楊立強， 張 楊， 何 勝， 魏宏鴿， 杜 振， 朱 躍

發(fā)電技術

煤電機組“超低排放”技術路線及應用分析

楊立強1， 張 楊2， 何 勝2， 魏宏鴿2， 杜 振2， 朱 躍2

（1.中國華電集團電力建設技術經(jīng)濟咨詢中心，北京100031；2.華電電力科學研究院，浙江杭州310030）

在對當前典型“超低排放”應用案例進行充分調(diào)研的基礎上，對各類環(huán)保技術的特點及應用條件進行了全面論述，對其中的關鍵技術問題進行了深入探討，對超低排放的投資及運維成本進行了測算，提出了煤電機組“超低排放”技術路線，可供后續(xù)開展相關工作借鑒與參考。

超低排放； 技術路線； 脫硫； 脫硝； 除塵

0 引言

近年來，國內(nèi)大氣環(huán)境質(zhì)量持續(xù)變差，區(qū)域性復合型大氣污染日益突出，空氣重污染現(xiàn)象（主要表現(xiàn)為“霧霾”）大范圍同時出現(xiàn)的頻次日益增多，大氣環(huán)境形勢十分嚴峻。為進一步加強火電污染物排放控制、改善環(huán)境，從2012年起國家相關部門針對火電行業(yè)密集出臺了一系列政策法規(guī)，力度之大前所未有，主要表現(xiàn)為：火電廠大氣污染物排放標準快速提高，在一些環(huán)境敏感地區(qū)禁止建設新建燃煤發(fā)電項目（熱電聯(lián)產(chǎn)除外），同時部分地區(qū)推行煤炭總量控制和煤炭等量替代。上述要求對火電項目，特別是煤電項目的發(fā)展形成了很大的制約。在此背景下，2014年起，由國家能源局主導的煤電超低排放迅速推進，成為突破煤電發(fā)展環(huán)保瓶頸的重要途徑，各地相關配套政策亦陸續(xù)出臺，煤電機組全面實現(xiàn)超低排放已成為大勢所趨[1]。

1 典型案例分析

圖1所示為國內(nèi)最早于2014年5月投運的浙能嘉華電廠8號機組（1000MW）超低排放改造技術路線（括號內(nèi)數(shù)據(jù)為實際監(jiān)測數(shù)據(jù)，下同），其中脫硝采用爐內(nèi)低氮燃燒技術將NOx生成濃度控制到300mg/m3，省煤器后布置SCR裝置（3+0），脫硝效率不小于85%；除塵采

用增設低低溫電除塵器，5個電場均配置高頻電源（2.0A/72kV），脫硫裝置后加裝濕式電除塵器；脫硫采用4層噴淋層吸收塔，其中頂層為交互式噴淋層，下方配置雙托盤，增設性能加強環(huán)。

圖2所示為華電集團于2014年8月投運的華電裕華電廠1號機組（300MW）超低排放改造技術路線，其中脫硝采用爐內(nèi)低氮燃燒技術將NOx生成濃度控制到550mg/m3，省煤器后布置SCR裝置（3+0），脫硝效率不小于90.9%；除塵采用雙室五電場電除塵器，應用高頻電源，二級脫硫吸收塔塔頂加裝濕式電除塵器；脫硫增設二級吸收塔，形成雙塔雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)。值得一提的是，裕華電廠1號機組原設計煙塵排放濃度為10mg/m3，但在實際運行中通過控制干式除塵器性能與脫硫塔協(xié)同洗塵效率，再通過濕式電除塵器達到了5mg/m3的超低排放性能指標。

圖3所示為華能集團于2014年底投運的華能長興電廠1、2號機組（2×660MW）超低排放改造技術路線，其中脫硝采用爐內(nèi)低氮燃燒技術將NOx生成濃度控制到250mg/m3，省煤器后布置SCR裝置（3+0），脫硝效率不小于80%；除塵采用5電場低低溫電除塵器并應用高頻電源；脫硫采用單吸收塔配置，4層噴淋層加2層托盤。需要說明的是，長興電廠1、2號機組是華能集團首個不采用濕電達到煙塵超低排放的項目，在脫硫協(xié)同除塵方面進行了大量探索，通過配置雙托盤、進口高效除霧器、高效噴淋層，控制空塔煙氣流速以及進行細致的流場優(yōu)化工作，實現(xiàn)了脫硫高效協(xié)同除塵效果。

