环保部印发《燃煤电厂超低排放烟气治理工程技术规范（征求意见稿）》

　　1适用范围

　　本标准规定了燃煤电厂超低排放烟气治理工程的总体要求，超低排放系统与工艺设计，主要工艺设备和材料，检测与过程控制，主要辅助工程，劳动安全与职业卫生，工程施工与验收，运行与维护等技术要求。

　　本标准适用于100MW及以上燃煤发电机组(含热电)配套的超低排放烟气治理工程，可作为燃煤电厂建设项目环境影响评价、环境保护设施设计、施工、调试、验收和运行管理以及环境监理、排污许可证审批的技术依据。100MW以下燃煤发电机组的超低排放烟气治理工程可参照执行。

　　2规范性引用文件

　　本标准内容引用了下列文件中的条款。凡是不注日期的引用文件，其有效版本适用于本标准。

　　GB/T212煤的工业分析方法

　　GB/T219煤灰熔融性的测定方法

　　GB/T1574煤灰成分分析方法

　　GB3087低中压锅炉用无缝钢管

　　GB5043螺纹口管制玻璃瓶

　　GB5310高压锅炉用无缝钢管

　　GB/T6719袋式除尘器技术要求

　　GB12348工业企业厂界环境噪声排放标准

　　GB/T12801生产过程安全卫生要求总则

　　GB13223火电厂大气污染物排放标准

　　GB/T13931电除尘器性能测试方法

　　GB/T16913粉尘物性试验方法

　　GB18599一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准

　　GB/T19229.1燃煤烟气脱硫设备第1部分：燃煤烟气湿法脱硫设备

　　GB/T19229.2燃煤烟气脱硫设备第2部分：燃煤烟气干法/半干法脱硫设备

　　GB/T19229.3燃煤烟气脱硫设备第3部分：燃煤烟气海水脱硫设备

　　GB/T21508燃煤烟气脱硫设备性能测试方法

　　GB/T21509燃煤烟气脱硝技术装备

　　GB/T22395锅炉钢结构设计规范

　　GB/T27869电袋复合除尘器

　　GB/T31391煤的元素分析

　　GB/T31584平板式烟气脱硝催化剂

　　GB50016建筑设计防火规范

　　GB50040动力机器基础设计规范

　　GB50046工业建筑防腐蚀设计规范

　　GB/T50087工业企业噪声控制设计规范

　　GB50160石油化工企业防火设计规范

　　GB50212建筑防腐蚀工程施工及验收规范

　　GB50217电力工程电缆设计规范

　　GB50222建筑内部装修设计防火规范

　　GB50229火力发电厂与变电站设计防火规范

　　GB50351储罐区防火堤设计规范

　　GB50660大中型火力发电厂设计规范

　　GB50895烟气脱硫机械设备工程安装及验收规范

　　GBZ1工业企业设计卫生标准

　　GBZ2.1工业场所有害因素职业接触限值第1部分：化学有害因素

　　GBZ2.2工作场所有害因素职业接触限值第2部分：物理因素

　　DL/T260燃煤电厂烟气脱硝系统性能验收试验规范DL/T335火电厂烟气脱硝(SCR)系统运行技术规范

　　DL/T341火电厂石灰石/石灰—石膏湿法烟气脱硫系统检修导则

　　DL/T362燃煤电厂环保设施运行状况评价技术规范

　　DL/T461燃煤电厂电除尘器运行维护管理导则

　　DL/T514电除尘器

　　DL/T869火力发电厂焊接技术规程

　　DL/T997火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标

　　DL/T998石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统性能验收试验规范

　　DL/T1050电力环境保护技术监督导则

　　DL/T1051电力技术监督导则

　　DL/T1149火电厂石灰石/石灰—石膏湿法烟气脱硫系统运行导则

　　DL/T1150火电厂烟气脱硫系统验收技术规范

　　DL/T1286火电厂烟气脱硝催化剂检测技术规范

　　DL/T1371火电厂袋式除尘器运行维护导则

　　DL/T1589湿式电除尘技术规范

　　DL/T5054火力发电厂汽水管道设计规范

　　DL/T5072火力发电厂保温油漆设计规程

　　DL/T5121火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程DL/T5136火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5137电测量及电能计量装置设计技术规程

