一种燃煤机组设备及污染物排放的控制方法
【专利摘要】本发明涉及燃煤领域，公开了一种燃煤机组设备及污染物排放的控制方法，具体地，涉及一种燃煤机组设备，沿烟气流动的方向，该设备包括依次连通的锅炉、脱硝装置、空气预热器、低温省煤器、干式电除尘器、引风机、脱硫吸收塔和烟塔，其中，锅炉内部设置有低氮燃烧器，本发明还涉及污染物排放的控制方法，采用本发明的设备和方法，能够使得最终排放的烟气中氮氧化物、二氧化硫和粉尘同时满足排放标准，且相较于现有的燃煤机组设备和工艺，本发明的设备和方法更节能、更可靠。
【专利说明】
一种燃煤机组设备及污染物排放的控制方法
技术领域
[0001]本发明涉及燃煤领域，具体地，涉及一种燃煤机组设备，以及一种污染物排放的控制方法。
【背景技术】
[0002]目前，现有的燃煤机组污染物排放设备，如图1所示，沿烟气流动的方向，依次包括:锅炉1、空气预热器2、干式电除尘器3、引风机4、轴流式增压风机5、脱硫烟气换热器6、脱硫吸收塔7和烟囱8，其中，锅炉I内部设置有普通燃烧器9，干式电除尘器上设置有电除尘器工频电源10，脱硫吸收塔7内部由下至上设置有脱硫喷淋层71和脱硫除雾器72，脱硫喷淋层71为3层，脱硫除雾器72为两层平板式。
[0003]上述燃煤机组污染物排放设备不能满足最终排放烟气中氮化物、二氧化硫和粉尘同时达标的要求。
[0004]然而，随着环保排放标准的提高，单一的污染物控制技术已无法满足超低污染物排放目标的要求，更何况，在节能减排的大趋势下，燃煤工艺不仅要满足高标准排放，还要兼顾系统节能，因此，目前，急需探索一套环保、可靠、节能、高效的多种污染物排放控制工艺和设备。
【发明内容】
[0005]本发明的目的是为了克服现有技术中不能同时控制多种污染物排放且较耗能的缺陷，提供一种燃煤机组设备，以及污染物排放的控制方法。
[0006]本发明的发明人在研究中发现，沿烟气流动的方向，设置依次连通的锅炉、脱硝装置、空气预热器、低温省煤器、干式电除尘器、引风机、脱硫吸收塔和烟塔，其中，锅炉内部设置有低氮燃烧器，能够使得最终排放的烟气中氮氧化物、二氧化硫和粉尘同时满足排放标准，且更节能、更可靠。
[0007]因此，为了实现上述目的，本发明提供了一种燃煤机组设备，沿烟气流动的方向，该设备包括依次连通的锅炉、脱硝装置、空气预热器、低温省煤器、干式电除尘器、引风机、脱硫吸收塔和烟塔，其中，锅炉内部设置有低氮燃烧器。
[0008]优选地，所述脱硫吸收塔内部由下至上设置有脱硫喷淋层和脱硫除雾器，所述脱硫喷淋层为4-6层，脱硫除雾器为两层屋脊式，一层管式。
[0009]更优选地，该设备还包括:湿式电除尘器，且所述湿式电除尘器与所述脱硫吸收塔和所述烟塔连通。
[0010]优选地，所述脱硫吸收塔内部由下至上设置有旋汇耦合器、脱硫喷淋层和管束式除尘除雾一体化装置。
[0011]更优选地，该设备还包括:湿式电除尘器，且所述湿式电除尘器与所述脱硫吸收塔和所述烟塔连通。
[0012]优选地，所述脱硝装置为SCR脱硝装置。
[0013]优选地，所述SCR脱硝装置的设计参数包括:设计脱硝效率?80%，设计氨逃逸率< 3ppm，两层催化剂时压损< 300Pa，三层催化剂时压损< 500Pa，适应烟气温度为306-400°C，S02/S03转化率 < 1%。
[0014]优选地，所述干式电除尘器设置有高频电源。
