脱硫超低排放技术改造及经济性研究
《2024年燃煤电厂超低排放改造效果研究》范文
《燃煤电厂超低排放改造效果研究》篇一一、引言随着环保意识的逐渐增强，燃煤电厂的排放问题已成为社会关注的焦点。
为了应对日益严峻的环境挑战，燃煤电厂超低排放改造应运而生。
本文旨在研究燃煤电厂超低排放改造的实施效果，分析改造前后的排放变化，以及改造对环境和社会经济的影响。
二、研究背景燃煤电厂作为我国主要的能源供应方式之一，其排放的污染物对环境造成了严重影响。
超低排放改造旨在通过采用先进的环保技术和设备，将燃煤电厂的排放控制在超低水平，以实现绿色、环保、低碳的能源供应。
三、研究方法本研究采用定性和定量相结合的方法，包括文献调研、现场调研和数据分析。
首先，收集国内外燃煤电厂超低排放改造的文献资料，了解改造的技术、方法和效果。
其次，对改造前后的燃煤电厂进行现场调研，收集数据，包括排放数据、运行数据等。
最后，对数据进行统计分析，评估改造效果。
四、研究结果1. 排放变化经过超低排放改造，燃煤电厂的排放物明显减少。
其中，二氧化硫、氮氧化物和颗粒物的排放量显著降低，达到了超低排放标准。
这表明改造技术和方法是有效的，能够显著降低燃煤电厂的排放。
2. 经济效益虽然超低排放改造需要一定的投资成本，但长期来看，改造带来的经济效益是显著的。
首先，降低的排放物减少了环境污染治理的成本。
其次，超低排放标准的实现有助于提高电厂的环保形象和市场竞争力。
此外，改造还可以带来节能降耗的效果，降低电厂的运行成本。
3. 社会影响超低排放改造对社会的积极影响也是显著的。
首先，减少的污染物排放有助于改善空气质量，保护人们的身体健康。
其次，改造有助于推动绿色、环保、低碳的能源供应，促进可持续发展。
此外，改造还可以带动相关产业的发展，创造就业机会。
五、讨论与建议1. 继续推广超低排放改造技术燃煤电厂超低排放改造的效果表明，该技术是可行的、有效的。
因此，应继续推广超低排放改造技术，鼓励更多的燃煤电厂进行改造。
同时，应加强技术研发和创新，进一步提高改造技术的效率和效果。
超低排放改造总结
XXX1号机组超低排放改造项目总结一、企业基本情况XXX（以下简称：XXXX热电）安装2×300MW亚临界直接空冷供热机组，该项目是在关停合作方XX电厂原在建2×135MW小机组基础上，按国家“上大压小”产业政策改建而来，其中XX国际控股80%，XX电厂参股20%，工程总投资额29.2亿元。
项目于2009年7月27日获得国家发改委正式核准，同年9月21日开工建设，#1、#2机组分别于2010年12月15日、2011年1月4日通过168小时试运转入商业运营。
燃煤采用山西XX当地洗中煤和劣质煤，用水取自XX市第二污水处理厂的回用中水，是集发电、供热、全部直接空冷、同步脱硫、脱硝，圆形全封闭煤场、输煤抑尘技术、废水回收和粉煤灰综合利用于一体的绿色环保型热电联产项目，该项目荣获“中国电力优质工程奖”。
XXXX热电主设备中，锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的HG-1092/17.5-YM28型亚临界一次中间再热自然循环汽包炉；汽轮机为上海汽轮发电机有限公司生产的CZK300-16.7/0.4/537/537型两缸两排汽、亚临界一次中间再热、直接空冷供热凝汽式汽轮机；发电机为上海电机有限责任公司生产的QFSN-300-2型汽轮发电机。
环保设施同主机同步建设。
其中脱硝由XX科技工程有限公司设计，脱硝还原剂采用液氨，催化剂按2+1层配置，脱硝反应器入口的NOx排放浓度按550mg/Nm3设计，脱硝反应器出口的NOx排放浓度按≤135mg/Nm3设计，设计脱硝效率为75%。
脱硫由国电清新设计，入口SO2设计值为9994mg/Nm3，出口SO2排放值小于400mg/Nm3，脱硫效率为96%。
除尘是由福建龙净公司生产电袋复合式除尘器，出口烟尘排放值小于30mg/Nm3。
机组投产以来，环保设施一直运行良好，各项指标均能满足国家排放标准。
XXXX热电向来重视环保工作，几年来投入了大量的人力、物力和财力，在2012年进行了电袋除尘器滤袋改型更换；在2013年进行了#1、#2锅炉低氮燃烧器改造和省煤器分级燃烧改造，大幅提高了锅炉低负荷时脱硝入口烟温，实现了脱硝反应器的全负荷段运行。
燃煤烟气污染物超低排放技术综述及排放效益分析
燃煤烟气污染物超低排放技术综述及排放效益分析关键词：超低排放超低排放技术超低排放改造针对燃煤电厂烟气中烟尘、SO2和NOx的超低排放要求，对现有常用除尘、脱硫、脱硝技术的原理、改造方法，以及改造后投运实例进行了综合探讨，分析了燃煤电厂烟气污染物超低排放改造后的经济效益及环境效益，以期提供参考。
关键词：燃煤烟气；超低排放；经济效益；环境效益1引言2016年入冬以来，全国各地雾霾天气持续不断，已经严重影响人们的日常生活和身心健康。
我国的能源消费结构以煤炭为主，这是造成我国环境空气污染和各类人群呼吸系统疾病频发的重要根源，无论是能源政策还是经济社会发展要求，其共同目的都是通过控制煤炭消费强度来减少大气污染物排放，改善区域环境质量。
煤电超低排放改造是现阶段发电用煤清洁利用的根本途径，超低排放技术可以进一步减少烟气污染物的排放总量，这是当前复杂形势下解决能源、环境与经济三者需求的最佳手段，也是破解一次能源结构性矛盾的必由之路[1]。
国务院有关部门要求燃煤机组在2020年前完成超低排放改造。
实行对燃煤电厂的超低排放技术改造刻不容缓，由此对超低排放技术改造的技术路线并结合改造案例进行综合介绍。
2超低排放的概念超低排放[2]是指燃煤火力发电机组烟气污染物排放浓度应当达到或者低于规定限值，即在基准氧含量为6%时，烟（粉）尘≤5mg/m3，二氧化硫≤35mg/m3，氮氧化物≤50mg/m3。
3超低排放改造的技术路线我国目前大量工业用电、居民用电，基本都靠燃煤电厂供给，因此选择合理的改造技术显得尤其重要。
对现有净化设备利用率高，改造工程量少的技术成为电厂的首选。
