大唐集团公司燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线

1、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 总那么第一条 为落实国家?煤电节能减排升级与改造行动计 划 2021-2021 年?以下简称“行动方案 ，标准集团公 司环保设施改造工作管理，指导企业确定烟气污染物超低排 放改造技术方案， 确保各项烟气污染物治理设备平安、 稳定、 经济、环保运行，制定本指导意见。第二条 编制依据GB13223-2021 ?火电厂大气污染物排放标准? 关于执行大气污染物特别排放限值的公告环保部 2021 年第 14 号 关于印发?煤电节能减排升级与改造行动方案 2021-2021 年的通知? 发改能源 20212093 号关于印发?燃煤发电机组环

2、保电价及环保设施运行监管方法? 的通知发改 价格 2021536 号?火电厂烟气治理设施运行管理技术标准? 环保部 2021 年第 18 号 ?火电厂除尘工程技术标准? 环保部 2021 年第 17 号 燃煤电厂除尘技术路线指导意见中电联 2021 中国大唐集团公司燃煤发电企业烟尘排放控制指导意见试行 2021 中国大唐集团公司脱硫设施建设与生产管理方法 181 号 2021 中国大唐集团公司脱硝改造工程平安质量管理方法 95 号 2021 中国大唐集团公司燃煤发电企业氮氧化物排放控制指导意见 试行2021 第三条 超低排放技术改造实施后， 在干基准氧含量 6% 的条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧

3、化物排放浓度限值为 10mg/m 3、35 mg/m 3、 50 mg/m 3。特殊地区烟尘排放浓 度限值为 5mg/m 3 。第四条 本指导意见适用于中国大唐集团公司单机容量 300MW 及以上燃煤机组气污染物超低排放改造工程，其它 机组可参照本指导意见执行。第二章 改造原那么第五条 企业需结合国家及地方环保政策、法规、标准 的要求，并结合企业自身开展的特殊需求，合理制定烟气污 染排放目标。第六条 实施超低排放改造的企业，需对现有环保设施 进行充分诊断分析， 结合环保设施实际运行状况、 现场条件， 并综合考虑引风机扩容、烟道优化降低阻力及烟气冷却器回 收烟气余热等技术的实施和应用，经过充分技

4、术经济比拟后， 制定系统化改造方案。第七条 超低排放改造技术方案应统筹考虑低氮燃烧器、 脱硝、除尘、脱硫、烟囱等设施的协同影响关系，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。第八条 超低排放改造应充分挖掘管理减排的潜力，优 先考虑燃煤管理、完善设备配置、恢复设备性能，确保环保 设施达设计值。第三章 超低排放改造技术路线第九条 超低排放技术改造范围包括：低氮燃烧器、烟 气脱硝装置、烟气冷却器可选择安装 、除尘器、湿法烟 气脱硫装置、湿式电除尘器 可选择安装 、烟气再热器可 选择安装及附属设施。一脱硝系统： 其主要功能是实现 NOx 的

5、高效脱除。二除尘器前设置烟气冷却器：其主要功能是通过降 低烟温实现降低烟气量和烟尘比电阻的作用，有利于烟尘脱 除和余热利用。三除尘器：其主要功能是实现烟尘的高效脱除，同 时实现 SO 3、汞的协同脱除。四湿法脱硫装置：其主要功能是实现SO 2 的高效脱除，同时实现烟尘、 SO 3、汞的协同脱除。在保证脱硫效果 的同时，通过喷淋层、除雾器等的优化设计或安装高效除尘 除雾装置，进一步提高除尘效率。五湿式电除尘器：其主要功能是实现烟尘、SO3 、汞等污染物的进一步脱除。六烟气再热器：其主要功能是将湿烟气加热至适宜 温度，改善烟囱运行条件，同时还可改善石膏雨和烟囱“冒 白烟的现象。第十条 氮氧化物排放

6、控制技术路线一氮氧化物控制主要包括低氮燃烧技术、 SCR 烟气 脱硝技术、 SNCR 烟气脱硝技术。低氮燃烧技术改造的起步值和目标值参考?中国大唐集 团公司燃煤发电企业氮氧化物排放控制指导意见试行 ?。二优先采用低氮燃烧技术、 SCR 烟气脱硝技术实现 氮氧化物达标排放，当采用此方案改造后氮氧化物不能达标 时，可采用配煤或 SCR、SNCR 脱硝技术相结合的方式进一 步降低氮氧化物排放。三 SCR烟气脱硝技术的设计脱硝效率不宜大于90% , SCR 烟气脱硝技术改造要充分考虑脱硝催化剂上方约 0.5m 处烟气速度分布最大允许偏差、烟气温度分布最大允许偏差、NH 3/NO X 摩尔比分布最大允许

7、偏差、烟气垂直入射角最大 允许偏差，以满足较高脱硝效率要求。四SCR 烟气脱硝技术改造方案应根据原脱硝催化剂 的活性、脱硝效率核实催化剂用量，中选用催化剂再生或新 增催化剂方案时，催化剂型式建议与原催化剂型式一致。五为满足机组在低负荷时氮氧化物稳定达标排放， 电力企业应根据机组的情况，因地制宜选择可靠、经济的技 术改造方案解决低负荷 SCR 脱硝系统不能投运的问题。六解决低负荷脱硝系统不能投运的技术方案包括： 省煤器分级技术、 省煤器烟气旁路技术、 省煤器水旁路技术、 省煤器流量置换技术、零号高加技术、 SO3 吸附技术等，优 先采用锅炉燃烧调整、优化吹灰方式、改善催化剂配方等较 经济的方式。

