660MW超臨界燃煤機(jī)組超低排放及脫硝寬負(fù)荷改造技術(shù)的應(yīng)用效果

摘 要：文章簡介了脫硫、脫硝及脫硝寬負(fù)荷改造幾種技術(shù)，結(jié)合某電廠660MW超低排放所采用的技術(shù)及可行性，利用現(xiàn)場監(jiān)測數(shù)據(jù)說明了改造技術(shù)的應(yīng)用效果。

關(guān)鍵詞：燃煤機(jī)組；污染物；超低排放

2015年12月，三部委聯(lián)合下發(fā)《全面實(shí)施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》，要求加快現(xiàn)役燃煤發(fā)電機(jī)組超低排放改造步伐，將東部地區(qū)原計(jì)劃 2020 年前完成的超低排放改造任務(wù)提前至2017 年前總體完成；將對東部地區(qū)的要求逐步擴(kuò)展至全國有條件地區(qū)，其中，中部地區(qū)力爭在 2018 年前基本完成。馬鞍山當(dāng)涂發(fā)電有限公司位于安徽省馬鞍山市當(dāng)涂縣，屬于中部地區(qū)，應(yīng)于2018年前完成超低排放改造。馬鞍山當(dāng)涂發(fā)電有限公司1號機(jī)組（660MW）配置的環(huán)保設(shè)施能滿足目前執(zhí)行的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)（GB13223-2011）》的限值要求，但不能滿足超低排放要求。

馬鞍山當(dāng)涂發(fā)電有限公司1號鍋爐投運(yùn)后，對鍋爐尾部煙道加裝了SCR系統(tǒng)，其設(shè)計(jì)最低運(yùn)行溫度為310℃，脫硝系統(tǒng)退出的溫度為295℃。實(shí)際運(yùn)行過程中，由于燃燒狀態(tài)不同，機(jī)組負(fù)荷在低于300MW負(fù)荷時(shí)不能滿足SCR投運(yùn)的噴氨裝置最低溫度要求，經(jīng)常發(fā)生由于煙氣溫度達(dá)不到要求而導(dǎo)致的脫硝系統(tǒng)噴氨裝置退出事件，導(dǎo)致低負(fù)荷工況下NOx排放不達(dá)標(biāo)。因此，對脫硝、脫硫和除塵系統(tǒng)進(jìn)行了技術(shù)改造。

1 脫硝改造技術(shù)方案的選擇

馬鞍山當(dāng)涂發(fā)電有限公司為1號機(jī)組目前采用爐內(nèi)低氮燃燒技術(shù)和爐后SCR脫硝技術(shù)（尿素）。現(xiàn)有脫硝效率75%，配有2層催化劑，并預(yù)留增加1層催化劑的空間。

SCR技術(shù)是在尿素?zé)峤庵瓢焙?，將還原劑噴入煙氣中，利用催化劑將煙氣中的NOx轉(zhuǎn)化為N2和H2O。SCR催化劑也會將煙氣中的SO2氧化成SO3，當(dāng)反應(yīng)溫度較低時(shí)，SO3與逃逸的氨發(fā)生副反應(yīng)，不但消耗了NH3，催化劑表面還會被副反應(yīng)生成的銨鹽附著、堵塞，降低催化劑活性。在SCR系統(tǒng)控制保護(hù)程序中需對反應(yīng)溫度進(jìn)行限制，當(dāng)煙氣溫度低于限定值時(shí)，自動切斷噴氨系統(tǒng)。對于不同的催化劑，該溫度值不同，一般催化劑的最低噴氨溫度300℃，馬鞍山當(dāng)涂發(fā)電有限公司的控制溫度為295℃，低于此溫度值系統(tǒng)不允許噴氨。

1.1 降低NOx排放濃度方案

1.1.1 改造燃燒器

低氮燃燒器是通過改造燃燒器，調(diào)整二次風(fēng)和燃盡風(fēng)的配比，增加燃盡風(fēng)的比例，大幅度減少燃盡風(fēng)區(qū)域產(chǎn)生的NOx，從而有效降低NOx的排放。