以下针对燃煤电厂常用的几种除尘、脱硝、脱硫设备的改造方式进行综合介绍。
3.1除尘技术目前燃煤电厂采取的除尘超低排放技术有：电除尘、电袋复合除尘、低低温电除尘、湿式电除尘以及最新的团聚除尘技术等。
3.1.1电除尘技术电除尘器[3]的工作原理是通过高压静电场的作用，对进入电除尘器主体结构前的烟道内烟气进行电离，使两极板（阴极和阳极）间产生大量的自由电子和正负离子，致使通过电场的烟（粉）尘颗粒与电离粒子结合形成荷电粒子，随后荷电粒子在电场力的作用下分别向异极电极板移动，荷电粒子沉积于极板表面，从而使得烟气中的尘粒与气体分离，达到净化烟气的目的。
浅析伊敏电厂二期脱硫超低排放改造
浅析伊敏电厂二期脱硫超低排放改造华能伊敏电厂3号、4号机组安装两台600MW亚临界参数锅炉，分别于2007年6月和12月投入运行。
除尘系统原配套双室五电场静电除尘器，实际测试电除尘出口烟尘浓度为47.04 mg/m3，烟囱入口烟尘浓度为23.86 mg/m3;脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，原烟气SO2含量700～1000mg/m3，净烟气SO2含量35～50mg/m3。
根据国家发改委、环境保护部、国家能源局联合下发的“环发[2015]164号关于印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知”，考虑电价补贴和电量节能减排调度要求，华能伊敏电厂3号、4号机组有必要进行烟气超低排放改造。
本次改造拟按照烟尘排放浓度小于5mg/m3、SO2排放浓度小于35mg/m3开展。
标签：华能伊敏电厂;烟气超低排放华能伊敏电厂二期3、4号机组（2×600MW）分别于2007年6 月和12月投入运行。
由于二期机组建设时，污染物排放浓度满足当时国家大气污染物排放标准，因此二期工程没有同步建设脱硫、脱硝设施。
但随着国家环保标准的更新，伊敏电厂二期的污染物排放不能满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）规定要求。
为使烟气达标排放且进一步改善周边地区空气环境质量，伊敏电厂按国家环保要求于2012年7月1日起对二期机组进行烟气脱硫、脱硝环保改造，脱硫采用石灰石—石膏湿法工艺，脱硝采用SCR脱硝工艺，3、4号机组分别于于2013年和2014年投入运行，设计建设了全烟气石灰石-石膏湿法脱硫装置，采用一炉一塔系统配置。
按要求改造设计原烟气SO2为1600 mg/m3，改造烟温165℃下2500000m3/h（标态，湿基，6%O2）实际全烟气处理能力设计，脱硫效率≥93.75%，SO2排放浓度小于100mg/m3。
总体工艺方案选择目前在国内电厂有一定应用业绩的的烟气脱硫方法主要有：循环流化床烟气半干法、海水法、湿式氨法、石灰石/石灰-石膏湿法。
水泥窑超低排放改造可行技术
水泥窑超低排放改造可行技术水泥窑是水泥生产过程中重要的设备之一，然而，其排放出的废气对环境和人类健康造成了很大的影响。
为了减少水泥窑排放的污染物，超低排放改造技术被提出并得到了广泛应用。
本文将介绍水泥窑超低排放改造的可行技术。
一、超低排放改造的背景及意义水泥窑排放的废气中主要含有二氧化硫、氮氧化物、颗粒物等有害物质，对大气环境和人体健康造成了严重的威胁。
超低排放改造旨在通过技术手段降低水泥窑的排放浓度，达到环境保护的要求，保障人类健康。
二、超低排放改造技术的主要措施1. 窑尾烟气处理：通过安装脱硫、脱硝装置，减少二氧化硫和氮氧化物的排放。
脱硫装置采用石膏湿法脱硫或者选择性催化还原脱硫技术，有效去除二氧化硫。
脱硝装置采用选择性催化还原脱硝技术或者氨水喷射脱硝技术，降低氮氧化物的排放。
2. 余热回收利用：水泥窑烟气中含有大量热能，可以通过余热回收设备进行回收利用，提高能源利用效率。
常见的余热回收技术包括余热锅炉、余热发电等。
3. 颗粒物治理：采用除尘设备对水泥窑烟气中的颗粒物进行净化。
常见的除尘设备包括静电除尘器、袋式除尘器等，可以有效降低颗粒物的排放浓度。
三、超低排放改造技术的优势和挑战1. 优势：超低排放改造技术可以有效降低水泥窑的排放浓度，达到环保要求。
同时，通过余热回收利用，还可以提高能源利用效率，降低生产成本。
2. 挑战：超低排放改造技术在实施过程中面临一些技术和经济上的挑战。
首先，改造设备需要占用一定的空间，对现有生产线进行改造会带来一定的困难。
其次，改造设备的投资和运维成本较高，对企业经济造成一定的压力。
此外，改造过程中需要保证生产正常进行，对生产线的停机时间要求较高。
四、超低排放改造的应用案例超低排放改造技术已经在国内外水泥企业得到了广泛应用。
例如，某水泥企业在窑尾烟气处理方面采用了石膏湿法脱硫和选择性催化还原脱硝技术，成功降低了二氧化硫和氮氧化物的排放浓度；同时，通过余热回收利用，将烟气中的热能转化为电能，提高了能源利用效率。
烟气超低排放脱硫系统单塔脱硫、除尘协同处理技术
烟气超低排放脱硫系统单塔脱硫、除尘协同处理技术关键词：脱硫超低排放脱硫工艺本文全面介绍了一种脱硫系统单塔脱硫、除尘协同处理技术。
详细说明了技术特点和优势。
为超低排放改造提供了新思路和新选择。
根据实际应用情况，此种超低排放改造技术路线具有投资低、工期适当、无新增施工占地、技术可靠等特点。
1概述国家对主要污染物减排工作要求不断升级。
如何选择一种改造便捷、技术可行、运行稳定、投资少的脱硫、除尘协同处理装置改造方式已成为亟需解决的问题。
气液再平衡均流器、筛板式托盘相与凝并式除雾器的单塔脱硫、除尘协同处理技术在三门峡公司首次应用。
为超低排放改造提供了新思路和新选择。
2脱硫系统概况大唐三门峡发电有限责任公司建设的脱硫工程由中环（中国）工程有限公司（原江苏苏源环保工程有限公司）总承包，于2006年10月开始投运。
脱硫装置均采用石灰石-石膏湿法工艺，一炉一塔配置，脱硫效率不小于95%。
原设计燃煤含硫量为1.2%（FGD入口SO2浓度2916mg/m3），但随着煤炭市场供应的不确定性，实际燃用的煤质条件与设计煤种存在一定的偏差。