　　DL/T5153火力发电厂厂用电设计技术规定

　　DL/T5161电气装置安装工程质量检验及评定规程

　　DL/T5175火力发电厂热工控制系统设计技术规定

　　DL/T5182火力发电厂热工自动化就地安装、管路、电缆设计技术规定

　　DL5190电力建设施工技术规范

　　DL/T5196火力发电厂烟气脱硫设计技术规程

　　DL/T5210电力建设施工质量验收及评定规程

　　DL/T5240火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程

　　DL/T5257火电厂烟气脱硝工程施工验收技术规程

　　DL/T5417火电厂烟气脱硫工程施工质量验收及评定规程

　　DL/T5418火电厂烟气脱硫吸收塔施工及验收规程

　　DL/T5480火力发电厂烟气脱硝设计技术规程

　　HJ/T75固定污染源烟气排放连续监测系统技术规范(试行)

　　HJ/T76固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法(试行)

　　HJ/T178烟气循环流化床法脱硫工程通用技术规范HJ/T179石灰石/石灰-石膏法脱硫工程通用技术规范

　　HJ/T255建设项目竣工环境保护验收技术规范火力发电厂

　　HJ/T323环境保护产品技术要求电除雾器

　　HJ/T324环境保护产品技术要求袋式除尘器用滤料

　　HJ/T326环境保护产品技术要求袋式除尘器用覆膜滤料

　　HJ/T327环境保护产品技术要求袋式除尘器滤袋HJ562火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法

　　HJ563火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法HJ692固定污染源废气氮氧化物的测定非分散红外吸收法HJ2001氨法脱硫工程通用技术规范

　　HJ2039火电厂除尘工程技术规范HJ2040火电厂烟气治理设施运行管理技术规范

　　HJ2046火电厂烟气脱硫工程技术规范海水法JB/T5906电除尘器阳极板JB/T5909电除尘器用瓷绝缘子

　　JB/T5910电除尘器

　　JB/T5913电除尘器阴极线

　　JB/T5916袋式除尘器用电磁脉冲阀

　　JB/T5917袋式除尘器用滤袋框架

　　JB/T6407电除尘器设计、调试、运行、维护安全技术规范

　　JB/T8533回转反吹类袋式除尘器

　　JB/T10191袋式除尘器安全要求脉冲喷吹类袋式除尘器用分气箱

　　JB/T10340袋式除尘器用压差式清灰控制仪

　　JB/T10440大型煤粉锅炉炉膛及燃烧器性能设计规范

　　JB/T10921燃煤锅炉烟气袋式除尘器

　　JB/T10989湿法烟气脱硫系统专用设备除雾器

　　JB/T11267顶部电磁锤振打电除尘器

　　JB/T11311移动板式电除尘器

　　JB/T11639除尘用高频高压整流设备

　　JB/T11644电袋复合除尘器设计、调试、运行、维护安全技术规范

　　JB/T11647火电厂无旁路湿法烟气脱硫系统设计技术导则

　　JB/T12113电凝聚器JB/T12114电袋复合除尘器气流分布模拟试验方法

　　JB/T12118电袋复合除尘器袋区技术条件

　　JB/T12129燃煤烟气脱硝失活催化剂再生及处理方法

　　JB/T12131燃煤烟气净化SCR脱硝流场模拟试验技术规范

　　JB/T12591低低温电除尘器JB/T12592低低温高效燃煤烟气处理系统

　　JB/T12593燃煤烟气湿法脱硫后湿式电除尘器

　　TSGR0003简单压力容器安全技术监察规程

　　3术语和定义

　　下列术语和定义适用于本标准。

　　3.1燃煤电厂烟气超低排放Fluegasultra-lowemissionsofcoal-firedpowerplant

　　在基准氧含量6%条件下，燃煤电厂标态干烟气中颗粒物、SO2、NOx排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3，简称超低排放。

