下载文档原格式
300MW机组超低排放脱硝喷氨经济运行优化研究刘建航;盛喜兵;刘学书;杨文超【摘要】针对火电厂300 MW机组实施超低排放改造后,存在SCR反应器入口NOx含量高、喷氨量大等问题.在低氮燃烧器未改造的情况下,通过分析、试验、研究,调整优化锅炉配风方式和设备运行参数,将NOx排放指标控制在标准以下,达到了环保要求.同时,降低了SCR装置的喷氨量,降低了氨逃逸浓度,减轻了脱硝系统引起空预器堵塞,提高了机组的安全经济运行水平,节能环保和经济效益明显,可为同类型机组在超低排放改造中提供参考经验和借鉴.【期刊名称】《山东电力技术》【年(卷),期】2018(045)009【总页数】3页(P60-62)【关键词】300 MW机组;脱硝喷氨;经济运行;优化调整【作者】刘建航;盛喜兵;刘学书;杨文超【作者单位】国电菏泽发电有限公司,山东菏泽274032;国电菏泽发电有限公司,山东菏泽274032;国电菏泽发电有限公司,山东菏泽274032;国电菏泽发电有限公司,山东菏泽274032【正文语种】中文【中图分类】TM621.80 引言根据国家节能减排工作要求，国电菏泽发电公司4号机组实施超低排放改造后，在NOx排放浓度降低的同时，仍存在SCR反应器入口NOx含量高、喷氨量大、氨逃逸率较高、空预器积灰堵塞趋势加重的问题，直接影响机组的安全经济性［1］。
针对出现的问题，通过分析、试验、研究，进一步调整优化配风方式和设备运行参数，在没有改造低氮燃烧器的情况下，将锅炉出口NOx排放指标控制在100 mg/m3以下，达到了环保要求。
同时，降低了SCR装置的喷氨量，降低了氨逃逸浓度，减轻了脱硝系统引起空预器堵塞问题，提高了机组的安全环保运行水平，经济效益明显得到提升。
国电菏泽发电公司二期2台300 MW机组锅炉为亚临界、一次中间再热、自然循环加内螺纹管、单炉膛、全悬吊、平衡通风、W型火焰、露天布置、固态排渣燃煤汽包炉，布置六台给煤机，炉后尾部标高12.42 m，布置2台三分仓回转式空气预热器。
脱硫脱硝超低排放技术在燃气内燃机行业的探索与应用发布时间：2023-03-20T05:54:01.064Z 来源：《中国科技信息》2022年第33卷20期作者：马小峰梁蓉张翔[导读] 近年来，随着社会的发展，全球性的大气污染越来越受到人们的广泛关注马小峰梁蓉张翔焦作煤业（集团）有限责任公司，河南焦作 454001摘要：近年来，随着社会的发展，全球性的大气污染越来越受到人们的广泛关注，并且国家在整理污染治理方面也给予了足够的重视，就在最近几年国家更是新颁布了一系列对于大气污染物排放标准的严格规定，在这样的大趋势环境下，燃气内燃机行业若想响应国家的号召，就必需进行脱硫脱硝超低排放技术改造。
本文对脱硫脱硝超低排放技术在燃气内燃机行业中的应用进行了简要的分析，希望可以为环保事业的发展提供必要的参考价值。
关键词：污染治理；脱硫脱硝超低排放技术改造；参考价值近年来，随着社会的发展，全球性的大气污染越来越受到人们的广泛关注，并且国家在整理污染治理方面也给予了足够的重视，就在最近几年国家更是新颁布了一系列对于大气污染物排放标准的严格规定，在这样的大趋势环境下，燃气内燃机行业若想响应国家的号召，就必需进行脱硫脱硝超低排放技术改造。
但由于国家层面目前只有对燃气直燃机进行脱硫脱硝超低排放技术改造的先进经验，而在燃气内燃机方面，脱硫脱硝超低排放技术改造资源依然很是匮乏，尚无经验可取。
因此，燃气内燃机的脱硫脱硝超低排放技术改造便成了我国新的探索，新的实践。
