火电厂烟气超低排放改造
火电厂超低排放烟气CEMS改造措施
1 引言
为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，国家发展和改革委员会、生态环境 部、国家能源局联合制定的《煤电节能减排升级与改造 行动计划（2014～2020年）》规定，到2020年，现役燃 煤发电机组改造后大气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10mg/Nm3、 35mg/Nm3、50mg/Nm3。
Environmental Monitoring
环境监测
火电厂超低排放烟气 CEMS改造措施
刘洪博பைடு நூலகம்
（华能长春热电厂，长春 130216）
摘 要：各重点地区的火电企业兴起环保设施（脱硝、除尘、脱硫等）升级改造热潮。脱硝、除尘、 脱硫等设施改造的同时，必然要求配套的在线CEMS系统也进行升级改造，以满足超低排放测量要求。文章 论述了超低排放CEMS升级改造的注意事项及相应措施。
从探头到分析仪的整条采样管线的铺设应采用桥架 或 穿管 等方 式，保证 整 条 管 线 具 有良 好的支 撑。管 线 倾 斜度≥5°，防止管线内积水，在每隔4～5m处装线卡箍。 5.2.3 预处理系统
预处理系统是对样品气进行处理的环节，既将样气 的条件处理为符合分析仪的分析条件的样品气，同时避 免样品成分及浓度失真，预处理系统功能包括除尘、降温、 流量调节、采样控制等，所有预处理集成在一面机柜中。
3 燃煤锅炉超低排放改造项目
某企业2×350MW燃煤机组烟气脱硫系统采用石
灰石-石膏湿法脱硫、一炉一塔脱硫装置，不设烟气换 热器（GGH），脱硫效率大于95％。电除尘采用双室四 电场静电除尘器，除尘器设计效率不小于99.8%。脱硝 设备采用选择性催化还原法SCR脱硝，单炉体双高灰型 SCR结构体布置，不设旁路，SCR烟气脱硝系统的还原 剂采用氨，催化剂初始按“1＋2”模式布置，布置一层 催化剂条件下脱硝效率不小于50%。
电厂燃煤机组烟气超低排放改造技术路线之：除尘改造
电厂燃煤机组烟气超低排放改造技术路线之：除尘改造超低排放烟尘排放浓度需要达到10mg/m3的排放限值，而且很多地区提倡按5mgm3的排放限值进行设计改造，这对部分电厂的除尘改造造成很大压力。
目前应用较多也是较为成熟的除尘超低排放改造技术路线有：脱硫除尘一体化技术；加装湿式电除尘。
脱硫除尘一体化技术即通过对干除进行改造，并且对脱硫塔进行改造来协同脱除烟尘的技术。
一体化技术主要的核心设备为高效除尘除雾装置。
高效除尘除雾装置对脱硫入口烟尘浓度有一定的要求，所以要保证干式除尘器的出口烟尘浓度较低，而且低负荷时，由于烟气量较小，吸收塔内流速较低，高效除尘除雾装置的效果会有所下降。
若采用湿式电除尘技术，电除尘器改造工作量可适当减少。
按干除出口不大于30mg/m3考虑，经过脱硫塔可降到小于20mg/m3，最后通过湿式电除尘器，湿除出口可保证烟尘小于5mg/m3。
但湿除需要冲洗（虽然现在玻璃钢阳极板的湿除立式、卧式技术均已成熟，但是每小时还是会有1~2t的排水进入脱硫地坑），导致脱硫吸收塔水平衡的控制是个运行难点。
1干除为布袋或电袋除尘器若电厂机组干除为布袋或电袋除尘器，则改造方案相对简单。
由于一般的布袋除尘器布袋材质为：纤维材质PTFE+PPS混纺且PTFE比例不小于50%，除尘器出口可保证烟尘浓度小于30mg/m3。
1.1烟尘执行5mg/m3的排放限值时，有两种路线：（1）将布袋改为精滤袋，精滤袋材质为超细PPS+PTFE混纺+PTFE 覆膜，除尘器出口可保证烟尘浓度小于20mg/m3甚至更低，脱硫系统针对脱硫塔的除尘效果相应的做一些改造，如新增托盘与喷淋层等、并且除雾器改为高效除尘除雾装置，可保证脱硫出口烟尘达到5mg/m3的排放限值。
（2）不对干除进行改造，除尘器出口可保证烟尘浓度小于30mg/m3，脱硫也不需要针对脱硫塔的除尘效果进行改造，一般脱硫可保证40%左右及以上的除尘效率，即脱硫出口烟尘浓度可保证小于20mg/m3，最终在脱硫塔出口加装湿式电除尘器，可保证烟尘达到5mg/m3的排放限值。
火电厂烟气脱硫系统超低排放改造实践
火电厂烟气脱硫系统超低排放改造实践摘要：为了降低燃煤锅炉烟气排放物中的含量，实现高效、清洁的煤燃烧和发电技术，大多数燃煤电厂都安装了烟气脱硫设施。
本文针对某热电厂350MW机组烟气脱硫系统，为达到国家超低排放标准，对烟气系统、石灰石系统、吸收系统等系统完成了升级改造。
经运行实践证明，通过改造机组实现了超低排放，并且提高了企业的经济效益。
关键词：烟气脱硫；超低排放；改造；效果分析；火电厂1 引言我国的电力生产模式仍然是以煤电为主，这在总的电力生产结构中占近70%的比重，属于严重依赖煤炭发电的结构类型，这种发电模式需要解决的重大技术问题是：提高生产效率，提升生产质量以及控制以二氧化硫为主的污染物的排放。
这就要求火电厂在发电过程中，要做好二氧化硫排放的控制工作，在保障正常电力生产的同时，确保二氧化硫污染物的更少排放，减轻环境压力。
本文分析了某热电公司4号机组脱硫系统存在的问题，给出了脱硫设备超低排放改造的具体工作内容，并给出了改造后的效果分析。
2 某热电厂脱硫控制系统介绍该热电厂二期为1×350MW机组。
该机组汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂有限公司制造的亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、调整抽汽（采暖）、不可调整抽汽（工业）湿冷凝汽式汽轮机。
锅炉采用哈尔滨锅炉厂有限公司制造的亚临界、自然循环、单炉膛平衡通风、固态干式排渣、全钢构架的∏型汽包炉，锅炉最大连续出力 1165t/h，锅炉允许最低稳燃负荷（不投油）35% B-MCR。