1.1.2 增加備用層催化劑

增加備用層催化劑，再通過增加噴氨量提高脫硝效率從而達(dá)到降低NOx的排放，目前在各大燃煤電廠應(yīng)用較多。

1.1.3 降低NOx排放濃度方案的確定

目前1號機(jī)組低氮運(yùn)行效果良好，脫硝入口NOx濃度在220mg/Nm3左右，不具備再次改造的空間；1號機(jī)脫硝設(shè)施于2012年11月份投運(yùn)，目前已投運(yùn)3年多，在機(jī)組檢修過程中也發(fā)現(xiàn)部分脫硝催化劑組磨損較為嚴(yán)重。1號機(jī)降低NOx排放濃度方案是在原有2層催化劑的基礎(chǔ)上，加裝1層催化劑，脫硝效率大于85%，NOx排放濃度低于40mg/Nm3。

1.2 脫硝寬負(fù)荷改造方案的選擇

SCR進(jìn)口煙溫調(diào)節(jié)技術(shù)上可以通過采用四種方案，設(shè)置省煤器水側(cè)旁路系統(tǒng)、布置分級省煤器、煙氣旁路、及增加省煤器煙道分隔擋板，對脫硝入口煙氣溫度進(jìn)行調(diào)節(jié)，并解決機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)脫硝反應(yīng)器入口煙氣溫度低于最低噴氨溫度情況下，提高脫硝反應(yīng)器入口煙氣溫度的問題。

1.2.1 省煤器水旁路方案

省煤器水旁路方案是指低負(fù)荷時(shí)將一部分省煤器中的介質(zhì)水旁路至省煤器出口集箱或是水冷系統(tǒng)下降管進(jìn)行混合，通過減少介質(zhì)側(cè)吸熱來提高煙氣溫度。

1.2.2 分級省煤器方案

本方案原理為將部分省煤器受熱面移至脫硝裝置后的煙道中，脫硝裝置前布置了比一般設(shè)計(jì)相對較少的省煤器面積，從高負(fù)荷到低負(fù)荷，進(jìn)入脫硝裝置的溫度都有一定幅度的提高，通過合理的選擇面積，可以使寬負(fù)荷的溫度都在脫硝裝置要求的煙窗范圍內(nèi)。本方案兼顧了提溫效果和安全可靠性，并且不需額外控制調(diào)節(jié)，也不影響鍋爐效率。故低負(fù)荷條件下經(jīng)濟(jì)性較好，不過投資相對較大，且現(xiàn)場空間占用大。

1.2.3 省煤器高溫?zé)煔馀月贩桨?/p>

煙氣旁路的方案，即將一部分煙氣在低負(fù)荷下越過部分受熱面，直接引入脫硝系統(tǒng)。在后煙井省煤器位置開口，旁路煙道入口處設(shè)置關(guān)閉擋板，在省煤器出口煙道處設(shè)置調(diào)節(jié)擋板，用于控制主煙道的阻力，調(diào)節(jié)旁路煙氣量。

由于擋板工作在500℃以上的高溫高塵煙氣中，對其可靠性、耐磨性、密封性均有較高要求，需防止因旁路煙道積灰而導(dǎo)致?lián)醢蹇ㄋ馈Ｒ虼吮仨氝x擇可靠品牌的關(guān)閉擋板及調(diào)節(jié)擋板并配密封風(fēng)機(jī)，利用密封風(fēng)在擋板關(guān)閉時(shí)進(jìn)行吹掃以防止積灰。

1.2.4 省煤器煙道分隔擋板

在省煤器管圈的橫向節(jié)距空間中增設(shè)左、右各一塊隔板，使煙氣分成并列的三通道；在左、右兩煙氣通道的下方增設(shè)煙氣擋板；當(dāng)鍋爐在高負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，省煤器出口煙溫滿足SCR要求時(shí)，煙氣擋板全開不動作；在負(fù)荷低時(shí)，省煤器出口煙溫達(dá)不到要求時(shí)，煙氣擋板動作逐漸關(guān)小，使煙氣往中間段流動，省煤器換熱面積減少，出口煙溫上升，當(dāng)達(dá)到SCR要求時(shí)，擋板動作停止。

1.2.5 脫硝寬負(fù)荷改造方案的確定

1號機(jī)寬負(fù)荷改造受到改造場地，投資和施工周期等限制，綜合比較4種方案采用省煤器煙道分隔擋板改造方案，在省煤器管圈的橫向節(jié)距空間中增設(shè)左、右各一塊隔板，使煙氣分成并列的三通道；在左、右兩煙氣通道的下方增設(shè)煙氣擋板；當(dāng)鍋爐在高負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，省煤器出口煙溫滿足SCR要求時(shí)，煙氣擋板全開；在負(fù)荷低時(shí)，省煤器出口煙溫達(dá)不到要求時(shí)，煙氣擋板動作逐漸關(guān)小，使煙氣往中間段流動，省煤器換熱面積減少，出口煙溫上升，確保鍋爐負(fù)荷≮40%時(shí)，省煤器出口煙溫不低于295℃。