1.燃气直燃机行业进行脱硫脱硝超低排放技术改造概述在我国近几年出台的相关文件中指出，燃气直燃机在生产过程中必须做好烟气清洁排放任务，增加大气污染防治意识，在排放废气物过程中，必须要经过脱硫、脱硝、除尘的过程，对于排放过后气体其中污染物的浓度，更是标出了严格的标准线，企业所属的瓦斯发电站在完成燃气直燃机低氮改造任务后，在基准含氧量3.5%的条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于5、10、30毫克/标立方米。
简析脱硫超低排放技术在电厂中的应用摘要：随着近年来我国经济的发展，对能源的需求量也在不断提升。
我国提出了建设坚强智能电网的规划，并积极推进低碳、环保、高效的电网规划和建设。
然而，目前我国能源格局以燃煤为主，电厂以燃煤发电形式为主，具有较大的污染性，因此，积极探讨脱硫超低排放技术的应用，对于减少电厂燃煤污染、提升空气质量、建设智能电网有重要意义。
关键词：脱硫；超低排放技术；电厂；应用一、燃煤电厂超低排放技术方法1.1NOx控制技术1.1.1低氮燃烧技术低氮燃烧技术，包括低氮燃烧技术、空气分级技术、燃料再燃技术，在实际生产过程中，各种低氮燃烧技术常常以组合的方式出现。
其中，空气分级技术+低氮燃烧器技术应用最为广泛。
低氮燃烧技术在一次投资的初期是大的，但没有运行成本，仅进行必要的维护即可，因此是国内外燃煤锅炉控制NOx排放的优先选用方法。
必须指出，降低NOx排放和安全稳定燃烧构成矛盾，有各种低NOx燃烧方法对火焰稳定性和燃油炉燃烧明显不利的影响，所以NOx必须考虑燃烧控制措施的经济性和安全性。
1.1.2烟气脱硝技术目前，常用的烟气脱硝技术包括选择性催化还原（SCR）、选择性非催化还原（SNCR）。
SCR技术是目前应用最广泛的烟气脱硝技术。
SNCR技术，也被称为热脱硝，没有催化剂，高温条件下（900摄氏度到1200摄氏度）的驱动来完成还原反应。
与SCＲ技术相比，由于不使用催化剂，运行成本相对较低，但氨的逃逸量较多，脱硝效率不高。
随着排放标准的不断提高，低氮燃烧+SNCR+SCR的结合开始受到关注。
前期的低氮燃烧可以减轻后续系统的脱硝压力，SNCR和SCR相结合，进行两级脱硝，降低成本的同时获得了较高的脱硝效率，减少了氨的逃逸。
1.2烟尘控制技术1.2.1电除尘高频电源改造电除尘器的高频电源是由高频开关技术提供的一系列窄电流脉冲，采用工频交流高频交流脉动直流电源的能量转换形式。
一些研究指出，使用高频电源的静电除尘器，粉尘排放浓度可降低40%～60%，与静电除尘器相比，除尘效率能达到99.80%～99.85%。
集团有限公司发电厂2#机组脱硫、除尘一体化超低排放改造工程施工用电专项方案编制：审核：批准：环境技术股份有限公司2017年3月目录1、编制说明 (3)2、工程概况 (3)3、教育、培训与持证上岗管理 (3)4、施工方法和工艺措施 (4)5、施工用电的保护措施 (7)6、安全用电技术措施 (9)7、应急预案 (12)8、危险因素计划控制表 (15)1、编制说明1.1、目的本方案是为我公司承建的发电厂#2机组烟气脱硫超低排放改造项目施工用电而编制的，包括施工用电的布局走向，安全用电方面的措施。
1.2编制依据1、《施工现场临时用电安全技术规范》JGJ46-20142、施工现场平面图3、《电工手册》4、业主的施工用电管理规定5、国家和地方施工用电相关规范、规定、规程：2、工程概况本工程为一期2×500MW机组改造烟气脱硫除尘一体化装置超低排放改造项目。
3、教育、培训与持证上岗管理3.1、项目部建立健全安全生产教育培训制度，对职工进行教育培训、未经教育的人员不得上岗作业。
教育培训的内容应包括但不限于以下条款：——本项目的基本要求：——国家及行业的有关职业健康、安全、环境保护法律及法规：——典型事故案例：——施工重要部位、装置的主要危险源、环境因素及控制措施：——安全动火、安全用电、高空作业、起重作业等有关规定，并结合施工季节进行季节性施工教育。
