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1、 缅正 顽而 今 江 归 5仇拓 扭 包本扬寸技 术2 0？/及全 神华集团循环流化床技术研发中心研发高级师。全程参与白马世界首台600MW超临界CFB机组调试运行， 完成国内多家 CFB电厂技术支持。参加国家重点研发计划“超超临界循环流化床锅炉技术研发与示 贪一范”项目研发。发表El 、中文核心等论文10余篇， 申请专利6项， 参编 骈厉箭 电力行业标准1项。荣获2018年度中国电力优秀青年科技人才奖。 CFB机组全负荷脱硝技术研究 持： ( 吕三 仇Il!：l; l l心 即鸟 户鑫JIf1归Ll1 咱了 科1 芍网 协办单仿：吐句锅炉厂有限公司忮水支中国太原 CFB机组全负荷脱硝技术路线

2、研究 国家能源集团循环流化床技术研发中心2019年9月20日 太原背景及政策分析一C目 录ONTENTSCFB机组全负荷脱硝技术路线研究CFB机组全负荷脱硝适用技术CFB机组低负荷污染物控制二三四五结 论3锄国家能源集团国 神 集 团 CHN ENERGYGUOSHEN GROUP 匕景及政策一、背景及政策分析81. 背 景CFB机组普遍采用SNCR脱硝技术实现NOX的超低排放，但存在着启动过程中及低负荷运行时，由于旋风分离器入口温度偏离SNCR脱硝反应的温度区间（850- 1100），导致脱硝效率低， NOX排放无法达到超低排放的问题。部分采用SCR脱硝的CFB电厂也存在着相同的问题。SNC

3、R“火电厂在任何运行负荷时，都必须达标排放”。环保部文件要求2、政策要求近段时间以来，相关地方政府进一步提高了对 机组环保要求，要求机组实现全工况脱硝，并满足超低排放要求。其中，地方政府在2018年发布的关于做好燃煤电厂超低排放和全工况脱硝改造工作要求:“列入实施全工况脱硝改造的机组，须以锅炉最低稳燃工况和机组30%发电负荷条件下污染物能稳定达到超低排放水平为时间节点做好技术改造路线设计”。华东地区从机组并网后开始累计小时数，小时数超过当季度运行小时数1%，则无法获得环保电价。各大发电集团也对机组在启停期间的污染物 时间做了严格要求，如：“自发电机并网时间算起，NOX排放 时间不大于4小时”。

4、3、深度调峰需要在当前形势下，燃煤电厂发电利用小时较低，风电、光伏等可再生能源的装机容量大幅增长，电厂进行深度调峰是必然趋势。各电网的两个细则中都出台了深度调峰相应的奖励措施。奖励的办法通常以50%负荷为基准。调峰深度越深，负荷越低，相应的奖励也越多。一般发电机组的设计都以30%为最低稳燃负荷，CFB机组有条件达到15-30%稳燃负荷，甚至更低， 但受到脱硝系统效率降低的制约。若能稳定实现较低负荷下的超低排放，则CFB机组的深度调峰优势将得到更大的发挥。50%基准30%常规稳燃火电厂负荷率 报价下限 报价上限 45%-52%0元/kwh0.4元/kwh40%-45%0.4元/kwh0.6元/k

5、wh负荷率40%0.6元/kwh0.8元/kwh深度调峰15%调峰优势4、技术路线尚不成熟为满足深度调峰技术要求及更严格的环保排放标准，进行CFB机组的全负荷脱硝技术研究和改造应用十分必要。第一阶段满足30%-100%宽负荷脱硝，进一步地，研究0-100%全负荷脱硝。SCR常用的全负荷脱硝技术有“烟气旁路、分级省煤器、热水再循环、宽温运行窗口脱硝催化剂”等较成熟术。2018年，三大电气集团联合编制了火电机组深度调峰和灵活性改造技术导则。其中没有就CFB采用SNCR的如何实现全负荷脱 硝给出指导意见。CFB的全负荷脱硝的技术研究应用相对较少，且尚无统一的技术路线。因此，CFB机组全负荷（0100

