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1.脱硝系统在已调研项目中，脱硝系统多采用低NOx燃烧器+SCR催化剂的组合方式，该类系统技术成熟，运行可靠。执行超净排放的燃煤电站与常规电站相比较，脱硝系统区别主要在于SCR催化剂的填装层数，改造工程多将原有的2+1(2层填装，1层备用)层催化剂直接更改为3层全部填装，部分电厂(华能高碑店、华电永利)采用4层SCR催化剂。改造后系统脱硝效率可以提升至85~90%，采用现有技术可以满足超净排放NOx50mg/Nm3要求。2.脱硫系统在已调研的电源点中多燃用中低硫煤种，其中执行超净排放指标的电站燃煤含硫量为0.41~0.89%，对于新建机组，相对于常规脱硫系统采用的新技术有：双托盘、性能增强环、增加喷淋层、增加浆液泵等，对于改造机组，多采用增加一座吸收塔的方式，改进后系统脱硫效率达到98~99%，可满足超净排放SO235mg/Nm3的指标要求。3.除尘系统实现超净排放指标的电厂中，除尘系统分为两条技术路线：①烟气冷却器+五电场低低温静电除尘器+高效除尘FGD+湿式静电除尘器;②五电场旋转极板静电除尘器(末电场采用旋转极板)+高效除尘FGD+湿式静电除尘器。调研结果显示，此两条路线均可满足超净排放PM5mg/Nm3的要求。案例分析超净排放技术是燃煤电厂执行以天然气为燃料的燃气轮机组的大气污染物排放限值，如下表所示。1.浙能嘉兴发电厂1.1工程概况嘉兴发电厂现共有8台发电机组，总装机容量5000MW。一期装机容量为2×300MW，1995年12月投产发电。二期工程装机容量为4×600MW，2005年10月全部投产发电。三期装机容量为2×1000MW，2011年10月全部投产发电。本次调研内容为三期工程，2014年6月完成了2台机组超净排放技改。1.2烟气处理技术1.2.1除尘：采用低低温除尘+湿式电除尘技术，烟囱出口烟尘浓度2.1mg/Nm3。1.2.2脱硫：采用石灰石-石膏湿法脱硫系统，改为3+1台浆液泵，增加一层托盘变为双托盘脱硫塔，除雾器改为一级管式除雾器+两层屋脊式除雾器。烟囱出口SO2浓度17.5mg/Nm3。1.2.3脱硝：采用“超低NOx燃烧器+增加预留层新型改性催化剂”。烟囱出口NOx浓度39mg/Nm3。1.3下一步改造计划：已实现超净排放，暂无新改造计划。2.浙能六横发电厂2.1工程概况浙能六横电厂是全国首个离岸海岛大型燃煤火电厂，规划建设4台1000MW超超临界机组，一期工程建设2×1000MW超超临界。在2014年7月正式投入商业运行。试运行期间污染物排放指标为：NOx26mg/Nm3、SOx25mg/Nm3、PM5mg/Nm3，全面达到超净排放标准。2.2烟气处理技术2.2.1除尘：采用“电除尘器(ESP)+旋转极板+湿式除尘器”，烟囱出口烟尘浓度5mg/Nm3。2.2.2脱硫：采用石灰石-石膏湿法脱硫系统(托盘技术+增效环)，烟囱出口SO2浓度25mg/Nm3。2.2.3脱硝：采用低NOx燃烧器及SCR脱硝工艺。烟囱出口NOx浓度26mg/Nm3。2.3下一步改造计划：已实现超净排放，暂无新改造计划。3.神华国华舟山发电厂3.1工程概况神华国华舟山发电厂拥有125MW机组一台，135MW机组一台,300MW机组一台，350MW机组一台。其中，4号机组(1X350MW超临界机组)为新建机组，于2014年6月投入商业运行，全面达到超净排放标准。3.2烟气处理技术(4号机组)3.2.1除尘：采用“电除尘器(ESP)+高频电源+旋转极板+湿式除尘器”，烟囱出口烟尘浓度2.38mg/Nm3。3.2.2脱硫：采用高效海水脱硫技术，烟囱出口SO2浓度2.86mg/Nm3。3.2.3脱硝：采用低NOx燃烧器及SCR脱硝工艺。烟囱出口NOx浓度20.5mg/Nm3。3.3下一步改造计划：已实现超净排放，暂无新改造计划。4.天津军粮城电厂4.1工程概况天津军粮城发电有限公司(以下简称“军粮城电厂”)共分5期建设，其中5期9、10号机组(2×350MW)分别于2010年7月和10月投产发电。4.2烟气处理技术(4号机组)4.2.1除尘：采用“布袋除尘器+湿式电除尘器”，烟囱出口烟尘浓度5mg/Nm3。4.2.2脱硫：沿用石灰石-石膏湿法脱硫技术，采用“新增串联二级脱硫塔+烟塔合一”。