2 脫硫改造技術(shù)方案的選擇

馬鞍當(dāng)涂發(fā)電有限公司采用石灰石-石膏濕法、一爐一塔脫硫裝置，脫硫裝置的脫硫效率不低于95.2%。塔內(nèi)設(shè)3層噴淋層，2級平板式除霧器。脫硫裝置原來每座吸收塔設(shè)置一臺增壓風(fēng)機(jī)，現(xiàn)增壓風(fēng)機(jī)已拆除，引風(fēng)機(jī)進(jìn)行了改造，旁路已拆除。目前滿負(fù)荷時(shí)，脫硫效率在91%-92%，排放濃度低于200 mg/Nm3，達(dá)不到超低排放要求。目前高效脫硫工藝根據(jù)吸收塔設(shè)計(jì)結(jié)構(gòu)的不同，可分為單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán)、單塔單循環(huán)強(qiáng)化傳質(zhì)、單塔單循環(huán)提高液氣比。脫硫塔入口煙氣SO2濃度按2800mg/Nm3設(shè)計(jì)，系統(tǒng)脫硫效率不小于98.75%，煙囪入口SO2濃度按不大于35mg/Nm3，可達(dá)超低排放要求。

2.1 單塔雙循環(huán)

單塔雙循環(huán)濕法脫硫技術(shù)是在單循環(huán)濕法脫硫技術(shù)上發(fā)展而來的。其主要工藝在脫硫塔內(nèi)設(shè)置積液盤將脫硫區(qū)分隔為上、下循環(huán)脫硫區(qū)，下循環(huán)脫硫區(qū)、下循環(huán)中和氧化池及下循環(huán)泵共同形成下循環(huán)脫硫系統(tǒng)，上循環(huán)脫硫區(qū)、上循環(huán)中和氧化池及上循環(huán)泵共同形成上循環(huán)脫硫系統(tǒng)，在一個(gè)脫硫塔內(nèi)形成相對獨(dú)立的雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)，煙氣的脫硫由雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)共同完成。本工藝雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)相對獨(dú)立運(yùn)行，但又布置在一個(gè)脫硫塔內(nèi)，既保證了較高的脫硫效率，又降低了漿液循環(huán)量和系統(tǒng)能耗，并且單塔整體布置還減少了占地，節(jié)約了投資；本工藝特別適合于燃燒高硫煤產(chǎn)生的煙氣脫硫，脫硫效率可達(dá)到99%以上，若要控制二氧化硫排放濃度不大于35mg/Nm3，理論入口濃度可達(dá)3500mg/Nm3。

本技術(shù)的重點(diǎn)在于漿液分區(qū)使用，吸收區(qū)循環(huán)和氧化區(qū)循環(huán)，單塔雙循環(huán)兩個(gè)系統(tǒng)漿液性質(zhì)分開后，可以滿足不同工藝階段對不同漿液性質(zhì)的要求，更加精細(xì)地控制了工藝反應(yīng)過程，高PH 值的吸收區(qū)循環(huán)在較低的液氣比和電耗條件下，可以保證很高的脫硫效率。

2.2 雙塔雙循環(huán)

雙塔雙循環(huán)技術(shù)是在單塔雙循環(huán)技術(shù)上的發(fā)展和延伸，非常適用于高含硫煤和高脫硫效率的改造工程。能有效的利用原有脫硫裝置，避免了重復(fù)建設(shè)和資源浪費(fèi)?？蛇m用二氧化硫排放入口濃度不大于3500mg/Nm3的煙氣處理，若建設(shè)用地足夠可在機(jī)組運(yùn)行期間建設(shè)串塔，留接口在停機(jī)后施工，可大大減少機(jī)組停運(yùn)改造時(shí)間。但存在后期維護(hù)和使用費(fèi)用偏高的問題。

2.3 單塔單循環(huán)強(qiáng)化傳質(zhì)