——针对施工作业性质分别学习各作业范围内的安全规程。
3.2新职工、临时聘用工必须先培训再上岗。
3.3项目部需建立培训教育档案。
3.4、特殊教育与持证上岗。
凡从事电工、焊工、起重工及国家行业规定相关的特殊工种作业的人员，必须经过政府有关主管部门组织进行的专业性安全技术教育培训，经考核合格，取得特种作业操作证、方可上岗工作。
特种作业人员应按当地政府部门的有关规定，定期参加培训和复审，成绩要有记录。
3.5、特种操作证不得伪造、涂改、转借或转让。
特种作业人员必须持证上岗（可持复印件），无证上岗的令其立即停止工作。
燃劣质煤火电机组“超低排放”技术路线选择龙辉;周宇翔;黄晶晶【摘要】简述了美国燃劣质煤火电机组烟气治理技术的应用情况，介绍了国内燃劣质煤火电机组烟气治理技术发展情况，通过对燃劣质煤火电机组烟气治理技术的研究，结论是燃劣质煤火电机组应根据其高灰、高硫等特点进行具体分析，并对相关技术发展提出建议。
【期刊名称】《中国环保产业》【年(卷),期】2017(000)001【总页数】4页(P31-34)【关键词】劣质煤;超低排放;协同治理【作者】龙辉;周宇翔;黄晶晶【作者单位】中国电力工程顾问集团有限公司，北京 100120;吉林电力股份有限公司，长春 130021;中国电力工程顾问集团有限公司，北京 100120【正文语种】中文【中图分类】X701截至2015年底，燃煤火电机组已投运脱硫装置容量约8.9亿千瓦，约占全国煤电机组容量的99%。
燃煤火电机组已投运脱硝机组总容量约8.3亿千瓦，占全国煤电机组容量约92.0%。
燃煤火电机组已全部安装除尘设备（电除尘器约占75%，其余为布袋除尘器和电袋复合除尘器）。
截至2016年4月，累计1.6亿千瓦燃煤火电机组完成“超低排放”改造，“超低排放”改造工作已有向燃劣质煤火电机组发展的趋势。
为此，研究燃劣质煤火电机组技术研究及技术路线选择十分必要。
1.1 燃煤火电机组烟气治理标准方面近十年来，美国对燃煤火电机组烟气治理标准的变化如下：1）标准更严。
2008年颁布的《清洁大气法修正案》二期，比1990年的《清洁大气法修正案》对污染物的控制力度更大，排放要求更严。
其中对脱硫装置的要求如下：新上燃煤机组当采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺时，脱硫效率达98%～99%，脱硫装置可用率达99%；当采用烟气循环流化床脱硫工艺或旋转喷雾干燥法烟气脱硫工艺时，脱硫效率达95%以上，脱硫装置可用率达99%。
2）2006年废除了对PM10的排放要求,专门对PM2.5提出排放控制要求。
3）各州制定出对汞等重金属的排放标准及法规。
1号机组超低排放脱硫装置改造技术及应用效果摘要：根据国家环保部2015年《关于编制“十三五”燃煤电厂超低排放改造方案的通知》，国家发改委、环保部、国家能源局联合发布《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》，吉林省能源局关于印发《吉林省煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》和《吉林省2015年度煤电节能减排升级与改造实施方案》的通知，以及上级部分的要求，发电厂需执行超低排放，即NOx排放浓度＜50mg/Nm3、烟尘排放浓度＜10mg/Nm3、SO2排放浓度＜35mg/Nm33的排放标准，本文主要阐述大唐长山热电厂1号机组（660MW）超低排放脱硫装置改造情况。
