某自备电厂超低排放改造实践
《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。
电厂锅炉超低排放项目方案设计
电厂锅炉超低排放项目方案设计一、项目背景随着环境保护意识的增强以及环保法规的不断加强，电厂锅炉超低排放已成为大势所趋。
本项目旨在设计一套方案，实现电厂锅炉的超低排放，提高环境保护水平。
二、方案设计1.燃烧系统改造–采用先进的燃烧控制技术，提高燃烧效率，降低排放。
–安装燃烧优化系统，实现燃料的完全燃烧，减少有害气体排放。
2.脱硫脱硝–安装脱硫脱硝设施，减少二氧化硫和氮氧化物的排放量。
–选择合适的脱硫脱硝工艺，保证排放达标。
3.除尘系统–更新除尘设备，提高除尘效率，降低粉尘排放。
–对除尘设备进行定期维护和清洁，确保其正常运行。
4.余热利用–设计余热循环系统，充分利用余热资源。
–减少能源消耗，降低排放。
三、实施计划1.方案确定及采购–确定方案设计，并进行采购设备及材料。
–确保采购的设备符合相关标准和要求。
2.施工及调试–进行安装施工，保证施工质量。
–进行系统调试，确保设备正常运行。
3.运行及监测–项目完成后，进行运行和监测。
–对排放进行监测，确保超低排放达标。
四、预期效果1.环境效益–实现电厂锅炉的超低排放，改善环境质量。
–减少大气污染物排放，保护生态环境。
2.经济效益–降低能耗，减少电厂运营成本。
–提高电厂的竞争力，为企业创造更多利润。
五、总结通过本方案设计，电厂锅炉超低排放项目得以实施，旨在提高环境保护水平，保障人民群众的生存和发展环境，同时也有利于企业的长期健康发展。
希望通过不懈的努力，实现电厂锅炉超低排放的目标，为美丽中国建设贡献力量。
脱硫除尘一体化超低排放技术改造在燃煤电厂中的实践
脱硫除尘一体化超低排放技术改造在燃煤电厂中的实践摘要：电力能源在人们的生活和工作中扮演着重要的角色，人们对电力能源的需求也是越来越多，而电力能源主要是通过燃煤电厂来进行生产的。
近年来，国家对环境保护也是越来越重视，因此，这也对燃煤电厂的脱硫除尘一体化技术提出了更高的要求和标准，需要其朝着超低排放方向改进，下面，本文就针对脱硫除尘一体化超低排放技术改造在燃煤电厂中的实践进行分析，希望为其超低排放技术改造提供一定的参考作用。
关键词：脱硫除尘；超低排放；技术改造；燃煤电厂前言：脱硫除尘一体化技术是燃煤电厂中重要的技术手段，其对燃煤电厂气体排放的处理具有重要的作用，随着国家对大气污染的越来越重视，传统的脱硫除尘一体化技术已经满足不了国家的要求，因此，如何做好脱硫除尘一体化超低排放技术改造是燃煤电厂发展中的重要内容，这也是本文主要讨论和研究的重点。
1.脱硫除尘一体化超低排放技术1.1管束式除尘管束式除尘主要针对含有大量液滴饱和净烟气中应用，在这种烟气中，烟气组成包括凝结液滴、尘颗粒以及浆液液滴等，其具有很大的雾滴量，同时其雾滴的粒径分布也比较广泛，除尘也是以去粉尘颗粒以及浆液液滴为主。
在管束式除尘的过程中，需要对细小液滴以及颗粒进行凝聚，当许多细小的液滴在达到一定速度的时候，其就会和高速运动粉尘颗粒产生碰撞，它们的速度越高则碰撞概率就越大，进而凝聚成相应的大颗粒，并进行分离；同时还可以对大液滴以及液膜进行捕捉，除尘器的表面液膜会捕捉到大量的细小液滴，于高速的运动状态，这些小液滴就会由于惯性形成大液滴而甩出；另外，其也可以利用离心力将液滴进行脱离，使用加速器进行加速，烟气中的颗粒和雾滴就会由于质量的不同，大重量的液滴就会于离心力下被分离出来[1]。
1.2湿式静电除尘湿式静电除尘器的工作原理主要是其阳极与阴极间施加达到几万伏的直流高压电，在强电场作用的环境中，其电晕线的周围就会产生相应的电晕层，在电晕层内也会产生一定的电晕放电现象，在电晕放电中会产生一定阳离子与大量负离子，在烟气进入到除尘的装置之后，则烟气中含有的尘粒子就会和相应的正负离子产生碰撞，而带有电荷，受到相应高压的静电场影响，具有电荷的尘粒子就朝着阳极方向运动，在抵达阳极之后，尘粒子具有的电荷会进行释放，进而被其阳极收集，此刻其阳极被一层水膜所覆盖，其尘粒子在通过水膜的过程中，就会和烟气产生分离，而小部分尘粒子附在相应的阴极线，受到水膜作用就会形成一定的小液滴，并受到自身重力影响自上向下流出。