机组采用的是石灰石—石膏湿法脱硫系统。
系统布置遵循一炉一塔制，布置，工艺系统构成包括烟气系统、石灰石浆液制备系统、吸收系统、工业水系统、压缩空气系统、石膏脱水系统等。
控制系统采用由GE能源集团推出的XDPS-400e系统。
3 超低排放改造工程原则性方案国家发改委、环境保护部、国家能源局联合下发的“发改能源[2014]2093号关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020 年）》的通知”要求，燃煤机组大气污染物排放物浓度达到燃机排放标准（即在基准氧含量6%的条件下，以下同，烟尘、二氧化硫排放浓度分别不高于10、35mg/m）。
燃煤电厂烟气超低排放改造及运行总结
燃煤电厂烟气超低排放改造及运行总结摘要：中国是燃煤大国，燃煤电厂所占比例较大。
目前燃煤电厂在污染物治理上一般都配置有脱硝系统、除尘系统和脱硫系统。
随着国家环保标准的进一步提高，按照常规配置的这些系统很难达到现行的国家标准，对此，燃煤电厂开展了一系列污染物治理工作。
关键词：燃煤电厂;超低排放;改造;引言燃煤电厂生产运行过程中会产生大量烟气，对环境空气造成污染，所以开展烟气协同治理很有必要，符合环保理念的首要条件。
近几年国家更加重视环保，燃煤电厂必须要遵循环保管理相关要求，积极开展烟气协同治理工作，既要取得良好环保成效，也要促进产业结构优化升级。
烟气中的主要污染物SO2、NOx、烟尘等含量和产业技术水平有很大的关系，以往由于技术落后等问题，烟气协同治理效果不佳，产业结构比较落后。
通过不断引入新工艺、新技术，有效解决所面临的问题，有助于改善烟气协同治理效果，最后促进燃煤电厂可持续发展。
如果烟气问题得不到解决，势必会对发展会产生影响，所以要重视烟气协同治理，兼顾经济效益和环保效益，保证长远发展。
因此燃煤电厂烟气协同治理具有重要意义。
1技术路线的选择燃煤电厂烟尘超低排放技术路线的选择，既要考虑一次性投资，也要考虑长期的运行费用；既要考虑投入，也要考虑节能减排的产出效益；既要考虑技术的先进性，也要考虑其运行可靠性；既要考虑超低排放的长期稳定性，也要考虑故障时运行维护的方便性；既要立足现在，也要兼顾长远。
超低排放技术应用应充分考虑电厂的实际情况，“因地制宜、因煤制宜、因炉制宜”，必要时可采取“一炉一策”，同时还应统筹考虑各污染控制设备之间的协同处理作用。
2新技术的优越性分析和方案确定2.1SO2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SO2排放浓度35mg/Nm3)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SO2排放浓度50mg/Nm3)，但随着FGD入口SO2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。
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。
火力发电厂烟气超低排放改造工程施工管理
火力发电厂烟气超低排放改造工程施工管理摘要：为全面落实“节约、清洁、安全”的能源战略方针，国务院常务会议决定在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造。
但烟气超低排放改造工程通常集中在电厂原有建筑红线内，场地狭小、工作面窄、任务量大、工期紧，并且多专业交叉作业，这给施工安全、质量、进度等方面带来了一定难度。
本人参建的华电齐齐哈尔热电厂烟气超低排放改造工程顺利按期完成，现就施工中所采取的有效措施和组织重点进行总结与同行业分享。
关键词：火力发电超低排放施工管理1工程概况华电齐热电厂为2×300MW机组，本次对脱硫、脱硝、除雾除尘设施进行烟气超低排放改造。
主要工作内容为增压风机、引风机基础改造，新建径流式除尘器基础；吸收塔区域混凝土框架及轻钢维护结构拆除与新建。
吸收塔本体整体抬高，烟道、径流式除尘器钢结构配置及吊装。
施工工期为50天。
2安全管理2.1 高处坠落和物体打击防治超低排改造工程首先进行拆除工作。
建筑专业的外墙板、混凝土框架梁柱拆除，安装专业的保温岩棉、钢烟道拆除均有高处坠落和物体打击的危险。
针对此种情况，应对施工人员及班组长做好安全交底工作。
强调高处作业安全带、安全帽、防坠器的重要性；高处作业人员随身工器具要把持牢固，拆除后的杂物、废料要码放整齐不得临边堆放，废料及时吊运清理不得从高处直接抛下。
临边及孔洞要使用硬质围栏、盖板防护，悬挂好警示标志，夜间悬挂警示灯。
拆除项目做好施工计划，各专业明确拆除顺序，预留好施工通道。
雨天进行高处作业时要采取可靠的防滑措施，遇有大风天要检查屋面及吸收塔周边的墙板是否清理干净，防止大风刮起后坠落伤人。
2.2 火灾事故防治近年来，脱硫塔改造过程中频繁发生火灾事故，造成重大的人员和财产损失。
究其原因是脱硫系统管道，设备及烟道在进行玻璃鳞片树脂涂料防腐时，区域内违章动火作业，产生火花及明火作业等，因防火措施不到位，造成玻璃鳞片涂料引发火灾事故。
一定要引起重视，施工区域必须采取严密的全封闭式隔离措施，施工区域10m范围及其上下空间内严禁出现明火或火花。
火电厂超低排放改造技术路线探讨
火电厂超低排放改造技术路线探讨火电厂超低排放改造技术路线探讨为了应对全球气候变化和环境污染的挑战，火电厂超低排放改造成为了当今一个重要的议题。
本文将探讨火电厂超低排放改造的技术路线，以期实现环保和可持续发展的目标。
一、背景和意义火电厂作为目前主要的电力供应方式之一，在生产过程中产生了大量的污染物，例如二氧化硫、氮氧化物和颗粒物等。
这些污染物不仅对大气环境造成重大的危害，还会对人们的健康产生不良影响。
