大唐集团公司燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线201500309.docx

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）》（以下简称“行动计划”），规范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安全、稳定、经济、环保运行，制定本指导意见。第二条编制依据GB13223-2011《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2013年第14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》（发改能源[2014]2093号）关于印发《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》的通知（发改价格[2014]536号）《火电厂烟气治理设施运行管理技术规范》（环保部2014年第18号）《火电厂除尘工程技术规范》（环保部2014年第17号）燃煤电厂除尘技术路线指导意见（中电联2014）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）（2014）中国大唐集团公司脱硫设施建设与生产管理办法（181号〔2013〕）中国大唐集团公司脱硝改造工程安全质量管理办法（95号〔2013〕）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）（2011）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、氮氧化物排放浓度限值为10mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3。特殊地区烟尘排放浓度限值为5mg/m3。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。参考执行？）土第二章 改造原则第五条 企业需结合国家及地方环保政策、法规、标准的要求，并结合企业自身发展的特殊需求，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，经过充分技术经济比较后，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SO3、汞的协同脱除。（四）湿法脱硫装置：其主要功能是实现SO2的高效脱除，同时实现烟尘、SO3、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合适温度，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、NH3/NOX摩尔比分布最大允许偏差、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，当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