根据最新版的《GB13223-2011火电厂大气污染物排放标准》要求，及可预见的以后国家将实行更为严格的排放控制标准，2014年由福建龙净环保股份有限公司对脱硫系统进行增容改造。
改造按燃用设计脱硫煤种FGD入口5910mg/Nm3时，出口SO2浓度小于150mg/Nm3，脱硫效率≥97.5%设计。
3改造目标及方案本工程3、4号机组烟气超低排放脱硫、除尘及相关系统改造工程项目，工程采取EPC总承包模式。
原有脱硫装置采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，一炉一塔布置，为达到SO2每个模块由两层错列布置的管栅和固定他们的外框架组成。
保证烟气在进入吸收塔后可以均布，且浆液喷淋下来后，可以在均流装置上形成一层液膜，进而提高气液传质系数，同时增加烟气与浆液接触的时间，确保浆液中SO2和烟气中的SO2达到平衡。
SNCR-SCR联合技术锅炉烟气超低排放
SNCR-SCR联合技术锅炉烟气超低排放改造项目技术方案年月中国•西安目录一概述 (1)1工程概况 (1)二脱硫系统改造设计方案 (2)1方案概述 (2)2主要设计原则 (2)3设计规范及技术说明 (2)4脱硫工艺概述 (3)5脱硫系统改造配置清单 (5)三 SNCR-SCR联合脱硝技术 (5)1方案概述 (5)SNCR技术原理 (5)SCR技术原理 (6)SNCR-SCR联合脱硝技术 (7)2工艺流程 (8)工艺描述 (8)SNCR系统组成 (9)SCR脱硝系统组成 (10)3平面布置 (13)4控制系统 (13)5SNCR-SCR联合脱硝物料消耗 (14)6SNCR-SCR联合脱硝配置清单 (14)四电气及控制 (17)1总述 (17)2系统设计要求 (20)3电气设备总的要求 (22)4配电及控制供货清单 (22)五工期计划 (24)一概述1 工程概况1）脱硫：更换除雾器支撑钢结构，更换平板除雾器为定制式屋脊式除雾器，更换循环泵、循环管道及喷淋层，塔体部分修补，大部分重新做防腐。
2）改造锅炉，为SCR脱硝提供反应温度窗口，新建6套SNCR-SCR联合脱硝设备。
3）以上改造完成后，改造完善供配电系统及DCS系统。
二脱硫系统改造设计方案1 方案概述本次超低排放改造，6台58MW锅炉的脱硫系统采用原氧化镁法脱硫工艺。
更换除雾器支撑结构，更换现有平板式除雾器为定制屋脊式高效除雾器，截留出口烟气所携带的雾滴和尘粒，更换循环泵、循环管道及喷淋层，塔体部分修补，大部分重新做防腐。
确保塔出口颗粒物达超低排放标准。
2 主要设计原则1 我方保证提供符合本技术方案和有关现行工业标准的全新的、功能齐全的优质产品及相应服务。
2 我方提供的产品完全符合技术规范的要求。
3 在签订合同之后，到我方开始制造之日的这段时间内，需方有权提出因规范、标准和规程发生变化而产生的一些补充修改要求，我方遵守这个要求，并不产生任何费用变化。
脱硫超低排放改造方案
脱硫超低排放改造方案概述脱硫超低排放改造方案旨在解决工业生产中硫化物排放问题，以实现对大气环境的保护和改善。
本文将介绍脱硫超低排放改造方案的原理、技术应用以及相关政策和标准。
原理脱硫超低排放改造的基本原理是通过脱硫设备捕集和转化废气中的硫化物，使其达到超低排放标准。
主要包括以下几个步骤：1.硫化物的捕集：通过脱硫设备（如湿式脱硫装置、干式脱硫装置等）将废气中的硫化物捕集下来。
2.硫化物转化处理：将捕集到的硫化物进行转化处理，将其转化为无害物质或可回收利用的资源。
3.二次净化处理：对脱硫过程中产生的废水、废渣等进行二次净化处理，以达到环境排放标准。
技术应用湿式脱硫技术湿式脱硫技术是脱硫超低排放改造中常用的一种技术，其基本工作原理是通过喷淋液将废气中的硫化物吸收到溶液中。
溶液中的硫化物经化学反应转化为无害物质或可回收利用的资源。
湿式脱硫技术具有设备结构简单、脱硫效率高、适应性强等优点，广泛应用于电力、冶金、化工等行业。
干式脱硫技术干式脱硫技术是另一种常用的脱硫技术，其基本工作原理是通过干式吸附剂（如活性炭、钙基吸附剂等）吸附废气中的硫化物。
通过调控干式吸附剂的性能和使用条件，可以实现对硫化物的有效捕集和转化。
干式脱硫技术适用于废气流量较小、硫化物浓度较低的情况。
相关政策和标准为了推动脱硫超低排放改造工作的开展，相关政策和标准得到了制定和实施。
环境污染防治法环境污染防治法是我国环境保护的基本法律，其中包括了对大气污染的治理要求。
根据环境污染防治法，工业生产单位必须符合国家或地方规定的大气污染物排放标准，开展脱硫超低排放改造工作，减少硫化物的排放。
脱硫超低排放标准脱硫超低排放标准是指对工业生产中排放的硫化物浓度要求的限制。
根据不同行业和地区的特点，制定了相应的脱硫超低排放标准，对工业生产单位进行硫化物排放的限制和监管。
资金补贴政策为了鼓励企业推进脱硫超低排放改造工作，相关部门还出台了针对脱硫超低排放改造项目的资金补贴政策。
超低排放的先进氨法脱硫技术的发展历程及前景
其他行业应用案例及效果
总结词
除了火电和钢铁行业，氨法脱硫技术还在其他多个行 业得到了广泛应用。
详细描述
例如，在化工、陶瓷、有色金属等领域，氨法脱硫技 术都得到了广泛应用。这些行业的生产过程中会产生 大量的烟气，而氨法脱硫技术则能够有效地去除烟气 中的有害物质，实现超低排放。这些案例表明，氨法 脱硫技术在其他行业同样具有广泛的应用前景。
详细描述
通过实验研究和理论分析，建立氨法脱硫反 应动力学模型，揭示反应机理，为工艺优化 提供科学依据，进一步提高超低排放的先进 氨法脱硫技术的性能。
副产物资源化利用技术研究与应用
要点一
总结词
要点二
详细描述
实现资源化利用，降低环境影响。
针对氨法脱硫技术产生的副产物进行研究，开发出可 行的资源化利用技术，如制备复合肥料、建筑材料等 ，实现副产物的综合利用，降低对环境的影响。
技术成果评价
