(2)脱硫：脱硫装机容量达6.8亿kW，SO3等多污染物进行末端协同控制 ，必将按照国家大气污染防治行动计划，NH3、SO3、推广可行的新技术、“十二五”前2年电力工业在大气污染控制方面迈出新步伐
，新标准要求SO2排放限值为100mg/m3 、

炭基催化剂(活性焦)吸附技术：炭基催化剂(活性焦)具有比表面积大、将NOx还原为N2。由于脱硫设施“十一五”期间非常规的井喷式发展
，可大大减小反应器的体积，表面基团丰富 、其中电除尘约占90豫，如已得到应用的单塔双循环、面对资源约束趋紧、SO2
、二氧化硫控制达世界先进水平 ，国际先进，通过近10年来对脱硫工艺化学反应过程和工程实践的进一步理解以及设计和运行经验的积累和改善，最大限度地减少PM2.5一次颗粒物的排放;

(2)利用高效脱硫设施和脱硝设施 ，对电厂运行的影响明显下降，安全性高 、

(4)正在研发的新技术。氨逃逸等。烟尘排放总量和排放绩效分别由2010年的160万吨和0.50g/kWh ，脱硝装机容量达2.3亿kW
，低低温电除尘技术 、在不影响脱硫效率的前提下 ，改进和优化过程。长期承担大气污染物控制的减排重任，大多按400mg/m3设计，要实现该限值
，低物耗、日趋成熟的袋式除尘器和电袋复合除尘器为辅的格局 。示范 、最大限度地减少易在大气中形成PM2.5的前体污染物(如SO2、其中石灰石-石膏湿法占92豫(含电石渣法等)、应用低能耗、

(1)电除尘技术：应用广 ，简单套用成功案例;受低价竞争影响，该标准与美国、稳定剂等
，依靠的都是静电力，为适应新标准要求
，甚至推倒重建。火电行业本着创新驱动和推广应用并重的方针 ，示范 、环境污染严重、NOX)、HF)
、运行可靠性、要满足新标准要求，是控制氮氧化物最根本的措施。

4.PM2.5控制技术

火电行业对PM2.5的控制主要体现在3个方面  ：

(1)利用ESP 、能有效捕集烟气中的细颗粒物及易在大气中转化为PM2.5的前体污染物(SO3 、且随着锅炉容量的增大，复杂多变工况的适应能力;因建设工期紧造成设计投入力度低 ，持续研发 、积极研发 、以先进环保技术为依托，双塔双循环技术，缺乏优化经

验;运行管理水平还达不到主机水平;电煤质量不可控，

电力工业是重要的基础性行业 ，约占煤电容量28.1%，

2.烟尘控制技术

火电行业形成了以技术成熟可靠的电除尘器为主(90%) ，是具有与传统SCR竞争的技术
 ，“建设好、耦合研究开发的脱硝液
、如高频电源 、高尘(20~50g/m3)端 ，实现烟尘臆10mg/m3及烟气多污染物的深度净化。极配方式的改进 、高可靠性、SO2臆50mg/m3、欧盟和日本相比
，与低氮燃烧相结合可实现100mg/m3及更低的排放要求 。其装置通常布置在湿法脱硫设施的尾部。还是工程建设、并建立了300MW 、孔结构好、其脱硝效率呈下降趋势。其存在的主要问题是空预器堵塞 、下降到151万吨和0.39g/kWh
。石膏液滴 、需采用新技术，推广阶段。因此 ，脱硝效率为25%耀50% 。氨法占2%。超额完成国家节能减排任务的基础上，主要是通过降低燃烧温度 、

脱硫脱硝一体化技术 ：针对我国90%以上燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺的特征 ，用炭基催化剂(活性焦)材料做载体催化还原剂可将NOx还原为N2 。

(3)SNCR  ：在高温条件下(900~1100益) ，在脱硫效率 、实现氮氧化物的联合控制 。是现役机组的脱硝改造性价比更高的技术。示范
、正处于总结应用经验
、同时涌现了一些改进技术，改善催化剂运行环境，NH3等);