　　3.2颗粒物particulatematter

　　悬浮于排放烟气中的固体和液体颗粒状物质，包括除尘器未能完全收集的烟尘颗粒及烟气脱硫、脱硝过程中产生的次生物。

　　3.3超低排放技术路线fluegasultra-lowemissionengineeringtechnicalologyroute

　　在锅炉燃烧和尾部烟气治理等过程中，为使颗粒物、SO2、NOx达到超低排放要求，组合采用多种烟气污染物高效脱除技术而形成的工艺流程。

　　3.4协同治理collaborativetreatment

　　在同一治理设施内实现两种及以上烟气污染物的同时脱除，或为下一流程治理设施脱除烟气污染物创造有利条件，以及某种烟气污染物在多个治理设施间高效联合脱除。

　　3.5全负荷脱硝fullloaddenitrification

　　机组启动正常发电上网并达到50%以上负荷后，至机组退出运行的所有时段内所有负荷条件下烟气脱硝系统全部投运。

　　3.6pH值分区脱硫pHseparationdesulfurization

　　通过加装隔离体、浆液池等方式对浆液实现物理分区或依赖浆液自身特点(流动方向、密度等)形成自然分区，以达到对浆液pH值的分区控制，完成烟气SO2的高效吸收。

　　3.7复合塔脱硫hybridtowerdesulfurization

　　在吸收塔内加装强化气液传质构件，以改善气-液分布、提高气-液-固三相传质速率，完成烟气SO2的高效吸收。

　　3.8湿法脱硫高效协同除尘

effectivecollaborativecontrolofparticulatematterbywetfluegasdesulfurization

　　通过改进或增设兼具有除尘功能的设备及构件，在实现高效脱除烟气SO2的基础上，使得湿法脱硫系统综合除尘效率不小于70%且出口净烟气颗粒物浓度不大于10mg/m3。

　　4污染物与污染负荷

　　4.1污染物来源与特征

　　燃煤电厂烟气污染物来源于锅炉燃烧生成及烟气治理过程次生，包括颗粒物和气态污染物。其中，颗粒物主要包括烟尘、硫酸盐、亚硫酸盐及未反应吸收剂等可过滤颗粒物(简称颗粒物)，还含有少量H2SO4、HCl等可凝结颗粒物;气态污染物则包括SO2、SO3、NOx、NH3、CO、Hg等。

　　4.2污染负荷

　　4.2.1根据工程设计需要，需收集以下原始资料，主要包括：a)燃煤性质，包括煤质工业分析、元素分析、灰熔融性等。b)飞灰成分，包括Na2O、Fe2O3、K2O、SO3、Al2O3、SiO2、CaO、MgO、P2O5、Li2O、TiO2、MnO2、飞灰可燃物等。c)飞灰比电阻，包括实验室比电阻和工况比电阻。d)飞灰粒度、真密度、堆积密度、粘附性、安息角等。e)石灰石-石膏湿法脱硫系统出口石膏液滴浓度(脱硫供货商提供)。f)烟气露点温度、烟气含湿量。g)水、电、蒸汽等消耗品的介质参数。h)烟道布置图以及厂区总平图。

　　4.2.2NOx控制系统污染负荷4.2.2.1脱硝新建工程设计应采用锅炉最大连续工况(BMCR)、燃用设计燃料时的烟气量、烟气温度。全负荷脱硝设计还应取得锅炉部分负荷工况时的烟气参数。烟气量计算方法应按DL/T5240执行。4.2.2.2脱硝改造工程设计应根据理论计算值并结合脱硝系统入口处实测值确定烟气参数。

　　4.2.2.3脱硝系统入口NOX浓度应按锅炉厂提供的数据进行设计。

　　4.2.2.4脱硝系统入口烟尘量可按公式(1)计算，循环流化床锅炉炉内脱硫时还应考虑脱硫剂产生的烟尘量。,

　　4.2.3颗粒物控制系统污染负荷

　　4.2.3.1除尘器、湿式电除尘器新建工程设计应采用锅炉最大连续工况(BMCR)、燃用设计燃料时的烟气量、烟气温度，烟气量另加10%裕量，除尘器烟气温度另加10℃～15℃。烟气量计算方法应按DL/T5240执行。