6、%发电负荷）脱硝技术是行业目前需要研究解决的技术难题之一。锄 国家能源集团国 神 集 团 CHN ENERGYGUOSHEN GROUP二、CFB机组低负荷、一 二、CFB机组低负荷污染物控制1、CFB机组启动及低负荷运行过程各机组应当进行深度调峰试验，结合最低稳燃负荷试验，摸清机组目标负荷下的运行床温、氧量、分离器入口温度、NOx排放浓度、SNCR投入效果（氨逃逸）、烟气量、金属壁温等全负荷脱硝的边界条件。为后续开展深度调峰运行及全负荷脱硝优化设计提供准确的数据支撑。各分离器入口烟温各分离器出口烟温负荷300MW亚临界CFB锅炉启动曲线11总的来说，各CFB电厂依据锅炉炉型及燃用煤质不同。并

7、网后分离器入口温度约在500-6002、不同容量CFB机组低负荷环保特性项 目 / 单 位MD电厂GJW电厂SLQ电厂HQCFB电厂BM电厂装机容量2300MW2300MW2300MW2350MW1600MW启动标干烟气量/万Nm3/h60607075130启动NOX排放均值/mg/Nm3350250250250100并网时分离器入口温度/480575620500660并网时平均床温/50078581071274530%负荷时分离器温度/64072083062073030%负荷时SNCR后NOx排放mg/Nm31809016090100*（无SNCR），30%左右低负荷分离器入口温度，大部分在

8、600-750之间，不能很好满足SNCR脱硝温度区间， 部分氨逃逸较大。特别是部分NOx原始排放浓度较高的机组。若要进一步的更低负荷（30% 以下） 的深度调峰，则NOx无法稳定达到超低排放要求。二、CFB机组低负荷污染物控制3、机组低负荷运行存在的主要问题部分CFB机组在低负荷期间还存在着：床温分布不均匀、运行风量偏大，局部超温的现象。 并可能出现翻床的风险。应当优先治理现有设备缺陷，解决制约全负荷脱硝的问题。1、床温偏差大，导致NOX生成偏高。风帽磨损严重，局部阻力不均匀，入炉煤粒度（矸石等）较大等，影响流化质量。2、因床温偏差、屏过超温等，需维持较大风量运行，运行氧量高，导致原始NOX生

9、成量增加。3、SNCR系统脱硝效率低，氨逃逸大。部分机组45%以下低负荷段采取较大喷氨量满足超低排放 要求，氨逃逸率较高，对空预器的安全及机组环保运行造成较大影响。12锄 国家能源集团国 神 集团 CHN ENERGYGUOSHEN GROUP三、CFB机组全负荷脱硝适用技术 三、CFB机组全负荷脱硝适用技术炉内抑制脱除炉外协同脱除1NOx浓度。2 降 低 炉 膛 出 口1 低氮改造、风帽优化、烟气再循环、SNCR提效等2 结合炉外环保设备脱除NOx。 臭氧法、等离子、螯合法 、 COA 、SCR等NO2, 5%NO, 95%14三、CFB机组全负荷脱硝适用技术（一）CFB锅炉炉内脱除1、布风

10、板及风帽优化改造推荐方案：包括风帽换型改造、风帽分区布置、布风板面积缩小。风帽换型分区布置。其中，四周区域风帽错列布置方案；中间区域风帽减少，风帽采用顺列布置方案，同时改造中适当考虑调整给煤口、返料口、排渣口等区域风帽的结构。通过风帽分区布置，进一步改善布风均匀性及减少床温偏差，由此降低锅炉NOX原始排放浓度。布风板面积缩小： 利用耐火材料覆盖布风板原最外侧四周一圈风帽，将其制作为耐火材料凸台，以减少循环灰下降过程中对风帽及布风均匀性影响。 改造后布风板面积缩小约10%，在保证均匀流化情况下，进一步降低运行一次风量，更好适应于低负荷运行情况。效果：低负荷工况下的床温偏差减少30-50。282、

11、烟气再循环针对电厂低负荷运行氧量高，NOx排放高的问题， 采用烟气再循环改造， 可取得较好效果。烟气再循环是降低燃烧产生的燃料型NOx的方式之一，主要是将引风机出口（脱硫塔出口）清洁烟气经 再循环风机回抽混入一次风，接入一次风机入口。在保证一次风量流化的同时，有效降低低负荷工况 下的运行氧量，降低NOx排浓度。烟气再循环系统及现场图2.1 烟气再循环在300MW机组应用 再循环烟气量 引风机电流锅炉启动过程中，NOX排放为184 mg/Nm3，氧量为10.0%。一次风量24万Nm3/h 。 期间，锅炉升负荷至54MW过程中，随着烟气再循环风量由8 万Nm3增加至20 万Nm3/h，尾部烟道氧量