8、第十一条 烟尘排放控制技术路线一烟尘排放改造技术主要包括静电除尘器改造技术、 电袋 / 袋除尘器改造技术、 脱硫除尘一体改造技术、 湿式电除 尘器改造技术。二烟尘排放优先采用干式除尘器提效改造技术与脱 硫除尘一体化改造技术。三脱硫除尘一体化改造技术主要是通过优化喷淋层、 除雾器设计或脱硫塔内部安装高效除尘除雾装置，进一步提 高脱硫协同除尘效率，降低脱硫塔出口雾滴含量。四烟囱入口烟尘浓度小于 10mg/m 3 技术路线 当除尘器出口烟尘浓度小于 20 mg/m 3 时，利用脱硫除 尘一体化等装置，确保脱硫装置出口烟尘浓度小于 10mg/m 3。当除尘器出口烟尘浓度小于 30 mg/m 3 时，通

9、 过对除尘器、脱硫塔采用一定的措施到达脱硫装置出口烟尘 浓度小于 10mg/m 3 。除尘器改造方案参考?中国大唐集团公司燃煤发电企业 烟尘排放控制指导意见试行 ?。五烟囱入口烟尘浓度小于 5mg/m 3 技术方案 当除尘器出口烟尘浓度小于 30mg/m 3 时，优先通过脱 硫协同除尘作用，降低脱硫塔出口烟尘浓度，再通过湿式电 除尘器实现烟囱入口烟尘浓度小于 5mg/m 3。当采用其他技 术能够保证烟囱入口烟尘浓度小于 5mg/m 3 时，可以不安装 湿式电除尘器。第十二条 二氧化硫排放控制技术路线一二氧化硫控制技术主要包括单塔单循环、单塔双 区、单塔双循环、串塔等，单塔单循环技术包括强化气液

10、传 质优化喷嘴布置、 增加均流构件、 控制吸收塔内部 PH 值、 提高气液比增加喷淋层数量、优化喷嘴布置 。二当改造前脱硫塔出口二氧化硫排放浓度为 50mg/m 3 时，可以采用单塔单循环改造技术满足排放要求； 局部燃用低硫煤的机组，如原脱硫装置设计裕量较大，可通 过进一步控制燃煤含硫量，满足排放要求。三当改造前脱硫塔出口二氧化硫排放浓度为 100 mg/m 3 或 200mg/m 3 时 ,可以采用单塔双区、单塔双循环、 双塔双循环串塔 、单塔单循环改造结合单塔双区或单塔 双循环改造，当脱硫塔直径较大、塔体较高时，也可以采用 单塔单循环技术改造，满足排放要求。四对于湿法脱硫系统设置回转式烟气

11、换热器 GGH 的机组，根据实际烟温情况，可采用烟气冷却器与烟气再热 器联合的 MGGH 方案。表一：燃煤电厂烟气污染物超低排放改造技术路线控制对象改造目标目前排放技术路线氮氧化物50 mg/m3100/200 mg/m3米用SCR脱硝技术改造，且SCR 脱硝设计效率不大于90%时SCR脱硝米用SCR脱硝技术改造，且SCR脱硝设计效率大于90%时配煤+SCR脱硝SNCR+SCR 脱硝二氧化硫35 mg/m350 mg/m3单塔单循环：优化喷嘴布置、增加喷淋层数量、增加均流构件、控制内部PH值等100/200 mg/m31、单塔单循环2、单塔双区3、单塔双循环4、双塔双循环串塔烟尘310 mg/

12、m20 mg/m3原除尘器改造+脱硫除尘一体化30 mg/m3原除尘器改造+脱硫除尘一体化+其他措施5 mg/m320 mg/m3原除尘器改造+脱硫除尘一体化+湿式电除尘器可选择安装30 mg/m3原除尘器改造+脱硫除尘一体化+其他措施+湿式电除尘器可选择安装第四章超低排放技术改造管理第十三条环保设施改造性能测试由集团科研院统一安排环保设施改造前后的性能测试， 严格把控环保设施性能测试数据的全面性、真实性，正确反 映环保设施真实的运行状态。第十四条环保设施运行状态诊断根据环保设施初设条件、性能测试数据、同类相似边界 条件环保设施的运行状态，诊断目前在运环保设施的运行状 态，挖掘环保设施最大潜力。第十五条污染物排放改造工程可研报告编制超低排放改造可研报告编制基于现场性能测试，充分考 虑进近几年煤种的变化，预测未来几年煤种可能变化趋势， 对燃煤、脱硝、除尘器、脱硫、引风机、烟道阻力情况、烟 囱防腐、机组检修工期等现状进行综合评估，提出最正确改造 方案。第十六条可研报告审查污染物排放达标技术改造工程可行性研究经过分子公 司审查会，由集团科学技术研究院进