　　4.2.3.2除尘器、湿式电除尘器改造工程设计应根据理论计算值并结合除尘器入口处实测值确定烟气参数，烟气量另加10%的裕量，除尘器烟气温度另加10℃～15℃。

　　4.2.3.3除尘器入口烟尘量、SO3量可分别按公式(1)、公式(4)计算，烟气循环流化床工艺脱硫除尘器应采用脱硫供货商提供的数据。

　　4.2.3.4湿法脱硫系统入口烟尘浓度应采用除尘器供货商保证值。4.2.3.5湿式电除尘器入口颗粒物浓度应采用脱硫供货商保证值。

　　4.2.4SO2控制系统污染负荷

　　4.2.4.1脱硫新建工程设计宜采用锅炉最大连续工况(BMCR)、燃用设计燃料时的烟气量、烟气温度，烟气温度另加15℃。烟气量计算方法应按DL/T5240执行。

　　4.2.4.2脱硫改造工程设计应根据理论计算值并结合脱硫系统入口处实测值确定烟气参数。烟气温度另加15℃。

　　4.2.4.3脱硫系统入口SO2量可按公式(2)计算。

　　4.2.4.4脱硫系统入口SO3量可按公式(5)计算。

M3(SO3)M2(SO3)(1SO3)(5)式中：M3(SO3)—脱硫系统入口SO3量，t/h。SO3—脱硫系统前级设备对SO3的设计脱除率。

　　4.2.5烟气中其他污染物成分的设计参数可依据燃料分析数据计算确定。

　　5总体要求

　　5.1一般规定

　　5.1.1超低排放工程建设应满足国家及地方环保相关政策及标准，确保机组能效水平和大气污染物排放指标符合国家和地方有关要求。

　　5.1.2超低排放工程建设应按国家工程项目建设程序进行，设计文件应按规定的内容和深度完成报批、批准和备案手续。

　　5.1.3新建、改建、扩建超低排放工程应和主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用，能够满足主体工程的生产需要。

　　5.1.4超低排放工程规划、设计和建设应本着源头控制、协同减排、末端治理的优先级原则，通过燃料预处理、抑制燃烧污染物生成、专项治理及功能拓展、全流程协同控制、终端技术把关等手段匹配组合，以实现高效、稳定、经济、达标的控制目标。

　　5.1.5超低排放技术路线的选择应因煤制宜、因炉制宜、因地制宜、统筹协同、兼顾发展，依据技术成熟、运行可靠、经济合理、能耗较低、二次污染少等原则确定。

　　5.1.6超低排放工程设计和建设应统筹考虑、合理布局，符合电厂总体规划和生产工艺流程，满足环境影响评价批复要求。

　　5.1.7超低排放工程所需的水、电、气、汽等辅助介质应尽量由电厂主体工程提供。吸收剂和副产品宜设有计量装置，也可与电厂主体工程共用。

　　5.1.8超低排放工程的设计指标应满足国家及地方环保相关政策及标准，设计寿命不低于主体工程设计寿命，应能在工况条件下连续、稳定、安全工作，当烟气特性及浓度在一定范围内变化时应能正常运行，可用率满足有关要求。

　　5.1.9超低排放工程应配有相应的监测、检测设备，烟囱或排放烟道上应设置烟气连续在线监测系统(CEMS)，并预留人工监测孔、监测平台等人工监测条件。

　　5.1.10超低排放工程的运行管理应充分考虑各治理设施之间的协同控制、功能匹配和分工，协同治理的同时不应对其他系统运行造成负面影响。

　　5.1.11超低排放工程除执行本标准外，还必须满足国家有关工程质量、安全、卫生、消防、环保等方面的强制性标准要求。

　　5.2源头控制

　　5.2.1超低排放工程规划、设计、建设和运行的全过程中，均应将源头控制原则贯穿到输入条件控制、技术路线确定、工程设计优化、工艺设备选择、运行控制及生产管理等各个环节。

　　5.2.2电厂应优先选择清洁高效煤种和环保经济的污染物治理用耗品，优先选用污染物产生量低的锅炉及燃烧技术。

　　5.2.3电厂应加强燃料管理与配比，建立精准高效的运行管理机制，尽可能保证在设计条件下运行，做到污染物产生少、治理易、经济可行。

　　5.3建设规模超低排放工程建设规模应与机组规模相匹配，应以锅炉烟气量、烟气成分、燃煤和锅炉运行工况预期变化情况为依据。

　　5.4工程构成

　　5.4.1超低排放工程包括NOx、颗粒物、SO2控制系统的主体工程及其配套辅助工程构成。

　　5.4.2NOx控制系统分为锅炉低氮燃烧系统和脱硝系统，后者主体工程包括还原剂系统、反应系统、公用系统等。5.4.3颗粒物控制系统主体工程包括烟道、除尘器、卸输灰系统等，其中低低温电除尘系统还包括烟气冷却器。5.4.4SO2控制系统主体工程包括烟气系统、吸收塔系统、吸收剂制备(储存)系统、副产物处理(输送)系统等，其中石灰石-石膏湿法脱硫工艺还包括浆液排放和回收系统、脱硫废水处理系统;烟气循环流化床脱硫工艺还包括脱硫除尘器、工艺水系统、灰循环系统等。

