一、技术名称：燃煤电厂烟气污染物超低排放技术

二、适用行业：电力

三、适用范围：适合新建及在役燃煤发电机组、中小热电联供机组

四、技术内容

该技术采用多污染物高效协同脱除超低排放系统，包括高效全负荷催化脱硝、多场强化细颗粒物/SO₃脱除、高效脱硫协同除尘等关键工艺技术和系统，实现燃煤烟气中烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞等污染物排放浓度（在基准含氧量6%条件下）分别不超过5 mg/Nm³、35 mg/Nm³、50 mg/Nm³、3 μg/Nm³ 。如高效全负荷催化脱硝技术，采用多活性中心催化剂提升了抗交变中毒、低温活性、协同氧化汞等性能，实现电站锅炉在35%BMCR低负荷时脱硝效率仍达85%以上，氮氧化物排放浓度小于50mg/Nm³，同时实现单质汞的高效氧化，氨逃逸小于3 ppm；多场强化细颗粒物/SO₃脱除技术，通过温-湿系统调控干式、湿式电除尘等关键装备性能，强化PM_2.5及SO₃气溶胶的脱除，实现颗粒物排放浓度小于5 mg/Nm³（最低可达1 mg/Nm³以下），SO₃协同脱除效率达到90%以上；高效脱硫协同除尘技术可实现脱硫效率99%以上，协同除尘效率70%以上，并实现二价汞的捕集和稳定化；针对系统优化运行问题，建立了多断面污染物浓度预测模型及系统运行优化方法，可实现超低排放系统的智能调控。

五、减排效果

采用该技术后，二氧化硫、氮氧化物、颗粒物等污染物排放浓度与国家火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）相比，排放浓度分别降低83 %、50 %、67 %以上。

六、技术示范与推广应用

该技术在小型燃煤锅炉上成功应用后，通过产学研合作，在嘉兴嘉华电厂1000MW大型在役燃煤机组上完成了工程示范，实现了燃煤机组烟气多污染物超低排放，监测数据表明各项污染物排放浓度指标远低于排放限值。目前，该技术已实现从中小热电机组到1000 MW燃煤电站机组的规模化应用。

七、投资与运行成本估算

投资成本因改造范围和条件不同会有差异，以典型1000MW燃煤机组为例，在役机组超低排放改造项目的单位投资约为163元/kW，单位发电量运行成本增加约为0.01元/kWh；新建机组超低排放系统的单位投资约为255元/kW，与达到国家排放标准的燃煤机组相比，单位发电量运行成本增加约为0.005元/kWh。

八、成果转化推广前景

目前，该技术已辐射全国，实现了规模化应用。近年来，在改善区域大气环境质量、推进煤炭清洁高效利用和加快行业优化升级的客观需求下，我国燃煤机组超低排放改造进程不断加快，预计2020年，我国将建成世界上最大的清洁高效煤电体系。而“一带一路”重大倡议及相关国家战略的逐步落实实施，也为燃煤电厂烟气污染物超低排放关键技术、成套装备及服务走向国际舞台提供了新空间和新动力。