超低排放的先进氨法脱硫技术成果在燃煤电厂烟气治理领域具有重要地位，对改 善环境质量、减少空气污染具有积极作用。该技术的成功应用为其他行业和领域 的环保技术研发提供了有益的借鉴和参考。
对未来技术发展的展望与建议
展望
随着环保要求的不断提高，未来氨法脱硫技术将面临更多的挑战和机遇。预计未来该技术将继续得到广泛应用， 并针对不同煤种、不同工况条件下的应用进行深入研究。同时，将进一步开发新型高效、环保、节能的烟气治理 技术，为我国实现绿色能源发展提供强有力的技术支持。
完善政策支持
政府应加大对环保技术的支持力度，通过政策引导、财政补贴等方 式推动环保技术的发展和应用。
加强人才培养
加强对高技能人才的培养，提高技术人员的专业素质和技术水平， 为技术的推广和应用提供人才保障。
研究“超低排放”新技术改造方案
研究“超低排放”新技术改造方案摘要：大气污染就是在原本的大气范围内，有较多的微粒物质出现在大气中，让大气原有的元素受到较大破坏，从而导致空气质量不达标，不光对人们健康有较大影响，对生物的健康生长也有较大威胁。
本文介绍了燃煤烟气国内目前已实现“超低排放”的燃煤电厂的改造方案和改造效果。
包括脱硝方面的低氮燃烧技术和宽负荷投运改造方案以及脱硫方面的增容改造方案、除尘方面的湿式电除尘技术和脱硫深度除尘技术，以期为我国燃煤电厂全面实施“超低排放”提供参考。
关键词：超低排放；多污染物；燃煤电厂目前，我国多个地区遭遇严重雾霾天气，极大影响了人们的健康与生活。
燃煤烟气超低排放改造主要采取的方法是对现有的脱硝、除尘和脱硫系统进行提效，采用高效协同脱除技术，使主要污染物排放浓度达到天然气燃气轮机组的排放标准。
2014年9月，国家相关部门发布《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》，要求：“东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值”。
并明确：在基准氧含量6%条件下，PM、SO2、NOX排放浓度分别不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。
随后，环保部《关于编制“十三五”燃煤电厂超低排放改造方案的通知》要求：原计划2020年完成的超低排放改造任务提前至2017年；改造范围由东部地区扩展到全国。
本文对已实现“超低排放”的4个电厂分别进行介绍，并分析了其改造技术和改造效果。
1上电漕泾电厂2号机组（1000MW）烟气超低排放项目。
1.改造措施1.1脱硝改造增加1层催化剂。
原设计效率不低于80%，SCR反应器催化剂2＋1设置；运行初期布置2层催化剂，2013年增加第三层，实际运行脱硝效率不小于85%，氨逃逸不高于2ppm。
宽负荷脱硝改造。
在原锅炉给水管道中抽头形成一路省煤器旁路，在机组负荷低于480MW时，部分给水走旁路，以减少省煤器吸热量提高脱硝系统入口烟温，使烟温不小于320℃。
SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用
SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用【摘要】本文主要介绍了SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的应用。
首先从技术原理入手，详细阐述了该技术的工作机制。
然后分析了循环流化床锅炉超低排放改造的必要性，并总结了SNCR+SCR联合脱硝技术在该过程中的优势。
接着通过实际案例分析，展示了该技术在实际工程中的应用效果。
最后从效果评估和未来研究方向两个方面对该技术进行了总结和展望。
通过本文的研究可以看出，SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中具有明显的效果和广阔的应用前景，对于推动环保和节能减排工作具有积极的意义。
【关键词】循环流化床锅炉、SNCR、SCR、联合脱硝技术、超低排放、改造、优势、应用案例、工程实施、效果、未来研究方向、总结、研究背景、研究目的、研究意义。
1. 引言1.1 研究背景为了实现循环流化床锅炉超低排放的目标，需要采取有效的脱硝技术。
传统的脱硝技术如SCR（选择性催化还原）和SNCR（选择性非催化还原）分别具有一定的效果，但各自也存在一些问题，如SCR技术需要高成本，SNCR技术在低温条件下催化效果不佳。
SNCR+SCR联合脱硝技术的出现成为了一种解决方案。
通过结合两种技术的优势，可以有效降低NOx的排放，实现循环流化床锅炉的超低排放。
研究SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的应用具有重要意义。
1.2 研究目的研究目的是为了探讨在循环流化床锅炉超低排放改造中应用SNCR+SCR联合脱硝技术的可行性和效果。
通过分析这种联合脱硝技术的原理，我们希望能够找出如何最大程度减少氮氧化物的排放，实现循环流化床锅炉排放达到更加严格的环保标准。
我们也希望通过研究该技术在循环流化床锅炉上的优势和应用案例，为工程实施提供可靠的理论依据和实践操作指导。
通过对SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的效果进行评估，我们将为未来循环流化床锅炉超低排放改造提供指导和建议，以实现更加清洁和高效的能源利用。
广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程可行性研究报告-广州中撰咨询