　　5.4.5配套辅助工程包括电气及控制系统、在线检测系统、暖通系统、给排水及消防系统、压缩空气供给系统等。

　　5.5总平面布置

　　5.5.1一般规定

　　5.5.1.1超低排放工程总平面布置应遵循工艺合理、流程顺畅、烟道短捷、方便运行、利于维护、经济合理的原则。

　　5.5.1.2超低排放工程应合理利用地形和地质条件，充分利用厂内公用设施，达到节资节地节水、工程量小、运行费用低、便于运维等目的。

　　5.5.1.3超低排放工程总平面布置应满足国家和地方安全、卫生、消防、环保等要求。

　　5.5.2总图布置

　　5.5.2.1超低排放工程总平面布置应符合GB50660、GBZ1等规定。

　　5.5.2.2脱硝系统总平面布置应符合HJ562、HJ563等规定。

　　5.5.2.3静电、袋式、电袋复合除尘系统的总平面布置应符合HJ2039，低低温电除尘系统烟气冷却器布置于锅炉空预器出口至电除尘器前的水平、垂直烟道或进口封头处，烟气再热器布置于烟囱前水平或垂直烟道，布置位置应综合考虑换热效果、气流均布和烟道支架等因素;湿式电除尘器单独布置在脱硫与烟囱之间应符合DL/T1589，其他相关设施应符合有关标准规定。

　　5.5.2.4脱硫系统总平面布置应符合HJ/T179、HJ/T178、HJ2001等规定。

　　5.5.3管线布置超低排放工程管线布置应符合GB50660、DL/T1589、HJ/T179、HJ/T178、HJ2001、HJ2039等规定。

　　5.5.4其他超低排放工程如涉及采用其他技术，应符合有关标准的规定。

　　6工艺设计

　　6.1一般规定

　　6.1.1超低排放工艺设计应根据烟气中NOX、颗粒物、SO2及其他烟气污染物的排放要求、锅炉炉型、煤种煤质特性、场地布置条件、技术成熟程度及应用水平等因素，改造工程还应11结合原有污染物处理设施情况，经全面技术经济比较后确定。

　　6.1.2超低排放工艺设计应发挥各类烟气污染物治理设施的协同作用，经济稳定实现超低排放。

　　6.1.3烟气污染物脱除过程中产生的二次污染应采取相应的治理措施。

　　6.2超低排放技术路线选择

　　6.2.1一般工艺流程

　　6.2.1.1超低排放工艺流程应优先选择经济合理、技术成熟、运行稳定、维护便捷、协同脱除效果好、应用业绩多的技术进行组合，并应将烟气污染物协同治理作为拟定工艺流程的重要因素。

