，此时SCR系统不能有效运行： 会造成短时NOx排放浓度超标。逃逸氨和SO3会反应生成硫酸氢铵，导致催化剂和空气预热器堵塞 逃逸氨及废弃催化剂处置不当会引起二次污染。采用液氨作为还原剂会存在一定环境风险。

5.4.3.3技术发展与应用

温下催化剂活性，保障各种负荷条件下SCR脱硝系统运行。 b）脱硝增效技术 ①增加催化剂用量。采用增加运行催化剂层数或有效层高，脱硝效率可提高至90%以上。该技 术单纯利用增加催化剂实现NOx的高效脱除，可能造成空气预热器堵塞等问题， ②高效喷氨混合和流场优化技术。结合实际工况进行流场模拟设计，对喷氨格栅或涡流混合器 进行优化，运行时采用自动控制系统实现全截面多点测量与喷氨反馈及优化，确保SCR系统温度场、 浓度场、速度场满足反应要求，实现系统稳定运行。 c）脱硝催化剂技术 ①催化剂改进技术。针对高灰分煤种，优化催化剂载体结构强度，提高催化剂耐磨损及耐冲刷 性能；针对高硫分煤种，优化催化剂配方，降低催化剂SOz/SO3转化率；针对汞控制问题，改变脱硝 崔化剂配方，提高零价汞的氧化率，结合湿法脱硫装置的洗涤除汞功能，实现汞的协同脱除。 ②催化剂再生技术。通过物理或化学手段去除失活催化剂上的有害物质，恢复催化剂活性，再 生后催化剂活性一般可达到初始性能的90%以上，该技术可有效延长催化剂的使用寿命，降低更换 催化剂成本，减少废弃催化剂，实现资源循环利用。 ③催化剂全过程管理技术。在对催化剂的性能、寿命、运行工况等方面准确检测的基础上，建 立催化剂补充、更换、再生、运行优化的管理系统，在保证脱硝效率的同时，延长催化剂使用寿命， 降低烟气脱硝成本。

5.4.3.4主要工艺参数及效果

SCR脱硝技术主要工艺参数及效果见表13。

5.4.4SNCR脱硝技术

5. 4. 4. 1技术原理

选择性非催化还原（SNCR技不是指在不用 1150℃）喷入含氨基的还原剂（一般为氨水或尿素等），利用炉内高温促使氨和NOx反应，将烟气 中的NOx还原为N2和H2O。典型的SNCR系统由还原剂储存系统、还原剂喷入装置及相应的控制 系统组成

5.4.4.2技术特点及适用性

与SCR技术相比，不需要催化反应器，占地面积较小，初始投资低，建设周期短，改造方便 行维护简单。 b）技术适用性 SNCR脱硝技术对温度窗口要求严格，对机组负荷变化适应性差，适用于小型煤粉炉和循环

化床锅炉。 c）影响性能的主要因素 影响性能的主要因素包括反应区域温度和流场分布均匀性、烟气与还原剂混合均匀度、还原剂 停留时间、氨氮摩尔比、还原剂类型等。 d）污染物排放与能耗 煤粉炉采用SNCR脱硝技术的脱硝效率为30%～40%，循环流化床锅炉采用SNCR脱硝技术的 脱硝效率为60%～80%。SNCR系统阻力较小，运行能耗低。 e）存在的主要问题 SNCR技术受锅炉运行工况波动导致的炉内温度场、流场分布不均影响较大，脱硝效率不稳定， 氮逃逸量较大布线标准，下游设备存在堵塞和腐蚀的风险

5. 4. 4. 3 技术发展与应用

结合实际工况进行流场模拟设计和系统优化，提高温度场和流场均匀性，强化还原剂与烟气混 合效果，提高脱硝效率：采用脱硝添加剂，扩展SNCR温度窗口，提高温度适应性。

5.4.4.4主要工艺参数及效果

表14SNCR脱硝技术主要工艺参数及效果

5.4.5. 1技术原理

5.4.5. 2 技术特点及适用性

5.4.5.3技术发展与应用

工程标准规范范本5. 4. 5. 4主要工艺参数及效果