已投運項目實踐證明，煤電機組實現(xiàn)超低排放在技術上已具備可行性，但可供選擇的技術方案眾多，超低排放的技術路線和其適用范圍仍有待進一步分析研究，如何實現(xiàn)方案優(yōu)選與設計優(yōu)化將是后續(xù)進行超低排放改造的關鍵問題。

2 技術特點及適應性分析

2.1 脫硫

2.1.1 主要技術介紹

表1 不同脫硫工藝技術經(jīng)濟比較

當前燃煤機組脫硫工藝主要包括爐內(nèi)噴鈣、濕法和半干法脫硫，不同工藝的技術經(jīng)濟比較如表1所示。其中應用最為廣泛的石灰石-石膏濕法脫硫技術根據(jù)其吸收塔技術特點又可分為單回路噴淋塔、雙回路噴淋塔、液柱塔、鼓泡塔、填料塔等，其中單回路噴淋塔是當前應用最廣泛的吸收塔技術，雙回路噴淋塔有一定應用，而液柱塔、鼓泡塔、填料塔在國內(nèi)應用較少。此外基于現(xiàn)有單塔脫硫效率極限，雙塔雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)成為實現(xiàn)超低排放的重要技術途徑，其對于硫分的適應范圍較廣，通過合理的兩級塔循環(huán)泵組合配置和運行效率分配，脫硫效率可以達到99.5%以上，在入口SO2濃度超過10000mg/m3時，仍可實現(xiàn)出口SO2排放濃度超低排放。

2.1.2 技術路線分析

（1）煤粉爐

由于煤粉爐爐內(nèi)噴鈣脫硫效率較低，運行經(jīng)濟性差，同時影響飛灰綜合利用，因此當前實際應用主要采用煙氣脫硫工藝。而半干法煙氣脫硫由于脫硫效率較低，如按脫硫效率90%推算，燃煤硫份須<0.17%，在國內(nèi)基本無應用可能性。因此針對大型煤粉爐，當前主要采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝。

當前業(yè)內(nèi)普遍認可的單塔穩(wěn)定可靠的脫硫效率點為98.8%，對應原煙氣SO2濃度為3000mg/m3，在此范圍內(nèi)可選擇單塔脫硫工藝，入口濃度超出時可采用雙塔雙循環(huán)脫硫工藝。改造項目采用雙塔雙循環(huán)脫硫改造工藝，可將原吸收塔作為一級吸收塔，新建二級吸收塔，也可以新建一級吸收塔，原吸收塔作為二級吸收塔，具體根據(jù)根據(jù)場地布置和煙氣走向不同，考慮脫硫除塵協(xié)同控制，在有條件基礎上，建議優(yōu)先新建二級吸收塔，對吸收塔進行優(yōu)化設計，提高脫硫洗塵效率。

（2）循環(huán)流化床爐

循環(huán)流化床爐內(nèi)噴鈣和爐外半干法煙氣脫硫由于脫硫效率較低，在國內(nèi)常規(guī)燃煤條件下單獨應用可能性較小，一般需考慮采用爐內(nèi)噴鈣脫硫和爐外煙氣脫硫工藝（濕法或半干法煙氣脫硫）聯(lián)合[2]。考慮到半干法煙氣脫硫?qū)嶋H性能受運行條件和吸收劑品質(zhì)的影響較大，實施超低排放的風險較大，宜慎重考慮應用。此外考慮到爐內(nèi)噴鈣對鍋爐效率、粉煤灰綜合利用、氮氧化物生成方面的影響，經(jīng)技術經(jīng)濟比較后，也可不采用爐內(nèi)噴鈣脫硫，直接應用濕法煙氣脫硫工藝，針對改造項目現(xiàn)有爐內(nèi)噴鈣工藝可作為備用。

2.2 脫硝

2.2.1 主要技術介紹

低氮燃燒是氮氧化物控制的首選技術，目前典型煤種典型燃燒器布置方式煤粉爐應用低氮燃燒技術的NOx控制濃度見表2，隨著低氮燃燒技術的持續(xù)發(fā)展與改進，此指標值仍有望進一步降低。

