我国与发达国家在超超临界机组采用的烟气处理工艺对比

1、表4 我国与发达国家在超超临界机组采用的烟气处理工艺对比分析序号项目美国日本德国中国与发达国家烟气处理工艺方面主要差距1粉尘控制为达到粉尘控制标准<30mg/Nm3，采用以下2种工艺：a.电除尘器+调质+湿法烟气脱硫工艺；b.布袋除尘器+烟气脱硫工艺。调质工艺与布袋除尘器技术已相当成熟。为达到一些地区粉尘控制标准<10mg/Nm3，采用以下2种工艺：a.GGH设置在除尘器上游+电除尘器+烟气脱硫工艺；b.采用移动极板电除尘器+烟气脱硫工艺。a. 为达到粉尘控制标准<20mg/Nm3，采用以下2种工艺：b. a.电除尘器（改进除尘控制系统及流道设计）+烟气脱硫工艺；c. b.预

2、电除尘器+半干法烟气脱硫工艺+后布袋除尘器。为达到粉尘控制标准<50mg/Nm3采用以下2种工艺:a.电气除尘器+湿法烟气脱硫装置；b.一电场电除尘器+半干法烟气脱硫+电除尘器。在颁布火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）后，被动采取一些组合工艺达到粉尘控制标准。2SO2控制采用以下3种工艺：a.湿式石灰石-石膏法脱硫工艺；b.旋转喷雾干燥法烟气脱硫工艺；c.烟气循环流化床烟气脱硫工艺。为达到一些地区SO2控制标准<200mg/Nm3，采用以下2种工艺：a.湿式石灰石-石膏法脱硫工艺（容量至1050MW机组）；d. b.活性焦干法烟气脱硫工艺（容量至600MW机组）。

3、为达到SO2排放控制标准，采用以下3种工艺：e. a.湿式石灰石-石膏法脱硫工艺（容量至1000MW机组）；f. b.旋转喷雾干燥法烟气脱硫工艺（容量至585MW机组）；g. c.烟气循环半干法烟气脱硫工艺（容量至300MW机组）。燃用Sar³2%煤的机组，或大容量（200MW及以上的电厂）优先采用湿法烟气脱硫工艺。燃用Sar<2%煤的机组，或200MW以下的锅炉，或残余寿命低于10年的老机组建设FGD，宜优先采用半干法、干法或其他费用较低的成熟技术，脱硫效率应保证在75以上。现状：a.目前所有的600MW1000MW超超临界机机组全部采用湿法烟气脱硫工艺；b.我国的超超临界机

4、组烟气脱硫工艺路线仍比较单一，脱硫设备可靠性及可用率有待提高。3NOX控制为达到NOx控制标准<200mg/Nm3，采用以下3种工艺：a.低NOx燃烧器；b.非选择催化还原法烟气脱硝工艺；c.选择催化还原法烟气脱硝工艺。采用以下2种工艺：a.低NOx燃烧器；b.选择催化还原法烟气脱硝工艺；c.活性焦烟气脱硝工艺。为达到NOx控制标准<200mg/Nm3，采用以下2种工艺：a.低NOx燃烧器；b.选择催化还原法烟气脱硝工艺。为达到NOx控制标准<450mg/Nm3，采用以下3种工艺：a.低NOx燃烧器；b.非选择催化还原法烟气脱硝工艺；c.选择催化还原法烟气脱硝工艺。我国已有首

5、个超超临界机组同步完成SCR脱硝装置的运行（华能海门电厂2´1000MW机组）并有多台超超临界机组准备 进行SCR脱硝装置改造（华能玉环电厂4´1000MW机组）和难以统计的低NOX燃烧器机组运行，但还没有对运行情况进行充分的总结。4超（超）临界机组采取的高效烟气处理工艺路线燃中、低硫煤超超临界机组：低NOX燃烧器+ SCR（或SNCR）+活性焦脱汞+半干法烟气脱硫工艺（旋转喷雾干燥法及烟气循环流化床法）+布袋除尘器工艺。燃高硫煤机组：低NOX燃烧器+ SCR （或SNCR）+活性焦脱汞+电除尘器+湿法烟气脱硫工艺。a.低NOX燃烧器+SCR+低低温电除尘器湿法烟气脱硫工艺;b.低NOX燃烧器+SCR+移动极板电除尘器湿法烟气脱硫工艺。c.低NOX燃烧器+SCR+电除尘器+活性焦干法烟气脱硫、脱硝、脱重金属工艺+一电场除尘器。