百万机组超洁净排放工艺路线和技术经济分析
50355谈不上是超洁净排放
50355”谈不上是超洁净排放一、PM2.5团聚强化除尘技术介绍摘要：在雾霾天气势虐全国性区域之际，为进一步改善空气质量，部分地区提出高于国家最新大气排放标准要求的“50355”工程，即控制“氮氧化物小于50mg/Nm3、二氧化硫小于35mg/Nm3、粉尘小于5mg/Nm3”。
然而，除了NOx、SO2和粉尘，烟气组份中的SO3、细微颗粒物(PM2.5)、汞等重金属污染及PM2.5等危害，重点阐述LJD循环流化床干法工艺路线的多污染物全面脱除的优点，为真正实现“超洁净排放”工艺路线的确定提供借鉴。
注：本文经授权发布，转载请注明来源！1. 前言在燃煤烟气污染物排放是全国性雾霾天气的主因这一主流认知导向下，燃煤烟气治理只有向着更加严格的排放要求发展。
在国家最新《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)还未全面落实到位情洁净排放”改造，使大气污染物排放浓度达到：氮氧化物小于50mg/Nm3、二氧化硫小于35mg/Nm3、粉尘小于5mg/Nm3。
根据煤质及燃烧特性，一般燃煤锅炉烟气除了SO2、NOx和粉尘等主要污染成分外，还含有HCl、HF、SO3、汞、铅等重金属以及细微颗粒物等。
这些污染物因含量相对较低，在治理过程中往往被忽视。
但随着环境保护意识的加强，及国际上，大范围地对大气污染的深入研究，许多分析成果显示，HCl、HF、SO3、汞、铅等重金属以及细微颗粒物在烟气污染组份中虽然含量少，但危害却巨大。
其中SO3、细颗粒物PM2.5及重金属物质等对大气污染及对人类健康影响远超过SO2、NOx等人们所熟知的污染物。
因此，在追求“超洁净排放”目标上，如果不能同时控制这些少量污染物质的排放浓度，则谈不上真正的“超洁净”，对大气环境的改善也仅能停留在片面的层次上，起不到彻底和实质性的效果。
1. 大气中SO3、重金属及细微粒等污染物的危害1.1. SO3的危害烟气中一般有1%的SO2转化为SO3，由于含量低且难以检测，在很长一段时间里，SO3危害性被忽视。
超洁净排放技术简介
超洁净排放技术简介随着经济的发展和地区环境容量的限制，国家对提高了燃煤机组火电机组排放标准，即排放废气中粉尘、SO2和NO x分别小于5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3。
以较少污染物的排放，改善当地环境。
针对我国燃煤电厂超低排放需求，我公司研发自己的超低排放技术路线及产品，用低成本和简洁可靠的技术使SO2及粉尘的排放达到超低要求。
下面就我们的超低排放技术的两种技术进行简要介绍。
一、SO2超低排放技术：加装双气旋气液耦合脱硫增效装置1、常规湿法喷淋式吸收塔在进一步提高脱硫效率时存在的几个问题：1）吸收塔内烟气偏流造成烟气短路（俗称：烟气爬壁）导致脱硫效率低。
2）浆液与烟气接触时间短、接触频率低，为提高脱硫效率得增加喷淋层。
3）喷淋层下部区域烟气温度过高，不利于浆液对二氧化硫的吸收2、湿法喷淋式吸收塔加装双气旋气液耦合器对提高浆液吸收二氧化硫效率的理论依据：1）浆液吸收二氧化硫过程可分三个步骤（见下图1）（1）溶质（二氧化硫）由气相（烟气）主体扩散到气液两相界面；（2）气相（烟气）穿过液相（浆液）界面；（3）气相（烟气）由液相（浆液）界面扩散到浆液主体。
图一因此，如果能使气相（烟气）穿透液相（浆液）液膜，便可使吸收反应加快。
由于在液相中任一点化学反应都是平衡状态，二氧化硫一旦到达气液界面，就在界面与液体反应达到平衡，但由于反应是可逆的，界面必有平衡分压，在界面发生中和反应，使其液相（浆液）的钙离子浓度相应减少，而反应物（亚硫酸钙）浓度相应增加。