关键词：超低排放、排放浓度、吸收塔、SO2一、1号机组原脱硫系统简介1号机组烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，1炉1塔、塔内设置4层喷淋层，两级平板式除雾器，共有4台浆液循环泵，3台氧化风机，不设GGH、用湿磨进行制浆，FGD设计入口SO2浓度为3790mg/Nm3（标态，干基，6%O2）），脱硫效率不小于95%，SO2排放浓度小于200mg/Nm3（干，6%O2）主要包括石灰石浆液制备系统、烟气系统、吸收塔系统、石膏脱水系统、工艺水系统、仪用压缩空气系统、脱硫废水系统。
二、1号机组超低排放脱硫改造目标脱硫系统入口SO2浓度小于2900 mg/Nm3（标态、干基、6%O2），脱硫系统出口SO2浓度不高于35 mg/Nm3（标态、干基、6% O2），整体脱硫效率不低于98.8%，脱硫系统出口雾滴浓度降至20 mg/Nm3以下，改造后的吸收塔的协同除尘效果：在脱硫系统入口原烟气粉尘浓度为30 mg/Nm3（标态、干基、6%O2），脱硫系统出口净烟气固体颗粒物浓度不超过10 mg/Nm3（标态、干基、6% O2））三、1号机组超低排放脱硫改造工艺方案的选择介绍3.1采用高效气流均布装置+高效管束式除尘除雾器的单塔一体化技术脱硫除尘深度净化技术是在一个塔内实现了以较低能耗完成燃煤烟气SO2和粉尘的超低排放。
火力发电厂脱硫超低排放改造技术发布时间：2021-04-16T14:34:58.337Z 来源：《中国科技信息》2021年5月作者：黄艺[导读] 随着经济和科技水平的快速发展，近几年来，国家越来越重视绿色发展，环保节能已经成为电力发展方向的重要依据，为促进产业结构的优化升级，响应国家绿色发展的号召，我国已经关闭大批发电效率低、污染严重的火力发电厂，致力于打造符合我国发展理念的火力发电厂。
吉利百矿集团有限公司广西百色黄艺 533000摘要：随着经济和科技水平的快速发展，近几年来，国家越来越重视绿色发展，环保节能已经成为电力发展方向的重要依据，为促进产业结构的优化升级，响应国家绿色发展的号召，我国已经关闭大批发电效率低、污染严重的火力发电厂，致力于打造符合我国发展理念的火力发电厂。
因此，对于火力发电厂脱硫超低排放改造技术的研究势在必行，研究出利于脱硫超低排放的改造技术对于绿色发展、提高空气质量具有重要意义。
关键词：火力发电厂；脱硫；超低排放；发展现状；改造技术引言：随着近年来我国以燃煤为主的火力发电的快速发展，环境问题不断凸显。
受水资源短缺问题的影响，废水零排放备受关注。
火电厂烟气脱硫脱硝技术的节能环保问题研究课题开展存在深远的意义和价值，脱硫脱硝技术作用在火电厂的烟气节能环保操作中，可显著提高污染物处理效率，给火电厂带来更多经济效益。
新时期下火电厂管理者要深入重视脱硫脱硝一体化技术的使用，设计切合可行的节能环保方案与计划，满足社会对火电厂生产与管理工作的需求，带动火电厂前进与发展，为和谐美好的家园建设打下坚实基础。
1火电厂烟气脱硫脱硝技术使用的价值现阶段我国不断提升火电厂排放标准，煤电厂烟气脱硫脱硝技术在70年代初期被研发，受到经济技术的因素影响，诸多技术尚未被有效推广，相关技术需要深层次发展。
烟气在旋风器作用下被初次清除，实现大颗粒粉尘回收操作，除尘和脱硫脱氮在自激式除尘器运用上参与多半除尘脱硫脱硝流程，经过冲淋塔进行脱硫脱氮除尘，以汽水分离的形式落实分离操作。
燃煤电厂超低排放技术综述
赵金龙;胡达清;单新宇;刘海蛟
【期刊名称】《电力与能源》
【年(卷),期】2015(036)005
【摘要】面对巨大的环境保护压力,能源供给以煤炭为主的我国,在现行严格的火电厂排放标准基础上,提出了燃煤电厂超低排放要求,即燃煤机组达到天然气燃气轮机组排放限值标准.介绍了各种先进高效的除尘、脱硫、脱硝技术,以及各个烟气污染物脱除装置的协同效应和超低排放工程实施情况,指出多种污染物高效协同脱除集成技术是燃煤电厂烟气污染治理的主要发展方向.