因此，对火电厂进行超低排放改造，不仅能显著减少污染物的排放，提高空气质量，还能促进能源清洁化和可持续发展。
二、超低排放改造技术路线探讨1. 锅炉燃烧技术改造火电厂超低排放改造的重要一环是改善锅炉燃烧技术。
采用先进的燃烧技术，如煤粉燃烧技术、燃煤沸石化技术和煤粉燃烧风分布优化技术等，可以提高燃烧效率，减少二氧化硫和氮氧化物的排放。
2. 烟气脱硫技术改造对于排放的二氧化硫，火电厂可以采用烟气脱硫技术进行治理。
烟气脱硫采用吸收剂吸收二氧化硫，进而达到减少二氧化硫排放的目的。
常用的烟气脱硫技术包括湿法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和干法烟气脱硫等。
3. 烟气脱硝技术改造烟气脱硝是减少氮氧化物排放的关键环节。
常见的烟气脱硝技术包括选择性催化还原脱硝技术、选择性非催化还原脱硝技术和催化氧化脱硝技术。
这些技术可以有效地降低火电厂烟气中氮氧化物的浓度，达到超低排放的要求。
4. 灰渣处理技术改造火电厂燃烧煤炭会产生大量的灰渣，其中包含大量的颗粒物和有害物质。
灰渣处理技术改造是确保火电厂超低排放的重要环节。
采用先进的灰渣处理技术，如湿法和干法集尘技术、脱硫石膏综合利用技术和气固分离技术等，能够减少颗粒物和有害物质的排放，同时实现资源的综合利用。
三、技术路线的选择与应用在火电厂超低排放改造过程中，选择适合的技术路线十分重要。
不同的火电厂具有不同的条件和特点，因此需要根据实际情况选择合适的技术路线。
同时，在技术路线的应用上，需要注重技术的可行性和经济性。
某燃煤电厂烟气超低排放改造工程案例
收稿日期：2022-10-10作者简介：李健（1973-），女，毕业于西安交通大学，高级工程师，从事工程项目设计管理工作，。
安徽化工ANHUI CHEMICAL INDUSTRYVol.49，No.3Jun.2023第49卷，第3期2023年6月某燃煤电厂烟气超低排放改造工程案例李健（中国石油化工股份有限公司安庆分公司，安徽安庆246002）摘要：随着国内环保要求的不断提高，某燃煤电厂锅炉污染物排放标准已不符合《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的新要求，因而对其烟气脱硝、脱硫、除尘单元实施超低排放改造。
介绍了燃煤锅炉基本运行现状和存在的问题，研究分析了工程方案的改造原则、技术路线选择和实施效果。
实施改造后，烟气净化单元脱硫、脱硝、除尘效率高，NO x 、SO 2、烟尘污染物排放浓度达到并优于超低排放限值要求，环保效益显著。
关键词：燃煤电厂；超低排放；SCR 脱硝；脱硫协同除尘doi ：10.3969/j.issn.1008-553X.2023.03.028中图分类号：X701文献标识码：B文章编号：1008-553X （2023）03-0123-05随着经济快速发展和技术不断进步，国家对环境保护和污染治理的要求不断提升，2015年12月11日，国家环境保护部、发展改革委、能源局联合印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求“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10mg/m 3、35mg/m 3、50mg/m 3）”。
为响应国家燃煤电厂超低排放行动，某燃煤电厂在原有脱硫、脱硝、除尘设施上，采用先进且适用的工艺技术对4台锅炉进行超低排放改造，以满足日益严格的环保要求，履行企业污染物减排的环保责任。
1现状概述某燃煤电厂建设规模为3×50MW 抽凝式汽轮发电机组，4台总蒸发能力1670t/h 高温高压燃煤锅炉（编号3#~6#锅炉），蒸发能力分别为220t/h 、410t/h 、630t/h 、410t/h ，承担向全厂生产装置供电、供汽任务。
火电厂烟气超低排放改造工程标准化安全管理及创新实践
火电厂烟气超低排放改造工程标准化安全管理及创新实践文/国电浙江北仑第一发电有限公司 王远铠国务院在2014年9月10日发布了《大气污染防治行动计划》，要求长三角区域到2017年细颗粒物浓度下降20%，燃煤机组达到燃气机组的排放标准。
北仑发电厂七台机组的超低排放改造工程与2014年12月逐台开始进行设计、施工，对原有的脱硫、脱硝系统进行升级改造，达到新的大气污染物排放新标准的要求。
存在的主要安全问题困扰改造工程的的主要风险之一是工期紧，改造工程往往结合机组大小修展开，为了不影响机组停复役时间，影响发电量，整个改造工程工期非常紧凑，再加上恶劣天气影响等，基本处于抢工期状态。
危险作业项目比较多，比如脱硫系统内存在大量密闭容器和有限空间，如烟气GGH换热器、湿式电除尘、吸收塔、事故浆液箱等，极易发生易燃易爆事件。
外包管理难度大，主要有以下几个问题：检修作业的工作性质及用工成本的上升决定了部分外包队伍的整体素质偏低。
由于脱硫专业的特殊性，存在较多的交叉作业，立体面的交叉作业存在较大的安全隐患。
各施工单位出于经济效益的考虑，往往在工作开始的前几天才将大批工作人员派驻到现场，有些专业人员一般也是随用随派，留给安全培训的时间很少。
这样就进一步增加了安全管理人员工作的难度，安全培训难度也相应增大，效果大打折扣。
全国多台机组共同上马，导致设备供货、设计、调试等都存在一系列问题，间接影响改造施工的现场安全。
烟气超低排放改造工程的全过程标准化管理根据国电集团公司火电厂现场安全文明生产标准化规范、检修标准化作业规范的要求和管理理念，在超低排放改造中，将标准化管理的理念融入到项目管理，通过实施全过程的规范化、标准化管理模式，给改造工程带来了全新的管理效果，确保了项目改造的安全、高效、顺利完成。
超低排放改造工程标准化管理属于火电企业机组检修管理的范畴，是一项复杂的系统工程。
规范化、标准化的改造前期准备管理是改造项目成功的基础。