因此，二氧化硫在气液界面平衡分压必较浆液主体要高一些，这就在气液界面液膜中溶解了未被完全反应的二氧化硫，溶解的二氧化硫形成了向浆液主体扩散和继续反应的倾向。
反应速率方程可表达为取单位面积的微元液膜，其离界面深度为x，微元液膜厚度为dx,（见图2）从界面情况来分析，被吸收的二氧化硫到达气液界面，一部分被反应生成平衡状态,在界面上,由于活性组分钙离子浓度较低,而产物亚硫酸钙浓度较高,因此界面处二氧化硫组分必向平衡分压较低的浆液主体方向扩散,同时,界面上已经反应了的二氧化硫与浆液中的钙离子生成物亚硫酸钙态向液体主体扩散,而未反应的二氧化硫则以溶解态的二氧化硫继续向液体主体方向扩散,二氧化硫的吸收速率等于已反应了的二氧化硫组分与未反应的二氧化硫组分向液膜扩散速度之和。
污水处理中的洁净生产与循环经济
成功案例三
总结词
该案例通过将洁净生产与循环经济相结合，创新性地 解决了污水处理难题，为区域可持续发展提供了借鉴 。
详细描述
该模式以洁净生产为基础，通过引进先进的污水处理技 术和设备，提高污水处理的效率和质量。同时结合循环 经济理念，将处理后的废水进行回用，实现废水资源化 利用。此外，该模式还注重与区域经济发展的协同，通 过与相关企业合作，将处理后的污泥转化为有价值的产 品，进一步提高了资源利用效率。这种模式不仅有效解 决了污水处理难题，还为区域可持续发展做出了积极贡 献。
，创造经济效益。
结合洁净生产与循环经济的挑战与解决方案
技术创新与研发
需要不断研发和引进先进的洁净生产 技术和设备，提高污水处理效率。
政策支持
政府应制定相关政策，鼓励企业采用 洁净生产和循环经济的理念，提供资 金和技术支持。
公众参与
加强公众对洁净生产和循环经济的认 识，提高环保意识，形成全社会的共 同参与。
通过采用先进的洁净生产技术 ，可以降低污水中的污染物含
量，提高污水处理效率。
降低环境影响
结合洁净生产和循环经济可以 减少污水排放对环境的影响， 降低污染负荷。
节约资源
循环经济理念鼓励对污水处理 过程中产生的副产物进行回收 利用，减少资源消耗。
促进经济发展
通过技术创新和资源的高效利 用，可以推动相关产业的发展
成功案例二
总结词
该案例通过将循环经济理念应用于污水处理，实现了废水资源化利用，提高了企业经济 效益和环境效益。
详细描述
该企业将污水处理过程中产生的污泥进行资源化利用，转化为肥料、建材等产品，同时 将处理后的废水进行回用，用于生产过程的冷却、清洗等环节，有效减少了新鲜水的使
02-张建龙——百万级燃煤机组高效、安全、清洁发电之路
机组，适应了环保的发展最新要求；同时脱硫系统设置了
增压风机旁路，在机组低负荷运行时，烟气通过此旁路直 接进入吸收塔，大大降低了机组电耗，增强了锅炉启停灵
活性、提高了启停效率。
四、精细管理、追求卓越
两台百万千瓦机组顺利投产后，我厂继续不断夯实安 全生产基础，扎实推进管理创新，强化环保节能降耗，在 安全生产、经营管理等方面取得了良好的绩效。两台机组 的运行安全可靠性和技术经济指标优异，在额定负荷下厂 用电率3.58％、4.05％，供电煤耗为280、278g/kW· h，均
五、绿色清洁、环保至上
（3）、脱硫改造
提高液气比：增大原有3台浆液循环泵出力以提高流量，同
时采用交互式喷淋；增加1台循环泵（备用）。 强化气液传质：增设1层托盘，改成双托盘，并减小托盘开
孔率。
提高塔内气流均布：增设塔内增效环。 增压风机改造：更换叶轮、电机等。
次风温、降低空预器排烟温度、凝泵深度变频、制粉系统优
化、吹灰优化、循环水泵优化运行、轴加疏水管路改进、内 漏阀门改进整治等多项优化运行研究，提高了机组整体运行
效率，两台百万机组在2012年全年平均负荷率为70%左右的
工况下，煤耗仅为287g/kWh，创造了国内同类型百万机组投 产第一年的运行最佳指标！
二、立足实际，扎实开展设计优化