[0015]优选地，所述引风机的数量为2-4台，且所述引风机以并联方式连接。
[0016]另一方面，本发明提供了一种污染物排放的控制方法，该方法包括:
[0017]在内部设置有低氮燃烧器的锅炉内进行燃煤，使得到的烟气经由锅炉进入脱硝装置进行脱硝处理，再依次通过空气预热器进行第一降温处理，通过低温省煤器进行第二降温处理，通过干式电除尘器进行第一除尘处理，并通过引风机将烟气通入脱硫吸收塔中进行脱硫处理，以及通过烟塔排出，所述低氮燃烧器的操作条件使得从锅炉排出的烟气中的氮氧化物浓度< 200mg/Nm3o
[0018]优选地，将经脱硫吸收塔脱硫处理得到的烟气通入湿式电除尘器中进行第二除尘处理。
[0019]优选地，所述脱硫吸收塔使得烟气在脱硫吸收塔内进行脱硫处理和第三除尘处理。
[0020]优选地，脱硝处理后烟气中的氮氧化物浓度<50mg/Nm3，第一降温处理后的烟气温度为130-160°C，第二降温处理后的烟气温度为85-110°C，第一除尘处理后烟气中的粉尘浓度< 30mg/Nm3，第二除尘处理后烟气中的粉尘浓度< 5mg/Nm3。
[0021]本发明的燃煤机组设备及其污染物排放的控制方法，能够显著降低最终排放烟气的氮氧化物、二氧化硫和粉尘的浓度，使得氮氧化物的浓度< 50mg/Nm3，二氧化硫的浓度<35mg/Nm3，粉尘的浓度< 5mg/Nm3。即采用本发明的设备和方法，能够使得最终排放的烟气中氮氧化物、二氧化硫和粉尘同时满足排放标准，且相较于现有的燃煤机组设备和工艺，本发明的设备和方法更节能、更可靠。
[0022]本发明的其它特征和优点将在随后的【具体实施方式】部分予以详细说明。
【附图说明】
[0023]图1是现有技术的燃煤机组设备和污染物排放的控制方法；
[0024]图2是本发明一种优选实施方式的燃煤机组设备和污染物排放的控制方法；
[0025]图3是本发明一种优选实施方式的燃煤机组设备和污染物排放的控制方法；
[0026]图4是本发明一种【具体实施方式】的SCR脱硝装置。
【具体实施方式】
[0027]以下结合附图对本发明的【具体实施方式】进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的【具体实施方式】仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
[0028]本发明提供了一种燃煤机组设备，如图2-4所示，沿烟气流动的方向，该设备包括依次连通的锅炉1、脱硝装置11、空气预热器2、低温省煤器12、干式电除尘器3、引风机4、脱硫吸收塔7和烟塔13，其中，锅炉内部设置有低氮燃烧器14。
[0029]根据本发明所述的燃煤机组设备，脱硫吸收塔7可以为本领域常规的脱硫吸收塔，在一种优选实施方式中，如图2所示，所述脱硫吸收塔7内部由下至上设置有脱硫喷淋层71和脱硫除雾器72，所述脱硫喷淋层71为4-6层，从而能够更有效地吸收烟气中的二氧化硫；脱硫除雾器72为两层屋脊式，一层管式，从而能够更有效地捕捉烟气中携带的石膏浆液，使得脱硫处理后烟气中的二氧化硫浓度< 35mg/Nm3，烟气液滴携带量< 50mg/Nm3。
[0030]更优选地，该设备还包括:湿式电除尘器15，且所述湿式电除尘器15与所述脱硫吸收塔7和所述烟塔13连通，从而能够进一步降低烟气中的粉尘。