超低排放改造技术在某630MW燃煤机组的运用
超低排放改造技术在某630MW燃煤机组的运用摘要：介绍了超低排放改造技术在某电厂的应用情况，认为该机组改造后各项污染物排放指标能够满足标准要求的结论。
并对超低排放改造后运行中可能会出现的几种异常情况进行了说明，对其他电厂解决同类问题具有一定的借鉴意义。
关键字：超低排放；630MW机组；应用异常；问题分析电力装机以煤电为主，煤电行业仍是大气污染物排放量最多、对大气环境影响最大的行业之一。
推进燃煤发电机组实现达到天然气发电机组排放限值的超低排放，同等条件下可减少二氧化硫排放66%、氮氧化物排放50%和烟尘排放83%，对于进一步提升煤电绿色发展水平、促进大气污染防治和空气质量改善具有重要意义。
1、超低排放改造主要技术内容1.1控制NOx在我国脱硝催化剂研究项目中，对应的设计化学寿命年限为2.4万小时，而多数的电厂应用的脱硝系统运行时间为3年到5年，一般的初装设备已经达到了催化剂或者是接近了化学使用的寿命期限。
并且，部分电厂实时性应用的脱硝系统还存在设计单元、安装精准度等方面滞后的问题，造成脱硝系统运行不畅，因此，要对技术方案和应用流程予以升级改造，在提升NOx排放控制水平的同时降低项目的后续运行成本。
首先，要对锅炉SCR系统展开调研分析，全面建立完整的活性评估模式，确保能实时了解催化剂活性参数，要想保证NOx排放浓度符合标准，就要将NOx的浓度控制在每立方米50mg以下，从而加装备用层催化剂，更好地提升单台锅炉催化剂的应用效率。
其次，因为SCR系统反应器的入口烟道存在NOx分布不均匀的现象，此时，为了规避传统氨格栅喷氨调节性不足的问题，要结合实际情况进行设备元件的更换处理，并且提升其精细化调控水平。
另外，也可以在SCR反应器的入烟口位置完成喷氨调控处理。
最后，要提升SCR系统流场的均匀性，实现全面优化，并且保证反应器顶层催化剂的入烟口流场参数符合标准。
1）烟气温度分布最大绝对值偏差≤10℃；2）烟气速度分布相对偏差≤10%；3）氨氮摩尔比分布相对偏差≤5%；4）烟气垂直入射角偏差≤10°。
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。
燃煤电厂1000MW机组超低排放改造项目实践
图1 机组脱硫运行主要参数（DCS画面数据）调取现场运行情况数据，现场脱硫DCS画面清晰，未出现测点坏点，脱硫运行关键监控参数如pH、密度、压差等数据准确，能够有效指导脱硫系统运行调整。
调取期间，机组负荷为1051.5MW，为满负荷运行，此期间原烟气SO2浓度为此时仅开启、1D 三台浆液循环泵，三台泵处于备用状态，且浆液科学与信息化2020年6月下根据性能考核试验结果[8]，满负荷工况下，原烟气2931mg/m3（设计值3157mg/m3的92.8%）的前提下，脱硫SO2排放浓度为29.9mg/m3，修正到设计条件下为，优于保证值要求，达到超低排放改造的目标和要求。
脱硝效果分析2所示，NOX排放浓度数据稳定，且未出现超标表2 1-12月份NOX排放浓度月均值根据性能考核试验结果[8]，机组NOx排放浓度为（标态、干基、6%O2）。
机组脱硝效率为 88.7%。
优于性能保证。
氨逃逸浓度为1.98mg/m3。
优于性能保证值/SO3转化率为0.81%，优于性能保证值除尘效果分析根据现场测试结果[8]，满负荷工况下机组电除尘器出口烟尘排放浓度为17mg/m3，低于设计性能保证值（20mg/m月至12月统计报表数据，总排口粉尘平均排放浓度1.76mg/m3，满足超低排放限值（5mg/m3）要求。