本工藝是在單塔單循環(huán)濕法脫硫技術(shù)的基礎(chǔ)上進(jìn)行內(nèi)部的改造，提高氣液傳質(zhì)，強(qiáng)化對流效果，從而提高SO2的脫除率。本方案改造工作量較小，特別適用于老塔改造，在原有吸收塔內(nèi)部進(jìn)行一系列改造，包括優(yōu)化噴嘴布置、增加均流提效構(gòu)件、控制內(nèi)部PH等來實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)提效的目標(biāo)。

典型單循環(huán)鈣基濕法煙氣脫硫系統(tǒng)影響脫硫效率的因素主要有：塔內(nèi)煙氣流速、液氣比、吸收區(qū)高度、漿液池容量、漿池pH值、煙氣分布均勻性等等，在工程應(yīng)用中要根據(jù)實(shí)際情況選擇合適的參數(shù)，實(shí)現(xiàn)高脫硫率和良好的經(jīng)濟(jì)性，根據(jù)目前國內(nèi)外的情況，提高石灰石-石膏濕法脫硫效率的方案主要有：

2.3.1 增加液氣比

液氣比對脫硫效率的高低有著重要影響。在吸收塔設(shè)計(jì)中，循環(huán)漿液量的多少決定了SO2吸收表面積的大小，在其他參數(shù)恒定的情況下，提高液氣比相當(dāng)于增大了吸收塔內(nèi)的漿液噴淋密度，從而增大了氣液傳質(zhì)表面積，強(qiáng)化傳質(zhì)，提高脫硫效率，提高液氣比是提高脫硫效率的有效措施。液氣比增大帶來的問題是循環(huán)泵流量和吸收塔阻力增大，電耗增高。

2.3.2 采用均流提效構(gòu)件提高脫硫效率

吸收塔均流構(gòu)件能改善吸收塔內(nèi)煙氣分布，煙氣和漿液的流場分布直接決定著吸收塔內(nèi)的傳質(zhì)、傳熱和反應(yīng)進(jìn)行程度。對于無均流提效構(gòu)件塔，改善煙氣分布最有效的措施是增加均流提效構(gòu)件，使進(jìn)入吸收塔內(nèi)的煙氣分布均勻，避免偏流問題；而對于已有均流提效構(gòu)件的吸收塔，可以通過調(diào)節(jié)均流提效構(gòu)件開孔率、加裝第二層均流提效構(gòu)件滿足要求。均流提效構(gòu)件塔相對于空塔的缺點(diǎn)是吸收塔阻力相對較高，引風(fēng)機(jī)電耗較高。

2.3.3 合理布置噴嘴，強(qiáng)化傳質(zhì)效果

采用120°空心錐碳化硅噴嘴，密集布置，面積覆蓋率達(dá)200%以上，在一定的噴射壓力下獲取直徑2000？滋m以下的漿液液滴，增大漿液與煙氣的接觸面積；布置在吸收塔周邊的噴嘴流量比中心噴嘴流量大15%，便于煙氣向中心流動，避免在周邊“短路”。煙氣經(jīng)均流提效構(gòu)件后，在噴淋區(qū)域進(jìn)一步與漿液接觸，再次強(qiáng)化傳質(zhì)，提高脫硫吸收劑的利用率。

2.3.4 將標(biāo)準(zhǔn)噴淋層改為對向互補(bǔ)噴淋層

對向互補(bǔ)噴淋層是在中高硫煤或大型機(jī)組的脫硫項(xiàng)目的實(shí)施中，改進(jìn)了的噴嘴母管的布置方式，其將兩個(gè)噴淋管對向布置在同一層上。據(jù)計(jì)算，在保證脫硫效率的同時(shí)，該種布置可以有效降低脫硫塔的高度及循環(huán)泵的電耗。對向互補(bǔ)噴淋層實(shí)際上是兩臺循環(huán)泵對應(yīng)的兩個(gè)噴淋母管分別從吸收塔的兩側(cè)進(jìn)入吸收塔，在同一個(gè)平面內(nèi)交互布置。顯而易見，在同一層塔的截面內(nèi)，對向互補(bǔ)噴淋層可布置更密的噴嘴，這樣噴淋的覆蓋率和均勻性更好，從而獲得更高的效率。