广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程可行性研究报告(典型案例〃仅供参考)广州中撰企业投资咨询有限公司地址：中国·广州目录第一章广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程概论 (1)一、广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程名称及承办单位 (1)二、广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程可行性研究报告委托编制单位 (1)三、可行性研究的目的 (1)四、可行性研究报告编制依据原则和范围 (2)（一）项目可行性报告编制依据 (2)（二）可行性研究报告编制原则 (2)（三）可行性研究报告编制范围 (4)五、研究的主要过程 (5)六、广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程产品方案及建设规模 (6)七、广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程总投资估算 (6)八、工艺技术装备方案的选择 (7)九、项目实施进度建议 (7)十、研究结论 (7)十一、广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程主要经济技术指标 (10)项目主要经济技术指标一览表 (10)第二章广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程产品说明 (16)第三章广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程市场分析预测 (16)第四章项目选址科学性分析 (16)一、厂址的选择原则 (16)二、厂址选择方案 (17)四、选址用地权属性质类别及占地面积 (18)五、项目用地利用指标 (18)项目占地及建筑工程投资一览表 (19)六、项目选址综合评价 (20)第五章项目建设内容与建设规模 (21)一、建设内容 (21)（一）土建工程 (21)（二）设备购臵 (21)二、建设规模 (22)第六章原辅材料供应及基本生产条件 (22)一、原辅材料供应条件 (22)（一）主要原辅材料供应 (22)（二）原辅材料来源 (22)原辅材料及能源供应情况一览表 (23)二、基本生产条件 (24)第七章工程技术方案 (25)一、工艺技术方案的选用原则 (25)二、工艺技术方案 (26)（一）工艺技术来源及特点 (26)（二）技术保障措施 (27)（三）产品生产工艺流程 (27)广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程生产工艺流程示意简图 (27)三、设备的选择 (28)（一）设备配臵原则 (28)（二）设备配臵方案 (29)主要设备投资明细表 (30)第八章环境保护 (30)一、环境保护设计依据 (31)二、污染物的来源 (32)（一）广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程建设期污染源 (33)（二）广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程运营期污染源 (33)三、污染物的治理 (33)（一）项目施工期环境影响简要分析及治理措施 (34)1、施工期大气环境影响分析和防治对策 (34)2、施工期水环境影响分析和防治对策 (38)3、施工期固体废弃物环境影响分析和防治对策 (39)4、施工期噪声环境影响分析和防治对策 (40)5、施工建议及要求 (42)施工期间主要污染物产生及预计排放情况一览表 (44)（二）项目营运期环境影响分析及治理措施 (45)1、废水的治理 (45)办公及生活废水处理流程图 (45)生活及办公废水治理效果比较一览表 (46)生活及办公废水治理效果一览表 (46)2、固体废弃物的治理措施及排放分析 (46)3、噪声治理措施及排放分析 (48)主要噪声源治理情况一览表 (49)四、环境保护投资分析 (50)（一）环境保护设施投资 (50)（二）环境效益分析 (50)五、厂区绿化工程 (50)六、清洁生产 (51)七、环境保护结论 (51)施工期主要污染物产生、排放及预期效果一览表 (53)第九章项目节能分析 (54)一、项目建设的节能原则 (54)二、设计依据及用能标准 (54)（一）节能政策依据 (54)（二）国家及省、市节能目标 (55)（三）行业标准、规范、技术规定和技术指导 (56)三、项目节能背景分析 (56)四、项目能源消耗种类和数量分析 (58)（一）主要耗能装臵及能耗种类和数量 (58)1、主要耗能装臵 (58)2、主要能耗种类及数量 (59)项目综合用能测算一览表 (59)（二）单位产品能耗指标测算 (60)单位能耗估算一览表 (60)五、项目用能品种选择的可靠性分析 (61)六、工艺设备节能措施 (61)七、电力节能措施 (62)八、节水措施 (63)九、项目运营期节能原则 (64)十、运营期主要节能措施 (64)十一、能源管理 (66)（一）管理组织和制度 (66)（二）能源计量管理 (66)十二、节能建议及效果分析 (67)（一）节能建议 (67)（二）节能效果分析 (67)第十章组织机构工作制度和劳动定员 (68)一、组织机构 (68)二、工作制度 (68)三、劳动定员 (69)四、人员培训 (69)（一）人员技术水平与要求 (69)（二）培训规划建议 (70)第十一章广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程投资估算与资金筹措 (70)一、投资估算依据和说明 (70)（一）编制依据 (71)（二）投资费用分析 (73)（三）工程建设投资（固定资产）投资 (73)1、设备投资估算 (73)2、土建投资估算 (73)3、其它费用 (74)4、工程建设投资（固定资产）投资 (74)固定资产投资估算表 (74)5、铺底流动资金估算 (75)铺底流动资金估算一览表 (75)6、广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程总投资估算 (76)总投资构成分析一览表 (76)二、资金筹措 (77)投资计划与资金筹措表 (77)三、广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程资金使用计划 (78)资金使用计划与运用表 (78)第十二章经济评价 (79)一、经济评价的依据和范围 (79)二、基础数据与参数选取 (80)三、财务效益与费用估算 (81)（一）销售收入估算 (81)产品销售收入及税金估算一览表 (81)（二）综合总成本估算 (82)综合总成本费用估算表 (82)（三）利润总额估算 (83)（四）所得税及税后利润 (83)（五）项目投资收益率测算 (83)项目综合损益表 (84)四、财务分析 (85)财务现金流量表（全部投资） (87)财务现金流量表（固定投资） (89)五、不确定性分析 (89)盈亏平衡分析表 (90)六、敏感性分析 (91)单因素敏感性分析表 (92)第十三章广东红海湾发电有限公司汕尾电厂3、4号机组超低排放改造之脱硫系统改造工程综合评价 (93)。
水泥厂超低排放标准及技术研究
水泥厂超低排放标准及技术研究摘要：水泥工业大气污染物排放要求持续收严,各地提出了各类超低排放标准,但满足这些标准的改造技术尚不成熟,给后续技改效果带来了不确定性。
结合技术原理和技术经济指标,对比分析了NOx、SO2、颗粒物(PM)超低排放改造技术。
结合现有技术案例分析发现,NOx收严到50mg/m3技术可达,但改造难度大、经济性欠佳,可先行收严到100mg/m3;采用湿法脱硫,SO2可稳定在35mg/m3以下;PM 排放限值收严到10mg/m3较为适宜。
同步实施PM、SO2、NOx超低排放改造、多技术组合使用时各技术会相互影响,因此超低排放技术改造需全流程多污染物协同控制。
通过分析各技术组合使用的潜在问题,提出适用于不同的PM、SO2、NOx 超低排放限值组合的多污染物协同控制技术路线。
水泥工业行业标准早期污染物排放限值宽松，经1996年、2004年两次修订，颗粒物(PM)、SO2、NOx排放限值分别为50、200、800mg/m3，一直持续到2012年。
由于水泥熟料烧成过程的固硫作用使得SO2排放质量浓度低于200mg/m3，新型干法生产工艺基本可使NOx排放质量浓度低于800mg/m3，运行稳定的大型生产线甚至可达500mg/m3以下;仅有PM 排放质量浓度高达20～60g/m3，是排放限值的400～1 200倍，是水泥厂早期重点污染物，此阶段通常配套电除尘器可达标排放，不需配套脱硫及脱硝设施。
2010年开始，全国水泥工业启动脱硝改造，主流技术是选择性非催化还原(SNCR)脱硝技术，可实现NOx排放质量浓度低于400mg/m3，一般可控制到320mg/m3以下，美国环境保护署(USEPA)报道[1]最佳可达到200mg/m3以下。
该技术支撑《水泥工业大气污染物排放标准》(GB 4915—2013)发布，各项指标大幅收严。
随着技术和标准提升，水泥工业连续在线监测系统(CEMS)的管控才逐步规范起来，连续监测数据显示：部分水泥厂SO2排放呈现偶发性超标，可高达800～1 000mg/m3，部分企业增设了脱硫设施，可实现SO2排放质量浓度不超过200mg/m3;对于PM 的控制，电袋复合及袋式除尘逐步成为主流技术，PM基本可控制在20mg/m3以下。
优化脱硫运行方式，提高脱硫运行经济性
优化脱硫运行方式，提高脱硫运行经济性【摘要】：脱硫系统是火电厂中关键的环保设备之一，用于减少烟气中的二氧化硫排放，符合严格的环保法规和标准。
本文探讨了如何通过优化运行和采用节能技术来提高脱硫系统的性能，降低能源消耗和运营成本。
同时，也分析了包括脱硫剂选择、节能设备和定期维护在内的关键节能策略。
这些策略不仅有助于提高系统的效率，还有助于减少环境影响，推动清洁能源生产的可持续发展。
【关键词】：火电厂；脱硫系统；节能火电厂脱硫系统是保障环境保护和提高空气质量的重要组成部分。
然而，脱硫系统的运行通常伴随着高能源消耗和运营成本，这对火电厂的经济可行性和环保目标构成了挑战。
为了应对这些挑战，需要采取一系列措施，以优化脱硫系统的性能并降低能源消耗，推动清洁能源生产的可持续发展。
本文以四川华电珙县发电有限公司2×600MW超临界机组脱硫装置为例来探讨如何优化脱硫运行方式，提高脱硫运行经济性。
1、概述火电厂脱硫系统是一种关键的环保设施，旨在减少火力发电过程中产生的有害气体二氧化硫（SO2）的排放。
SO2是一种主要的大气污染物，它在大气中与水蒸气和氧气反应，形成硫酸雾或硫酸颗粒，这些颗粒可以降落到地面或在大气中悬浮，导致酸雨、空气污染以及对人类健康和环境造成严重危害。
脱硫系统的主要目标是将火电厂排放的废气中的SO2含量降至符合法规和环保标准的水平，以减少对环境的不利影响。
为了实现这一目标，火电厂脱硫系统采用了吸收塔（也称为脱硫塔）和脱硫剂的组合，通常是石灰石（CaCO3）或石膏（CaSO4）的混合物。
脱硫工艺的基本原理是将烟气通过吸收塔，将烟气中的SO2与脱硫剂反应，形成硫酸或硫酸盐，并将其从烟气中去除。
这个过程通常是在高温和高湿度条件下进行的，以促进SO2与脱硫剂的有效反应。
脱硫塔内通常包含填料或喷淋系统，用于增加气液接触，从而提高脱硫效率。
2、脱硫系统运行现状及问题分析2.1 现状四川华电珙县发电有限公司2×600MW超临界机组脱硫装置采用石灰石-石膏湿法工艺，一炉一塔配置、吸收塔设置5台浆液循环泵、3台氧化风机，公用系统设置3台石灰石湿式球磨机制浆系统，A、B、C三座石灰石浆液箱，2台真空皮带脱水机系统。
生物柴油脱硫技术研究与应用
生物柴油脱硫技术研究与应用生物柴油作为一种可再生的燃料，具有较低的碳排放和环境影响，因此在全球范围内受到了广泛关注和应用。
然而，生物柴油中的硫含量较高，超过了国家和国际标准要求。
为了满足环保要求和提高生物柴油的质量，研究和应用生物柴油脱硫技术变得尤为重要。
脱硫是生物柴油生产过程中的一个关键步骤，它的目的是降低生物柴油中的硫含量。
高硫含量会对环境和健康产生不良影响，如二氧化硫（SO2）的排放会导致酸雨的形成。