【总页数】8页(P701-708)
【作者】赵金龙;胡达清;单新宇;刘海蛟
【作者单位】浙江天地环保工程有限公司,杭州310003;浙江天地环保工程有限公司,杭州310003;浙江天地环保工程有限公司,杭州310003;浙江天地环保工程有限公司,杭州310003
【正文语种】中文
【中图分类】X773
【相关文献】
1.燃煤电厂超低排放技术综述 [J], 何曦;陈岚
2.燃煤电厂超低排放技术现状及发展路线 [J], 程厚德;曹宝辰
3.燃煤电厂超低排放技术现状及发展路线 [J], 程厚德;曹宝辰
4.燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线的研究 [J], 王济平
5.燃煤电厂75t/h锅炉超低排放技术应用实例分析 [J], 金灿;黄俊伟;王毅;代知广因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
科技成果——燃煤锅炉除尘脱硫脱硝超低排放技术适用范围
适用于电力、市政、钢铁、有色、建材等行业的燃煤锅炉除尘脱硫脱硝超低排放控制
技术原理
超净技术路线：SCR或SNCR+SCR脱硝→布袋除尘→高效湿法脱硫。
工艺流程
由燃煤锅炉排出的烟气，经SCR或SNCR+SCR脱硝后，进入布袋除尘器进行高效烟气除尘，再由引风机进入脱硫反应塔脱除SO2，净化后烟气通过烟囱排放。
关键技术
SNCR+SCR联合脱硝工艺；直通均流高效节能袋式除尘器；高效
喷淋空塔脱硫系统，包括气流分布板、增效环、高效喷淋系统、精细化设计高效除雾器等；多污染物协同脱除，达到综合治理最佳的效果。
典型规模
该技术能广泛应用于电力、市政、钢铁、有色、建材等行业的燃煤锅炉除尘脱硫脱硝超低排放控制。
应用情况
该技术实施在沈阳热电厂3、4号锅炉烟气除尘、脱硫、脱硝项目等。
典型案例
（一）项目概况
沈阳热电厂始建于1958年，目前建有8台燃煤机组，二期工程2×25MW机组即#3、#4炉，于1983年建成投产。
#3、#4炉烟气除尘、脱硫、脱硝装置于2015年11月建成投运，设备运行正常。
（二）技术指标
项目实施后颗粒物排放浓度≤10mg/Nm3；氮氧化物排放浓度≤50mg/Nm3，SO2排放浓度≤35mg/Nm3，均达到超低排放要求。
（三）投资费用
该项目总投资约8000万元。
（四）运行费用
本燃煤锅炉烟气除尘脱硫脱硝协同治理技术，相较于传统工艺，更加高效节能，能达到多污染物协同高效治理的目的，沈阳热电厂#3、#4炉烟气除尘脱硫脱硝装置运行电耗约3700kWh/h。
200MW燃煤机组超低排放改造方案研究摘要：为确定国内某电厂200MW燃煤机组超低排放的改造方案，对脱硝系统改造方案、脱硫系统改造方案、除尘系统提效改造方案原理研究。
结合烟气脱硫、除尘一体化技术（SPC-给出该机组改造方案。
研究结果表明：从最大程度利用现有设备角度，采用增加备用层催化剂方案可以实现NOx排放浓度≤50mg/Nm3。
高效除尘除雾器投资小，占地空间小，运行阻力低，适合改造工程。
关键词：超低排放；脱硫；脱硝；除尘；引言：本文选取国产200MW级机组作为分析对象，结合目前最新的工艺技术以提高其烟气处理能力，使其达到天然气机组排放标准，可供国内燃煤机组超低排放改造参考。
1概述根据《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》的要求，要求加快现役机组升级改造，重点推进现役燃煤发电机组大气污染物达标排放环保改造，2020前力争现役燃煤发电机组大气污染物排放浓度达到或接近燃机水平，即烟尘排放浓度不大于5mg/Nm3，SO2排放浓度不大于35mg/Nm3，NOx排放浓度不大于50mg/Nm3。
本文以吉林省某电厂3、4号200MW级机组超低排放改造项目为对象，根据目前先进的脱硫、脱硝、除尘工艺技术，提出技术可行、经济合理的烟气处理方案，使现有电厂大气污染物排放浓度达到燃机排放水平要求，可供吉林省现有200MW机组技术改造提供技术参考。