烟囱出口SO2浓度35mg/Nm3。4.2.3脱硝：采用低NOx燃烧器及SCR脱硝工艺，加装一层新催化剂，改造后SCR出口NOx排放浓度能够50mg/Nm3，脱硝率88.9%。4.3下一步改造计划：已实现超净排放，暂无新改造计划。5.华能北京热电厂5.1工程概况华能北京热电厂一期工程共四台燃煤发电机组，四台机组额定发电总功率为845MW，1999年6月全部投产。5.2烟气处理技术5.2.1除尘：2013年3月开始改造，采取了“低低温+移动极板+电除尘增容+三相交流电控制技术”的技术路线，于当年10月完成全部改造，改造后除尘器出口粉尘浓度从原来的35mg/Nm3左右下降到了8mg/Nm3左右。5.2.2脱硫：原无脱硫装置，2005年6月开始改造，采取“新建石灰石-石膏湿法脱硫岛”和“烟塔合一”路线，2006年12月完成全部改造，脱硫改造的设计效率为96%，脱硫系统入口SO2浓度低于1100mg/Nm3,脱硫后SO2排放浓度小于50mg/Nm3。脱硫后的烟气经由烟塔(即冷却塔)排出。5.2.3脱硝：2007年1月开始改造，在原有低氮燃烧器的基础上采取”新增SCR脱硝装置”路线，2007年12月完成，在脱硝装置入口浓度450mg/Nm3左右的情况下，1号机组烟囱入口的的氮氧化物排放浓度可达到30mg/Nm3以下，2~4号机组的氮氧化物排放浓度可达到50mg/Nm3以下。5.3下一步改造计划：拟采用托盘技术对吸收塔进行改造，并增加和优化喷淋层的喷嘴，增加烟道除雾器等措施。6.天津北疆电厂6.1工程概况天津国投津能发电有限公司(天津北疆电厂)分两期建设，一期工程建设2×1000MW超超临界燃煤发电机组，于2009年11月投入商业运行。二期工程规划建设2×1000MW超超临界燃煤发电机组，兼顾采暖用汽及工业用汽，已于2013年12月24日取得国家发展改革委核准批复。6.2烟气处理技术6.2.1除尘：一期工程原有静电除尘器，2012年4月开始改造，采取“电除尘系统控制系统升级”路线，烟囱出口烟尘排放浓度分别为14.3mg/Nm3和13.8mg/Nm3。6.2.2脱硫：基建配套脱硫设施，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，设计脱硫效率96.3%，2013年1、2号机组SO2平均排放浓度分别为78.59mg/Nm3、79.13mg/Nm3。6.2.3脱硝：基建配套脱硝设施，采用SCR脱硝技术。2013年1、2号机组NOx排放浓度分别为70.68mg/Nm3和83.30mg/Nm3。6.3下一步改造计划6.3.1除尘：“低低温静电除尘器+高频电源+湿式静电除尘器”，改造后最终实现烟囱出口固体颗粒物排放浓度小于5mg/Nm3，综合除尘效率不低于99.96%。6.3.2脱硫：沿用现有的石灰石—石膏湿法脱硫工艺，对吸收塔和附属系统进行增效扩容改造，即采用双塔双循环技术，增设二级脱硫塔。改造后，脱硫效率由原设计值96.3%提高到98.9%，二氧化硫排放浓度降至35mg/Nm3以下。6.3.3脱硝：沿用现有的SCR烟气脱硝工艺，通过启用备用层、增加一层催化剂的手段提高脱硝效率。脱硝系统改造后，NOx排放浓度小于50mg/Nm3。6.3.4二期新建工程：除尘路线采用“低低温静电除尘器+湿式静电除尘器”，烟囱出口固体颗粒物排放浓度≤5mg/Nm3，综合除尘效率不低于99.96%。脱硫采用“石灰石-石膏湿法单塔双循环工艺”，脱硫效率不低于99.1%，烟囱出口SO2排放浓度≤30mg/Nm3。脱硝采用“低NOx燃烧技术+SCR烟气脱硝”，脱硝装置效率不低于85%，烟囱出口NOx排放浓度≤45mg/Nm3。图6-1天津北疆电厂全景7.上海外高桥第三发电厂7.1工程概况上海外高桥第三发电厂(以下简称“外三”)建设2×1000MW国产超超临界燃煤机组，于2008年6月全部投产。7.2烟气处理技术7.2.1除尘：采用常规静电除尘器，2009年底至2012年初，进行了高频电源改造，改造后除尘器出口烟尘浓度≤20mg/Nm3。7.2.2脱硫：采用川崎公司的逆流喷雾塔，SO2排放指标≤50mg/Nm3。7.2.3脱硝：采用SCR脱硝工艺。2012年改造升级后已填充全部三层催化剂，装设3层催化剂后烟囱出口NOx浓度15mg/Nm3。7.3下一步改造计划：待定。