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

1附件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）》和《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的要求，进一步规范集团公司环保改造工作管理，指导企业确定烟气污染物超低排放改造技术方案，确保发电机组安全、稳定、经济、环保运行，特制定本指导意见。第二条本指导意见适用于集团公司单机容量30万千瓦及以上燃煤发电机组超低排放环保改造工程，其它燃煤发电机组可参照本指导意见执行。第二章改造原则第三条发电企业按照“东部地区2017年、中部地区2018年、西部地区2020年”实现超低排放的目标制定合理改造计划。同时需结合企业自身发展需要，合理制定烟气污染物排放目标。超低排放技术改造实施后，大气污染物排放浓度应达到燃气轮机组排放限值（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、2氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3）。地方政府有更严格的排放限值要求时，应执行地方排放要求。第四条实施超低排放改造的企业，应对现有环保设施进行充分诊断，结合环保设施实际运行情况、现场条件和新排放要求，考虑一定的处理裕量，经技术经济比较后制定改造方案。第五条改造方案应统筹考虑低氮燃烧器、脱硝、除尘、脱硫、烟囱等设施的相互影响，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。第六条超低排放改造应充分挖掘管理减排的潜力，优先考虑加强燃煤管理、加强设备日常检修维护等方式，保证设备达设计值运行。对脱硝催化剂应进行定期检测和寿命管理，保证达到设计脱硝效率。第三章超低排放改造技术路线第七条超低排放改造技术主要包括：低氮燃烧器、烟气脱硝装置、烟气冷却器、除尘器、湿法烟气脱硫装置、湿式电除尘器、烟气再热器等。第八条氮氧化物排放控制技术路线（一）氮氧化物控制技术主要包括低氮燃烧技术、SCR烟气脱硝技术和SNCR烟气脱硝技术。优先采用低氮燃烧技术与SCR烟气脱硝技术相结合，实现氮氧化物达标排放。3（二）已完成低氮燃烧器改造的机组，应按照《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）》的要求，通过优化调整确保氮氧化物达到改造目标值。实施低氮燃烧技术改造后，在达到飞灰可燃物不上升、锅炉效率不降低的前提下，使炉膛出口（在全负荷条件下）氮氧化物浓度不高于表1中的目标值。表1：燃煤锅炉低氮燃烧技术改造目标值（单位：mg/Nm3）燃烧型式无烟煤贫煤烟煤褐煤⑴Vdaf≤12%12%≤Vdaf≤17%17%≤Vdaf≤23%23%≤Vdaf≤30%30%≤Vdaf≤40%Vdaf≥40%四角切圆800500400300225250/350旋流对冲—500400300225250/350W型火焰1000900————注：（1）褐煤锅炉制粉系统如采用风扇磨煤机，宜选250mg/m3；如采用中速磨煤机煤机，宜选350mg/m3。（三）对SCR烟气脱硝装置，通过设计论证确定后可采用更换、再生或加装催化剂等方法提高脱硝效率。（四）为满足机组全工况氮氧化物稳定达标排放，发电企业应根据机组的情况，因地制宜完善技术改造方案，实现SCR脱硝系统全工况运行。主要技术方案包括：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，应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。（五）如采用上述改造方案氮氧化物不能实现达标排放，可配合采用配煤或SNCR脱硝技术进一步降低氮氧化物排放。煤4粉锅炉采用SNCR技术后，应保证空预器入口氨逃逸率不大于3ppm。第九条烟尘排放控制技术路线（一）烟尘控制技术主要包括电除尘器、电袋/布袋除尘器、脱硫除尘一体化、湿式电除尘器。电除尘器的提效改造技术包括，电源技术（高频、软稳、脉冲等电源技术）、低温（低低温）技术、扩容改造、烟气流场优化、清灰方式优化、烟气调质、导电滤槽、电场小分区供电、烟尘凝聚等技术。（二）可研编制时应对原除尘器进行诊断分析，确定实际烟尘排放情况。