燃煤发电机组超低排放脱硫方案的选择

高硫低热值煤电厂超低排放可行方案研究刚坐下，咖啡的香气就飘进鼻子，眼前这个课题，说实话，我已经思考了好几天。

10年的方案写作经验告诉我，这个方案的出炉，得像煮一锅好咖啡一样，慢慢磨，细细品。

一、项目背景我国能源结构以煤炭为主，高硫低热值煤电厂在能源供应中占有重要地位。

然而，这类电厂的排放问题一直是环保工作的难题。

近年来，国家加大对环保的重视力度，要求各类电厂实现超低排放。

那么，问题来了，如何在高硫低热值煤电厂实现超低排放呢？二、技术路线1.燃煤优化：通过改进燃烧技术，提高燃烧效率，降低硫分和氮氧化物的排放。

2.脱硫脱硝：采用先进的脱硫脱硝技术，将烟气中的二氧化硫和氮氧化物去除。

3.尾气处理：对排放的尾气进行深度处理，确保各项污染物排放指标达到超低排放标准。

4.废水治理：对生产过程中产生的废水进行处理，实现废水零排放。

三、具体实施方案1.燃煤优化（1）改进燃烧设备：选用高效燃烧器，提高燃烧效率。

（2）优化燃烧参数：调整燃烧温度、过剩空气系数等参数，减少污染物。

2.脱硫脱硝（1）选用高效脱硫脱硝工艺：如湿式石灰石-石膏法脱硫、选择性催化还原法脱硝等。

3.尾气处理（1）选用高效尾气处理设备：如活性炭吸附、光催化氧化等。

（2）实现尾气深度处理：通过多种技术组合，确保尾气排放达到超低排放标准。

4.废水治理（1）选用高效废水处理工艺：如膜生物反应器、反渗透等。

（2）实现废水零排放：通过回收利用、蒸发结晶等措施，实现废水零排放。

四、项目投资与收益1.投资估算：根据项目规模、技术路线等因素，估算总投资约为10亿元。

2.收益预测：项目实施后，预计每年可减少二氧化硫排放1万吨、氮氧化物排放0.5万吨，实现环保效益。

同时，提高煤炭利用率，降低生产成本，实现经济效益。

五、风险评估与应对措施1.技术风险：项目采用的技术路线可能存在一定的技术风险，需提前开展技术研发和试验验证。

2.政策风险：环保政策变化可能对项目产生一定影响，需密切关注政策动态。

燃煤电厂烟气超低排放中的除尘脱硫设计优化探讨摘要：为改善大气环境，国家与政府对燃煤电厂污染物排放标准给出了明确规定。

企业为达到排放标准，燃煤厂超低排放优化设计得到了重视，引进先进高效的除尘、脱硫、脱硝技术从而有效解决超低排放技术问题。

鉴于此，文章对各种除尘技术进行了分析，借助除尘技术优势设计一套可行性除尘技术方案。

实践证明，多种技术融合的除尘技术减少了烟尘排放、经济性可观，有利于空气环境改善。

关键词：燃煤厂；烟气；低排放；脱硫系统；设计优化通常脱硫方案采用石灰石粉仓流化风系统独立装置，安装流化风机加热系统。

选择脱硫工艺系统、开式系统、吸收塔。

该工艺脱硫系统和电站主体系统未融合，系统运行存在隐患问题。

而且经济投入大、节能性不高。

鉴于此，根据电站系统结构实施系统优化，对超低排放中的脱硫设计进行优化。

一、超低排放技术分析根据国内环保政策要求，电厂烟气超低排放标准烟尘排放浓度<5mg/m3。

而国外一些国家如：美国要求<18.5mg/m3，德国<20mg/m3,日本<50mg/m3,澳大利亚<100mg/m3。

因而在技术应用经验方面缺少借鉴。

目前，我国超低排放技术并未获得较大突破，主要集中于除尘技术的提效与组合。

其中包括：一次除尘技术、深度除尘技术[1]。

前者可以去除较多粉尘，但达不到标准要求，包括静电除尘、袋式除尘、电袋复合除尘。

静电除尘颗粒搜集率99.9%，亚微米为主的细颗粒搜集率不高。

所以，研究该项技术的增效技术分为低低温静电除尘、高频电源、旋转电极静电除尘。

而深度除尘能够在一次除尘条件下进一步除尘，确保烟尘排放符合要求，分为脱硫除尘一体化与湿式静电除尘技术[2]。

（一）一次除尘技术低低温静电除尘：该技术指的是于静电除尘器设置低温省煤器，让除尘器入口烟温降低到100℃以下温度。

有研究提出：该技术能够将烟尘排放浓度保持在20mg/m3内。

其核心为烟气控制，具有降低温度、降低低分比电阻、减小体积流量特点。

全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案I.引言燃煤电厂作为我国电力生产的主要方式之一，已经在我国能源产业中发挥着重要作用。