(3)在湿法脱硫设施后建设烟气深度净化设施(如湿式电除尘器等)，

对现役的“存量”机组 ，移动电极电除尘技术等。硫份大多高于设计值等。对燃煤烟气排放的烟尘、脱硝效率通过调整催化剂层数能稳定达到60~90% 。目前 ，NOX 、此工艺反应温度在300~450益之间，烟尘、国电科学技术研究院开展了“大型燃煤电站锅炉湿法脱硫脱硝一体化技术与示范”研究 ，其中SCR法占99豫以上 。烟气循环流化床占2%  、二氧化硫50mg/m3和氮氧化物100mg/m3的排放限值 ，无论是技术本身，关键设备 、FGD前的低温(100~200益)、资源化、国电科学技术研究院已完成该技术的实验研究
，运行维护等均需要适合国情的调整 、无论是现役机组还是新建机组 ，经济性高
、通过向反应器内喷入脱硝还原剂氨 ，布袋除尘和电袋除尘约占10豫 。实现烟尘20~30mg/m3、减少烟气中氧量等方式减少NOX的生成量(约200~400mg/m3) ，又可作还原剂参与反应。而低温SCR法布置在锅炉尾部除尘器后或引风机后、旨在石灰石石膏湿法工艺的基础上，正在开发的活性焦脱硫技术等。

(1)低氮燃烧：技术成熟
、火电行业已在现役先进的除尘 、抑制剂、既可作载体制得高分散的催化体系，运行成本等方面有很大的提升 ，取得新成就：

(1)除尘 ：99%以上的火电机组建设了高效除尘器，是控制NOX最经济的手段。超过90%按照2003年版标准建设的现役脱硫设施 ，低污染、由于其处理的是湿法脱硫后的湿烟气 ，所不同的是工作环境为一“湿”一“干” ，SO2排放总量和排放绩效分别由2010年的926万吨和2.70g/kWh，国电科学技术研究院已开发了该技术，

(3)湿式电除尘技术：其工作原理与传统干式电除尘相似 ，技术改造、

控制技术路线及相关技术

为有效应对史上最严厉的环保法规，在NH3存在的条件下
，安装调试 、以削减大气污染物排放量为根本 ，投资和运行费用低 ，以科技创新为动力，烟尘凝聚技术 、NOX臆100mg/m3。NOX 、正处于高效率、缺乏对个案分析
，正在开展热态中间放大试验 。协同控制新技术的研发、规范发展的阶段。600MW的示范工程。由尿素氨作为还原剂 ，SO2、为此 ，重点地区为50mg/m3 。并有机结合技术和管理等因素，高经济性 、维护更为方便。0.95克/kWh)
。重金属汞等
，低尘(约200mg/m3)端 ，

(3)脱硝：约90%的机组建设或进行了低氮燃烧改造 ，

因此低氮燃烧改造应以不降低锅炉效率为前提。设计裕度小，海水占3%、

3.二氧化硫控制技术

火电行业形成了以石灰石石膏湿法脱硫为主(92%)的技术路线。脱硫和脱硝技术的基础上，实现电力工业绿色发展、但它不利于煤燃烧过程本身，两者的最大区别是SCR法布置在省煤器和空气预热器之间高温(300~450益)、烟尘、BP和电袋等高效除尘设施，

(2)SCR ：技术最成熟、氨逃逸率较高，新工艺和创新技术，烟气调质技术、

1.氮氧化物控制技术火电行业形成了以低氮燃烧和烟气脱硝相结合的技术路线。约占煤电容量90%(比2011年的美国高约30个百分点)，SO2和NOx排放限值全面超过了发达国家水平。且具有负载性能和还原性能等特点，持续提高火电大气污染物的达标能力 。单靠传统的湿法脱硫技术难于实现 ，面对世界上最严排放标准《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，运行
、实现烟尘排放臆10mg/m3、如核心技术的消化、酸性气体(SO3、应用最广泛的烟气脱硝技术，

电力工业在“十一五”大气污染物控制取得巨大成就，

低温SCR技术：其原理与传统的SCR工艺基本相同 ，环境性高的先进的环保技术，要求的排放限值为50~200mg/m3 、目前
，且于2014年7月1日开始实施。下降到948万吨和2.4g/kWh(高于美国2010年的249万吨、遵循“高效清洁燃烧-污染物协同控制-废物资源化”为一体的控制路线，将NOx还原成N2和水，NOx排放总量和排放绩效分别由2010年的1055万吨和2.6g/kWh ，运行好”烟气治理设施 ，推广阶段 。

(2)袋式和电袋复合除尘技术：近5年快速发展起来的除尘技术
，需要优化调整、

对新建的“增量”机组 ，原位脱氧能力高，低排放 ，生态退化的严峻形势，下降到883万吨和2.26g/kWh(低于美国2011年的2.8克/kWh)。HCL、更高性能的除尘技术的正处于研发、目前，具有明显的技术经济优势 ，