出渣方案比选：干式钢带冷渣机可靠性高，占地面积小，
使用空气冷却，耗电耗水少，投资比较高，综合利用价值 较高，采用了干式钢带冷渣机方案。 在主变压器的型式比选：三相一体无运行经验，但结构紧 凑，材料节省，占地小，损耗小，后对运输条件进行核实 ，基本无运输障碍，最终采用了三相一体主变型式。 在高压厂用电电压等级和接线选择上，由于本工程取消了 电动给水泵，厂用总负荷只有100MVA，采用了6KV一级电 压（两台分裂变）的方案，接线简单，设备供应齐全，总 价较低，便于运行维护。
百万千瓦机组配套电除尘器的设计与分析
１ 项 目概况
华 电国际邹县 发 电厂 四期 工程２×１ ０ ＭＷ 机组 ， ００
是 国 内首 批百 万千 瓦超超 临 界火 电机组 引进 技术 国产
室数／ 电场数 （ 个）
每 台除尘器入 口烟气量 （ ｈ） ｍ／
３４ ／ ２ ２ ０ ０ ０ ，０ ，０ ， ７ ， ０ ／２ ３ ５ ０ ０
此 ，影响体积 比 电阻的因素有 ：
（ ）Ｎ２ １ ａ ０Ｎ源自Ｏ含 量 为 １ ５ ， ． ％～２ ％时 ，比 电阻 降低 ，有 利于
的，可 降低粉尘 的比电阻。因此 ，影 响表面 比 电阻的因 素有 ：
（ ） 烟 气 中 的 水 分 １
烟气 中的水分高可 以抓住 电子形成重离子 ，使 电子 的迁移速 度下降 ，从而提 高间隙的击穿 电压 。所 以烟气
水分含 量高 ，击穿 电压升 高 ，表面 比电阻降低 ，除尘 效 率提高 。
表 １ 电 除 尘 器 原始 设计 参 数
项目
除尘设备 型式 每 台炉所配数量 （ 台）
条件下保证 除尘 效率 ≥９ ．％。电除尘器原始设 计参数 ９７
技术含量高的特点 ，是 电力工业大型机组升级换代的产 见表１ ，煤 质及飞灰分析 见表２ 。
数据
干式 ，卧式 、板式静电除尘器
表２ 煤质及飞灰分析 （ 州矿煤和济 北矿煤的混煤 ） 兖
性能将 下降。粉尘 比电阻是其 表面导 电和体积导 电共同
作用 的结 果。 如 果烟 气 中含 有 水或 三 氧化 硫 ，便 能在 粉尘 表 面
形成酸 膜 （ Ｏ ＋ Ｏ＝ Ｏ ），此时表面 导 电是 主要 Ｓ Ｈ Ｈ Ｓ
为 ３ ３ ｔ ｈ，额定蒸 汽压力２ ． ５ ａ ０ ３／ ６ ２ ＭＰ ，过热器 蒸汽 出
百万机组燃煤电厂脱硫废水烟气处理技术路线研究
百万机组燃煤电厂脱硫废水烟气处理技术路线研究发布时间：2021-12-10T03:02:32.188Z 来源：《电力设备》2021年第9期作者：王飞1 尹宝聚2[导读] 随着气候条件的变化和我国社会经济的发展，水资源紧缺的情况日益严重。
（1.中国能源建设集团浙江省电力设计院有限公司浙江杭州 310012；2.神华国华永州发电有限责任公司湖南永州 425000）内容摘要：本文依托神华国华永州发电厂一期2x1000MW工程，在研究国内当前脱硫废水零排放技术现状的基础上，提出了利用电厂烟气热量处理脱硫废水的技术路线，并根据烟气抽取点及烟气温度的不同，为永州工程筛选出两条相对技术可行、运行可靠、投资适中的设计方案，并进行了技术经济比较，为国内百万等级燃煤机组的脱硫废水零排放工程应用作出了有益的尝试。
关键词：脱硫废水；零排放；烟气处理1概述1.1背景和意义随着气候条件的变化和我国社会经济的发展，水资源紧缺的情况日益严重。
水资源的短缺已成为制约我国经济发展的严重问题。
如何有效提高水资源利用率，减少污水的排放，是摆在我们面前的一道难题。
对燃煤电厂来说，随着环保要求的日趋严格，节水减排也是势在必行。
目前国内绝大多数燃煤电厂均采用石灰石-石膏湿法脱硫技术。
全厂的工业废水回收后经初步处理后，回用的中水通常用于石灰石-石膏湿法脱硫用水。
所以如何处理脱硫系统产生的废水是燃煤电厂废水的最后一个环节，也是燃煤电厂达到废水零排放的关键。
