水电之家讯：通过燃烧优化、调整等措施对燃煤机组降低大气污染物排放深度挖潜，然后采用一系列先进污染物控制技术实现SO2、NOX、烟尘、气溶胶及汞等超净排放，将燃煤电厂污染物排放控制在燃气轮机标准。
本文论述实现燃煤机组超净排放的总体思路是：统筹考虑各环保改造设备的相互协同与影响，优化设计低氮燃烧与烟气脱硝、烟气余热利用与低温电除尘、湿法脱硫与湿式电除尘器、风机改造与烟道优化布置等，实现节能与环保有机统一。
1串联双塔双循环脱硫
目前国内普遍采用的石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺脱硫效率一般在90%-95%水平，当燃煤含硫量较高时，无法满足愈发严格的SO2排放标准要求，目前高效的湿法脱硫增效技术包括：增加喷淋层及浆池容积、持液筛盘湿法烟气脱硫、两级串联烟气脱硫等。
燃煤低硫燃煤机组（SO2＜1000mg/Nm3）采用单塔即可满足超净排放要求；FGD入口（SO2＜3000mg/Nm3）要求脱硫效率98.8%，通过优化吸收塔设计，提高液气比或增强气液传质措施，单塔技术也可满足35mg/Nm3；FGD入口（SO2＞3000mg/Nm3）要求脱硫效率稳定运行在99.2%以上，可以采用串联双塔双循环技术，一级吸收塔脱硫效率80～90%，控制一级吸收塔出口SO2浓度到500～700mg/Nm3，再利用脱硫效率约95%的二级吸收塔控制SO2排放浓度35mg/Nm3以下。
2高效全负荷脱硝
2.1低氮燃烧与SCR耦合脱硝
锅炉采用低氮燃烧技术，包括NOX燃烧器（LNB）、空气分级燃烧（SAS）、燃料分级燃烧（OFA）、烟气在循环（FGR）等有效控制锅炉出口NOX排放浓度。对于烟煤锅炉，通过采用低氮燃烧技术从源头把NOX控制到500mg/Nm3以下，再通过SCR降低到50mg/Nm3以下；对燃用无烟煤的“W”型锅炉，理论上可采用两级SCR反应器50mg/Nm3排放标准，但实际改造存在较大难度。
当前已有许多燃煤电厂进行低氮燃烧与SCR烟气耦合脱硝技术实施，该技术已成熟，不存在技术风险，完全能满足低氮排放要求。
2.2全负荷脱硝
目前燃煤机组所用的烟气脱硝催化剂的适用温度多在300℃～420℃，烟气温度过高或者过低都会影响催化剂的效用。机组低负荷时，进入SCR入口烟气温度将低于300℃，此时为提高脱硝效率，就必须改进催化剂的温度窗口，使之达到250℃至420℃之间仍可发挥催化作用。
为满足机组低负荷工况的脱硝入口烟气温度，可以通过技术改造提高省煤器给水温度或者对省煤器进行分段布置。在提高脱硝装置入口温度后，为保证机组热效率不下降，可采取同时增加空预器换热面积、设置烟气余热利用技术方案。
外高桥三期在30%BMCR负荷工况下，省煤器出口烟气温度、省煤器进口给水温度分别307℃、228℃，实现了在最低稳燃负荷投运脱硝，即全负荷脱硝技术。
3烟尘超净协同排放控制
通过设置低温电除尘（带烟气余热利用）+高效湿法脱硫装置+湿式电除尘器方案实现烟尘超净排放协同脱除，现有的电除尘器将烟尘浓度降低到30～40mg/Nm3，经过高效湿法脱硫装置再降低到15～20mg/Nm3，最终通过湿式电除尘器可满足5mg/Nm3排放要求。由于湿法脱硫装置除尘原理，众所周知，本节重点论述电除尘器配烟气余热利用系统和低温除尘器技术。
3.1电除尘器配烟气余热利用系统
电站锅炉一般设计排烟温度在120～140℃,其损失的热量可达电站全部输入燃料热量的3%-8%，且机组实际运行排烟温度普遍高于设计值排烟温度偏高造成锅炉效率降低、电除尘器除尘效率降低、脱硫耗水增加。通过带烟气余热利用的低温除尘器是解决此危害的一种有效技术。
方案一：
第一级烟气冷却器布置在电除尘器的进口，将烟气温度从约123℃降低到105℃，降低幅度在20℃～30℃，烟气体积变小，烟速降低，同时粉尘比电阻也降低，因此提高了除尘效率,除尘器出口粉尘排放浓度可控制在30mg/Nm3以下；
第二级净烟气加热器布置在在烟囱的进口，将第一级烟气冷却器吸收热量用于加热进入烟囱的烟气，可将烟气温度提高到80℃以上，有效解决“烟囱雨”问题。
方案二：
第一级烟气余热利用装置布置在电除尘器的进口，效果同方案一；
第二级烟气余热利用装置布置高效脱硫吸收塔的进口，将烟气从约110℃降低到96℃，降低吸收塔的入口烟气温度，提高脱硫效率，减少脱硫水耗。两级余热利用系统吸收的热量用于加热凝结水，排挤回热抽汽减少机组热耗。
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