因此，脱硫技术的研究和应用对于生物柴油的可持续发展至关重要。
现有的生物柴油脱硫技术主要包括物理方法、化学方法和生物方法。
一种常用的物理方法是吸附法，通过在生物柴油中添加吸附剂，如活性炭、硅胶和沸石等材料，来吸附硫化物。
吸附剂的选择和使用条件对脱硫效果有着重要影响。
但是，物理方法存在吸附剂降解、再生和回收的问题，同时对于一些极低浓度的硫化物不够有效。
化学方法主要通过添加化学试剂实现脱硫，常用的方法包括氧化、氢化和酸碱中和等。
其中，氧化法是应用最广泛的化学脱硫方法之一。
利用氧化剂如过氧化氢、过氧化物或过硫酸盐等与硫化物反应生成水溶性的硫酸盐，从而实现脱硫目的。
氢化法则通过加氢反应将硫化物转化为可溶性的化合物。
酸碱中和法则是通过加入酸或碱溶液与硫化物反应生成无机盐的方法进行脱硫。
尽管化学方法可以有效地降低生物柴油中的硫含量，但是其中的试剂需要后续处理，从而增加了成本和环境负担。
与物理方法和化学方法相比，生物方法作为一种新兴的脱硫技术，越来越受到关注。
生物脱硫是利用微生物或其产生的酶对生物柴油中的硫化物进行降解和转化的过程。
这种方法具有环保、经济和可持续的特点。
常用的生物方法包括微生物降解、生物吸附和生物转化等。
微生物降解是利用一些具有脱硫能力的细菌、真菌和酵母等微生物对硫化物进行降解。
生物吸附是利用微生物表面的吸附酶或自身的代谢产物对硫化物进行吸附。
生物转化则是利用微生物产生的酶对硫化物进行有选择性的转化。
燃煤电厂的超低排放技术
燃煤电厂的超低排放技术燃煤电厂是目前世界上主要的电力供应方式之一，然而，由于其排放的大量污染物对环境和人类健康造成了严重影响，燃煤电厂的超低排放技术应运而生。
本文将对燃煤电厂的超低排放技术进行深入研究和探讨，并从以下几个方面进行介绍：技术原理、主要技术措施、应用现状、前景展望以及存在的问题与挑战。
一、技术原理超低排放是指在保证高效运行和大幅减少污染物排放的前提下，将污染物浓度降至国家及地方环保标准要求以下。
在实现超低排放的过程中，主要涉及到废气脱硫、脱硝和除尘等多个环节。
其中，废气脱硫是指通过吸收剂将废气中的二氧化硫进行吸收反应，并形成稳定化合物从而达到脱硫效果；脱硝则是通过添加还原剂或催化剂使废气中的氮氧化合物发生还原反应，并转化为无害物质；除尘则是利用物理或化学方法将废气中的颗粒物捕集并去除。
二、主要技术措施为了实现燃煤电厂的超低排放，需要采取一系列的技术措施。
首先是煤质优化，通过选择低灰分、低硫分的煤种，降低废气中污染物的含量。
其次是优化燃烧控制，通过精确控制供氧量、调整风煤比等参数，提高燃烧效率，并减少废气中污染物的生成。
此外，采用先进的脱硫、脱硝和除尘技术也是实现超低排放的关键。
三、应用现状目前，在我国已经有一些先进超低排放技术在实际应用中取得了显著效果。
例如，在废气脱硫方面，湿法脱硫和半干法脱硫已经广泛应用，并取得了较好效果；在废气脱硝方面，选择性催化还原和选择性非催化还原等技术也得到了较好推广；在除尘方面，静电除尘、布袋除尘和湿式电除尘等技术已经成熟并得到了广泛应用。
这些技术的应用不仅有效地降低了燃煤电厂的污染物排放，同时也提高了燃煤电厂的运行效率。
四、前景展望随着环保意识的不断提高和环境保护的不断加强，对于燃煤电厂超低排放技术的需求也日益增加。
未来，随着科技进步和技术创新，超低排放技术将会进一步完善和提高。
一方面，在废气脱硫方面，湿法脱硫将会更加广泛应用，并且在吸收剂种类、吸收剂循环等方面进行改进；另一方面，在废气脱硝方面，选择性催化还原将会得到更多推广，并且在催化剂性能和催化反应机理等方面进行深入研究；此外，在除尘方面也将会出现更加高效、节能的新型除尘设备。
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发表时间：2019-04-30T13:58:03.377Z 来源：《河南电力》2018年20期作者：柳春晖1 线宏伟2 张来星2 [导读] 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机组烟气脱硫系统柳春晖1 线宏伟2 张来星2（1.国电双辽发电有限公司 134003；2.吉林电力股份有限公司二道江发电公司 134003）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。
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脱硫超低排放技术改造及经济性研究
发表时间：2019-07-08T16:29:59.837Z 来源：《电力设备》2019年第6期作者：刘文骏
[导读] 摘要：本文以我电厂为例，分析了脱硫超低排放技术改造的具体方案，大致介绍了改造后的效果，分析了改造的经济效益。
（大唐甘肃发电有限公司景泰发电厂甘肃景泰 730400）
摘要：本文以我电厂为例，分析了脱硫超低排放技术改造的具体方案，大致介绍了改造后的效果，分析了改造的经济效益。
关键词：脱硫超低排放技术;经济性;现状;
1 引言
受大唐景泰发电厂委托，中国大唐集团科学技术研究院有限公司西北分公司于2016年12月11日～14日对2号机组进行了超低排放改造后脱硫系统性能测试。
本次测试是为了检验大唐景泰发电厂2号机组脱硫系统性能是否满足保证值要求，为脱硫系统达标投产提供技术依据。
2 现状分析
调查统计显示,燃煤电厂投产的烟气脱硫装置占全国火电机组容量的82.8％，占全国燃煤电厂装机容量的92.8％。
新建于2015年并于当年投入运行的火电厂烟气脱硫装置产能接近5500万千瓦。
截至年底，全国投入运行的火电厂烟气脱硫装置的容量高达8.2亿千瓦。
其中,石灰石-石膏湿法所占的比例高达93%,此外,还包括烟气循环流化床法、氨法、海水法。
自"十三五"实施以来,我国二氧化硫排放量呈下降趋势,这与电力行业脱硫改造技术的提升密切相关。
我国燃煤脱硫机组容量正呈现不断增长的趋势,为达到严格的污染物排放标准。