燃煤电厂的废水零排放可以最大限度的对水资源进行综合利用，减少污水外排量，具有良好的环境效益和社会效益。
神华国华永州电厂由国家能源投资建设2x1000MW燃煤发电机组，致力于打造“绿色、节能、高效、环保”的环境友好型电厂，故脱硫废水零排放成为本工程一项重要课题。
本文通过对目前国内脱硫废水主流技术路线进行研究，归纳、对比，结合投资及运行经济成本，为神华国华永州项目选择技术可行、运行可靠、投资适中的技术路线。
国家科技攻关重大项目
国家科技攻关重大项目申报项目之一400MW级IGCC多联产、CCS关键技术开发和集成与示范项目建议书煤炭开发利用技术创新战略联盟2008年5月一、项目摘要我国煤炭资源在全球煤炭资源中占据举足轻重的地位，是世界上少数几个以煤为主要一次能源的国家，煤炭在我国一次能源生产和消费结构中一直占70%以上，预计今后半个世纪内，煤炭仍将是中国的主要一次能源。
因此，煤电将是我国煤炭利用的主要途径。
我国“十一五”规划纲要明确提出，到2010年单位国内生产总值能源消耗和主要污染物排放总量分别比2005年降低20%左右和10%。
而煤炭的直接燃烧导致发电效率低，资源综合利用水平低、环境污染严重等问题，特别是带来了大量的二氧化碳排放引起全球气候变暖，不仅已经成为中国环境问题的核心，也使我国面临越来越大的国际压力。
因此，在我国以煤炭为主的能源格局且在相当长的时期内难以根本改变的情况下，发展超洁净的煤炭利用技术和建设相应的生产能力对中国的战略意义重大。
整体煤气化联合循环（Integrated Gasification Combined Cycle ，简称IGCC）发电和多联产系统是有效地利用煤炭能源并解决环保和可持续发展的高效、经济、清洁、灵活的煤炭综合利用技术。
IGCC多联产系统是通过煤基物质生产和煤炭发电的有机集成，实现电能和液体燃料、化工品多产品联合生产，达到能源高效利用。
IGCC多联产系统弥补了单项洁净煤技术难以同时满足效率、成本和环境多方面要求的不足，1并可与消减二氧化碳排放的长远可持续发展目标兼容，是洁净煤利用技术发展的主要方向。
本项目按照我国能源发展战略要求，紧密围绕煤炭经济增长方式的根本性转变（环境友好、资源节约、和谐发展）方式问题，根据《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020年）》和国家科技攻关计划的重点支持领域，以神华的IGCC多联产示范项目为依托，试图通过突破大型煤气化技术、IGCC 多联产集成技术、二氧化碳捕集和处理技术，实现400MW级的IGCC多联产及CCS技术的规模化集成和大型工程项目中的应用。
浅谈生物质电厂超低排放脱硝技术路线l
浅谈生物质电厂超低排放脱硝技术路线2020年8月28日目录1. 概述 (1)1.1. 技术背景 (1)1.2. 生物质电厂烟气污染物特点 (1)2. 脱硝工艺介绍 (2)2.1. 选择性催化还原技术（SCR） (2)2.2. 选择性非催化还原技术（SNCR） (2)2.3. SNCR+SCR耦合脱硝技术 (3)2.4. 臭氧脱硝 (3)2.5. 高分子脱硝（PNCR） (4)2.6. 液态生物钙脱硝（B-SNCR） (5)2.7. 氧化吸收法 (6)3. 生物质电厂脱硝工艺推荐 (7)4. 结论 (11)1.概述1.1.技术背景随着世界化石能源的日益枯竭，可再生能源在世界能源结构中所占的比例也越来越大，而生物质能是唯一可以直接作为燃料的可再生能源，亦是唯一可贮存、可稳定利用的可再生能源。
根据国家发改委数据统计，我国生物质年资源总量为8.5亿t，可收集的资源量达7亿t。
目前国内大规模、清洁高效的生物质资源主要利用方式为锅炉直接燃烧技术，该技术也是生物质多种利用方式中最成熟、最符合我国基本国情的利用途径。