图表【关注】环保部发布《燃煤电厂超理工程技术规范(征求意见稿)》[ED/OL].https:/// a/152488433_806315,2017-06-27.国家发展改革委、环保部、国家能源局关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》:发改能源［2014中国标准出版社,2014.环境保护部、发展改革委、能源局.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 OL]. /gkml/hbb/bwj/201512/t20151215_319170.htm 山东省发展和改革委员会、山东省环境保护厅定现役燃煤机组节能减排升级与改造计划的通知[ED/OL]. http://www.。
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。
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。
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某自备电厂超低排放改造实践发表时间：2019-03-20T09:41:28.957Z 来源：《电力设备》2018年第28期作者：陈强周萍[导读] 【摘要】环境保护部、国家发展和改革委员会、国家能源局联合下发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知，规定了燃煤电厂排放浓度的限值。
(中国能源建设集团新疆电力设计院有限公司新疆乌鲁木齐 830002) 【摘要】环境保护部、国家发展和改革委员会、国家能源局联合下发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知，规定了燃煤电厂排放浓度的限值。
某自备电厂为了确保污染物达标排放，进行了超低排放改造。
【关键词】 CFB锅炉超低排放改造现代技术的发展引起了诸多生态环境问题，发展环境保护技术成为人类协调经济发展与生态保护之间平衡的必然选择。
我们应该重新审视环境保护技术的发展方向、方式，发展符合生态要求的环境保护技术。
2015年12月2日国务院总理李克强主持召开国务院常务会议，2015年12月11日，环境保护部、国家发展和改革委员会、国家能源局联合下发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知，通知的主要目标是：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 mg/m³)。
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，东部地区2017年总体完成，中部地区力争在2018年前基本完成，西部地区在2020年前完成。
那么何为超低排放呢？“超低排放”理念，是由浙能集团在2011年首次提出。
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10 mg/m³、35 mg/m³、50 mg/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。
某自备电厂是我公司EPC总承包项目，总装机容量为2x135MW+1x55MW，电厂选用2台410t/h和1台240t/h循环流化床锅炉。
三台机组均已投产发电，进入商业运营。
一、项目原有系统简介1、除尘系统该项目240t/h锅炉选用低压脉冲袋式除尘器，型号为LCD-2610，过滤面积7720 m2 ，滤袋数量为2160条，仓室数为12个，灰斗为6个，运行阻力为≤1200Pa，除尘效率为≥99.93%，除尘器出口含尘浓度为≤30 mg/Nm³ 。