2.1 当前脱硫技术
超低除尘技术主要是电袋复合深层除尘技术、电除尘+湿式除尘技术、管束深层除尘技术等，近年来取得了良好的性能。
静电除尘袋式除尘+湿式电除尘技术是电力系统的主要除尘设施。
袋式除尘器是近十年来开发的除尘技术，但目前仅有的两种技术都达到了超低排放标准。
大多数采用混合技术或结合湿式静电除尘技术实现烟尘的超低排放，但存在系统复杂、占地面积大、投资大、能耗高等问题。
管束深度除尘技术是近几年来发展起来的深度除尘技术,由于其效果稳定、设备结构简单、占地面积不增加、因此发展迅速。
目前，应用此案例的电力系统较多，效果良好。
此外，电力系统的主要脱硫技术还包括石灰石 - 石膏脱硫系统。
实现超低排放的主要途径是单塔旋风联结回路、单塔单回路、托盘塔技术和双塔双循环。
托盘塔技术在吸收塔中增加了一层多孔合金托盘，使烟气均匀分布在托盘的横截面上，并在烟气从托盘底部流动时有效吸收二氧化硫。
目前，Babcock-Wilcox的专利技术托盘应用是最常见的，而中国的武汉凯迪电力环保有限公司也推出了这项技术。
火电机组可在现有脱硫塔的基础上进行改造，提高SO2吸收效率，降低脱硫能耗等。
日前,该技术在长兴电厂、玉环电厂的实际应用结果显示:排放烟气中p(SO2),20 mg/Nm3,表明该项技术在超低排放方面取得了巨大的突破,实现了燃煤机组"超低排放"。
3 脱硫除尘超低排放技术改造分析
3.1 合理选择改造方案
(1)超低脱硫系统及介绍
1)单塔流程的主要优点:流程简单，由于富吸收油和脱吸气不进入气压机出口的冷凝冷却器,所以,冷凝冷却负荷较小。
但最明显的缺点是:吸收和解吸为两个相反的过程,吸收所具有的条件为低温、高压;解吸需要的条件为高温、低压。
因此在同一塔内此矛盾难以得以解决。
如果想要提高C3的吸收效率,C2的解吸率就要受到一定影响；相反,要保证C2的解吸率,就会影响C3的回收率。
操作中较难同时达到最佳的C3吸收率和C2解吸率。
2)双塔流程较复杂,但吸收和解吸条件可分别调整,解决了相互干扰问题。
因此,可以提高吸收率和解吸率。
但由于解吸气要进入气压机出口的冷凝冷却器,所以解吸塔的操作压力较吸收塔高,这对解吸塔是不利的。
但可用提高温度的办法来解决，提高压力并不影响解吸的选择性。
3)单塔旋汇耦合脱硫效率高,一般高达95-98%，塔内无偏流现象(大直径塔)；能耗低,比同类脱硫装置总体降低耗电量8-10%；适应性强,旋适用于不同工况、不同的直径原料、适用于各种各样的煤种、系统稳定性强；系统设备国产化率在90％以上，设备国产化率高。
基于多相湍流混合的强传质机理，耦合器采用气体动力学原理，通过特殊的旋风耦合装置为气液旋转吨位产生空间。
气体、液体和固体完全接触，大大减少了气体和液体。
防止膜传质，提高传质速率，快速完成传质过程，从而达到提高脱硫效率的目的。
与同类脱硫技术相比，该技术具有Mitta-jet的防堵功能和维护简单的优点。
由于分裂速度的提高，还具有脱硫效率高，重量除去效率高的优点。
随着超低排放改造的逐步实施，热电厂的原始CEMS设备，特别是基于非分散红外吸收（NDIR）分析原理的多组分分析仪，难以满足超低排放监测的要求以及低排放、监督要求。
主要表现在两个方面：一是范围过大，特别是超低排放出口范围过大，其次是测量精度不足。
因此，需要修改或替换原始CEMS系统。
从CEMS分析原理来看，采用稀释提取法的CEMS分析仪可以轻松满足超低排放的要求。
(2)超低除尘系统
旋汇耦合及管束除尘一体化技术
当前我国的烟气治理的趋势为多种污染协同治理,超净脱尘。
在于已经在役的火电机组,烟气治理系统如果按传统方案经行改造,将包含静电除尘器改造、除雾器改造、脱硫塔改造,有些电厂可能还需要加装湿式电除尘器。
这种传统的改造方案存在的主要问题是不仅改造工期长，而且投资大,改造也难度大,运行费用高。
于是某公司提出并采用了脱硫除尘一体化深度净化解决方案。
该技术方案达到超净排放的同时,还具有投资省、改造工期短、改造难度小、不额外用改造用地、运行简便、维护简便等优点。
此项技术只需要利用原有吸收空间进行改造,系统只需在塔内进行改造,不改变吸收塔外部任何结构；既不增加新系统,也不改变塔外的原系统,操作简便,系统稳定可靠。
可解决电厂当前问题。
通过对单塔流程进行改造,脱硫率可高达99%,脱硫除尘二者皆达到超净排放指标,彻底消除"石膏雨"。
4 改造分析
根据实际背景工程的实际情况，单塔自旋耦合脱硫超低排放技术改造主要涉及三个方面：（1）提高脱硫高度，增加喷射层上方的管道除尘装置，实现深层粉尘清除；（2）在喷涂层下加入脱硫效果环，保持原有的4层脱硫喷淋系统不变，并根据吸收塔的入口高度增加旋流耦合装置；（3）进行其他辅助改造，如内部冲洗系统，超洁净在线监测系统等。
5 经济性分析
本研究所采用数据皆通过调研、统计等方法获取,因素定值设定如下:煤质发热量Q。
取20934kJ/kg,燃煤锅炉,根据现行市场价格调研,石灰石价格取130元/t,工艺水价格取5元/t,上网电价取0.3365元/(kW﹒h),经计算A值为0.1633。
本文选择了影响脱硫设施运行的一些关键因素，包
括单位容量，年运行时间和不同的排放限值。
国内脱硝技术首先计算脱硫超低排放技术改造成本T，然后计算转化后的年收入增长值S.通过比较，计算出最终脱硫超低排放技术改造投资的恢复期。
其中，脱硫超低排放技术改造成本T包括设备采购费和工程建设。
脱硝效率、运行成本、能耗和二次污染物排放量将通过实践测试获得。
分析研究煤中硫含量、灰分含量，并考虑各种因素对脱硫成本和效益的影响，以得到石灰石 - 石膏脱硫设施的运行状态最佳的。
结束语
综上所述,我国电厂的排放量要求的不断的提高各发电厂也相应对现有脱硫除尘、脱硫技术进行改良。
通过超低排放改造项目的测试和结果分析，单塔旋风耦合和管束除尘技术可以实现脱硫的超低排放以及粉尘的超低排放。
参考文献
[1]张东辉，庄烨，朱润儒，等。
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