在能源日益短缺的情况下，随着国内环境保护的日益严峻，NOx作为雾霾、酸雨及光化学烟雾等环境污染的主要污染源，国家对其排放的标准也日趋严格，加之生物质锅炉大气污染物排放标准的日益完善，其脱硝技术也备受关注，且面临巨大挑战。
1.2.生物质电厂烟气污染物特点生物质锅炉燃烧污染物有其特性：氮氧化物浓度高且波动大，SO2排放量低；碱金属含量高，灰熔点较低；烟气Cl含量高，易引起高温腐蚀；飞灰较轻，尾部受热面易积灰。
生物质燃烧生成的氮氧化物几乎全部是NO和NO2，两者统称NOx，其中NO 占90%，其余为NO2。
生物质锅炉燃烧过程氮氧化物来源主要有三种途径：燃料型NOx、热力型NOx和瞬时型NOx。
燃料型NOx是生物质燃烧过程中含氮化合物热分解后氧化生成的。
其生成过程和机理较为复杂，首先是生物质中含氮有机化合物热裂解产生-N、-CN、HCN 等中间产物基团，该基团被氧化生成NOx，同时伴随NO的还原。
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百万机组超洁净排放工艺路线和技术经济分析
摘要：本文主要介绍当前百万机组最成熟的燃煤电厂超洁净排放技术工艺路线，可将烟尘、SO2和NOx排放浓度控制不超过5、35、50mg/Nm3（6%O2，干基），并从投资成本和运行费用方面与常规项目进行了技术经济比较。
关键词：超洁清排放湿式电除尘器高效脱硫宽负荷脱硝
1、前言
随着《大气污染防治行动计划》的颁布实施以及《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》通知的联合发布，广东某电厂扩建2×1000MW机组对污染物控制提出了参考燃气轮机机组排放限值的超洁净排放要求，即烟尘、SO2和NOx排放浓度分别不超过5、35、50mg/Nm3（6%O2，干基）。
针对该排放要求，电厂污染物控制采用如下超洁净环保技术工艺路线，对电厂产生的烟尘、SO2、NOx、石膏雨、PM2.5等进行了综合治理。
2、超洁净排放技术工艺路线
针对电厂超洁净排放要求，制定电厂污染物治理路线如下图所示：
3、工艺技术方案
3.1 脱硝技术
为实现宽负荷工况的低NOx排放，需对电厂燃烧全过程进行控制。
3.1.1低氮燃烧技术
本工程在锅炉燃烧器上采取两种措施降低NOx排放，首先在燃烧器上采用NO火焰内还原技术，通过控制燃烧的进程，在燃烧初期产生还原性媒介与燃料生成的NO反应化合，在火焰内完成了NO的还原，在不降低火焰温度的同时使得NOx的排放减少，解决了减少NOx排放与未燃烬碳损失增加之间的矛盾。
除了采用低氮燃烧器，在煤粉燃烧器上布置一层燃烬风，能够达到更低的NOx排放水平。
锅炉出口NOx浓度保证值不超过180 mg/Nm3。
3.1.2 宽负荷脱硝技术
SCR催化剂的活性温度范围为310～420℃。
按照一般烟煤锅炉核算，一般在50%BMCR负荷附近，SCR入口烟温就不能满足运行要求。
要实现低负荷下仍满足投SCR脱硝的条件，关键是提高SCR入口烟气温度。
本工程采用二次再热的机组，采用十级回热系统，给水温度即省煤器进口水温较高，省煤器出口烟气温度也较高。
该电厂的锅炉各种工况下省煤器出口烟气温度和进口给水温度见表1。
从上表可见，在锅炉30%BMCR ～100%BMCR范围内，省煤器出口烟气温度在338℃～394℃之间，该温度在SCR催化剂活性温度范围（310～420℃）内，锅炉无需特殊设计，可以实现宽负荷区域脱硝。
3.1.3 SCR烟气脱硝技术
即使采用最先进的低NOx燃烧技术，锅炉NOx排放指标仍未达到最新的环保法规要求，因此锅炉要配置脱硝装置，进一步净化烟气中的NOx。
拟定采用SCR烟气脱硝工艺，考虑到长期运行后，锅炉出口NOx浓度可能增加，为确保机组仍能满足低排放要求，脱硝系统入口NOx浓度按不超过300mg/Nm3，脱硝效率不低于85%设计，SCR装置出口NOx浓度不超过45 mg/Nm3，满足超洁净排放要求。