410t/h锅炉选用电袋除尘器，型号为EL245/2-2/12X815，静电除尘区为双室2电场，有效截面积245 m2 ，总集面积为7845 m2 ，同极间距为450mm，灰斗4个。
布袋除尘区过滤面积9777 m2 ，滤袋数量为2432条，仓室数为12个，灰斗为4个。
电袋除尘器运行阻力为＜1000Pa，除尘效率为≥99.94%，除尘器出口含尘浓度为≤30 mg/Nm³ 。
2、脱硝系统该项目采用选择性非催化还原脱硝（SNCR）工艺。
SNCR脱硝系统不增加烟气阻力。
脱硝系统设计和制造符合安全可靠、连续有效运行的要求，服务年限在30年以上，使用寿命与主体工程保持一致。
脱硝系统对锅炉效率的影响应小于0.5%。
使用20%氨水作为脱硝还原剂。
在锅炉50%～110%BMCR负荷范围内，当SNCR入口NOx浓度≤324mg/Nm³（干基，6%O2）时，保证脱硝效率≥60%或出口NOx浓度≤140mg/Nm³（该效率不包含氨法脱硫装置的脱硝效率）。
NH3逃逸量控制在10ppm以下。
3、脱硫系统该项目采用氨法烟气脱硫工艺，烟气经电袋（布袋）除尘器除尘后进入脱硫系统。
2台410t/h锅炉引风机来的烟气进入1#吸收塔，用氨化吸收液循环吸收烟气中的SO2后的烟气进烟囱排放。
1台240t/h锅炉引风机来的烟气进入2#吸收塔，用氨化吸收液循环吸收烟气中的SO2后的烟气通过塔顶烟囱（总高90m）直接排放大气。
吸收剂氨与吸收液混合后进入吸收塔，吸收SO2并与氧化空气接触反应生成硫酸铵溶液，硫酸铵溶液与原烟气进行热交换形成硫酸铵浆液，硫酸铵浆液由结晶泵送至硫铵后处理系统。
硫酸铵浆液经旋流器后进入离心机进行固液分离，形成湿硫铵，母液回到吸收系统。
湿硫铵经干燥机干燥，得到水分<1%的硫铵，进入包装机包装即可得到商品硫铵。
整套工艺系统包括烟气系统、吸收系统、氧化空气系统、吸收剂系统、硫铵后处理系统、工艺水系统、检修排空系统等。
在设计工况下全烟量、全时段的保证脱硫效率大于 95 %，脱硫后烟气中SO2小于100 mg/Nm3，氨的回收率不低于97%，脱硫塔出口逃逸氨的含量≤8 mg/Nm³，脱硝效率≥20% 。
该自备电厂三台机组于2015年5月18日18点30分顺利通过72小时试运，正式投入商业运营。
电厂运行的排放浓度为烟尘≤30 mg/Nm³，氮氧化物NOx≤100 mg/Nm³，SO2≤100 mg/Nm³ ，满足GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》中规定要求。
二、超低排放改造方案1、除尘系统改造对除尘器布袋进行更换，对进口气流分布板、挡风板、导流板及烟气挡板门等零部件进行检修修复，提高气流的均匀性。
在新增脱硫装置里，新增一台除尘设备，采用某公司自主研发的超声波脱硫除尘一体化超低排放技术，在设计工况下，吸收塔出口总尘浓度不高于5mg/Nm3。
2、脱硝系统改造脱硝系统改造采用烟气再循环技术。
烟气再循环是为了打破密相区不快速喘流床的状态,使床料具有横向移动，打破现有流场不均匀状态,使一次风中的氧量得以充分利用，在满足流化的前提下，进一步降低整个锅炉的含氧量。
降低总的一次风率，进而降低总风量，使进入分离器的床料粒子动能降低，能将更多的床料经分离器分离下来，增大循环物料量,改善炉内床料平衡。
本次烟气再循环系统采用3台风机，对现有3台锅炉新增烟气再循环风道，烟气引自除尘器与引风机之间烟道，新增烟气再循环的烟气经现有上部二次风喷口喷入。
烟气再循环的风量选为烟气量的15-20%，以锅炉满负荷运行时的烟气量作为基准，根据在二次风烟气再循环风道上安装的二次风流量测量装置，通过电动风门实现供风量的控制。
3、脱硫系统改造自备电厂新增一套脱硫装置，满足一台240t/h和任意一台410t/h锅炉的尾部烟气进行脱硫处理，采用氨法烟气脱硫工艺，烟气经电袋（布袋）除尘器除尘后经引风机出口进入新增脱硫系统，去除SO2后的烟气通过原防腐烟囱直接排放大气。