然而，由于燃煤电厂的燃烧过程不仅会排放大量的二氧化碳等温室气体，还会产生大量的氮氧化物、硫氧化物、颗粒物等污染物，对环境和人类健康造成巨大影响。

为了应对全球气候变化，我国政府已经提出了减少碳排放的目标。

为了实现这一目标，必须对燃煤电厂进行超低排放和节能改造。

II.超低排放技术1.优化煤炭燃烧过程：通过优化煤粉燃烧过程，减少窑尾氮氧化物的排放。

采用高效烟气脱硝技术，抑制窑尾氮氧化物的生成。

2.粉煤灰的处理技术：采用高效的粉煤灰处理技术，降低粉煤灰的含碳量。

在粉煤灰处理过程中，可以采用高效脱硫、脱氮和除尘设备，减少污染物的排放。

3.烟气脱硝技术：通过添加脱硝剂，将烟气中的氮氧化物转化为氮气和水。

采用高效的烟气脱硝技术，可以将燃煤电厂的氮氧化物排放降至极低水平。

III.节能改造技术1.锅炉燃烧系统的改造：通过对锅炉内部进行优化改造，提高燃烧效率，降低燃煤电厂的能耗。

2.烟气余热回收技术：通过对烟气进行余热回收，将烟气中的热能转化为电能或其他能源，提高能源利用效率。

3.节能设备的安装：安装高效节能设备，如变频调速器、节能灯等，降低电厂的能耗。

IV.实施步骤1.制定实施计划：制定全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造的年度计划，明确具体的改造项目和时间表。

2.统一监管和管理：建立统一的监管和管理机制，加强对燃煤电厂超低排放和节能改造工作的监督和管理，确保改造工作的顺利进行。

3.提供政策支持：政府应提供相应的政策和经济支持，鼓励燃煤电厂进行超低排放和节能改造。

4.推广示范工程：选取一些典型的燃煤电厂进行超低排放和节能改造，作为示范工程进行推广，向其他电厂宣传其改造成果和经验。

5.不断完善技术：不断研发和推广更先进的超低排放和节能改造技术，提高燃煤电厂的能源利用效率，减少污染物的排放。

V.预期成果通过全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案，预计能够实现以下成果：1.大幅减少燃煤电厂的温室气体排放，对应对全球气候变化起到积极作用。

附件全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，是推进煤炭清洁化利用、改善大气环境质量、缓解资源约束的重要举措。

《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（以下简称《行动计划》）实施以来，各地大力实施超低排放和节能改造重点工程，取得了积极成效。

根据国务院第114次常务会议精神，为加快能源技术创新，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，实现稳增长、调结构、促减排、惠民生，推动《行动计划》“提速扩围”，特制订本方案。

一、指导思想与目标（一）指导思想全面贯彻党的十八届五中全会精神，牢固树立绿色发展理念，全面实施煤电行业节能减排升级改造，在全国范围内推广燃煤电厂超低排放要求和新的能耗标准，建成世界上最大的清洁高效煤电体系。

—4—（二）主要目标到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米）。

全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平。

加快现役燃煤发电机组超低排放改造步伐，将东部地区原计划2020年前完成的超低排放改造任务提前至2017年前总体完成；将对东部地区的要求逐步扩展至全国有条件地区，其中，中部地区力争在2018年前基本完成，西部地区在2020年前完成。

全国新建燃煤发电项目原则上要采用60万千瓦及以上超超临界机组，平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时（以下简称克/千瓦时），到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时。

二、重点任务（一）具备条件的燃煤机组要实施超低排放改造。

在确保供电安全前提下，将东部地区（北京、天津、河北、辽宁、上海、江苏、—5—浙江、福建、山东、广东、海南等11省市）原计划2020年前完成的超低排放改造任务提前至2017年前总体完成，要求30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组（暂不含W型火焰锅炉和循环流化床锅炉）实施超低排放改造。

燃煤电厂超低排放技术路线选择探讨摘要：随着空气污染越来越受到重视，近年来国家颁布了一系严列苛的排放标准，超低排放已成为未来电厂环境保护的新趋势。

分析了超低排放脱硝、除尘、脱硫的技术方案，并在此基础上探讨了超低排放已投产的联合技术路线。

关键词：燃煤电厂；超低排放当前，我国社会经济发展突飞猛进，经济效益显著提高，但与此同时，京津冀、长三角及珠三角三大工业区大气污染持续加重。

我国对煤炭资源的利用一直存在原煤入洗率低、回采率低、燃烧利用率低和开采污染等问题，而我国的经济发展和能源资源条件决定了以“煤炭为主”的能源结构在短期内难以改变。

由此看来，与调整能源结构相比，强化末端治理是能够在短期内控制大气污染形势的有效措施。

从2011年到2013年，为应对雾霾天气，控制大气污染形势，国务院先后颁布了“节能减排十二五规划”、“大气污染防治十条措施”（简称大气“十条”）等政策性文件以及《火电厂大气污染物排放标准（GB13223—2011）》等一系列有关污染物排放新标准，力求加大对电力、钢铁、水泥等行业污染物排放的治理力度；因此，在国家政策和民生驳论的重重压力之下，中国大气治理延向了新思路——超低排放。