燃煤电厂烟气超低排放改造及运行优化
燃煤电厂烟气超低排放改造及运行优化摘要：燃煤电厂过去粗放式的管理和发展方式逐渐被摒弃，取而代之的是更加集约化，标准化的生产方式，因而燃煤电厂的脱硫系统改造成为企业越发关注的问题。
全国各地都在不断发展火力发电厂的超低，零排放转化。
由于超低转化的发展，火力发电厂的排放限值越来越低。
不同地区的煤种特征不同。
发电厂中使用的实际煤炭与优质煤炭之间存在很大差异。
它在节约能源消耗和环境绩效方面是否适应相关的超低现代化技术。
关键词：燃煤电厂；烟气超低排放；改造，运行优化前言：环境污染一直以来都是我国所面临的巨大环境问题之一，对生态对生活都生产不可逆的负面影响，是急需解决和控制的主要污染之一。
煤是我国的主体能源，使用量极大，也是造成空气污染的主要对象，对煤燃烧排放进行严格管控，能够有效的减轻空气污染程度，有效的促进绿色环保进程的推进。
1、我国燃煤电厂烟气超低排放技术现状现在世界发展的主题：节能与环保，是当人们意识到环境问题的重要性后，社会发展的必然选择和最终趋势。
在大力发展电能的同时兼顾污染物控制技术和超低排放技术，既是对周围住户的负责也是对社会对自然的负责。
随着我国生产结构的进一步转变，能源结构的进一步调整，节能减排政策的提出也是顺应了历史潮流和发展趋势，在政策的指导下，我国的燃煤电厂也纷纷开展烟气超低排放技术的研究和开发。
在燃煤电厂烟气超低排放技术的发展过程中，超低排放技术在火电厂中全面实施。
传统的技术劣势势必会导致污染物的排放受到影响。
一方面，燃煤电厂的生产效率低下，这就使得在满足同样用户需求的条件下需要更多的燃煤资源投入，从而引起了更多杂质的侵入，这就造成了污染物排放控制更加困难，也对污染物排放控制技术要求更高。
我国在进入了产业结构转变和能源结构调整的新政策后，需要所有的相关技术人员更加深入的研究燃煤电厂烟气超低排放技术，控制污染物的排放，实现废物循环利用，并提高能源利用率，提高工作效率，保护环境，承担起更多的社会责任。
火电厂超低排放改造的技术与经济效益分析
火电厂超低排放改造的技术与经济效益分析发布时间：2021-12-15T07:47:34.156Z 来源：《科学与技术》2021年6月(中)17期作者：奚于超阴俊丽[导读] 火电厂的污染物排放会造成非常严重的环境污染，需要对火电厂的系统和设备进行超低排放改造，在超低排放改造中要重点对火电厂的脱硝系统、脱硫系统和除尘系统进行改造奚于超阴俊丽陕西能源赵石畔煤电有限公司陕西省榆林市 719100摘要：火电厂的污染物排放会造成非常严重的环境污染，需要对火电厂的系统和设备进行超低排放改造，在超低排放改造中要重点对火电厂的脱硝系统、脱硫系统和除尘系统进行改造。
经过改造和分析，发现改造后的火电厂减少了排污的费用，但是增加了运行的费用，总体来说，火电厂在改造后需要花费更多的费用。
关键词：火电厂；超低排放；改造技术；经济效益前言：火力发电厂在发电的过程中需要多个系统共同作用，污染物排放量较大的系统有脱硝系统、脱硫系统和除尘系统。
负责提供能量的是燃烧供给系统，系统的关键是锅炉，能够持续提供热能；负责电力生产的是发电系统，可以在发电设备的作用下对动能进行转化；负责系统调控的是控制系统等，能够对其他系统的运行进行控制和调整。
1火电厂超低排放改造存在的问题（1）技术和设备落后：火电厂在进行超低排放改造的时候缺少先进技术和先进设备的支持，火电厂的很多设备都是从国外进口的，设备的进口成本非常高，而且国外的设备在某些方面并不符合我国火电厂的实际情况，导致设备的运行效率较低，超低排放的效果也比较差。
我国火电厂的超低排放改造技术需要不断发展，很多超低排放的设备还需要不断优化和改善[1]。
（2）创新能力不足：缺少自主创新能力是技术和设备落后的主要原因，国内的技术和设备的研发与优化并不能满足火电厂超低排放的发展需求，技术人员和研发人员缺少自主创新的能力，在技术方面、设备方面、产业链方面都有非常多的问题。
（3）资金和场地有限:火电厂还存在资金短缺和场地有限的问题，火电厂效率低、能耗大和污染严重的情况与设备老化有很大关系，很多设备经过长时间的运行都出现了不同程度的问题，需要对设备进行改造或更换，但是资金短缺使火电厂无法引入先进的设备，场地有限使火电厂无法顺利完成改造工作。
中国大唐集团公司燃煤电厂烟气污染物超低排放技术改造指导意见
附件中国大唐集团公司燃煤电厂烟气污染物超低排放技术改造指导意见第一章总则第一条为落实国家《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》和《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的要求，进一步规范集团公司环保改造工作管理，指导企业确定烟气污染物超低排放改造技术方案，确保发电机组安全、稳定、经济、环保运行，特制定本指导意见。
第二条本指导意见适用于集团公司单机容量30万千瓦及以上燃煤发电机组超低排放环保改造工程，其它燃煤发电机组可参照本指导意见执行。
第二章改造原则第三条发电企业按照“东部地区2017年、中部地区2018年、西部地区2020年”实现超低排放的目标制定合理改造计划。
同时需结合企业自身发展需要，合理制定烟气污染物排放目标。
超低排放技术改造实施后，大气污染物排放浓度应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、50mg/m3）。
地方政府有更严格的排放限值要求时，应执行地方排放要求。
第四条实施超低排放改造的企业，应对现有环保设施进行充分诊断，结合环保设施实际运行情况、现场条件和新排放要求，考虑一定的处理裕量，经技术经济比较后制定改造方案。
第五条改造方案应统筹考虑低氮燃烧器、脱硝、除尘、脱硫、烟囱等设施的相互影响，充分发挥各环保设施对污染物的协同脱除能力，在满足烟气污染物达标排放的同时，实现环保设施经济高效运行。