12、逐步降低至2.7%，NOX排放逐步从184 mg/Nm3降低至20-50 mg/Nm3之间。烟气再循环的投入有效低了负荷工况运行氧量，降低NOx排放。3、SNCR优化针对SNCR尿素耗量大、低负荷氨逃逸率大，达不到超低排放要求：1） 对锅炉烟气系统进行仿真流场模拟，优化确定SNCR系统的最佳喷枪布置位置。2） 优化脱硝系统的流量分配系统、控制系统，增加喷枪流量计，保证各支喷枪有效投入。3） 在炉膛内部适当的高度（或二次风道）增设SNCR喷枪（小容量锅炉），在分离器出口等位置增设SNCR喷枪。4） 增加SNCR氨水替换尿素系统，在低负荷区间喷入氨水，脱硝反应效率更高。在炉内增设SNCR喷枪的方案

13、：在国内多家中温分离的小型CFB锅炉上有成功应用。在75t/ h CFB脱硝效率约3050%，480t/h CFB锅炉脱硝效率约1020%。氨水与尿素脱硝效率对比1炉内SNCR喷枪方案1 韩应,et al. SNCR烟气脱硝技术在330MW级CFB锅炉的应用J. 洁净煤技术(06):85-88.3.1 氨水替换尿素试验及喷枪优化应用（1）低负荷氨水替换尿素SNCR脱硝试验300MW亚临界CFB机组试验结果表明：负荷NOx（2）SNCR喷枪位置优化改造其一，机组负荷135MW，在接近的脱硝效率和氨逃逸情况下，相比于尿素，SNCR采用氨水作为脱硝剂，氨氮摩尔比降低了 约10%；其二，采用氨水脱硝，

14、机组负荷由最低负荷135MW降低至120MW时（分离器温度由775降低至749），NOX仍能够达到超低排放要求，表明脱硝反应烟温得以拓宽。一是SNCR喷枪布置优化。保留原SNCR系统喷枪，在每台分离器出口新增两支喷枪，喷枪 错位布置。结合降床温改造，相同负荷下尿素耗量减少30%-50%，低负荷氨逃逸量明显减少。（二）臭氧氧化脱硝技术低温条件下， 臭氧可以将难溶于水的NO氧化成易溶于水的NO2、N2O3等，然后通过进入脱硫塔洗涤等方式脱除。随着国产大型臭氧发生器制造技术越来越成熟，臭氧脱硝技术已广泛运用于化工、水泥等行业 处理烟气量从20万Nm370万Nm3，运行相对稳定安全。近年来，臭氧用于锅

15、炉烟气脱硝逐渐被推广。反应温度低于2004NO2+O2+2H2O =4HNO3 N2O5+H2O=2HNO3NONO2、N2O3O3O2Ca(NO3)2臭氧发生器原理臭氧氧化脱硝方案示意图2.2 O3脱硝关键设备臭氧发生器制备臭氧，采用纯氧电离产生10%浓度的臭氧气体。臭氧气体通过烟气布气 装置 ，均匀的通入脱硫塔入口烟道中，保证臭氧与烟气中的NOX能够充分接触而发生反应。O3与NOx摩尔比约1.51.6。臭氧工艺所需氧气源一般采用外购或者自制。 自制制氧站采用加压吸附真空解吸(VPSA)制氧设备择性吸附空气中的氮气、二氧化碳和水等杂质，制得纯度90%左右的氧气，O3：O2=1kg:7Nm3。

16、臭氧发生器烟气喷射分配及臭氧混合系统2.3 应用情况JH热电厂装机规模为：#1、#2、#3锅炉为：130t/h CFB锅炉，#4、#5锅炉为220t/h CFB 锅炉，#6 锅炉为450t/h CFB锅炉。均配置ESP+O3+FGD+WESP；其中臭氧发生器为：380kg/h，参数为 2600 kVA；脱硝效率70%；氧气气源 2400kg/h。168h 期间脱硝效率可达80%左右。烟气量约60，NOX排放为100mg/Nm3运行条件下，臭氧发生器产生的78kg/h左右臭氧，通过 喷入脱硫塔入口烟道后，能有效的将NOX最终排放较稳定的控制在45mg/Nm3左右。2.4 投资及运行成本各技术分别