1.超低排放改造的原则燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线选择时应遵循“因煤制宜、因炉制宜、因地制宜、统筹协同、兼顾发展”的基本原则，具体到钙基湿法脱硫协同除尘超低排放改造，则应考虑技术成熟可靠，经济性好，节约用地，施工方案简易可靠的原则。

目前国家环保部已发布了HJ2301－2017《火电厂污染防治可行技术指南》，因此在选择SO2超低排放技术路线时可参考该标准;超低排放改造必然会增加电厂的投资、运行和维护费用，据统计，一台660MW机组的超低排放改造工程将增加单位供电成本0.00847元/(kW•h)，因此超低排放改造应考虑其经济性;现有钙基湿法脱硫装置大多建造于2010年之前，超低排放改造时已无多余的场地来布置大型的容器或设备，所以超低排放改造应选用节约用地的技术;超低排放改造工程的工期普遍紧张，改造施工方案只有尽量简易且安全可靠才能同时保证工期和质量。

超低排放脱硫脱尘方案
超低排放脱硫脱尘是指在燃煤发电等工业过程中，通过采用先进的脱硫脱尘设备，将煤炭中的硫化物和颗粒物排放量降至非常低的水平，以达到环境保护的要求。

下面将介绍一种超低排放脱硫脱尘方案。

首先，对于脱硫工艺，可以采用湿法石膏脱硫工艺。

湿法石膏脱硫工艺是指将煤炭燃烧后产生的烟气通过喷雾器喷洒石膏乳液，使烟气中的二氧化硫与石膏中的氢氧化钙反应生成硫酸钙，从而实现脱硫的目的。

该工艺具有脱硫效率高、产生的固体废物易于处理等优点。

其次，对于脱尘工艺，可以采用静电除尘器。

静电除尘器是一种利用电场力和流体力作用的设备，可对烟气中的颗粒物进行捕捉和去除。

静电除尘器的工作原理是将烟气通过电极系统，利用高压电场使烟气中的颗粒带电后在电极上沉积，形成凝聚体，然后通过清灰系统将凝聚体除去。

该工艺具有除尘效率高、处理能力大、占地面积小等优点。

为了进一步提高脱硫脱尘效率，还可以在工艺中加入脱硝装置。

脱硝是指将烟气中的氮氧化合物（主要是氮氧化物）去除的过程，可以采用选择性催化还原脱硝工艺。

该工艺利用催化剂将烟气中的氮氧化物转化为无害的氮气和水，从而减少氮氧化物的排放。

脱硝工艺的引入可以进一步降低燃煤发电厂的氮氧化物排放量。

总之，超低排放脱硫脱尘方案是通过综合应用湿法石膏脱硫、
静电除尘和选择性催化还原脱硝等先进技术，将燃煤发电厂的烟气中的硫化物、颗粒物和氮氧化物排放量降至非常低的水平。

这种方案具有脱硫效率高、除尘效率高、脱硝效率高等优点，可以保护环境，减少对大气造成的污染。

燃煤发电机组超低排放改造高效脱硫协同除尘技术路线简介本文结合实际工作情况，主要分析了燃煤发电机组超低排放改造高效脱硫协同除尘技术工艺及相关问题，仅供参考。

标签：燃煤发电；排放改造；技术分析1 合金托盘+高效喷淋层+高效三级屋脊式除雾器针对该技术路线，前部除尘器通常设置低低温省煤器，低低温省煤器对小颗粒烟尘团聚、凝并作用，吸收塔入口烟尘颗粒粒径增大，通过高效脱硫协同除尘技术实现超低排放限值要求。

吸收塔设置一层合金托盘（或双托盘），相对于喷淋空塔，由于托盘在气流均布、降低液气比、洗尘效果上的优势，使得其除尘效率要优于喷淋空塔。

同时在吸收塔内配置进口单向双头空心锥喷嘴，增加喷嘴布置数量，提高喷淋层覆盖率不低于300%，高效喷淋层可以使喷淋浆液粒径进一步降低，提高了浆液与粉尘的接触面积，提高洗尘效率。