第六条超低排放改造应充分挖掘管理减排的潜力，优先考虑加强燃煤管理、加强设备日常检修维护等方式，保证设备达设计值运行。
对脱硝催化剂应进行定期检测和寿命管理，保证达到设计脱硝效率。
第三章超低排放改造技术路线第七条超低排放改造技术主要包括：低氮燃烧器、烟气脱硝装置、烟气冷却器、除尘器、湿法烟气脱硫装置、湿式电除尘器、烟气再热器等。
第八条氮氧化物排放控制技术路线（一）氮氧化物控制技术主要包括低氮燃烧技术、SCR烟气脱硝技术和SNCR烟气脱硝技术。
火电厂超低排放标准
火电厂超低排放标准
火电厂是我国主要的发电方式之一，但同时也是重要的大气污染源之一。
为了减少火电厂对环境的污染，我国提出了火电厂超低排放标准，以推动火电厂的清洁生产，保护环境。
首先，火电厂超低排放标准要求火电厂对烟气中的污染物进行严格控制。
烟气中的二氧化硫、氮氧化物、颗粒物等污染物排放浓度都必须达到国家规定的超低标准，以减少对大气环境的影响。
为了实现这一目标，火电厂需要进行设备改造，采用先进的脱硫、脱硝、除尘等技术，确保烟气中的污染物排放量大大降低。
其次，火电厂超低排放标准还要求火电厂对煤炭的选择和利用进行优化。
采用高品质的低硫煤和高效燃烧技术，可以减少燃烧过程中产生的污染物，降低烟气中的污染物排放量。
此外，火电厂还可以采用生物质能、天然气等清洁能源替代传统的煤炭，以降低火电厂的排放量，实现清洁生产。
另外，火电厂超低排放标准还要求火电厂加强对污染物排放的监测和管理。
建立完善的监测系统，对火电厂的污染物排放进行实时监测，及时发现和处理异常情况，确保排放达标。
同时，加强对
火电厂的管理，建立健全的环保责任制度，推动火电厂全面实施超低排放标准，确保环境保护目标的实现。
总的来说，火电厂超低排放标准是我国环保政策的重要举措，对于减少火电厂对环境的污染，保护大气环境具有重要意义。
通过严格控制烟气中的污染物排放、优化煤炭选择和利用、加强排放监测和管理等措施，可以有效降低火电厂的排放量，实现清洁生产，推动环保工作向更高水平迈进。
希望各地火电厂能够认真贯彻落实超低排放标准，为保护环境作出积极贡献。
火电厂超低排放改造
火电厂超低排放改造1、工程背景火电厂的超低排放主要目的是为了使燃煤发电机组的主要污染排放指标达到天然气燃气轮机发电机组的标准。
经过对现役机组的改造，使电厂排放的烟尘、二氧化硫、氮氧化物达到清洁排放的要求。
随着改造技术的成熟，环境保护部、国家发展和改革委员会、国家能源局联合发布了关于印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知（环发[2015]164号文），要求到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）。
在上述背景下，大部分火电厂在2016年开始进行超低排放改造。
本文以某电厂为工程实例，简要阐述目前火电厂超低排放改造的主流技术。
2、以某电厂为例，脱硝、脱硫、除尘系统改造前的状况2.1、脱硝系统采用选择性催化脱硝法（SCR）催化剂室布置在尾部烟道中锅炉省煤器后、空气预热器前的位置。
脱硝系统催化剂层数按“2+1”设计，已运行2层催化剂。
2.2、脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫法（1）1#、2#机组烟气脱硫采用1炉1塔方案，锅炉来的原烟气由主烟道引出，进入烟气换热器（简称GGH）、吸收塔进行脱硫，处理后的烟气经塔顶除雾器除去液滴后，返回至GGH进行加热，最后烟气通过烟囱排入大气。
（2）烟气脱硫吸收塔采用逆流喷雾塔，将装有氧化空气管道的浆液池直接布置在吸收塔中部，塔体上部设置三层喷淋层。
（3）石灰石制浆系统采用粒径小于20mm的石灰石块，经湿式球磨机直接制成浓度为25%的石灰石浆液。
（4）石膏脱水系统采用石膏旋流站一级脱水，真空皮带脱水机二级脱水，脱水后石膏落入石膏库内堆存，通过汽车外运出厂。
（6）废水处理系统采用中和、絮凝、沉淀、脱水方式处理。
（6）除尘系统采用过滤式除尘法（即布袋除尘器）目前，1#、2#机组的布袋除尘装置除尘效率为99.9%，在没有布袋破损的运行工况下除尘器出口粉尘浓度小于30mg/Nm3。
燃煤电厂烟气超低排放改造及运行总结
中国氯碱China Chlor-AlkaliNo.2 Feb.,202136第2期2021年2月燃煤电厂烟气超低排放改造及运行总结张增利，操斌，刘天福(新疆天业集团有限公司，新疆石河子832000)摘要：从改造技术的可靠性、运行成本、一次性投资、现有区域等方面综合考虑，找出燃煤电厂烟气污染物达到国家超低排放标准的方法。
关键词：燃煤电厂；超低排放；技术路线；改造中图分类号：X781.2文献标识码：B文章编号:1009-1785(2021)02-0036-02Transformation and operation summary of ultra-low emission offlue gas in coal-fired power plantZHANG Zeng—li,CA0Bin,LIU Tian-Ju(Xinjiang Tianye Group Co.,Ltd.,Shihezi832000,China)Abstract:From the reliability of technical transformation,operation cost,one-time investment,existing areas and other aspects of comprehensive consideration,find out the method of coal-fired power plant flue gas pollutants to meet the national ultra-low emission standards.Key words：coal fired power plant;ultra low emission;technical route;transformation中国是燃煤大国，燃煤电厂所占比例较大。