　　6.2.1.2切向燃烧、墙式燃烧方式煤粉锅炉的超低排放一般工艺流程如图1。

　　6.2.1.4W火焰燃烧方式煤粉锅炉的超低排放工艺流程应根据技术发展水平、工程实际情况综合确定。

　　6.2.2NOx超低排放技术路线

　　6.2.2.1煤粉锅炉应采用锅炉低氮燃烧与SCR脱硝相结合的工艺，并符合以下规定：

　　a)应采用低氮燃烧技术降低NOx生成，锅炉出口NOx浓度控制指标应根据锅炉燃烧方式、煤质特性及锅炉效率等综合确定，具体可参考附录A。

　　b)应根据锅炉出口NOx浓度确定SCR脱硝系统的脱硝效率和反应器催化剂层数，具体可参考表1。

　　6.2.2.2循环流化床锅炉可选用SNCR脱硝工艺或SNCR/SCR联合脱硝工艺，并符合以下规定：

　　a)锅炉出口NOx浓度一般可小于200mg/m3，部分煤质可控制在150mg/m3以下，具体数值应由锅炉厂热力计算确定。

　　b)锅炉出口NOx浓度不大于150mg/m3时，可采用SNCR脱硝工艺。

　　c)锅炉出口NOx浓度为150mg/m3～200mg/m3时，可采用SNCR/SCR联合脱硝工艺，SCR反应器催化剂可按1+1层装设。

　　6.2.3颗粒物超低排放技术路线

　　6.2.3.1采用湿法脱硫工艺时，应选用一次除尘(除尘器)+二次除尘(湿法脱硫协同除尘、湿式电除尘器)相结合的协同除尘技术满足颗粒物超低排放要求。一次除尘和二次除尘设备出口颗粒物控制指标应结合煤质特性、各除尘设备的特点及适用性、能耗、经济性等综合确定，并符合以下规定：

　　a)一次除尘器出口烟尘浓度可按不大于30mg/m3、不大于20mg/m3或不大于10mg/m3进行设计。

　　b)按不大于30mg/m3设计时，二次除尘可采用湿法脱硫协同除尘(不依赖)+湿式电除尘器，也可采用湿法脱硫高效协同除尘。

　　c)按不大于20mg/m3设计时，二次除尘宜采用湿法脱硫高效协同除尘，也可采用湿法脱硫协同除尘(不依赖)+湿式电除尘器。

　　d)按不大于10mg/m3设计时，宜采用湿法脱硫协同除尘保证颗粒物浓度不增加。

　　6.2.3.2采用烟气循环流化床脱硫工艺时，宜选用袋式除尘器满足颗粒物超低排放要求。

　　6.2.3.3一次除尘技术包括干式电除尘器、袋式或电袋复合除尘器和干式电除尘器辅以提效技术或提效工艺等，干式电除尘器提效技术和提效工艺的技术特点和适用范围参见附录B。

　　6.2.3.4一次除尘技术选择应根据煤种收尘难易性和出口烟尘控制指标确定，具体可参考表2。

　　6.2.3.5湿法脱硫系统宜具有一定的协同除尘性能。湿法脱硫高效协同除尘系统的综合除尘效率不小于70%，且出口颗粒物浓度应不大于10mg/m3。

　　6.2.3.6湿法脱硫系统出口颗粒物浓度大于10mg/m3时，应设置湿式电除尘器，可采用管式、板式等型式。湿式电除尘器出口颗粒物浓度应不大于10mg/m3。6.2.4SO2超低排放技术路线

　　6.2.4.1煤粉锅炉宜采用湿法脱硫工艺，并符合以下规定：

　　a)石灰石-石膏湿法脱硫工艺适用于各类燃煤电厂，分为传统空塔喷淋提效、pH值分区和复合塔技术，技术选择应根据脱硫系统入口SO2浓度确定，具体可参考表3。

　　b)氨法脱硫工艺适用于氨水或液氨来源稳定，运输距离短且周围环境不敏感的燃煤电厂，入口SO2浓度宜不大于10000mg/m3。

　　c)海水脱硫工艺适用于海水扩散条件较好，并符合近岸海域环境功能区划要求的滨海燃煤电厂，入口SO2浓度宜不大于2000mg/m3。

　　6.2.4.2循环流化床锅炉可采用炉内喷钙脱硫(可选用)与炉后湿法脱硫相结合的工艺，也可采用炉内喷钙脱硫与炉后烟气循环流化床脱硫相结合的工艺。工艺方案应根据吸收剂供应14条件、水源情况、脱硫副产品综合利用条件等因素综合确定。

　　6.2.5典型超低排放技术路线

　　6.2.5.1超低排放技术路线的选择应以NOX、颗粒物、SO2三种主要烟气污染物满足超低排放要求为基础，并应符合6.2.2～6.2.4的规定。

　　6.2.5.2煤粉锅炉或炉后采用了湿法脱硫工艺的循环流化床锅炉，超低排放技术路线的选择应以除尘器、湿法脱硫和湿式电除尘器等工艺设备对颗粒物的脱除能力和适应性为首要条件，可分为以湿式电除尘器作为二次除尘、以湿法脱硫高效协同除尘作为二次除尘、以超净电袋复合除尘器作为一次除尘且不依赖二次除尘的典型技术路线。循环流化床锅炉也可采用炉内脱硫和炉后烟气循环流化床脱硫工艺相结合的典型技术路线。各典型超低排放技术路线参见附录D。