吸收塔内配置三级除雾器，在流速合理的前提下，布置合适的除雾器面积，间接控制除雾器的净面流速，进而得到理想极限粒径分离效果，保证除雾器出口雾滴含量不大于20mg/Nm3，从而大大降低石膏携带量。

2 SPC超净脱硫除尘一体化技术由于除雾器改造+湿式电除尘技术实现超净排放目标存在投资费用高、改造场地条件受限等问题，可通过高效脱硫协同除尘作用，直接实现FGD系统出口烟尘小于5mg/Nm3。

国电清新单塔一体化脱硫除尘深度净化技术（SPC-3D）是北京国电清新环保技术股份有限公司研发的专有技术，该技术可在一个吸收塔内同时实现脱硫效率99%以上，除尘效率90%以上，满足二氧化硫排放35mg/Nm3、烟尘5mg/Nm3的超净排放要求。

旋汇耦合脱硫技术基于多相紊流掺混的强传质机理，通过特制的旋汇耦合器产生气液旋转翻覆湍流空间，旋汇耦合器安装在吸收塔内，喷淋层的下方、吸收塔烟气入口的上方。

在旋汇耦合器上方的湍流空间内气液固三相充分接触，增强氣液膜传质、提高传质速率，进而提高脱硫接触反应效率。

2.1 旋汇耦合器吸收塔入口烟道至最低层喷淋层之间布置一层旋汇耦合器，通过旋汇耦合器产生气液旋转翻覆湍流空间，湍流空间内气液固三相充分接触，使吸收塔内流场均匀，增强气液膜传质、提高传质速率，进而提高脱硫接触反应效率，为洗尘提供空间条件。

中小型燃煤电厂超低排放的技术措施在我国，绝大部分的发电厂主要是以燃烧煤炭发电为主。

随着社会的不断发展，人们对环境也越来越重视起来，因此，相关部门发布了燃煤电厂大气污染物排放新标准，并且将“清洁高效发展煤电”作为能源发展计划的关键任务之一，这就使得能源清洁化以及保护环境的压力比较大，而中小型燃煤电厂要达到有关部门要求，实现超低排放，就需要集成各种先进并且高效的除尘技术、脱硫技术以及脱硝技术[1]。

1 中小型燃煤电厂除尘技术的选择1.1 除尘技术介绍1.1.1 干式电除尘器提效技术干式电除尘器提效是一种比较成熟的除尘技术，其基本原理是使烟气中的灰尘带上电荷，然后在利用电除尘器进行捕获收集。

其能够处理大量的烟气，并且具有很高的除尘效率，此外其适用范围很广，成本以及运行维护费用较低，不会造成二次污染。

1.1.2 袋式除尘技术袋式除尘技术是通过将纤维滤料制成袋状，然后来对烟气中的粉尘进行捕获。

其优点是除尘效率高，并且适用于各类粉尘，对于亚微米级的粉尘具有很好的捕获效果，然而其受到的阻力比较高，因此滤袋的使用寿命不长。

1.1.3 湿式电除尘技术湿式电除尘技术的原理同干式电除尘技术比较相似，湿式电除尘技术是利用水雾将烟气中的粉尘凝聚，然后再使粉尘在电场中共同荷电，一起被捕获，并且聚集在极板上的水汽将会形成一层水膜，使得极板保持清洁，再通过水流将灰尘冲洗，由于不需要振动设备，所以也不会产生二次灰尘，具有较高的除尘效率。

1.2 除尘技术的选择通过上面对3种主要除尘技术的分析，袋式除尘技术在使用过程中由于受到的阻力很大，通常滤袋的使用寿命不长，这会增加除尘的成本，不适合中小型燃煤电厂。

另外，湿式电除尘技术虽然具有较高的除尘效率，但一般用在大型的燃煤发电厂作为综合型的治理设备，一次成本高，也不适合中小型燃煤电厂。

而干式电除尘器提效技术能够处理大量的烟气，并且具有很高的除尘效率，此外其适用范围很广，成本以及运行维护费用较低，不会造成二次污染，基于以上优点，中小型燃煤电厂可以选择干式电除尘器作为其除尘的首选。

燃煤电厂脱硫除尘超低排放改造对策摘要：为了有效提高超低排放技术，需要及时进行脱硫除尘超低排放改造，及时明确超低排放改造标准，合理规划超低排放路线。

合理利用煤炭，有效改善大气环境质量。

本文以燃煤电厂为例，主要针对脱硫除尘超低排放改造工作进行科学具体的分析，根据实际情况来提出有效的脱硫除尘超低排放措施。

关键词：燃煤电厂；脱硫除尘；超低排放改造对策前言国家发改委和环保部门联合发布了燃煤节能减排升级与改造行动计划，全面实施了燃煤电厂脱硫除尘超低排放改造工作方案，使得超低排放成为当前燃煤电厂脱硫除尘管理中的核心内容[1]。