17、以2300MW亚临界CFB机组为例，按低负荷SNCR出口NOx排放浓度为100mg/Nm3，年低负荷运行700h进行测算。按照电费0.25元/度核算。O3与NOx摩尔比1.5:1，消耗臭氧约90kg/h。现场由VPSA装置提供浓度为90%的氧气， 设置 2000Nm3/h 出力 空分设备，其他设备费用包括喷射系统，臭氧综合楼及制氧站， 共计2400万元（双机）。在臭氧设备满功率开启状态下（含制氧设备）， 单机小时耗电约1080kw ， 运行费用为2270元/h（双机），每年运行成本约218.9万元（双机），约6.3元/kg NOX。2.5 技术特点（1） 反应温度低（ 约150 ） ， 去除率

18、高，常规的脱除范围为70%90%；（2） 处理烟气量从20万Nm370万Nm3，处理NOx浓度从200350mg/Nm3均有业绩。（3） 氧化过程只需要在烟气管道中混合，即可进行。脱硝产物可以在脱硫一起吸收，不用对后段脱硫塔进行改造 ， 臭氧脱硝基本不影响其他污染物处理。（4） 臭氧氧化脱硝后的产物为硝酸盐及亚硝酸盐， 需要严格处理。部分地方政府环保政策对氧化法脱硝有所限制。（三）低温等离子体氧化脱硝技术低温等离子体脱硝技术是在流光放电或交流介质阻挡放电中，高能电子可以将气体分子激发为高化学活性的自由基（OH、O、N等）或其他活性物质（O3、H2O2、H3O+等），对烟气中的NO进行气相直接氧

19、化，主要进行下列反应：O + NO = NO2；OH + NO = HNO2；OH + NO2 = HNO3反应产物NO2、HNO2及HNO3在后续的FGD液相中被吸收，其脱硝效率可达50-75%。（1） 电除尘/等离子一体化氧化脱硝：SCR+ESP/NTP+FGD（三）低温等离子体氧化脱硝技术将原电除尘与脱硫塔之间的一段烟道改造成为为低温等离子体系统。改造后烟道内布置若干双极性脉冲电源的低温等离子反应器，将烟气中的 NO 直接氧化，氧化后产物进入后续的湿法塔内吸收。（2） 电除尘后烟道等离子氧化脱硝：SNCR+ESP+NTP+FGD投运的75t/h锅炉，在脱硫塔入口烟道新增4台50kVA双极

20、性脉冲电源等离子发生器。烟气流量为12 万标方，NOx原始排放约为120mg/Nm3左右。等离子投入后，在满足超低排放条件下，SNCR氨水用量由平均降低约50%，效果明显。NOx可实现低负荷超低排放要求。3.2 投资及运行成本烟道等离子氧化脱硝：在原有机组脱硫塔入口烟道内设置10套100kVA双极性脉冲电源，两台300MW 机组投资费用约1900万元。每小时耗电2235元（双机）。脱除每千克NOX费用约为5.56元。每年运行成本约216.45万元。3.3 技术特点电除尘后烟道等离子氧化脱硝技术特点（1） 设备简单，安装于烟道内，无需任何化学试剂或制氧系统；（2） 安全性能高，无、害易燃爆的物质

21、参与反应；（3） 低温等离子设备操作简单，可实现全负荷脱硝；（4） 低温等离子脱硝可多级设备串联布置，增大效率；（5） 相比臭氧脱硝，该技术脱硝反应效果较慢，改造后烟道阻力有所增加。等离子电源对含尘量有要 求，布置于除尘器后，对于半干法脱硫系统不适用。（四）低温螯合脱硝技术锅炉烟气中NOX中NO不溶于水，不会与H2O及SO2等物质反应。但采用一种新型螯合剂后，溶于水的NO的在SO2存在的情况下，可与SO2及H2O发生还原反应生成N2与SO42-，进而通过脱硫塔与脱硫剂反应除去。在脱除NO的同时还能消耗一部分SO2，对脱硫效果也有略微的提升。为可溶于水的大分子有机物质，螯合住烟气中的NO，将原本