　　6.3NOx超低排放控制系统工艺设计

　　6.3.1一般规定

　　6.3.1.1煤粉炉应采用低氮燃烧技术，主要包括低氮燃烧器、空气分级、燃料分级或低氮燃烧联用等技术。

　　6.3.1.2脱硝系统宜与锅炉负荷变化相匹配，应能满足机组全负荷脱硝运行的要求。

　　6.3.1.3脱硝系统装置运行寿命应与主机保持一致，检修维护周期应与主机一致。

　　6.3.1.4现役机组进行脱硝改造时，应考虑对空预器、引风机、除尘器等其他附属设备的影响。

　　6.3.1.5本标准中SNCR脱硝和SNCR/SCR联合脱硝工艺设计要求仅适用于循环流化床锅炉。

　　6.3.1.6脱硝系统有关工艺参数宜满足表4要求。

　　6.3.1.7其他要求应符合HJ562、HJ563的规定。

　　6.3.2工艺流程

　　6.3.2.1SCR脱硝系统工艺流程参照HJ562。

　　6.3.2.2SNCR脱硝系统工艺流程参照HJ563。

　　6.3.2.3SCR/SNCR联合脱硝工艺15典型循环流化床锅炉SNCR/SCR联合脱硝系统工艺流程见图3。

　　6.3.3低氮燃烧工艺设计要求

　　6.3.3.1锅炉采用低氮燃烧技术时，炉膛出口NOx浓度宜不高于附录A中推荐值。

　　6.3.3.2燃烧系统设计和布置应采取必要措施保证锅炉安全经济运行，如保证膛空气动力场良好、炉膛出口烟气温度场均匀、受热面不受高温腐蚀、火焰不直接冲刷水冷壁等。

　　6.3.3.4锅炉低氮改造应不降低锅炉出力和煤种适应性，不升高锅炉最低稳燃负荷，额定工况下锅炉效率下降宜不大于0.5%。

　　6.3.3.5燃烧器性能设计应符合JB/T10440、DL/T5240等的规定。

　　6.3.4SCR脱硝工艺设计要求

　　6.3.4.1烟气反应系统

　　6.3.4.1.1反应器及烟道流场设计应满足以下要求：

　　a)首层催化剂上游500mm处，流场参数宜满足表5要求。

　　b)催化剂前烟道内部的设计布置宜通过数值模拟和物模试验进行验证，达到还原剂与烟气的最佳混合，优化烟气速度分布，降低压损。

　　c)流场模拟中数值模拟比例模型与SCR脱硝系统比例应为1：1;物理模型与SCR脱硝系统比例宜为1:10~1:15。16d)其他要求应符合JB/T12131的规定。

　　6.3.4.1.2吹灰系统设计应满足以下要求：a)每层催化剂均应设置相应的吹灰措施，可采用蒸汽吹灰、声波吹灰或声波和蒸汽联合吹灰方式。b)烟气含灰量在50g/m3以上或飞灰粘性较大的烟气，宜采用蒸汽吹灰或声波和蒸汽联合吹灰方式。