设计原则：工艺路线为引风机---脱硫系统---除尘系统---烟囱排放。
脱硫装置可带基本负荷，也可以用于变负荷，负荷变化范围50％～110％基本负荷（按烟气量）；脱硫装置不影响锅炉的安全、稳定运行。
脱硫辅助系统配置保证脱硫系统连续、安全、稳定运行。
脱硫装置能以冷态、热态二种启动方式投入运行，且在最小和最大负荷量之间运行不需要另外的和非常规的操作或准备。
脱硫装置能适应因锅炉引起的负荷快速变化。
3.1工艺系统工艺系统主要由烟气系统、吸收塔系统、氧化空气系统（部分利旧，新增一台氧化风机）、吸收塔排放及事故浆液系统、吸收剂系统（利旧）、硫铵脱水系统（利旧）、除尘系统、工艺水系统、电气系统和仪表及控制系统。
脱硫工艺采用湿式氨法。
除尘工艺采用超声波除尘一体化系统，出口粉尘含量不超过5mg/Nm3。
3.2烟气系统2#锅炉（410t/h）与3#锅炉（240t/h）的连接段烟道增设一台原烟气挡板门，3#锅炉两台引风机出口各增设一台原烟气挡板门，2#锅炉两台引风机出口各增设一台原烟气挡板门。
原脱硫吸收塔入口增设一个原烟气挡板门，原脱硫吸收塔出口净烟气挡板门移位，以满足新增净烟道的对接要求；新增吸收塔进、出口烟道实现与现有原烟道、净烟道对接，并设置进、出口挡板门。
实现新增一套脱硫装置，满足一台240t/h和任意一台410t/h锅炉的尾部烟气进行脱硫处理的连接与切换功能。
原烟气经烟道进入吸收塔，经降温吸收SO2、除雾后，净烟气去原混凝土防腐烟囱排放。
3.3吸收系统吸收系统的作用是：从烟气中除去SO2和其他酸性气体；将吸收塔内形成的亚硫（氢）铵氧化成硫酸铵；利用原烟气热量，将硫铵溶液浓缩至一定浓度的硫酸铵浆液。
组成吸收塔烟气吸收系统的主要设备有：吸收塔、循环槽、循环泵等。
吸收塔、循环槽采用碳钢内衬玻璃鳞片防腐制作。
鳞片的选择具有优良的耐水汽的渗透性、耐化学性及耐腐蚀性和耐磨性等特点，同时具有较小的拉断伸长率。
3.4检修排空系统检修排空系统主要设备有检修池、检修泵。
检修池用于收集、贮存脱硫系统在检修、冲洗过程中产生的液体。
浆液管和浆液泵在停运时需冲洗，冲洗水通过地沟收集到检修池中，检修池的收集液通过检修泵送至吸收塔循环使用。
当吸收塔出现故障需要检修时，通过一级循环泵或二级循环泵将循环槽或吸收塔的溶液送至检修池储存。
在吸收塔重新启动前，检修池的溶液经检修泵送回吸收塔重复使用。
原有检修池容量约400m3，本次改造新增检修池容量按200m3设计，检修池的总容量能收集单台吸收塔故障状态下所有的液体并有15%的富余量。
脱硫装置所有冲洗和清扫过程中产生的废水均经地沟收集回收至检修池，经检修泵送回吸收系统重复使用。
脱硫系统无废水排放。
3.5 CEMS系统：新增脱硫装置新增加二套CEMS系统，包括原烟气和净烟气两套检测系统及相应控制记录系统符合超低排放标准要求。
净烟气CEMS 系统安装于原脱硫塔和新增脱硫塔公用烟囱上，以便公用及准确的数据测量, 原吸收塔和新增脱硫塔不得同时运行。
3.6 其他吸收剂供应系统、硫铵后处理系统等利旧,氧化空气系统原有4台氧化风机利旧,新增1台氧化风机布置于原有氧化风机房内。
新增脱硫装置配两台6kV开关柜，两开关柜分别向两台6/0.4kV变压器供电，两台6kV开关柜布置于6kV公用配电间，两台变压器互为备用。
3.7新增脱硫装置主要技术指标1）脱硫塔进出口脱硫效率≥98.7%，吸收塔出口SO2浓度不高于35mg/Nm3。
2）吸收塔出口总尘浓度不高于5mg/Nm3（当脱硫塔入口烟尘浓度不高于30mg/Nm3时）。
3）出口烟气中氨含量不超过2mg/Nm3。
4）最大压损(吸收塔进口烟道接口至吸收塔出口烟道接口处)小于2000Pa。
三、超低排放运行结果该自备电厂超低排放改造已于2017年年底施工完成，经过调试运行，监测系统监测到的排放浓度为烟尘≤5 mg/Nm³，氮氧化物NOx≤50 mg/Nm³，SO2≤35 mg/Nm³ ，满足国家三部委联合下发的超低排放改造的要求。