3.2除尘技术
为实现烟尘的超洁净排放和对PM2.5的有效控制，本工程除尘技术采用干式除尘和湿式除尘相结合。
3.2.1干式低低温静电除尘技术
本工程选用常规的静电除尘器很难满足排放要求，需要采用低低温干式电除尘器，即在除尘器入口设置管式换热器，使烟气温度降至酸露点温度附近，降低飞灰的比电阻，提高电除尘器收尘能力。
推荐采用高频电源，不仅可以提高除尘效率，而且降低除尘器用电量，节约厂用电。
该电厂每台锅炉设2台三通道五电场静电除尘器，除尘效率确定为≥99.86%，无论燃用设计煤种还是校核煤种，除尘器出口粉尘排放浓度均可满足20mg/Nm3（标态，干基，6%O2）。
为了避免出现烟囱白烟现象，该厂采用管式烟气换热器，系统采用两级烟气换热器系统，第一级管式换热器放热端布置在除尘器的进口，将烟气温度从约115℃冷却到约95℃（依据燃煤的酸露点确定冷却温度）。
第二级管式换热器将脱硫出口的烟气温度加热到约80℃，从而消除白烟现象。
3.2.2 湿式电除尘技术
由于脱硫烟气流速过高，除雾器效果不佳等因素，石膏容易发生逃逸。
即使脱硫前的静电除尘器达到100%收尘效率，实现了脱硫前零烟尘排放，脱硫系统出口带出的的石膏，PM2.5气溶胶，重金属汞等多种污染物，依然会造成环境问题。
在脱硫系统后增设湿式除尘器可以作为终端方式解决上述问题。
根据前述，低低温电除尘器出口粉尘排放为20mg/Nm3，经过脱硫系统30%的除尘效率后，粉尘浓度为14mg/Nm3，从脱硫吸收塔带出的石膏量不超过8mg/Nm3，湿式电除尘器入口粉尘浓度小于22mg/Nm3，除尘效率不低于77%方能满足烟囱排放小于5 mg/Nm3的要求。
按照此除尘效率，湿式电除尘器推荐选用一个电场，可以采用管式或板式结构，均可以满足性能指标要求。
为保证收尘效率，湿式电除尘器需采用外置式结构。
3.3高效脱硫技术
目前燃煤机组最常用的脱硫工艺是石灰石-石膏湿法脱硫，大部分电厂长期运行的脱硫效率在95%以上，但长期运行超过98%脱硫效率的工程较少。
要实现SO2的超洁净排放，脱硫效率需达到98%甚至更高，高效脱硫技术应运而生。
高效的湿法脱硫技术是对传统湿法脱硫空塔喷淋技术进行技术改进，优化使吸收塔内的烟气流场，增加烟气中SO2的吸收效果，从而使脱硫效率由95%左右提高到98%以上，甚至可达到99%。
高效脱硫技术有：双循环技术、双托盘技术、双回民办流液柱塔技术、FGDplus技术、湍流子技术等。
高效脱硫技术已在电厂脱硫中逐步实施，根据已建成项目的实施效果，脱硫效率可达到99%以上。
本工程地处广东地区，燃用含硫量不超过0.7%的煤种，脱硫效率达到97.6%以上，即可满足SO2超洁净排放要求。
4、技术经济分析
4.1投资费用估算
本工程2×1000MW机组采用了上述超洁净污染控制技术的各项投资费用估算见表2。
4.2 运行费用估算
按照超洁净排放指标对污染物进行控制后，相对于常规项目，各项技术指标的变化如表3。
说明：1.电价按0.4元/kW.h计；2.石灰石单价180元/t；3.液氨单价4000元
/t；4.水价2 元/t。
5、结论及建议
综上所述，百万机组通过采用宽负荷脱硝、干式低低温静电除尘，高效脱硫和湿式电除尘综合技术，可以使燃煤电厂实现超洁净排放，把烟尘、SO2和NOx 的排放浓度控制到不超过5、35、50mg/Nm3（6%O2，干基），满足最严格的排放要求。
而从技术经济分析中可以看出，与常规项目比较，超洁净排放初始成本要高16800万元，年运行费用高1867万元。
参考文献
[1] 张晓波等，海水脱硫技术应用及比较[J]，上海电力学院学报，2011.02；
[2] 王宗满，湿法烟气脱硫系统防腐设计[J]，中国科技信息，2009：09。