表2 低氮燃燒排放限值參考

表3 煙氣脫硝技術比較

煙氣脫硝技術包括SCR脫硝技術、SNCR脫硝技術和SNCR/SCR脫硝技術[3]，技術比較見表3。

2.2.2 技術路線分析

（1）煤粉爐

考慮到煙氣脫硝裝置的建設投資及運行成本，脫硝技術路線應首先采取爐內(nèi)低氮燃燒技術最大限度地控制源頭NOx生成，再考慮采用煙氣脫硝設施。由于SNCR技術與SNCR/SCR技術（不設獨立噴氨）在煤粉爐上應用效率較低，SNCR/SCR技術（設獨立噴氨）工藝系統(tǒng)較為復雜且運行成本較高，因此實現(xiàn)超低排放應首選SCR煙氣脫硝技術。煤粉鍋爐可行的NOx超低排放技術路線概況如下：

1）在不影響鍋爐安全經(jīng)濟運行前提下，盡可能通過低氮燃燒技術控制NOx生成濃度。

2）對于燃燒煙煤和貧煤、采用切圓燃燒和墻式燃燒方式的鍋爐，在爐內(nèi)低氮燃燒控制的基礎上，爐后采用SCR煙氣脫硝技術，SCR脫硝效率一般控制在90%以下。對于燃燒貧煤的NOx濃度大于600mg/m3的機組，經(jīng)技術經(jīng)濟比較后，也可增設效率約20%～30%的SNCR裝置，以降低進入SCR裝置的NOx濃度。對于W火焰鍋爐，由于其NOx生成濃度較高（一般大于800mg/m3），技術難度較大，暫無相關應用案例。

3）SCR反應器根據(jù)入口濃度的不同可按“2+1”或者“3+1”模式進行設計，噴氨格柵可優(yōu)先采用格柵式，以便后期進行噴氨優(yōu)化調(diào)整。

4）超低排放對流場要求提出更高要求，應采用CFD數(shù)模、物模等方式優(yōu)化流場設計，盡可能提高流場分布均勻性，滿足催化劑入口煙氣分布條件，催化劑入口煙氣流速偏差應小于±10%。

（2）循環(huán)流化床爐

循環(huán)流化床爐NOx生成濃度一般在200～300mg/m3，由于其本體結(jié)構特別適用于SNCR脫硝技術，推薦其NOx超低排放技術路線如下：

1）在不影響鍋爐安全經(jīng)濟運行前提下，通過對運行床溫的合理控制，并從過量空氣系數(shù)、物料循環(huán)倍率、一次風與二次風配比、石灰石粒徑控制等方面進行運行優(yōu)化，以盡可能降低鍋爐NOx生成濃度。

2）當NOx生成濃度低于200mg/m3時，優(yōu)先采用SNCR工藝，優(yōu)化設計方案，合理調(diào)整SNCR反應區(qū)煙溫與噴槍設置方式，盡可能提高SNCR脫硝效率以實現(xiàn)超低排放。

3）當NOx生成濃度高于200mg/m3或SNCR工藝不能滿足排放要求時，則需考慮在爐后增設SCR反應器。針對流化床鍋爐灰量較大的特點應考慮定制大節(jié)距的板式催化劑，且需停運爐內(nèi)噴鈣脫硫以避免高鈣飛灰導致催化劑失活。

2.3 除塵

2.3.1 主要技術介紹

當前適應超低排放的除塵技術主要包括前端本體除塵技術和終端除塵技術，其中前端本體除塵技術包括干式靜電除塵技術和電袋/袋式除塵技術，終端除塵技術包括濕式電除塵技術和濕法脫硫協(xié)同除塵技術[4]。

針對干式靜電除塵器，當前較為成熟的提效技術主要有高效電源技術、降溫提效技術、移動電極除塵技術等，采用提效技術后出口煙塵排放濃度可以達到15～20mg/m3。如臺州、長興、溫州四期等基建項目通過采用低低溫電除塵技術，實現(xiàn)除塵器出口煙塵濃度小于15mg/m3，但考慮到酸腐蝕影響，應用低低溫除塵技術對燃煤硫份有一定限制，在國外的應用案例中最高硫份為1.17%，國內(nèi)應用案例目前最高硫份為1.4%。華電句容1000MW機組通過采用高效電源與移動電極除塵技術，投運后除塵器出口煙塵濃度小于20mg/m3。華能北京熱電200MW機組燃用低灰煙煤，采用低低溫+三相電源+電場加高擴容+旋轉(zhuǎn)電極等措施，實現(xiàn)除塵器出口煙塵濃度小于10mg/m3。