（三）脱硫除尘一体化技术脱硫除尘一体化技术是多项提效技术的组合，包括流场优化（加装托盘、提效环等均流构件）、喷淋层优化、脱硫塔增容、安装高效除尘除雾装置等。脱硫除尘一体化技术的适用条件：1.原除尘器出口烟尘浓度在不同负荷下稳定小于20mg/m3。2.原脱硫系统满足或可通过增容改造后满足以下条件：（1）喷淋层间距不小于2m；底层喷淋层中心线至原烟气入口烟道上沿距离不小于3m；最上层喷淋层中心线至除雾器最下沿距离不小于3m；最上层除雾器顶部至塔上部塔壁垂直段上沿距离不小于2m。（2）喷淋覆盖率不小于300%，液气比不小于25。吸收塔加装均流装置的，经折算后液气比应不小于25。5（3）采用屋脊式除雾器方案的空塔烟气流速应控制在3.5m/s-3.8m/s，采用管束式除雾器的空塔烟气流速应控制在3.2m/s-3.8m/s。当上述条件不能满足时，不宜采用脱硫除尘一体化技术。（四）湿式电除尘器技术1.湿式电除尘器技术的适用条件：（1）当烟尘排放限值为5mg/m3时，湿式电除尘器入口烟尘宜小于30mg/m3；当烟尘排放限值为10mg/m3时，入口烟尘宜小于60mg/m3。（2）烟气流速宜控制在3.5m/s以内。（3）比集尘面积不小于15m2/(m3/s)。（4）现场空间满足湿式电除尘器改造要求。2.湿式电除尘器电极与集尘材料应选用可靠的、具有一定防腐能力的材料，确保整机使用寿命为30年。（五）方案选择原则1.降低造价，节省工期，达到超低排放标准。2.当改造条件不适用脱硫除尘一体化技术的情况下，可考虑选择湿式电除尘器技术或采用改造前端除尘器和脱硫装置达到适用脱硫除尘一体化技术，两者需要经过技术经济比较后确定。3.当改造条件不适用湿式电除尘器技术时，可考虑对前端除尘器进行相应改造，以满足湿式电除尘器使用条件，确保稳定达到超低排放标准。6第十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、串塔等技术，如脱硫装置必须进行改造，要充分考虑脱硫装置的协同除尘效果。（二）原脱硫塔出口二氧化硫排放浓度小于50mg/m3时，可采用在原塔基础上进行改造达到排放要求；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）原脱硫塔出口二氧化硫排放浓度小于100mg/m3或200mg/m3时,可采用单塔双区、单塔双循环、双塔双循环（串塔）技术，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，也可采用单塔单循环技术改造，满足排放要求。（四）脱硫塔改造后塔内浆液循环停留时间不小于4min，新增脱硫塔塔内烟气流速应小于3.8m/s。（五）对于湿法脱硫系统设置回转式烟气换热器GGH的机组，可根据实际烟温情况，采用烟气冷却器与烟气再热器联合的MGGH方案。烟气加热器将烟温提高到72℃以上且处于干热状态，避免烟气在烟囱排烟筒内冷凝结露而产生烟囱雨现象。第四章超低排放改造管理第十一条环保设施改造性能测试7由集团公司科研院统一安排环保设施改造前后的性能测试，保证环保性能数据的全面、准确。性能测试前必须完成所有项目的调整试验。性能测试项目和调整试验项目须按集团公司统一标准执行。环保验收试验须按照环保部门相关要求执行。第十二条环保设施运行状态诊断根据环保设施设计条件、性能测试数据、同类相似边界条件环保设施的运行状态，诊断目前环保设施的运行状态，挖掘环保设施的最大潜力。第十三条超低排放改造工程可研报告编制超低排放改造可研报告编制应在现场性能测试结果的基础上，充分考虑近几年煤种的变化，预测未来煤种的变化趋势，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。第十四条可研报告审查分子公司审查可研报告后，报集团公司科研院审查并出具审查意见。第十五条废旧催化剂管理发电企业对于脱硝改造后产生的废旧催化剂的处置方式应符合环保部门要求。第十六条运行维护管理发电企业应借鉴主机组设备运行维护管理的成功经验，进一步提高环保设施运行维护管理水平，在满足环保达标排放的同时兼顾节能效果，要充分考虑燃用煤种和机组工况的变化，8确保实现各项污染物无条件稳定达标排放。第十七条煤种管理发电企业应统筹做好配煤掺烧工作，控制燃用煤种满足各环保设施的设计要求。第十八条施工组织管理发电企业要落实主体责任，落实集团公司相关规定，加强施工组织管理，保证改造项目的安全、质量。第五章附则第十九条本指导意见由集团公司安全生产部负责解释。第二十条本指导意见自发布之日起实施。