目前燃煤电厂在污染物治理上一般都配置有脱硝系统、除尘系统和脱硫系统。
600MW火电燃煤机组超低排放改造
600MW火电燃煤机组超低排放改造1 绪论1.1 超低排放的概念超低排放，是指火电厂燃煤锅炉在发电运行、末端治理等过程中，采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术，使其大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值，即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度(基准含氧量6%)分别不超过10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，比《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中规定的燃煤锅炉重点地区特别排放限值分别下降50%、30%和50%，是燃煤发电机组清洁生产水平的新标杆[1]。
1.2 论文研究背景及意义传统的燃煤电厂历来被视为大气污染物的主要来源，是国家环保监管的重点。
随着国家对环境保护的高度重视，实施烟气超低排放改造既满足了国家日趋严格的环保标准的需要，又是国有企业保证环境质量、保护公众健康的社会责任;是创新传统燃煤发电发展方式，也是发电企业拓展燃煤发电产业的新思路;有助于推广先进的高效协同污染物控制技术，推进环保产业链的发展。
2 改造内容乐清电厂一期2×600MW燃煤机组同步配套建有SCR脱硝系统及石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统，目前机组运行稳定。
本改造工程只对乐清一期实施超低排放改造，对现有的除尘、脱硫、脱硝系统进行提效，采用高效协同脱除技术，使机组烟气的主要污染物(烟尘、二氧化硫、氮氧化物)排放浓度达到燃气轮机组排放控制水平(烟尘5mg/Nm3，二氧化硫35mg/Nm3，氮氧化物50mg/Nm3)，实现烟气超低排放。
3 改造方案3.1 脱硝系统提效3.1.1 原有SCR脱硝系统简介乐清一期机组采用上海锅炉厂超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，已安装低NOx燃烧器。
原一期机组烟气脱硝改造采用美国巴威公司的选择性催化还原(SCR)技术。
烟气从省煤器引出，一台炉配置两个反应器，经过脱硝后，烟气接入空预器。
配有烟气系统、SCR反应器吹灰系统、氨空气混合及喷射系统等。
系统设计脱硝效率为70%。
火电厂超低排放技术需要注意的几点
火电厂超低排放技术需要注意的几点关键词：超低排放脱硫除尘简单介绍火电厂超低排放技术需要注意的几点：一、目前烟气超低排放的形式2015年12月2日召开的国务院常务会议决定，在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰、关停，东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。
对超低排放和节能改造要加大政策激励，改造投入以企业为主。
对于超低排放，目前国内比较普遍的概念是指，燃煤电厂的污染物排放标准基本达到GB13223—2011标准中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、50mg/m3)，尤其东部近城市重要地区要求排放烟尘要低于5mg/m3，这就对超低排放提出了更严格的要求，也对我们运行人员的技术素质提出了更高的标准。
二、脱硫超低排放的新技术1、脱硫除尘一体化技术。
单塔一体化脱硫除尘深度净化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/m3、烟尘5mg/m3的超净排放要求。
脱硫除尘一体化装置是旋汇耦合装置、高效节能喷淋装置、管束式除尘装置三套系统优化结合的一体化设备，应用于湿法脱硫塔二氧化硫去除。
2、单塔双分区高效脱硫除尘技术。
使用一个吸收塔，浆液采用双分区浆液池设计，将浆液池分隔成上下两层(上层低PH值区和下层高PH值区)，上层主要负责氧化，下层主要负责吸收，同时通过安装提效环、喷淋层加层、多孔分布器等措施明显提高脱硫效果，并在原烟道处设置喷雾除尘系统可以有效提高除尘效果。
3、双托盘技术。
双托盘脱硫系统在原有单层托盘的基础上新增一层合金托盘，双托盘比单托盘多了一层液膜，气液相交换更为充分，从而起到脱硫增效的作用。
该技术在脱硫效率高于98%或煤种高含硫量时优势更为明显。
火力发电厂超低排放改造低低温省煤器
火力发电厂超低排放改造低低温省煤器（MGGH）1、概述：我国火电厂大气污染物排放要求的提高，必将促进环保治理技术不断创新和进步。
低低温省煤器(MGGH)系统是在借鉴国外先进技术的基础上，结合我国燃煤电厂实际情况进行创新开发的一种适合我国国情的环保治理新技术和新工艺。
应用低低温省煤器(MGGH)系统与电除尘技术结合形成的低低温电除尘技术，将电除尘器入口烟气温度降至酸露点温度以下，在大幅提高除尘效率的同时可以高效捕集SO3 ，保证燃煤电厂满足低排放要求，并有效减少PM2.5 排放。
而且低低温省煤系统还可以将回收的热量加以利用，具有较好的节能效果。
且通过将低低温省煤器(MGGH)系统降温段回收烟气余热，将热量利用于脱硫岛出口的烟气加热器，将脱硫出口净烟气温度抬升至安全温度以上，以减轻“石膏雨”现场，并降低烟囱防腐维护费用。