[0031]根据本发明所述的燃煤机组设备，在另一种优选实施方式中，如图3所示，所述脱硫吸收塔7内部由下至上设置有旋汇耦合器74、脱硫喷淋层71和管束式除尘除雾一体化装置73，从而可以实现脱硫吸收塔既可以进行脱硫处理也可以进行除尘处理的目的，进而显著降低最终排到大气中的烟气中的各种污染物。本发明中，旋汇耦合器、脱硫喷淋层和管束式除尘除雾一体化装置均为本领域常规设备，其具体结构在此不再赘述。
[0032]根据本发明所述的燃煤机组设备，如图3所示，该设备还包括:湿式电除尘器15，且所述湿式电除尘器15与所述脱硫吸收塔7和所述烟塔13连通，从而能够进一步降低烟气中的粉尘。
[0033]在本发明的一种优选实施方式中，如图2-3所示，沿烟气流动的方向，该设备包括依次连通的锅炉1、脱硝装置11、空气预热器2、低温省煤器12、干式电除尘器3、引风机4、脱硫吸收塔7、湿式电除尘器15和烟塔13，其中，锅炉内部设置有低氮燃烧器14，所述脱硫吸收塔7为上述两种结构的脱硫吸收塔。
[0034]根据本发明所述的燃煤机组设备，脱硝装置11可以为本领域常规的各种脱硝装置，但是，为了进一步降低最终排放烟气中氮氧化物的浓度，优选地，脱硝装置11为SCR脱硝
目.ο
[0035]其中，本发明的一种优选实施方式的SCR脱硝装置如图4所示，沿烟气流动的方向，该SCR脱硝装置包括依次连通的烟气排入管25，氨气喷入口 26，催化剂板27，烟气排出管28，其中，氨气喷入口 26设置在烟气排入管25中部，催化剂板为三层。烟气排入管25的入口与锅炉I排烟口连通，烟气排出管28的出口与空气预热器2的入口连通。
[0036]更优选地，所述SCR脱硝装置的设计参数包括:设计脱硝效率? 80%，设计氨逃逸率< 3ppm，两层催化剂时压损< 300Pa，三层催化剂时压损< 50(^&，适应烟气温度为306_400°C，S02/S03转化率< 1%，从而能够使得脱硝处理后烟气中的氮氧化物浓度< 50mg/Nm3。
[0037]根据本发明所述的燃煤机组设备，优选地，所述干式电除尘器3设置有高频电源，从而能够显著提高干式电除尘器的除尘效果。本发明中高频电源可以为本领域常规的高频电源。
[0038]根据本发明所述的燃煤机组设备，所述引风机的数量可以为2-4台，且所述引风机以并联方式连接。
[0039]本发明所述的设备中，低氮燃烧器14可以为本领域各种常规的低氮燃烧器，优选地，低氮燃烧器14为双尺度低氮燃烧器和/或M-PM低氮燃烧器，从而能够有效降低煤燃烧产生烟气中的氮氧化物的含量。
[0040]本发明所述的设备中，空气预热器2可以为本领域常规的空气预热器，只要可以使得经过空气预热器2的烟气温度降低为130-160°C即可，例如可以为三分仓回转式空气预热器。
[0041]根据本发明所述的设备，其中，低温省煤器12可以为本领域常规的低温省煤器，只要可以使得经过低温省煤器12的烟气温度降低为85-110°C即可，例如可以为其结构可以为常规的水平布置的鳍片管式换热机构，水侧换热介质为凝结水，或者，常规的垂直布置的鳍片管式换热机构，水侧换热介质夏季为凝结水，冬季为热网疏水。
[0042]根据本发明所述的设备，其中，干式电除尘器3可以为本领域各种常规的干式电除尘器，例如可以为双室五电场静电除尘器，其中，所述高频电源可以为HFR-Π型号。由于经过低温省煤器12的温度降低的烟气由于烟气流速降低和粉尘比电阻降低，再加之干式电除尘器3设置有高频电源，因此，在干式电除尘器3中，大多数粉尘被捕捉，同时可除去烟气中大部分的三氧化硫，使得干式电除尘器3排出的烟气中粉尘浓度< 30mg/Nm3o