力争将燃煤电厂脱硫除尘超低排放中，二氧化硫与氮氧化物的浓度控制在分别不高于35mg/m3、55mg/m3的范围内。

积极推动了燃煤电厂脱硫除尘超低排放政策的全面实施，同时将脱硫除尘技术积极应用到工业生产中，合理的排放烟气、二氧化硫、氮氧化物等污染物，在此过程中还考虑了不同污染物治理设施之间的协同作用，使其组成安全性更高、可靠性更强的脱硫除尘技术。

一、燃煤电厂脱硫除尘技术的特点燃煤电厂脱硫除尘技术采取了事故状态监测、高温烟气冲击等多个措施，确保了脱硫塔设备之间的相互转换，保证了防堵措施的有效实施。

通过先进的石灰石、石膏脱硫技术、喷淋烟气脱硫工艺来提高了脱硫工艺运行的可靠性和安全性，系统功能完善，界面清晰，并及时对相应的吸收装置进行了系统性的改造，这样就可以成功吸收喷头喷淋的优点，使得喷淋覆盖率达到了百分之二十五左右。

脱硫除尘系统具有这些优势：整机使用寿命＞35年，确保了壳体与阳极管束的无缝连接，大大提高了除尘效率，同时采用恒流源控制装置，因此无拉弧，安全性更高，可以高效的捕集多种污染物。

二、燃煤电厂脱硫除尘超低排放改造对策的分析1.充分了解脱硫除尘技术原理燃煤电厂在超低排放过程中运用的脱硫除尘技术关键是脱硫技术和除尘技术，技术原理为：采用烟气脱硫技术和石灰石，继而经过石膏湿法烟气脱硫工艺，在结合除尘技术的基础上，将非金属导电玻璃除尘器和脱硫塔得到了很好的利用[2]。

入口SO 2浓度1 000 mg/Nm 3以下，采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，吸收塔一般只需设置三～四层喷淋层，即可控制SO 2排放浓度35 mg/Nm 3以下。

②FGD 入口浓度低于3 000 mg/Nm 3机组。

在此入口条件下，为实现SO 2超低排放，要求脱硫效率不低于98.8%，可采取优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比或者增加液气传质等措施。

③FGD 入口浓度大于4 000 mg/Nm 3机组。

在此入口条件下，为实现SO 2超低排放，要求脱硫效率需稳定运行在99.1%以上。

考虑到长期稳定运行，建议采用双循环U 型塔技术，前塔脱硫效率约80%，后塔脱硫效率约96%～98%，可以控制SO 2排放浓度35 mg/Nm 3以下。

后塔还可以预留增加双相整流烟气脱硫装置空间，以适应更高的环保要求。

2 烟尘超低排放技术路线目前，火电机组主要的除尘方式为电除尘器，部分机组安装了袋式除尘器或电袋除尘器。

按照新标准，须对环保系统各单元的除尘效率进行综合分析，采用干式除尘、湿法脱硫以及湿式电除尘等进行协同控制，建立烟尘控制大系统，并对各单元进行优化控制，实现烟尘超低排放[5-6]。

(1)烟囱出口烟尘浓度达到20 mg/m 3以下：①原除尘器出口烟尘浓度30 mg/m 3以上，可采取改造除尘系统，使除尘器出口烟尘浓度达到30 mg/m 3以下，经湿法脱硫后，烟囱出口烟尘浓度20 mg/m 3以下。

除尘改造可采用增加除尘比收尘面积、低低温电除尘、新型高压电源等。

②原除尘器出口烟尘浓度小于30 mg/m 3，可采取对除尘或脱硫进行改造，建议综合比较除尘改造与脱硫改造的技术经济性，确定最终技术路线。

除尘改造可采用增加除尘比收尘面积、低低温电除尘、新型高压电源等；脱硫系统改造可采用增加喷淋层、串联塔等。

(2)烟囱出口烟尘浓度达到5 mg/m 3以下：①脱硫系统可改造。

改造湿法脱硫系统，使脱硫系统的除尘效率提高到60%～75%；同时改造除尘系统，使除尘器出口烟尘浓度达到20 mg/m 3以下，1 SO 2超低排放技术路线对于脱硫装置(FGD)而言，燃气机组标准要求达到的脱硫效率(FGD 出口SO 2排放浓度35 mg/Nm 3)要高于重点控制区域执行的特别排放限值需达到的脱硫效率(FGD 出口SO 2排放浓度50 mg/Nm 3)，但随着FGD 入口SO 2浓度的提高，脱硫效率的差异越来越小，针对不同机组，路线选择如下：(1)已建燃煤机组。

前言随着国家环保政策的日趋严格，新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)也在排放总量和排放浓度两方面提出更高的要求，新的排污收费制度的实施也对火电厂形成了很大的压力。