2.3.5 加裝氣液傳質(zhì)強(qiáng)化構(gòu)件

吸收塔內(nèi)的流場分布情況決定了氣液兩相的混合和傳質(zhì)效果，從而直接影響著SO2的脫除效率。對于傳統(tǒng)的噴淋塔來說，在塔壁區(qū)域，由于噴嘴的布置不盡合理而使得噴淋漿液的覆蓋不足，使得煙氣沿塔壁逃逸，從而降低了脫硫效率。為改善這一狀況，可以通過在噴淋層下面的塔壁區(qū)域安裝氣液傳質(zhì)強(qiáng)化構(gòu)件，充當(dāng)塔壁噴嘴的角色，使得吸收區(qū)漿液的噴淋密度分布更為均勻，從而提高脫硫效率。

2.3.6 建塔外漿池

擴(kuò)大漿池容積，使得漿池中漿液停留時(shí)間延長，漿液與氧氣的接觸時(shí)間也延長，氧化更充分，加入的石灰石漿液利用率更高，有利于系統(tǒng)的PH值控制，確保系統(tǒng)脫硫效率。

通過以上幾種技術(shù)的組合，機(jī)組燃用含硫1%以內(nèi)的燃煤時(shí)，可實(shí)現(xiàn)98.5%以上的脫硫效率，并可達(dá)到超低排放的脫硫標(biāo)準(zhǔn)。

2.4 單塔單循環(huán)提高液氣比

本工藝主要依靠提高液氣比，并輔以優(yōu)化流場結(jié)構(gòu)，從而提高SO2的脫除率。本方案改造工作量較大，需對原有吸收塔進(jìn)行拔高，并在塔內(nèi)部進(jìn)行一系列改造，包括提高吸收塔高度、增加噴淋層數(shù)量、優(yōu)化噴嘴布置，來實(shí)現(xiàn)超低排放的目標(biāo)。但缺點(diǎn)是對燃煤質(zhì)量要求高，吸收塔內(nèi)煙氣流速太高，且煙氣進(jìn)、出口流場不佳，嚴(yán)重影響脫硫效率，脫硫塔系統(tǒng)的能耗太高，同時(shí)還需對原有吸收塔基礎(chǔ)進(jìn)行核算。

2.5 脫硫改造方案的確定

馬鞍山當(dāng)涂發(fā)電有限公司現(xiàn)場改造空間較為緊張，結(jié)構(gòu)非常緊湊，需綜合考慮改造方案。采用單塔單循環(huán)強(qiáng)化傳質(zhì)與單塔單循環(huán)提高液氣比，兩種方式相結(jié)合的改造方案，吸收塔加高，整體更換噴淋層，并新增加一層，噴淋層噴嘴全部更換；對原有3臺漿液循環(huán)泵進(jìn)行改造，新增1臺漿液循環(huán)泵和1臺小流量羅茨型氧化風(fēng)機(jī)；采用均流提效構(gòu)件提高脫硫效率，加裝氣液傳質(zhì)強(qiáng)化構(gòu)件。

3 除塵改造技術(shù)方案的選擇

馬鞍山當(dāng)涂發(fā)電有限公司1號機(jī)采用雙室四電廠靜電除塵器，2014年進(jìn)行了小分區(qū)改造，由之前的16個(gè)大分區(qū)分割成32個(gè)小分區(qū)，并將一、二電場高壓電源更換為高頻電源，第三、四電場分小區(qū)后采用脈沖高頻電源，根據(jù)改造后性能試驗(yàn)報(bào)告在100%工況下，除塵器出口煙塵濃度為23.0mg/Nm3，除塵效率為99.91%，考慮到脫硫系統(tǒng)對煙塵的脫除效率一般認(rèn)為低于50%，并存在脫硫后煙氣攜帶石膏霧滴的可能，目前條件下無法滿足煙塵超低排放小于10mg/Nm3的要求，因此需對除塵設(shè)施進(jìn)行改造。

3.1 濕式電除塵技術(shù)