2 电厂现状吉林省某电厂3、4号200MW级机组为2×670t/h煤粉炉配,2×200MW抽汽凝汽式机组，锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的超高压、一次中间再热、自然循环汽包锅炉，2005年底投入运行，为了满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）对于现有机组大气污染物的排放要求，电厂相继对3、4号机组进行了除尘、脱硫及脱硝改造。
2012年进行除尘器改造，电除尘器改为电除尘+布袋除尘的组合方式，除尘器出口粉尘≤30mg/Nm3。
3号机组于2015年11月2日完成脱硝改造投运，4号机组于2015年11月16日完成脱硝改造投运。
超低排放改造中优化氨区的技术措施段宁;吕苗【摘要】在机组超低排放改造中对氨区进行优化,增加了氨气化罐的容量,将原混合式液氨汽化器更换为表面式汽化器,将原来的碳钢氨阀更换为不锈钢氨专用阀门,增加了氨区专用蒸汽管路,达到了长期稳定超低排放的环保要求.【期刊名称】《电力安全技术》【年(卷),期】2018(020)002【总页数】3页(P13-15)【关键词】氨区;气化罐;蒸汽管线;阀门;超低排放【作者】段宁;吕苗【作者单位】山西漳泽电力股份有限公司侯马热电分公司,山西侯马 043008;山西漳泽电力股份有限公司侯马热电分公司,山西侯马 043008【正文语种】中文0 引言某公司2×300 MW燃煤供热空冷凝气式机组，项目于2008年6月获批，2008年11月脱硝系统氨区合同签定，2009年3月取得环评批复，2010年9月浇筑第1罐砼；但在开工建设不久后，该机组因火电市场不景气而被迫转入缓建。
2013年3月该项目全面复工，2014年11月投产。
自机组运行以来，按2008年签订的合同建设的氨区，从容量、氨区的设备、阀门及系统已不能满足日益严格的大气污染物排放标准要求。
1 机组SCR脱硝系统概况该项目的大气污染防治设施，包括脱硝系统合同条款，是在2008年11月遵照GB 13223—2003《火电厂大气污染排放标准》规定的限值所签订的；而机组在2014年11月投产时，执行的标准已提高到GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》。
为此，在建设期间，由上海电气石川岛电站环保工程有限公司对脱硝系统污染防治措施进行了相应优化。
具体措施为：采用选择性催化还原法(SCR)工艺，在空预器前高尘区布置脱硝系统，不设置旁路，单元式配置；每台锅炉配备1套脱硝装置(2台SCR反应器)，还原剂是液氨，保证脱硝效率达到80 %，NOX 排放浓度控制在100 mg/Nm3以下。
2016年2月，该项目通过山西省环保厅竣工环境保护验收。
国产 200MW机组脱硝超低排放改造及系统优化中文摘要：本文详述了某厂国产200MW锅炉脱硝超低排放改造前情况，改造方案及改后使用情况，并通过改造后的冷热态试验，分析了改造效果及不足，并加以改进。
关键词：锅炉；脱硝；直喷；0 引言某厂200MW机组采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，以尿素热解产生氨气制备还原剂。
每台炉设2个SCR反应器，1台热解炉，每台热解炉设3套分配计量装置，3只喷枪。
SCR反应器布置在空预器与省煤器之间的高含尘区域。
在设计煤种、锅炉BMCR工况、处理100%烟气量条件下，脱硝催化剂按照2+1层进行设计（即安装2层，预留1层安装位置），在安装2层催化剂的情况下脱硝效率不小于80％，安装3层催化剂时脱硝效率不小于90％。
SCR设计时，按入口NOx含量为400mg/Nm3，出口NOx含量小于80mg/Nm3；脱硝改造后存在50%负荷以下及高加停运时，烟气温度偏低（低于300℃），脱硝系统投不上的问题。
1改造实施的必要性中国大气污染的程度已相当于世界发达国家五、六十年代污染最严重的时期，世界各国都已注意到大气污染对人类生存的危害，均投入巨额资金对其进行整治。
中国也制定了《中国跨世纪绿色工程计划》对大气污染进行综合治理。
某厂属于京津冀重点大气污染治理地区。
为落实《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划（2014—2020年）的通知》（国办发〔2014〕31号）要求，加快推动能源生产和消费革命，进一步提升煤电高效清洁发展水平，国家发改委下发《煤电节能减排升级与改造行动计划》（2014—2020年）。