山西中源科扬节能服务有限公司是国家备案的节能服务公司，长期致力于烟气余热回收利用领域的技术研发及推广，拥有最先进的烟气余热回收利用技术，可以为客户提供最佳的余热回收利用方案，是集软件、硬件与服务为一体的综合服务商。
国内多个燃煤电厂低低温省煤器(MGGH)系统的成功投运证明，这一技术可以很好地满足最严格的排放标准要求，具有显著的经济效益和广阔的市场前景。
低低温省煤器系统与电除尘器系统的结合，不但扩大了省煤器及电除尘器的适用范围，而且为实现节能减排开辟了一条新路径。
2、低低温省煤器(MGGH)系统介绍低低温省煤器(MGGH)系统是一个闭式循环系统,主要由布置于电除尘器前的冷却器和布置于脱硫塔后的烟气加热器，配套热媒水辅助加热器、循环水泵、补水系统、热媒体膨胀罐、清灰装置、加药装置以及其它辅助系统组成。
冷却器和烟气加热器间的中间传热媒介为除盐水，该系统设置一个补水箱和补水泵，除盐水水源自带压力进入补水箱，通过补水泵进入MGGH闭式循环管路系统，直至充满整个系统，待热媒水膨胀罐达到一定液位时，启动热媒水循环泵，热媒水经循环泵升压后进入烟气冷却器回收烟气余热，加热后的除盐水进入烟气烟气加热器加热脱硫后的低温烟气，经烟气烟气加热器冷却后的除盐水回水到介质热媒水循环泵入口。
火电厂烟气超低排放改造
火电厂烟气超低排放改造摘要：利用相应的技术对电厂排放的烟气污染物进行脱硫脱硝处理，从而有效降低火电厂排放的烟气对大气环境造成的污染程度，是燃煤电厂达到相对节能环保的生产目标必须要做的事。
本文对电厂烟气超低排放改造全面介绍，希望为我国燃煤电厂发展提供相应的帮助作用。
关键词：电厂；烟气；脱硫脱硝技术；应用研究1超低排放改造的必要性分析为贯彻落实环境保护部、国家发展改革委、国家能源局要求，进一步提升煤电高效清洁发展水平，持续改善新疆地区大气环境质量，全面推进燃煤电厂超低排放和节能改造。
该工作方案中明确了超低排放改造目标：全疆单机30万千瓦及以上的燃煤发电机组，以及各大气联防联控区及环境同治区域内10万千瓦及以上的自备燃煤发电机组，全面实施超低排放和烟气脱硝全工况运行。
完成超低排放改造的机组，在基准含氧量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米。
2改造主要技术原则和技术路线本次环保改造的总体目标：排放指标达到粉尘≤10mg/Nm3、SO2≤35mg/Nm3、NOX≤50mg/Nm3。
本项目可行性研究阶段估算静态投资为13800万元，本工程的建设和运行不会对当地的生产和生活产生不利影响。
相反，该项目的实施有助于改善当地排放水平，减少环境污染，对当地的经济发展和社会和谐稳定具有促进作用，具有良好的经济合理性和社会适应性。
（1）除尘改造：机组除尘器提效改造+脱硫装置除尘提效，使排放指标满足改造目标要求；（2）脱硫改造：改造成一炉一塔，新增1套脱硫塔及原有脱硫塔增效，取消了脱硫增压风机，与锅炉引风机合并设置，并优化脱硫系统烟道布置。
（3）脱硝改造方案；在原催化剂预留层处增设蜂窝式催化剂。
（4）全负荷脱硝；锅炉实际最低稳燃负荷下，可不做改造。
机组负荷30%时，通过调整机组运行措施或通过烟气侧改造提高脱硝装置入口烟温，实现全负荷脱硝。
3除尘超低排放技术路线目前，烟尘超低排放实际上是指烟气中颗粒物的超低排放，排放烟气中不仅包括烟尘，而且包括湿法脱硫过程中产生的次生颗粒物。
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火电厂烟气超低排放改造
发表时间：2019-09-19T16:55:23.307Z 来源：《当代电力文化》2019年第8期作者：王昌军
[导读] 对电厂烟气超低排放改造全面介绍，希望为我国燃煤电厂发展提供相应的帮助作用。
徐矿集团新疆阿克苏热电有限公司新疆阿克苏 843000
摘要：利用相应的技术对电厂排放的烟气污染物进行脱硫脱硝处理，从而有效降低火电厂排放的烟气对大气环境造成的污染程度，是燃煤电厂达到相对节能环保的生产目标必须要做的事。
本文对电厂烟气超低排放改造全面介绍，希望为我国燃煤电厂发展提供相应的帮助作用。
关键词：电厂；烟气；脱硫脱硝技术；应用研究
1超低排放改造的必要性分析
为贯彻落实环境保护部、国家发展改革委、国家能源局要求，进一步提升煤电高效清洁发展水平，持续改善新疆地区大气环境质量，全面推进燃煤电厂超低排放和节能改造。
该工作方案中明确了超低排放改造目标：全疆单机30万千瓦及以上的燃煤发电机组，以及各大气联防联控区及环境同治区域内10万千瓦及以上的自备燃煤发电机组，全面实施超低排放和烟气脱硝全工况运行。
完成超低排放改造的机组，在基准含氧量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米。
2改造主要技术原则和技术路线
本次环保改造的总体目标：排放指标达到粉尘≤10mg/Nm3、SO2≤35mg/Nm3、NOX≤50mg/Nm3。
本项目可行性研究阶段估算静态投资为13800万元，本工程的建设和运行不会对当地的生产和生活产生不利影响。
相反，该项目的实施有助于改善当地排放水平，减少环境污染，对当地的经济发展和社会和谐稳定具有促进作用，具有良好的经济合理性和社会适应性。
（1）除尘改造：机组除尘器提效改造+脱硫装置除尘提效，使排放指标满足改造目标要求；
（2）脱硫改造：改造成一炉一塔，新增1套脱硫塔及原有脱硫塔增效，取消了脱硫增压风机，与锅炉引风机合并设置，并优化脱硫系统烟道布置。
（3）脱硝改造方案；在原催化剂预留层处增设蜂窝式催化剂。
（4）全负荷脱硝；锅炉实际最低稳燃负荷下，可不做改造。
机组负荷30%时，通过调整机组运行措施或通过烟气侧改造提高脱硝装置入口烟温，实现全负荷脱硝。