[0043]本发明中，低温省煤器12与空气预热器2和干式电除尘器3的连通方式可以为本领域技术人员公知的连通方式，只要保证烟气通过低温省煤器12温度降低为85-110°C即可。烟气温度的降低能够降低烟气的流速和粉尘比电阻，还可以进一步降低后续脱硫吸收塔7的水耗。
[0044]根据本发明所述的设备，其中，湿式电除尘器15可以为本领域常规的湿式电除尘器，只要保证经过湿式电除尘器15的烟气中的粉尘浓度<5mg/Nm3即可，例如可以为低进高出立式布置柔性极板湿式电除尘器和/或水平进出布置刚性极板湿式电除尘器，本发明的设备中，湿式电除尘器15的设置可以捕集脱硫吸收塔7携带出来的石膏并进一步捕集烟气中PM2.5等微细粉尘。
[0045]另一方面，本发明提供了一种采用上述设备进行污染物排放控制的方法，如图2-4所示，该方法包括:
[0046]在内部设置有低氮燃烧器14的锅炉I内进行燃煤，使得到的烟气经由锅炉进入脱硝装置11进行脱硝处理，再依次通过空气预热器2进行第一降温处理，通过低温省煤器12进行第二降温处理，通过干式电除尘器进3行第一除尘处理，并通过引风机4将烟气通入脱硫吸收塔7中进行脱硫处理，以及通过烟塔13排出，所述低氮燃烧器14的操作条件使得从锅炉I排出的烟气中的氮氧化物浓度< 200mg/Nm3o
[0047]根据本发明所述的方法，其中，如图2和3所示，优选地，将经脱硫吸收塔7脱硫处理得到的烟气通入湿式电除尘器15中进行第二除尘处理。
[0048]根据本发明所述的方法，其中，如图3所示，优选地，所述脱硫吸收塔使得烟气在脱硫吸收塔内进行脱硫处理和第三除尘处理。
[0049]根据本发明所述的方法，其中，脱硝处理后烟气中的氮氧化物浓度<50mg/Nm3，第一降温处理后的烟气温度为130-160°C，第二降温处理后的烟气温度为85-110°C，第一除尘处理后烟气中的粉尘浓度< 30mg/Nm3，第二除尘处理后烟气中的粉尘浓度< 5mg/Nm3。
[0050]根据上述优选的实施方式，如图2-3所示，烟气最终通过烟塔13排放到大气中，以实现烟囱和水塔合一，从而能够消除石膏雨和视觉污染，并降低能耗。
[0051]本发明中，脱硝装置11、空气预热器2、低温省煤器12、干式电除尘器3、引风机4、脱硫吸收塔7和湿式电除尘器15等的具体操作条件均为各装置常规的操作条件，只要使得最终氮化物的排放浓度< 50mg/Nm3，二氧化硫的排放浓度< 35mg/Nm3，粉尘的排放浓度< 5mg/Nm3即可。
[0052]本发明的方法中所采用的各设备在上面已进行了详细描述，在此不再赘述。
[0053]本发明的设备可以在满负荷工况下进行，其中，本领域的技术人员公知，满负荷工况由设备初始设计参数确定，因此，本领域的技术人员根据实际需要可以确定与其使用的设备所对应的满负荷工况。
[0054]实施例1
[0055]本实施例用于说明本发明的燃煤机组设备及污染物排放的控制方法。