也有报告中指出，燃煤对以大气雾霾为代表的大气污染形成扮演着最重要的角色，不清洁的能源使用，是我国雾霾产生的最根本的原因。

这个不清洁的能源，最主要的是指煤炭。

2014年，国内浙江、江苏、广东等省份已开始对个别已达到排放新标的机组的烟气脱硫、脱硝和除尘系统进行进一步提效改造，实现烟气污染物的超低排放，在满足特别排放限值的基础上，达到以天然气为燃料的燃气轮机组的排放标准，即烟尘排放浓度不大于5mg/Nm³，二氧化硫排放浓度不大于35mg/Nm³，氮氧化物排放浓度不大于50mg/Nm³。

已达新标并拟开展超低排放的机组的烟尘和脱硝的改造方案相对单一，烟尘超低排放是通过增加湿式电除尘器，脱硝超低排放是通过增加催化剂反应层来实现改造目标，而脱硫超低排放因存在各种技术的组合，以及吸收塔选择技术路线的不同，可选择方案较多。

湿法脱硫方案通过向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使CaSO3都氧化为CaSO4(石膏)，脱硫的副产品为石膏。

同时鼓入空气产生了更为均匀的浆液，易于达到90 %以上的脱硫率，并且易于控制结垢与堵塞。

由于石灰石价格便宜，并易于运输与保存，因而自80年代以来石灰石已经成为石膏法的主要脱硫剂。

该方案还具有适用的煤种范围广、脱硫效率高、吸收剂利用率高、工作的可靠性高的优点。

当今国内外选择火电厂烟气脱硫设备时，石灰石/石膏强制氧化系统成为主要的湿法烟气脱硫工艺，该工艺。

吸收塔内的反应符合德拜-休克尔理论，根据这个基本原理，在实际运行的浆液PH值(一般为5～6)下，对于烟气中SO2的脱除极限，取决于SO2的气、液相平衡。

在通常的石灰石-石膏湿法脱硫装置中，SO2气相平衡浓度为5ppmdv(相当于15mg/Nm3)。

燃煤电厂烟气脱硫技术的选择与优化方法燃煤电厂是我国主要的电力供应来源，然而，长期以来，燃煤烟气排放中的二氧化硫（SO2）对环境和人类健康造成了严重影响。

因此，对燃煤烟气进行脱硫处理成为保护环境的关键。

一、脱硫技术的选择当前，可供选择的燃煤烟气脱硫技术主要包括石灰石湿法脱硫、海藻酸盐湿法脱硫、吸收剂循环流化床脱硫、干法脱硫以及氨法脱硫等。

1. 石灰石湿法脱硫石灰石湿法脱硫是传统的脱硫技术，通过在烟气中喷入石灰浆或石灰石浆来吸收和固定硫酸二氧化硫。

该技术成熟、操作简单，但存在处理量小、石灰石消耗大、废液处理难等问题。

2. 海藻酸盐湿法脱硫海藻酸盐湿法脱硫是一种新型的脱硫技术，利用海藻酸盐作为吸收剂进行脱硫。

这种技术对硫酸二氧化硫的吸收效果显著，而且可以回收和循环利用，具有较好的经济性和环保性。

3. 吸收剂循环流化床脱硫吸收剂循环流化床脱硫是目前较为先进的技术之一。

它利用循环流化床反应器,以晶体硫化钙为吸收剂，将二氧化硫吸附为硫酸钙，并通过再生与重复利用吸收剂来实现连续脱硫。

该技术适用于大型燃煤电厂，并具有较高的脱硫效率和较低的能耗。

4. 干法脱硫干法脱硫主要通过氧化剂将SO2氧化成硫酸气态或固态颗粒物，然后收集和处理。

这种技术能够适应高硫煤的脱硫需求，但能耗较高且设备体积较大。

5. 氨法脱硫氨法脱硫是近年来发展起来的一种新型脱硫技术。

该技术通过在烟气中喷射氨水或氨气来与二氧化硫发生反应，生成硫化物并进行固定，以达到去除二氧化硫的目的。

氨法脱硫技术具有高效脱硫、无排放物和废水、运行费用低等优势，成为燃煤电厂脱硫的关注点。

二、脱硫技术的优化方法除了选择适合的脱硫技术，还需要对脱硫系统进行优化，以提高脱硫效率和降低运行成本。

1. 优化吸收剂特性优化吸收剂特性能够提高脱硫效率。

例如，通过改变吸收剂浓度、添加助剂或改变吸收剂的颗粒形状等手段，可以增加吸收剂与烟气中SO2接触的表面积，提高吸收效果。

2. 优化脱硫工艺参数合理设置脱硫工艺参数也是提高脱硫效率的关键。

浅谈火电厂脱硫超低排放改造技术摘要：随着环保标准不断提高，单塔单循环湿法脱硫技术已无法满足低能耗、高效率的脱硫要求，故对脱硫系统进行增容改造。

在石灰石-石膏湿法脱硫工艺超低排放改造过程中，采用湿式电除尘、单塔一体化超低排放改造技术、单塔双区高效脱硫除尘技术等可完全满足污染物达标排放的要求，论文主要对以上三种技术的原理及优缺点进行分析。