電袋/袋式除塵技術目前普遍能夠?qū)崿F(xiàn)煙塵排放濃度小于20mg/m3，粵電沙角C廠2號660MW機組、華能陽邏6號330MW機組等項目通過采用新型濾袋可控制至10mg/m3。

濕式電除塵器當前設計入口粉塵濃度一般控制在30mg/m3，出口粉塵排放可達到5mg/m3以下，是當前技術條件下實現(xiàn)超低排放的主要途徑之一。但設備投資相對較高，國內(nèi)燃煤電廠應用時間較短，極線極板腐蝕及結(jié)垢情況仍有待于進一步驗證。

濕法煙氣脫硫裝置在脫硫同時具有一定的協(xié)同洗塵作用，國內(nèi)前期投運項目脫硫洗塵效率普遍在50%以內(nèi)。華能金陵、長興、玉環(huán)等項目通過前置低低溫電除塵器增大除塵器出口煙塵分布粒徑，優(yōu)化脫硫塔內(nèi)流場、噴淋系統(tǒng)和除霧器設計，實現(xiàn)了75%以上的脫硫裝置協(xié)同洗塵效率，已取得廣泛認可。目前濕法脫硫裝置協(xié)同除塵技術也已成為實現(xiàn)超低排放的主要途徑之一。

2.3.2 技術路線分析

基于當前各除塵器技術應用現(xiàn)狀，綜合考慮技術穩(wěn)定性、可靠性以及投資和運維經(jīng)濟性問題，煙塵超低排放技術路線主要概括如下：

（1）流化床機組可優(yōu)先考慮選用袋式除塵器，煤粉爐宜優(yōu)先考慮選用高效電除塵器。

（2）鑒于濕式電除塵器技術穩(wěn)定性仍有待驗證，且考慮到投資與運行經(jīng)濟性，宜充分發(fā)揮前端除塵裝置作用，控制除塵器出口煙塵濃度不大于20mg/m3，在此基礎上聯(lián)合濕法脫硫裝置高效洗塵作用實現(xiàn)煙塵5mg/m3的排放要求，必要時再考慮采用濕式電除塵器，現(xiàn)階段可預留濕式電除塵器實施條件。

（3）針對煤粉爐，宜通過高效電源、降溫提效、旋轉(zhuǎn)電極、本體改造等單項或組合措施提高電除塵器性能。當電除塵器不能滿足要求時，可考慮選用袋式除塵器，并采用新型超凈濾料實現(xiàn)除塵器出口煙塵濃度不大于10mg/m3，在此基礎上聯(lián)合濕法脫硫裝置高效洗塵作用實現(xiàn)煙塵5mg/m3的排放要求。

2.4 超低排放

圖4所示為煤粉爐超低排放技術路線示意，SO2超低排放技術方案應以爐外濕法煙氣脫硫技術為主；NOx超低排放技術方案應采用以爐內(nèi)LNB聯(lián)合爐外SCR煙氣脫硝為主；煙塵超低排放應采取“以電為主”的除塵工藝，條件適宜時可優(yōu)先采用低低溫除塵技術，終端除塵技術應優(yōu)先考慮采用濕法脫硫裝置協(xié)同除塵實現(xiàn)超低排放，必要時再考慮采用濕式電除塵器。此外對于環(huán)境要求較高地區(qū)，優(yōu)先選用圖示方案1，打造“無煙排放”電廠。

圖5所示為流化床爐超低排放技術路線示意，SO2超低排放技術方案有爐內(nèi)噴鈣聯(lián)合爐外濕法煙氣脫硫與單獨采用爐外濕法煙氣脫硫兩種方案可選，針對具

體項目經(jīng)技術經(jīng)濟分析后可不采用爐內(nèi)噴鈣脫硫；NOx超低排放技術方案應在盡量降低爐內(nèi)NOx生成濃度的前提下，優(yōu)先考慮通過高效SNCR技術實現(xiàn)超低排放，必要時增設SCR形成SNCR/SCR聯(lián)用；煙塵超低排放宜優(yōu)先采用電袋/布袋除塵工藝，在此基礎上利用濕法脫硫裝置協(xié)同除塵實現(xiàn)超低排放。