[0056]如图2所示，在满负荷工况下，在内部设置低氮燃烧器14(M_PM低氮燃烧器)的锅炉I内进行燃煤，从锅炉I排出的烟气中的氮氧化物浓度为200mg/Nm3，然后烟气通过如图4所示的SCR脱硝装置11进行脱硝处理，SCR脱硝装置的烟气排入管25的入口与锅炉I排烟口连通，烟气排出管28的出口与空气预热器2的入口连通，其中，SCR脱硝装置的设计参数为:设计脱硝效率为80%，设计氨逃逸率为2.8ppm，两层催化剂时压损为280Pa，三层催化剂时压损为450Pa，适应烟气温度为306-390°C，S02/S03转化率为0.8%，使得脱硝处理后烟气中的氮氧化物浓度为40mg/Nm3，然后将脱硝处理后烟气通入空气预热器2(三分仓回转式空气预热器)进行第一降温处理，使得经过空气预热器2的烟气温度为150°C，再将经过空气预热器2的烟气通入低温省煤器12(具体类型为:水平布置的鳍片管式换热机构，水侧换热介质为凝结水)进行第二降温处理，使得通过低温省煤器12的烟气温度为105°C，将通过低温省煤器12的烟气通入干式电除尘器3(具体类型为:双室五电场静电除尘器，高频电源型号:HFR-Π)进行第一除尘处理，使得干式电除尘器3排出的烟气中粉尘浓度为28mg/Nm3，干式电除尘器3排出的烟气通过两台并联连接的引风机4进入脱硫吸收塔7，通过脱硫吸收塔7进行脱硫处理，脱硫吸收塔7内部由下至上设置有脱硫喷淋层71和脱硫除雾器72，脱硫喷淋层71为4层，脱硫除雾器72为两层屋脊式+—层管式，脱硫处理后烟气中的二氧化硫浓度为34mg/Nm3，烟气液滴携带量为45mg/Nm3，再将脱硫处理后烟气通入湿式电除尘器15(具体类型为:低进高出立式布置柔性极板湿式电除尘器)进行第二除尘处理，使得经过湿式电除尘器15的烟气中的粉尘浓度为5mg/Nm3，最后将湿式电除尘器15排出的烟气通过烟塔13排放到大气中，烟塔13排出的烟气中氮氧化物的浓度为40mg/Nm3，二氧化硫的浓度为34mg/Nm3，粉尘的浓度为5mg/Nm3。
[0057]实施例2
[0058]本实施例用于说明本发明的燃煤机组设备及污染物排放的控制方法。
[0059]如图2所示，在满负荷工况下，在内部设置低氮燃烧器14(双尺度低氮燃烧器)的锅炉I内进行燃煤，从锅炉I排出的烟气中的氮氧化物浓度为180mg/Nm3，然后使得到的烟气通过如图4所示的SCR脱硝装置进行脱硝处理，SCR脱硝装置11的烟气排入管25的入口与锅炉I排烟口连通，烟气排出管28的出口与空气预热器2的入口连通，其中，SCR脱硝装置的设计参数为:设计脱硝效率为82%，设计氨逃逸率为2.8ppm，两层催化剂时压损为260Pa，三层催化剂时压损为460Pa，适应烟气温度为306-400 °C，S02/S03转化率为0.8%,使得脱硝处理后烟气中的氮氧化物浓度为33mg/Nm3，然后将脱硝处理后烟气通入空气预热器2(型号为三分仓回转式空气预热器)进行第一降温处理，使得经过空气预热器2的烟气温度为150°C，再将经过空气预热器2的烟气通入低温省煤器12(具体类型为:水平布置的鳍片管式换热机构，水侧换热介质为凝结水)进行第二降温处理，使得通过低温省煤器12的烟气温度为100°C，将通过低温省煤器12的烟气通入干式电除尘器3(具体类型为双室五电场静电除尘器，高频电源型号:HFR-n)进行第一除尘处理，使得干式电除尘器3排出的烟气中粉尘浓度为25mg/Nm3，干式电除尘器3排出的烟气通过两台并联连接的引风机4进入脱硫吸收塔7，通过脱硫吸收塔7进行脱硫处理，脱硫吸收塔7内部由下至上设置有脱硫喷淋层71和脱硫除雾器72，脱硫喷淋层71为4层，脱硫除雾器72为两层屋脊式+—层管式，脱硫处理后烟气中的二氧化硫浓度为30mg/Nm3，烟气液滴携带量为40mg/Nm3，将脱硫处理后烟气通入湿式电除尘器15(具体类型为水平进出布置刚性极板湿式电除尘器)进行第二除尘处理，使得经过湿式电除尘器15的烟气中的粉尘浓度为3mg/Nm3，最后将湿式电除尘器15排出的烟气通过烟塔13排放到大气中，烟塔13排出的烟气中氮氧化物的浓度为3311^/跑3，二氧化硫的浓度为3011^/Nm3，粉尘的浓度为3mg/Nm3。