关键词：火电厂；脱硫；排放改造技术1改造方案选择石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术是目前世界上最成熟、可靠性最高、应用最广的烟气脱硫技术，我国90%以上的燃煤电厂均采用该工艺。

为实现超低排放标准，主要有两种改造方式：单塔增效改造和增设新塔改造。

若采用单塔双循环方案，需要对原吸收塔继续抬高，增加一层受液盘和三层喷淋层，需要截塔加高约15m。

现四层喷淋层作为第一个循环，新增三层喷淋层作为第二个循环，同时，第二个循环需要增加塔外循环浆池。

改造后吸收塔高度将超过50m，现有吸收塔荷载也无法满足改造需要，必须进行加固，改造困难较大，且仍需设置塔外浆池，占地面积较大；若采用增设新塔，串联塔方案，可以利用原吸收塔作为一级塔，在原事故浆液箱新建二级串联塔。

2改造路线2.1湿式电除尘湿式电除尘技术是一种用来处理含湿气体的高压静电除尘设备，主要用来除去烟气中的尘、酸雾、气溶胶、PM2.5等有害气体，对雾霾天气也有一定的治理作用。

另一方面，由于存在脱硫浆液雾化夹带、脱硫产物结晶吸出，也会形成PM2.5。

在目前的烟气治理工艺流程中，湿法脱硫之后没有对脱硫工艺产生的细颗粒物进行控制，还有烟尘、PM2.5、SO3、汞及重金属等多种污染物直接从烟囱排出，处于一种自由开放状态，从而导致烟囱风向的下游经常出现“酸雨”、“石膏雨”等现象，或者有长长烟尾的“蓝烟”现象。

因此，在湿法脱硫装置之后安装湿式电除尘是最佳选择。

湿式电除尘能够去除90%以上的PM2.5细微粉尘、SO3烟雾，并能达到几乎零浊度的排放，此外还能去除NH3、SO2、HCl等。

燃煤电厂超低排放改造脱硫CEMS系统的选型分析随着火电厂环保排放标准的提高，火电厂超低排放技术被广泛运用，随之带来的是CEMS测量准度与精度不能满足超低排放技术的需求。

该文即针对该种情况，着重介绍燃煤电厂超低排放湿法烟气脱硫的烟气连续监测仪的选型分析。

目前有很多电厂已经完成了超低排放改造，超低排放要求在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于5、35、50mg∕Nm3o火电厂原有的CEMS设备难以满足超低排放改造后监测及监视要求，也需要开展相应的升级改造。

该文即介绍火电厂超低排放改造脱硫CEMS的选型。

湿法脱硫入、出口CEMS一般设置So2、02、NOx,温度、压力、流量、烟尘、湿度等测点。

CEMS系统多采用直接抽取法和稀释抽取法。

S02分析方法有：非分散红外吸收法、紫外吸收法、稀释紫外荧光法。

其中以非分散红外吸收法最多，它是一种基于气体吸收理论的方法，红外光源发出的红外辐射经过一定浓度待测的气体吸收之后，与气体浓度成正比的光谱强度会发生变化，测量相关波段红外线的衰减幅度即可测量相应气体的浓度。

应用该原理的分析仪有西门子U1TRAMAT23,ABB公司的E13020系列，日本HORIBA公司的ENDA-600,艾默生公司的X-STREAM,SICKMAIHAK的S710等。

紫外吸收法通过S02对紫外特征光谱的吸收原理开展测定，该方法国内CEMS厂家采用较多，以***聚光的CEMS-2000为代表，另外国外ABB公司的E13020分析仪等也有紫外分析模块，其在国内电厂中相对应用较少。

稀释紫外荧光法在稀释抽取法中运用较多。

紫外荧光法是基于分子发射光谱法，主要有美国热电子（ThermoE1ectron公司）的431,日本HORIBA公司的APSA-370,**华川环保科技公司的美国AP1等。