根据文件精神，至2020年，东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组改造后污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值：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。
据此要求某厂200MW机组环保设施升级改造是必要的。
为提高项目前瞻性，避免重复投资，提高环保设施运行的经济稳定性，本次改造NOx排放限制不高于40mg/Nm3。
火电厂超低排放改造及脱硫CFD技术应用周青生【摘要】江苏某电厂为响应《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》,须进行超低排放改造.为了满足脱硫脱硝除尘超低排放要求,且针对实际运行情况,须对脱硫脱硝除尘进行综合改造.简述超低排放改造技术路线,然后针对脱硫系统,使用CFD数值模拟方法,对塔内喷淋层进行流场分析,优化完善喷淋布置、导流布置,充分发掘脱硫效率的最大潜力,以较小的投资及较低的能耗实现超低排放要求.【期刊名称】《节能与环保》【年(卷),期】2019(000)005【总页数】2页(P94-95)【关键词】超低排放;喷淋层;CFD【作者】周青生【作者单位】广东华海建设有限公司【正文语种】中文1 改造前设计及运行参数江苏某发电厂660MW燃煤超超临界机组，2009年建设时同时建设烟气脱硝、除尘、脱硫装置。
改造前SCR脱硝系统入口NOx浓度按450mg/Nm3设计，脱硝效率80%，排放浓度≤90mg/Nm3，催化剂按照2+1布置。
改造前运行中，实测入口NOx最高浓度为320mg/Nm3，实测出口NOx平均浓度为67mg/Nm3。
改造前电除尘系统，原设计电除尘出口粉尘浓度≤200mg/Nm3，采用双室五电场。
改造前运行中，实测电除尘出口粉尘平均浓度为36mg/Nm3。
改造前FGD脱硫系统入口SO2浓度按2433mg/Nm3设计，脱硫效率96%，排放浓度≤98 mg/Nm3，采用石灰石湿法烟气脱硫工艺，3层喷淋+2层ALD导流板，液气比为10.97L/m3。
改造前运行中，实测入口SO2最高浓度为1832mg/Nm3，实测出口SO2平均浓度为91mg/Nm3。
2 脱硝及电除尘超低排放改造方案概述脱硝系统改造设计，入口NOx浓度参数按320mg/Nm3设计，设计排放NOx浓度≤50mg/Nm3。
在现有SCR系统2层催化剂的基础上，考虑催化剂的实际衰减，增加1层催化剂，体积90m3，并安装声波吹灰系统。
火力发电厂脱硫超低排放改造技术发布时间：2021-05-13T01:20:17.293Z 来源：《新型城镇化》2021年2期作者：徐啸冬[导读] 随着我国经济的快速发展和人们生活水平的提高，在日常生活中人们更加关注绿色生态和低碳环保，许多火力发电厂也推出脱硫超低排放技术，希望最大程度降低发电过程带来的危害。
达拉特发电厂内蒙古包头市青 014030摘要：随着我国经济的快速发展和人们生活水平的提高，在日常生活中人们更加关注绿色生态和低碳环保，许多火力发电厂也推出脱硫超低排放技术，希望最大程度降低发电过程带来的危害。
本文通过分析脱硫超低排放技术，详细分析该技术的在火力发电厂的实际应用，为现阶段我国脱硫超低排放技术发展提出参考意见。
关键词：脱硫技术；超低排放；火力发电厂；应用引言随着社会及经济快速发展，我国发电产业飞速发展，国民人均收入水平大幅度提升，但是在经济发展过程中消耗大量能源，且能源需求量正不断扩大。
目前，我国绝大多数火力发电厂的原料是煤，而煤在燃烧时会释放大量有害气体，不但降低空气质量，而且对所有人的生命造成威胁，所以在智能电网发展的基础上，我国推出脱硫超低排放技术，并积极地将该技术应用于大多数电厂。
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 [2]，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。