[0060]实施例3
[0061]本实施例用于说明本发明的燃煤机组设备及污染物排放的控制方法。
[0062]如图3所示，在满负荷工况下，在内部设置低氮燃烧器14(类型为双尺度低氮燃烧器)的锅炉I内进行燃煤，从锅炉I排出的烟气中的氮氧化物浓度为170mg/Nm3，然后烟气通过如图4所示的SCR脱硝装置11进行脱硝处理，SCR脱硝装置11的烟气排入管25的入口与锅炉I排烟口连通，烟气排出管28的出口与空气预热器2的入口连通，其中，SCR脱硝装置的设计参数为:设计脱硝效率为86 %，设计氨逃逸率为2.5ppm，两层催化剂时压损为250Pa，三层催化剂时压损400Pa，适应烟气温度为306-400 °C，S02/S03转化率为0.7%,使得脱硝处理后烟气中的氮氧化物浓度为24mg/Nm3，然后将脱硝处理后烟气通入空气预热器2(具体类型为三分仓回转式空气预热器)进行第一降温处理，使得经过空气预热器2(具体类型为三分仓回转式空气预热器)的烟气温度为135°C，经过空气预热器2的烟气通入低温省煤器12(具体类型为垂直布置，鳍片管式换热机构，水侧换热介质夏季为凝结水，冬季为热网疏水)进行第二降温处理，使得通过低温省煤器12的烟气温度为90°C，将通过低温省煤器12的烟气通入干式电除尘器3(具体类型为双室五电场静电除尘器，高频电源型号:HFR-Π)进行第一除尘处理，使得干式电除尘器3排出的烟气中粉尘浓度为20mg/Nm3、干式电除尘器3排出的烟气通过两台并联连接的引风机4进入脱硫吸收塔7，通过脱硫吸收塔7进行脱硫处理和第三除尘处理，脱硫吸收塔7内部由下至上设置有旋汇耦合器74、脱硫喷淋层71和管束式除尘除雾一体化装置73，脱硫喷淋层71为3层，脱硫处理后烟气中的二氧化硫浓度为15mg/Nm3，烟气液滴携带量为20mg/Nm3，粉尘浓度为5mg/Nm3，将脱硫处理后烟气通入湿式电除尘器15(具体类型为水平进出布置刚性极板湿式电除尘器)进行第二除尘处理，使得经过湿式电除尘器15的烟气中的粉尘浓度为lmg/Nm3，最后将湿式电除尘器15排出的烟气通过烟塔13排放到大气中，烟塔13排出的烟气中氮氧化物的浓度为24mg/Nm3，二氧化硫的浓度为15mg/Nm3，粉尘的浓度为lmg/Nm3。
[0063]因此，本发明的燃煤机组设备及其污染物排放的控制方法，能够显著降低最终排放烟气的氮氧化物、二氧化硫和粉尘的浓度，使得氮氧化物的浓度< 50mg/Nm3，二氧化硫的浓度< 35mg/Nm3，粉尘的浓度< 5mg/Nm3。即采用本发明的设备和方法，能够使得最终排放的烟气中氮氧化物、二氧化硫和粉尘同时满足排放标准，且相较于现有的燃煤机组设备和工艺，本发明的设备和方法更节能、更可靠。
[0064]以上结合附图详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