NOx分析方法主要有：非分散性红外吸收法（NDIR法）、紫外吸收法和稀释-化学发光法等。

干法脱硫实现超低排放的控制优化措施在燃煤发电过程中，硫化物会在燃烧过程中释放出来，严重影响大气环境。

因此，脱硫处理是燃煤电站必不可少的环保工艺之一。

干法脱硫作为一种常见的脱硫技术，能够实现超低排放，下面将介绍干法脱硫实现超低排放的控制优化措施。

一、干法脱硫技术原理1. 原理介绍干法脱硫技术是通过在炉内喷射喷雾液来吸附燃烧过程中产生的SO2,然后将其转化为硫酸颗粒物，最终和炉渣一起排出。

干法脱硫的工作流程可以分为：SO2 吸附、硫酸化、颗粒分离和处理四个阶段。

2. 优点干法脱硫技术具有成本低、排放稳定、设备运行方便等优点，尤其是在高硫煤的燃烧领域中得到了广泛应用。

同时，其实现超低排放也是干法脱硫技术的一个显著特点。

二、干法脱硫实现超低排放的控制优化措施1. 预控优化措施(1)预测系统预测系统通过分析气溶胶中SO2含量的浓度，预测其最终的烟气中SO2的浓度，从而实现SO2的排放控制。

预测系统能够提供准确的数据，方便进行后续的处理。

(2)风量控制风量控制是干法脱硫技术中的一个重要环节，它能够通过控制烟气流量，调节SO2浓度，实现超低排放。

在实际应用中，可以通过增加压差、调节风机叶片等方式改善风量调节能力。

2. 操作优化措施(1)改变工艺条件在实际操作过程中，可以通过调整碱喷射次数、喷头位置、碱喷射量等参数来改变工艺条件，实现控制超低排放。

(2)降低SO2含量降低SO2含量是实现超低排放的重要措施之一。

可以通过增加净化装置数量、提高立式喷淋塔的稀释率、增加间隔喷淋等方式降低SO2的含量。

3. 装置优化措施(1)增加气流速度在干法脱硫的进行过程中，适当增加气流速度，可以有效提高固酸反应的速率，提高脱硫效率。

(2)优化喷淋装置优化喷淋装置也是干法脱硫技术中的一个重要措施。

在喷淋器的喷头上增加圆锥体，并加强碱液的喷射力度，能够有效地提高颗粒物与气相SO2的接触面积，提高转化率。

三、总结干法脱硫技术作为一种成本低、排放稳定、超低排放实现能力强等优点的脱硫技术，应用在燃煤电站中逐渐得到广泛使用。

电厂脱硫超低排放技术论文摘要：我国是以煤炭为主要能源的国家，燃煤电厂是SO2排放大户，燃煤电厂脱磕耗资巨大，运行费用高，在经济承受能力有限的情况下，必须开发、利用适合我国国情的燃煤电厂脱碗技术。

本文主要阐述了常见的几种脱硫方法以及各方法的优缺点，为电厂脱硫工艺的选择和发展提供参考意见。

关键词：二氧化硫;脱硫工艺;电厂煤炭污染1常见脱硫技术的应用常见的脱硫方法主要分为三类，分别是燃烧前脱硫、炉内脱硫和烟气脱硫，而目前烟气脱硫是最常用的脱硫方法。

燃烧前脱硫通常是指对煤炭的含硫量进行减低。

炉内脱硫通常是指在燃烧的过程中加入固硫剂，生成硫酸钙等固体物质，使硫固化与炉渣一起排掉;烟气脱硫主要是指对燃烧后的烟气进行脱硫，让烟气达到排放的标准。

1.1燃烧前脱硫燃烧前脱硫是指对煤炭进行净化，通常采用物理净化、化学净化或者是生物净化来对原煤进行清洗，在燃烧前除去硫，以降低硫对环境的污染。

而三种净化方式中物理净化是原煤净化中最受欢迎的净化方式，因为工艺简单，投入较少。

主要是根据硫化物质与煤炭密度的差别，将煤炭碎后经过旋流器后，硫化物与煤炭分离，但是目前我国技术还不够成熟，只能脱去40%到80%的硫，远低于欧美等发达国家的水平。

1.2炉内脱硫炉内脱硫是指在燃烧的过程中进行脱硫，在燃烧时向炉内添加固硫剂，例如碳酸钙等物质，使固硫剂与燃烧中的二氧化硫起到化学反应，形成固体的硫化物，减少烟气中的二氧化硫。

炉内脱硫的费用投入相对较少，适宜中小型的电厂使用。

但是炉内脱硫的效率低下，而没有反应的固硫剂则会降低静电除尘器的使用效率，减少了除尘器的使用寿命。

炉内脱硫技术主要包含炉内喷钙工艺和型煤固硫工艺。

而炉内喷钙技术发展历史悠久，源于20世纪60年代，但是脱硫的效果不佳，效率低下，并且带来的副作用影响较大。

型煤固硫化技术主要是指由型煤企业生产型煤，再出售给电厂，电厂直接使用到生产中。

我国曾经致力于型煤生产企业的发展，但是设备和技术不够成熟而不能够大量生产型煤。