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锅炉烟气超低排放工程
技
术
协
议
需：***************
供：**************
签订日期：二零一五年八月十六日
简 述
现有1台150t/h和1台90t/h循环流化床锅炉装置，1台150t/h循环流化床锅炉待建，燃烧介质为烟煤、造气炉灰的混合煤种，混合比例为：烟煤：造气炉灰＝70：3。随着环保要求标准的不断提高，原有脱硫装置已无法满足规定的烟气排放要求，为了NOX、SO2排放达到区域标准及符合NOX、SO2排放总量控制的要求，以及有关法规、规和排放的要求，需对现有的1台150t/h和1台90t/h以及待建的1台150t/h循环流化床锅炉装置配套建设相应的烟气脱硫脱硝装置。一期建设一套氨法脱硫装置（包括脱硫、硫酸铵后处理、氨区）和两套SNCR脱硝装置（现有锅炉），二期预留一套氨法脱硫装置（硫酸铵后处理和氨区共用一期装置）以及一套SNCR脱硝系统（待建锅炉），单套氨法脱硫装置烟气负荷按照3台锅炉满负荷同时运行烟气量进行设计，即按照三炉两塔式进行配置，锅炉考虑三台同时运行，脱硫塔为一用一备运行；本工程围为三炉一塔。
根据发改委《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》的要求，东部地区11 省市新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本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、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50 mg/m3）。、等沿海发达省份，当地政府已发文要求燃煤发电机组达到超低排放。超低排放就是燃煤发电机组（燃煤锅炉）的排放达到天然气锅炉及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、氮氧化物排放浓度分别不高于5、35、50 mg/m3）。
同时，为做好省大气污染防治技术支撑，根据省大气污染防治工作领导小组办公室印发的《省燃煤发电机组超低排放升级改造专项行动实施案》的要求，相关单位开展编制并发布了省关于征求《燃煤电厂大气污染物排放标准（征求意见稿）》（全文），同时该标准已申报省质量技术监督局立项，不日实施。
为适应环保新形势的需要，解决当前脱硫脱硝后尾气夹带雾滴及细微颗粒等问题，达到超低排放要求，在对湿式电除雾器除雾机理论证其可行性的基础上，借鉴国外湿式电除雾器应用于燃煤锅炉尾气进行深度净化的成功案例，本项目确定采用高效湿式电除雾器对本项目燃煤锅炉脱硫脱硝净化后烟气进行深度净化治理。
本项目烟气脱硫脱硝后烟气进行深度净化处理采用“一塔一器”流程，即1台脱硫吸收塔配套1台湿式电除雾器。湿式电除雾器安装于脱硫吸收塔顶部，钢结构操作平台式。
本次锅炉烟气超低排放工程的基本流程为：3台循环流化床锅炉经SNCR脱硝装置处理后出来的烟气进入汇总烟道，再通过汇总烟道挡板门切换进入单套氨法脱硫装置，经脱硫后的净烟气再通过塔顶湿式电除雾器进行深度净化后，经顶部直排烟囱超低排放。
其中，氨法脱硫装置同时配套建设一套硫酸铵处理系统，本工程生产合格品固体硫酸铵，生产能力按照设计工况下硫酸铵产能的150%进行设计。氨法脱硫和SNCR脱硝共用一套吸收剂储存系统，吸收剂原料采用20%氨水，由厂区管道接入。
本工程三台锅炉总烟气量为810000m3/h，折合标况烟气量约556049Nm3/h，其中SO2浓度为5500mg/Nm3，SNCR入口NOX浓度≤150mg/Nm3，%，%，烟气温度≤130℃。
本工程经氨法脱硫、SNCR脱硝、湿式电除雾深度净化后的烟气出口SO2≤35 mg/m3，烟尘含量≤5 mg/m3，NOX≤50mg/m3，NH3逃逸量≤ mg/Nm3，达到超低排放的要求。此项目建成后能够对集团公司的发展产生良好的社会效益及环境效益，对企业的可持续发展具有重大的意义。
本工程建设期分为两个阶段：一期工程包括现有锅炉对应的两套SNCR脱硝装置、一套氨法脱硫装置（包括脱硫、硫酸铵后处理、氨区）、一套湿式电除雾装置；二期工程包括待建150t/h锅炉对应的一套SNCR脱硝装置、一套氨法脱硫装置（包括脱硫，硫酸铵后处理及氨区共用一期工程）、一套湿式电除雾装置。其中单套氨法脱硫装置及湿式电除雾装置烟气负荷考虑三台锅炉满负荷运行时的最大烟气量进行设计，本装置为一期工程。
目 录
一、概述 4
工程围 4
设计围 4
二、技术总则 4
三、设计条件和环境条件 6
四、技术要求 9
脱硫部分 9
技术要求 9
脱硫装置的设计、制造和安装应遵循的标准原则 9
工艺技术 10
技术要求 10