[0065]另外需要说明的是，在上述【具体实施方式】中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
[0066]此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。
【主权项】
1.一种燃煤机组设备，其特征在于，沿烟气流动的方向，该设备包括依次连通的锅炉、脱硝装置、空气预热器、低温省煤器、干式电除尘器、引风机、脱硫吸收塔和烟塔，其中，锅炉内部设置有低氮燃烧器。2.根据权利要求1所述的燃煤机组设备，其中，所述脱硫吸收塔内部由下至上设置有脱硫喷淋层和脱硫除雾器，所述脱硫喷淋层为4-6层，脱硫除雾器为两层屋脊式，一层管式。3.根据权利要求2所述的燃煤机组设备，其中，该设备还包括:湿式电除尘器，且所述湿式电除尘器与所述脱硫吸收塔和所述烟塔连通。4.根据权利要求1所述的燃煤机组设备，其中，所述脱硫吸收塔内部由下至上设置有旋汇耦合器、脱硫喷淋层和管束式除尘除雾一体化装置。5.根据权利要求4所述的燃煤机组设备，其中，该设备还包括:湿式电除尘器，且所述湿式电除尘器与所述脱硫吸收塔和所述烟塔连通。6.根据权利要求1-5中任意一项所述的燃煤机组设备，其中，所述脱硝装置为SCR脱硝目.ο7.根据权利要求6所述的燃煤机组设备，其中，所述SCR脱硝装置的设计参数包括:设计脱硝效率I 80%，设计氨逃逸率< 3ppm，两层催化剂时压损< 300Pa，三层催化剂时压损<500Pa，适应烟气温度为306-400 °C，S02/S03转化率< 1%。8.根据权利要求1-5中任意一项所述的燃煤机组设备，其中，所述干式电除尘器设置有高频电源。9.根据权利要求1-5中任意一项所述的燃煤机组设备，其中，所述引风机的数量为2-4台，且所述引风机以并联方式连接。10.一种污染物排放的控制方法，其特征在于，该方法包括: 在内部设置有低氮燃烧器的锅炉内进行燃煤，使得到的烟气经由锅炉进入脱硝装置进行脱硝处理，再依次通过空气预热器进行第一降温处理，通过低温省煤器进行第二降温处理，通过干式电除尘器进行第一除尘处理，并通过引风机将烟气通入脱硫吸收塔中进行脱硫处理，以及通过烟塔排出，所述低氮燃烧器的操作条件使得从锅炉排出的烟气中的氮氧化物浓度低于200mg/Nm3。11.根据权利要求10所述的方法，其中，将经脱硫吸收塔脱硫处理得到的烟气通入湿式电除尘器中进行第二除尘处理。12.根据权利要求10所述的方法，其中，所述脱硫吸收塔使得烟气在脱硫吸收塔内进行脱硫处理和第三除尘处理。13.根据权利要求10所述的方法，其中，脱硝处理后烟气中的氮氧化物浓度<50mg/Nm3，第一降温处理后的烟气温度为130-160°C，第二降温处理后的烟气温度为85-110°C，第一除尘处理后烟气中的粉尘浓度< 30mg/Nm3，第二除尘处理后烟气中的粉尘浓度< 5mg/Nm3。
【文档编号】B01D53/56GK105833683SQ201610252336
【公开日】2016年8月10日
【申请日】2016年4月21日
【发明人】王树民, 陈寅彪, 张翼, 刘喆, 王雁军, 郝剑, 邵建林, 魏书洲, 谢占军, 徐宇伟, 卢权, 刘旭平, 李建山, 张国新, 刘更生, 杨凯, 袁丁, 周洪光
【申请人】中国神华能源股份有限公司, 北京国华电力有限责任公司, 三河发电有限责任公司, 神华国华（北京）电力研究院有限公司