3 投資與運行成本分析

由于改造項目影響因素較多，各項目差異較大難以進行比較，因此以下投資與運行成本分析均按基建項目考慮。

3.1 脫硫

以煤粉爐采用石灰石-石膏濕法脫硫為例，不同機組容量等級，煙氣脫硫系統(tǒng)入口SO2濃度對脫硫系統(tǒng)投資和單位造價的影響如圖6所示。300MW等級機組脫硫投資為1.02～1.83億元，單位造價170～304元/kW，當入口濃度從800增加到10000mg/m3時，投資水平增加約80%。600MW等級機組脫硫投資為1.62～2.69億元，單位造價133～224元/kW，當入口濃度從800增加到10000mg/m3時，投資水平增加約66%。1000MW等級機組脫硫投資為2.23～3.40億元，單位造價112～170元/kW，當入口濃度從800增加到10000mg/m3時，投資水平增加約39%。

可以看出，當脫硫塔數(shù)量不發(fā)生變化時，入口SO2濃度對脫硫系統(tǒng)投資的影響速率基本保持一致。隨著機組容量等級的增大，入口SO2濃度增加對投資的影響程度逐漸減小，當機組容量從300MW等級增大到1000MW時，其影響程度約減小一半。因此在脫硫塔數(shù)量不發(fā)生變化的條件下，特別是在單塔配置時，經(jīng)技術經(jīng)濟比較，可適當增大設計入口SO2濃度，以提高機組后續(xù)運行對入爐煤硫份的適應性。

不同容量等級機組，煙氣脫硫系統(tǒng)入口SO2濃度對脫硫系統(tǒng)成本和效益的影響如圖7所示（成本包括實際成本、檢修維護成本、利息和折舊，下同）。當入口SO2濃度逐漸增大時，成本隨之增大。300MW等級機組脫硫成本為11.3～35.7元/MWh；600MW等級機組脫硫成本為8.9～29.3元/MWh；1000MW等級機組脫硫成本為8.1～23.5元/MWh。300MW、600MW、1000MW等級機組，總成本中實際運行（電耗、水耗、吸收劑消耗等）成本分別占總成本的64%～79%、65%～82%，67%～83%，檢修維護成本分別占總成本的4%～8%、4%～8%，9%～18%。

3.2 脫硝

以煤粉爐采用SCR煙氣脫硝為例，不同機組容量等級，不同入口NOx濃度對SCR投資和單位造價的影響如圖8所示。300MW等級機組SCR脫硝投資為0.89～1.19億元，單位造價148～199元/kW，當入口濃度從300mg/m3增加到800mg/m3時，投資水平增加約35%。600MW等級機組脫硝投資為1.30～1.71億元，單位造價108～143元/kW，當入口濃度從300mg/m3增加到800mg/m3時，投資水平增加約33%。1000MW等級機組脫硝投資為1.77～2.39億元，單位造價88～120元/kW，當入口濃度從300mg/m3增加到800mg/m3時，投資水平增加約36%。不同機組容量等級，NOx濃度增加對投資的影響程度基本相同。當NOx小于600mg/m3時，入口濃度每增大50mg/m3，SCR單位造價投資約增加2.2～7.4元/kW。當入口為800mg/m3時，考慮單獨SCR與SNCR/SCR聯(lián)用（設獨立噴氨）兩種方案，此時SNCR/SCR聯(lián)用投資較SCR脫硝工藝低3～8元/kW。

不同容量等級機組，不同SCR入口NOx濃度對脫硝系統(tǒng)成本影響如圖9所示。300MW、600MW、1000MW等級機組脫硝成本分別為8.4～13.9元/MWh、6.8～11.3元/MWh及6.0～10.4元/MWh。而SNCR/SCR系統(tǒng)雖然投資

增加較小，但由于反應氨氮比較高造成還原劑耗量較大，其運行費用明顯高于SCR系統(tǒng)，高約29% ～43%。如采用SCR脫硝工藝，300MW、600MW、1000MW等級機組脫硝總成本中實際運行（電耗、催化劑耗、還原劑消耗等）成本分別占總成本的59%～70%、63%～71%和67%～75%，修理維護分別占6%～8%、5%～6%和4%～6%。

3.3 除塵

以煤粉爐采用低低溫電除塵器聯(lián)合脫硫高效協(xié)同洗塵為例，300MW等級機組超低排放除塵投資約為0.61～0.83億元，單位造價102～138元/kW；600MW等級機組除塵投資約為1.01～1.23億元，單位造價84～103元/kW；1000MW等級機組除塵投資約為1.62～1.84億元，單位造價81～92元/kW。當入口煙塵濃度增大時，不同容量等級機組增加投資的單位造價較固定，其中300MW等級機組約為3.8 元/kW，600MW等級機組約為1.7元/kW，1000MW等級機組約為1元/kW。