3除尘超低排放技术路线
目前，烟尘超低排放实际上是指烟气中颗粒物的超低排放，排放烟气中不仅包括烟尘，而且包括湿法脱硫过程中产生的次生颗粒物。
因此除尘技术选择一般包括烟气脱硝后烟气中烟尘的去除，称之为一次除尘技术，主流技术包括电除尘、电袋复合除尘和袋式除尘技术；脱硫后对烟气中颗粒物的再次脱除或烟气脱硫过程中对颗粒物的协同脱除，称之为二次除尘或深度除尘技术，脱硫后对烟气中颗粒物的脱除主要采用湿式电除尘器，脱硫过程中对颗粒物的协同脱除主要采用复合塔脱硫技术，并采用高效的除雾器或在湿法脱硫塔内增加湿法除尘装置。
为降低造价，最大限度利用原有设备，减少对原有设备拆除，缩短改造工期，合理降低改造成本。
本次烟尘超低排放改造拟采用“一次除尘（机组除尘器）+二次除尘（脱硫装置协调除尘）”的技术路线。
4脱硫系统除尘提效改造
通过对脱硫塔除尘除雾机理的研究了解到，脱硫塔出口烟气的烟尘来自两部分：一是烟气中残留飞灰部分，二是烟气液滴中所含固体颗粒物，见图1。
湿法脱硫塔要实现高效除尘除雾，需从两方面着手，既要增加了烟气与循环浆液的接触面积和混合强度以提升脱硫塔自身的除尘能力，同时也要配置高效除雾器，降低排放烟气的液滴含量。
根据现有的高效除尘除雾脱硫塔投运情况，不同的高效除雾器需配合不同的脱硫塔技术，在保证脱硫效率前提下，实现高效协同除尘。
本次脱硫超低排放改造可采用托盘喷淋复合塔技术或旋汇耦合喷淋复合塔技术，均可实现SO2超低排放（≤35mg/Nm3）。
与该两种高效脱硫技术匹配的除尘除雾技术分别为高效组合除雾器（一级管式+两级屋脊式）和管束除尘除雾器。
经咨询厂家，“托盘喷淋塔+高效组合除雾器”方案除尘效率约70%，脱硫塔出口液滴含量约50mg/Nm3；“旋汇耦合喷淋塔+管束除尘除雾器”方案除尘效率约80%，脱硫塔出口液滴含量约20mg/Nm3。
结论本次烟尘超低排放改造，烟囱出口烟尘排放浓度
≤10mg/Nm3（标态，干基，6%O2），全厂综合除尘效率为99.96%，依靠机组除尘器和脱硫装置一并协同实现。
5脱硝提效改造
本次脱硝提效改造方案为在原催化剂预留层处增设蜂窝式催化剂，与原有两层催化剂一起对烟气进行脱硝净化，实现NOx排放浓度
≤50mg/Nm3（标态，干基，6%O2）。
结合业主对现有两层催化剂的运行情况介绍，为保证脱硝超低排放改造效果，本次改造拟更换现所有催化剂，每台炉拆除催化剂体积约187m3，每台炉新增催化剂体积约280m3。
单台锅炉脱硝纯氨耗量为约85kg/h。
整个SCR装置烟气阻力约1000Pa。
经本次超低排放改造后，单台锅炉脱硝氨耗量为约85kg/h，与改造前比较，单台炉氨耗量增加3kg/h。
经核算，目前已有脱硝还原剂贮存、制备、供应系统可以满足改造后脱硝还原剂贮存、制备、供应要求，无需改造或增加设备。
考虑新疆地区危废运输成本高，五联单办理周期长，且本次改造工期紧张。
另外，催化剂磨损情况现在尚未清楚，存在一定风险。
因此，本阶段对现有两层催化剂的更换方式
暂采用全新采购的方式。
6全工况脱硝
结合本次脱硝装置提效改造，在锅炉实际最低稳燃负荷下，脱硝装置入口烟温约300℃，脱硝装置可正常运行，NOx可实现超低排放。
在机组负荷30%时，脱硝装置入口烟气量约30万Nm3/h（单台炉），烟温约270℃，通过改造，提高烟温至300℃以上，实现脱硝装置正常运行，NOx实现超低排放。
结合宽负荷脱硝技术方案，可采取以下全工况脱硝改造措施：本工程已设有邻炉加热系统，当机组启动时，提高炉底加热蒸汽压力和温度，提早投入炉底加热，在炉水加热到饱和温度时启动引风机用炉水温度加热空气，通过空气来加热锅炉其它受热面和催化剂处的温度。
在炉底加热将炉水加热到140℃时自然循环基本已建立，可将现在用的微油油枪雾化片减小，但对油质要求较高。
为防止杂质堵塞雾化片须对油罐存油进行过滤。
启动磨煤机后可以适当将给煤量增大同时投入四根粉管尽快将锅炉温度升高不用担心汽包壁温差增大，这项操作不但节省了用油量而且减少了点火时间。
尽早投入除氧器加热，来提高给水温度，减少给水对烟气的吸热提高烟温。
将高温烟气引出位置由现省煤器前（烟温约325℃）改造至低温过热器前（烟温约460℃），抽取约25%的高温烟气与省煤器出口烟气混合（烟温约270℃），混合后的烟气温度提高至300℃以上。
经咨询厂家，该烟气旁路改造方案初投资约400万元/炉。
采用宽温度窗口催化剂，提高催化剂低温活性。
通过上述各方案可实现烟气污染物超低排放，即烟尘排放浓度≤10mg/Nm3，SO2排放浓度≤35mg/Nm3，NOx排放浓度≤50mg/Nm3，以及全工况脱硝。
结束语：
综上所述，本次改造内容多，系统复杂，因此在设计中更要精心考虑，作好节约和合理利用能源的工作。
本工程通过优化设计，采取一系列切实有效的节能措施，降低初投资，降低电耗，为执行国家的能源政策、实现建设节约型社会的目标做出了应有的贡献。
从工程设想方案来看，各主要专业均进行了多方案论证，并加深了设计深度，既考虑了本工程的实际情况，又结合了当前的技术经济政策，各设想方案及其组合是切实可行的。
从环境保护来看，本工程各项污染物排放均满足国家标准的要求，烟气污染物达到超低排放水平。
废污水经工业废水集中处理站和生活污水处理站处理达标后，回收复用。
电厂噪声经采取防治措施后能满足国标的要求。
参考文献
[1]郭良河.火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保措施分析[J].科学技术创新,2019，(3):163-164.
[2]薛琴.电厂脱硫脱硝一体化技术及应用研究[J].资源节约与环保,2017，(6):1+3.
[3]李瑞,段永明.燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术发展趋势[J].居舍,2019，(2):180.。