大唐集团公司燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线
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/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、
NH 3/NO X 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。
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，通过对除尘器、脱硫塔采用一定的措施达到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；部分燃用低硫煤的机组，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
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，提出最佳改造方案。
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行审查并出具审查意见。
第十七条运行维护管理
优化、加强运行维护管理，环保设施运行首先满足达标排放为前提，然后考虑节能效果，环保设施的运行操作充分
考虑工况和煤种的变化，设备检修、验收严格按照检修规程执行，同时可借鉴其他设备运行维护管理成功经验，确保实现污染物达标排放。
第十八条煤种管理
不同煤种对烟气污染物控制的影响程度不同，电厂应做好计划调运工作，充分利用煤场混煤设施，合理控制运行煤种。