考慮貸款利息、折舊和實際運行、維護成本，300MW、600MW、1000MW等級機組超低排放除塵系統(tǒng)總成本分別約為6.4～8.1元/MWh、4.9～6元/MWh及4.4～5.3元/MWh?？偝杀局袑嶋H運行（電耗、水耗、氣耗、堿耗等）和檢修維護成本約占50%。

3.4 超低排放

以燃用中硫、中灰煙煤（SO2濃度4000mg/m3、NOx濃度400mg/m3、煙塵濃度35g/m3）的煤粉爐機組為例，300MW等級、600MW等級、1000MW等級機組執(zhí)行超低排放其環(huán)保投資分別為3.5億元、5.5億元和7.6億元，單位造價分別為591元/kW、455元/kW和380元/kW，運行成本分別為37.6元/MWh、30.0元/MWh和25.7元/MWh。

與特別排放限值的技術方案相比較，當煙氣脫硫塔數(shù)量不發(fā)生變化時，超低排放增加的環(huán)保投資和成本情況如圖13所示。300MW等級機組投資增加約為0.6億元，單位造價增加約100元/kW。600MW等級機組投資增加約為0.9億元，單位造價增加約76元/kW。1000MW等級機組投資增加約為1.3億元，單位造價增加約65元/kW。成本方面，300MW、600MW和1000MW等級機組總成本分別增加3.37、2.68和2.37元/MWh。

4 結(jié)語

在對當前典型“超低排放”應用案例進行充分調(diào)研的基礎上，對各類環(huán)保技術的技術特點及應用條件進行了詳細論述，對其中的關鍵技術問題進行了深入探討，對超低排放的投資及運維成本進行了測算。

（1）總體而言，前期已投運項目表明煤電機組實現(xiàn)超低排放在技術上已具備可行性，相關技術路線已逐步明確，但對于燃燒高硫、高灰、無煙煤的機組仍存在一定技術難度。

（2）各環(huán)保工藝均有一定的應用邊界條件，不同煤種（入口條件）對超低排放技術路線的選擇影響較大，同時也直接影響投資和成本，因此應根據(jù)各項目實際情況，全面分析邊界條件，深入分析各環(huán)保工藝的可行性、適用性和經(jīng)濟性，經(jīng)技術經(jīng)濟比選后優(yōu)化選擇技術路線。尤其是改造項目應針對現(xiàn)有機組特點、燃煤狀況、設備狀況采取不同的改造技術路線。

（3）就燃煤條件適中的項目而言，實施超低排放技術難度較小，且相對于執(zhí)行重點地區(qū)特別排放限值所增加的投資和運行成本較少，此類項目現(xiàn)階段可優(yōu)先推進。

[1]張東輝，莊燁，朱潤儒，等.燃煤煙氣污染物超低排放技術及經(jīng)濟分析[J].電力建設，2015，36（5）：125～130.

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[3]秦鋒，黃輝，馬政宇.燃煤發(fā)電超低排放技術及其潛在影響分析[J].煤氣與熱力，2015，35（2）：35～39.

[4]李穹.燃煤機組超低排放技術路線探討[J].科技資訊，2015，（16）：85，86.

Analysis on Ultra Low Emission Technology Route and Application of Coal-fired Power Plants

YANG Li-qiang1， ZHANG Yang2， HE Sheng2， WEI Hong-ge2， DU Zhen2， ZHU Yue2
（1.China Huadian Corporation Electric Power Construction Technical&Economical Consulting Center，Beijing 100031，China；2.Huadian Electric Power Research Institute，Hangzhou 310030，China）

Onthebasisoffull investigateonthepreasentrepresentativeultralowemissionapplicationcase，technical featureand applicationconditionof all kinds of environmental technology havebeen analyzed，thekey technical problems havebeen deeply discussed，theinvestment andoperations&maintenancecost havebeencalculated，and theultralowemissiontechnologyrouteofcoal-firedpowerplantshavebeenproposedforfurtherreference.

ultralowemission； technologyroute； desulfuration； de-NOx； dedustingMaintenance

X773

B

2095-3429（2016）03-0010-08

10.3969/J.ISSN.2095-3429.2016.03.003

2016-03-28

修回日期：2016-05-18

楊立強（1965-），男，吉林長春人，本科，高級工程師，主要從事火電廠環(huán)境保護方面的研究和管理工作。