22、不溶于水的NO拉入水中，形成螯合物。A( aq)+NO(g)=A-NO(aq) （1） SO2( g)+H2O( l)=H+(aq)+SO 32-( aq) （ 2） A- NO( aq)+SO 32-(aq)=N2(g)+SO42 -(aq)+A(aq) （3） Ca( OH) 2( aq)+SO 42 -(aq)=CaSO4(s)+H 2O( l) （4） 式中：A表示螯合剂，aq表示溶液， g表示气态， l表示液态，s表示固态。 三、CFB机组全负荷脱硝适用技术4.2 应用情况山东HL化工厂锅炉为燃煤锅炉，蒸发量为35t/h，烟气量约6万立方，机组NOx原始排放在120400mg/Nm3

23、。通过将鳌合剂A+B液混合后通过加压、雾化装置喷入脱硫塔前烟道内。将NO捕捉到水中。螯合物随着烟气进入FGD脱硫系统，将NO脱除。稳定达到80mg/Nm3左右，满足当地环保要求，并有实现50mg/Nm3以下的控制能力。化验结果表明，该工艺对后续脱硫过程无影响，螯合剂本身及反应产物对脱硫废水无二次污染。31投资及运行成本按MD电厂运行数据进行测算，本方案单台机投资费用380万，两台机投资成本约760万元。螯合剂按照6000元/t，脱除每千克 NOX成本约25.4元，运行成本约21073元/h（双机），每年运行成本约275万元。技术特点（1） 螯合脱硝技术路线适用于使用湿法脱硫的CFB机组进行全负

24、荷脱硝改造。该技术能够实现全负荷NOx有效脱除。（2） 本技术在35t/h、75t/h锅炉上进行应用，具有较好的脱硝效果，设备简单。系统改造安装于烟道 内，无需对其他脱硫系统进行改造。（3） 螯合剂脱硝技术路线效果较好，安全性高，从已运行业绩表明其无二次污染。但运行费用较高，适合在启动过程段和深度调峰时间较短的机组进行应用。（四）COA脱硝技术（协同半干法脱硫）循环氧化吸收(COA)工艺是基于半干法烟气脱硫系统协同脱硝基础上的一种低温脱硝技术。通过在半干法脱硫塔入口烟道额外添加的脱硝剂（氧化剂主要为O3 、NaClO2 等）的氧化作用，增强烟气中难溶于水的NO转化为NO2机率，并最终与钙基吸收

25、剂Ca(OH)2 中 和反应脱除。生成产物为硝酸钙及亚硝酸钙固体，进入飞灰一同处理。脱硝工艺系统主要包括制氧系统、发生器系统、氧化剂/烟气混合均布系统， 工程循环流化床脱硫塔利旧，无需做特殊改变。三、CFB机组全负荷脱硝适用技术4.1 应用情况厦门375 t/h中温分离循环流化床燃煤锅炉，烟气治理采用炉内石灰石脱硫加炉外半干法消石灰脱硫、COA脱硝（氧化剂为臭氧）和布袋除尘工艺。脱硝以炉内低氮燃烧控制（炉内SNCR喷枪）为主，投入炉外气相COA脱硝实现超低排放。COA 配合半干法脱硝在该单位运行良好，NOX排放控制稳定。脱硫岛入口NOX浓度在120mg/Nm3140mg/Nm3时，COA脱硝都

26、能稳定地将脱硫岛出口NOX控制在50mg/Nm3以下，脱硝效率约65%。该单位由于运行费用等原因，将液相亚氯酸钠氧化剂改为臭氧。氧化剂臭氧亚氯酸钠单位NOx脱除费用（元/kg)22-2530-48初投资较大小脱硝反应优先级NO优先SO2优先喷枪磨损小大对脱硫影响小文丘里段结垢应用单位使用情况及不同氧化剂对比32三、CFB机组全负荷脱硝适用技术4.2 投资及运行成本项目标干烟气量/万Nm3/h低负荷NOX排放/mg/Nm3NOX排放要求/mg/Nm3NOx脱除量kg/h电 价（元/kwh）氧化剂氧化剂需求量kg/h设备选型AB kg系统投资预算（万元）运行电耗kw/h小时运行成本 元/hNOX脱

