:国内褐煤储量丰富，高水份、高挥发份、中硫、低灰的低热值褐煤不适合长途运输，适合就地转换发电。研究高水、中硫、低灰褐煤的超低排放技术路线对该类型机组的超低排放具有重大意义。以3台600MW级燃褐煤空冷机组为模型，对3台机组的超低排放技术路线、实际运行情况及综合经济性进行分析。结果表明，3台机组的NOX、烟尘、SO2排放浓度均能达到超低排放标准，经济性比较可知A机组的综合经济性最优越，并对燃该煤种机组的超低排放技术路线的选择提出建议。
0引言
超低排放是指在基准氧含量6%条件下，不包含CO2和其它污染物，烟尘、SO2、NOX的排放浓度不高于5mg/m3、35mg/m3和50mg/m3[1]。燃煤电厂实现超低排放是煤炭清洁利用的重要途径，自《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》实施以来，针对燃煤机组的超低排放技术开展科研攻关，在役机组通过技术改造，实现了污染物的超低排放。
新建600MW及以上超(超)临界燃低水、低灰、低硫、高发热量烟煤机组，污染物超低排放的各项指标均能实现，然而对于燃用高水、低灰、中硫、低发热量褐煤机组，污染物实现超低排放却鲜有报道。本文以3台燃锡林浩特地区褐煤的600MW级空冷机组为研究对象，对3台机组超低排放的技术路线进行分析、比较、讨论，以期为燃该煤种的同类型机组在选择超低排放技术路线方面提供参考。
1锅炉设备及燃煤概况
本文分析的3台锅炉均为单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、紧身封闭布置、变压运行直流锅炉，A炉、B炉Π型锅炉，C炉为塔式锅炉。A炉采用四角切圆燃烧，B炉采用前后墙对冲燃烧，C炉采用八角切圆燃烧。3台锅炉的燃烧器均采用分级燃烧技术，燃烧器均为低NOX燃烧器，NOX排放浓度的设计值均不超过200mg/m3(O2=6%)。
3台锅炉的燃煤均为锡林浩特地区生产的褐煤，煤质工业分析及元素见表1。从表1可以看出，3台锅炉燃煤的全水分大于20%，属于高水分煤，干燥无灰基挥发分Vdaf大于37%，属于高挥发份煤。A炉、B炉、C炉燃煤的收到基灰分Aar相近，分别为16.86%、19.09%、16.86%，为低等灰分煤。从收到基全硫分St.ar来看，在A炉、B炉、C炉燃煤的收到基全硫分St.ar在1%左右，属中硫份煤。综上所述，3台锅炉的燃煤均属于高水份、高挥发份、中硫、低灰的低热值褐煤。
2超低排放技术路线概况
2.1A机组超低排放技术路线
A机组采用SCR+前置换热器+干式电除尘器+零补水石灰石-石膏湿法脱硫工艺的超低排放技术路线。工艺流程图见图1。
脱硝系统采用尿素热解法，催化剂按3+1层设置，烟气脱硝效率保证值为90%，脱硝后的烟气NOX的排放值不高于40mg/m3。
除尘系统采用双室五电场静电除尘器，每台锅炉配置2台除尘器，燃用设计煤种时停1个供电单元后除尘效率大于99.9%，除尘器出口含尘浓度小于30mg/m3。
脱硫系统采用零补水石灰石-石膏湿法脱硫工艺，脱硫效率大于99.5%，SO2排放浓度小于10mg/m3，脱硫塔出口烟尘浓度小于3mg/m3。
2.2B机组超低排放技术路线
B机组采用SCR+袋式除尘器+单塔双循环脱硫吸收塔+湿式电除尘器的超低排放技术路线。工艺流程图见图2。脱硝系统采用液氨法，催化剂按“2+1”布置，预留1层催化剂的空间，脱硝效率保证值为80%，脱硝装置出口NOX浓度不高于50mg/Nm3。
除尘系统采用干式除尘器+湿法脱硫塔内洗尘+湿式除尘器的组合方案。干式除尘器效率99.2%，出口烟尘浓度不高于40mg/m3;脱硫装置烟尘洗涤效率50%，脱硫装置出口液滴浓度不高于50mg/m3，脱硫装置出口烟尘排放浓度不高于30mg/m3;湿式除尘器效率85%，出口烟尘排放浓度不高于5mg/m3。脱硫系统采用单塔双循环技术，脱硫装置出口SO2排放浓度不超过35mg/m3，脱硫效率不低于99.4%。
2.3C机组超低排放技术路线
C机组采用SCR+高效低低温静电除尘器+单塔双托盘脱硫吸收塔的超低排放技术路线。工艺流程图见图3。
脱硝系统采用液氨法，脱硝效率为85%，NOX排放浓度低于30mg/m3。除尘系统采用高效低低温静电除尘器，并配置高频电源。每台炉设置2台三室五电场的低低温静电除尘器，5个电场均采用高频电源，除尘效率大于99.9%，除尘器出口烟尘排放浓度小于5mg/m3。脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫装置，SO2排放浓度低于35mg/m3，脱硫效率为99.4%。
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