目前國內(nèi)采用的濕式電除塵主要分為三類，柔性電極濕式電除塵技術(shù)、金屬電極電除塵技術(shù)和導(dǎo)電玻璃鋼電極濕式電除塵技術(shù)。柔性電極濕式電除塵技術(shù)采用非金屬織物柔性電極作為陽極板，在水浸潤后可具備導(dǎo)電性，材質(zhì)本身也耐腐蝕，不額外增加藥品，收集水也可回收。物耗、能耗低。由于基本不噴水，且陽極吸附極性水液滴和SO3氣溶膠，可有效控制PM2.5排放和避免石膏雨的發(fā)生。金屬電極式濕式電除塵技術(shù)的電極采用高耐腐蝕的哈氏合金（如C276）或不銹鋼316L材料制作，設(shè)備內(nèi)需布置大量噴嘴，陽極有腐蝕風(fēng)險(xiǎn)，需對收集水進(jìn)行廢水處理，物耗、能耗高。導(dǎo)電玻璃鋼電極濕式電除塵技術(shù)采用專利的CF材質(zhì)，陽極板具有良好的導(dǎo)電性、耐腐蝕性，表面光滑，系統(tǒng)運(yùn)行電耗低，不額外增加藥品，收集水可直接回用，物耗、能耗低。由于基本不噴水，且陽極吸附極性水液滴和SO3氣溶膠，可有效控制PM2.5排放和避免石膏雨的發(fā)生。

3.2 吸收塔內(nèi)一體化除塵技術(shù)

吸收塔內(nèi)一體化除塵技術(shù)是在吸收塔內(nèi)改造，在噴淋層的下放加設(shè)一層高效旋匯耦合裝置，引風(fēng)機(jī)出口煙氣進(jìn)入吸收塔，經(jīng)過高效旋匯耦合裝置，利用流體動力學(xué)原理，形成強(qiáng)大的可控湍流空間，使氣液固三相充分接觸，提高傳質(zhì)效率；在噴淋層的上方除霧器更換為管束式除塵器，經(jīng)高效脫硫及初步除塵后的煙氣向上經(jīng)離心管束式除塵裝置進(jìn)一步完成高效除塵除霧過程，實(shí)現(xiàn)對微米級粉塵和細(xì)小霧滴的脫除，實(shí)現(xiàn)煙塵低于10mg/Nm3超凈脫除。

3.3 除塵改造技術(shù)方案的確定

1號機(jī)電除塵器剛改造不久，除塵器效率高，出口煙塵濃度小于23mg/Nm3，若采用濕式電除塵技術(shù)改造工期長、造價(jià)高，且現(xiàn)場布置濕式電除塵器空間較為緊張，因?yàn)楦鶕?jù)除塵技術(shù)效果和現(xiàn)場條件，1號機(jī)除塵改造采用吸收塔內(nèi)一體化除塵技術(shù)。

4 改造前后數(shù)據(jù)對比

4.1 三項(xiàng)污染物的平均排放數(shù)據(jù)

根據(jù)1號機(jī)改造前在線監(jiān)控?cái)?shù)據(jù)整理出三項(xiàng)污染物的平均排放數(shù)據(jù)如表1。改造完成后7月12日委托中國大唐集團(tuán)科學(xué)技術(shù)研究研有限公司華東分公司進(jìn)行了性能測試，測試結(jié)果均達(dá)到超低排放標(biāo)準(zhǔn)要求，測試結(jié)果見表2。

4.2 省煤器煙氣擋板調(diào)試試驗(yàn)結(jié)果

50%-100%BMCR工況，省煤器煙氣擋板開度100%，SCR入口煙溫均保持在300℃以上，滿足投脫硝要求，且省煤器壁溫偏差均控制在15℃以內(nèi)；40%THA工況下，省煤器煙氣擋板開度10%，SCR入口煙溫可保持在299℃以上，滿足投脫硝要求，省煤器壁溫偏差控制在40℃以內(nèi)。

5 結(jié)束語

燃煤電廠在進(jìn)行超低排放改造時(shí)，要充分了解目前政策要求，要對不斷推出的新技術(shù)進(jìn)行充分的調(diào)研，避免出現(xiàn)改造后不能穩(wěn)定達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)要求的情況，避免二次改造。在不同類型的機(jī)組上應(yīng)結(jié)合現(xiàn)有設(shè)備及環(huán)保排放情況，以安全、經(jīng)濟(jì)、環(huán)保為原則，選擇最適合本企業(yè)的優(yōu)化方案，達(dá)到最佳的改造效果。

參考文獻(xiàn)

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作者簡介：任曉東（1989-），男，安徽阜陽人，畢業(yè)于華北電力大學(xué)環(huán)境工程專業(yè)，助理工程師，現(xiàn)工作于馬鞍山當(dāng)涂發(fā)電有限公司安全監(jiān)察部，從事火電廠環(huán)境保護(hù)管理工作。