27、除 系统投运成本（元/ 小时数kg）（h/年）系统年运行费用（万元）亚临界2*300 MW70100502350.25臭氧140270200016802102670029.4亚氯酸钠190952500101140232700159以2300MW亚临界CFB机组改造为例：采用臭氧作为氧化剂需要自建空气分离系统、臭氧发生器及布气装置等，初投资较高，但由于运行中主要消耗自身厂用电，运行成本相对较低；采用亚氯酸钠作为氧化剂仅需要简易的储存罐及喷射系统，初投资较低，但纯亚氯酸钠价格较高约12000元/吨，因此该方法运行成 本较高。COA氧化脱硝系统年投入（深度调峰）时长较短的电厂选用亚氯酸钠法经济性更优

28、。33三、CFB机组全负荷脱硝适用技术4.3 技术特点（1） 半干法脱硫系统配套COA低温脱硝技术对烟气进行氮氧化物的控制，具有较高脱硝效率、运行可 靠、启停方便等技术特点。（2） 该技术已被列为国家环保部2017年的火电厂污染防止最佳可行技术指南（3） 同时对重金属(特别是)、二嗯英等污染物的脱除具有促进作用。（4） 与原有干法烟气净化主体装置协同作用，对脱硝温度，工况适应性强，无废水排放及二次污染。（5） 选用亚氯酸钠氧化时，脱硝反应较慢。34三、CFB机组全负荷脱硝适用技术（五）增设SCR通过在尾部烟道增设SCR改造，增加一层催化剂，其脱硝效率可达50%以上。采用炉内低氮燃烧改造及SNC

29、R提效后，在30%负荷工况下，通过SNCR 的投入可满足尾部烟道SCR入口NOx浓度低于100mg/Nm3，再经过SCR催化还原反应，NOx排放低于50mg/Nm3，满足超低排放要求。新建机组SNCR+SCR应用情况较好，但已投运机组改造难度很大。同时030%负荷工况时，由于SNCR仍无法有效投入，SCR入口NOx 浓度将无法保证低于100mg/Nm3，且SCR处烟气温度仍不能满足其反应的温度区间，因此该方案无法实现030%负荷区间的NOx排放达到超低排放要求。35四、CFB机组全负荷脱硝技术路线研究四、CFB机组全负荷脱硝技术路线研究相关技术还有分离器改造、二次风分级改造等。4.1 炉内低氮

30、改造建议序号改造项目改造目的改造主要内容1风帽及布风板优化增加风帽阻力，保证流化质量，减少床温偏差更换风帽，分区布置，缩小布风板面积2SNCR系统优化提高SNCR效率，尤其是低负荷工况下， 降低脱硝反应温度区间优化喷枪位置，增设分离器出口喷枪、炉内喷枪；低负荷氨水替代尿素3烟气再循环低负荷运行氧量明显降低，减少NOx生成增加引风机出口至一次风机烟气再循环管路4循环灰排放、储存与回用提高分离器烟温，提高低负荷SNCR效率在返料器底部设置循环灰至冷渣器管路5燃烧调整运行优化优化运行参数降低NOx原始排放一二次风率调整过量空气系数调整等低氮燃烧改造，降低CFB锅炉NOX原始排放是实现CFB锅炉全负荷

31、脱硝的一个基础手段，NOx原始排放浓度降幅明显，运行费用低。通过在部分200MW、300MW机组上应用，能够满足30%-100% 负荷全工况脱硝，NOx50mg/Nm3的需求。建议大容量CFB机组在30%-100%负荷区间，选用烟气再循环、SNCR系统优化（含氨水）等低氮改造，实现NOx满足超低排放要求。404.2 炉外全负荷脱硝技术对比全负荷脱硝技术路线臭氧法等离子法螯合法COA（臭氧）COA（亚氯酸钠）SCR配套脱硫技术湿法半干法不限项目2300MW亚临界机组投资费用（万元）2400190076020005004600*运行成本（元/h）227022352107321021140288.4NOx脱除成本（ 元/kg）6.35.56246321.05运行小时数（h）700年运行费用（万元）218.9216.45275214.7279.56.19技术特点效果明显，业绩多，应广，工艺成熟。有一定环保风险。设备简单，无需任何化学试剂， 可多级串联。脱硝效率高，还原产物N2，无环保风险，系统简单，初投资低。与干法烟气净化主体装置协同作用，技术成熟，符合环保政策。技术成熟，可减少大容量CFB机组若进一步深度调峰（30%以下）或小容量CFB机组，可因厂施策选择臭氧法、等离子法、螯合法及COA等炉外脱