　　6.3.4.1.3其他要求应符合HJ562、DL/T5480的规定。

　　6.3.4.2催化剂

　　6.3.4.2.1催化剂相关参数参见附录E。

　　6.3.4.2.2催化剂选择时应考虑其协同脱除Hg等其他重金属作用。

　　6.3.4.2.3高灰分煤种应选择耐磨损及耐冲刷性能催化剂。

　　6.3.4.2.4煤种灰分CaO>20%、As>10μg/g时，催化剂化学寿命应不低于16000h。

　　6.3.4.2.5燃煤硫分≥2.5%时，SO2/SO3转化率宜低于0.75%;燃煤硫分<2.5%时，SO2/SO3转化率宜低于1%。

　　6.3.4.2.6失效或废弃催化剂处理应符合JB/T12129的规定。

　　6.3.4.2.7其他要求应符合HJ562、DL/T1286、GB/T31584的规定。

　　6.3.4.3其他系统还原剂储存及制备系统、公用系统等工艺设计应符合HJ562、DL/T5480的规定。

　　6.3.4.4全负荷脱硝设计

　　6.3.4.4.1应采用提升SCR入口烟温或宽温度窗口催化剂等技术，实现机组低负荷时SCR脱硝系统安全高效运行。

　　6.3.4.4.2烟温提升技术包括省煤器分级布置、设置省煤器水旁路、设置省煤器烟气旁路和提高给水温度等措施，应符合以下要求：

a)满足催化剂低负荷运行的烟温要求。

b)机组安全经济性运行且改动最小、操作方便。

c)确保脱硝系统流场和温度场分布均匀性。

　　6.3.4.4.3宽温度窗口催化剂应能在机组50%以上负荷范围内运行，脱硝效率和SO2/SO3转化率达到指标要求。

　　6.3.5SNCR脱硝工艺设计要求

　　6.3.5.1还原剂制备与储存系统

　　6.3.5.1.1不同还原剂相关特点参见附录F。

        6.3.5.1.2还原剂喷入炉膛前，尿素浓度应不大于10%(质量浓度)，液氨、氨水(以氨气计)浓度应不大于5%(体积浓度)。

         6.3.5.1.3其他要求应符合HJ563、DL/T5480的规定。

　　6.3.5.3还原剂喷射系统

　　6.3.5.3.1喷射器宜布置于循环流化床锅炉尾部旋风分离器处，并避免对旋风分离器内部件碰撞，新建工程应在锅炉设计时预留开孔位置。

　　6.3.5.3.2喷射装置应具有防堵功能，确保喷头在高温、高浓度粉尘环境中不堵塞。

　　6.3.5.3.3喷射装置应选用耐高温、耐腐蚀、耐磨蚀材料。

　　6.3.5.3.4喷射器设计参数如喷枪开口位置、喷嘴几何特征、喷射角度和速度、喷射液滴直径及还原剂的停留时间(宜不小于0.5s)，应结合循环流化床锅炉旋风分离器结构进行温度场和流场等参数模拟计算确定。

　　6.3.5.3.5其他要求应符合HJ563、DL/T5480的规定。

　　6.3.5.4其他系统还原剂计量系统、还原剂分配系统工艺设计应符合HJ563、DL/T5480的规定。

　　6.3.6SNCR/SCR联合脱硝工艺设计要求

　　6.3.6.1SNCR脱硝应符合

　　6.3.4的规定。

　　6.3.6.2SCR脱硝

　　6.3.6.2.1烟气反应系统a)可不设置喷氨格栅和烟气混合器，应根据催化剂对进口烟气流速偏差、烟气流向偏差、烟气温度偏差的要求设置导流装置。b)烟气压降宜不大于600Pa。c)其他要求应符合6.3.4.1的规定。6.3.6.2.2催化剂a)催化剂宜布置于循环流化床锅炉炉膛尾部烟道内的高、中省煤器之间。b)宜采用板式或蜂窝式催化剂，催化剂层数宜为1~2层。c)其他要求应符合6.3.4.2的规定。

　　6.3.6.2.3其他系统还原剂储存及制备系统、公用系统等工艺设计应符合HJ562、DL/T5480的规定。

　　6.3.7二次污染控制措施二次污染控制措施应符合HJ562、H563的规定。

　　6.4颗粒物超低排放控制系统工艺设计

　　6.4.1一般规定

　　6.4.1.1干式电除尘器、袋式除尘器及电袋复合除尘器的一般要求应符合HJ2039的规定。

　　6.4.1.2烟气冷却器设计寿命为15年，湿式电除尘器设计寿命为20年。

　　6.4.1.3采用低低温电除尘技术时，灰硫比宜大于100，计算方法见附录G。低低温电除尘器入口烟气温度应低于烟气酸露点，一般为90℃±5℃，最低温度应不小于85℃。

　　6.4.1.4湿式电除尘器按阳极板的结构特征可分为板式湿式电除尘器和管式湿式电除尘器。本标准中板式湿式电除尘器主要指金属板式湿式电除尘器，管式湿式电除尘器主要指导电玻璃钢管式湿式电除尘器。

　　6.4.1.5湿式电除尘器入口烟气温度应小于60℃，且烟气需为饱和烟气。

　　6.4.1.6袋式除尘器及电袋复合除尘器不宜设置旁路系统。

　　6.4.2电除尘器及其系统工艺设计要求

　　6.4.2.1干式电除尘器及其系统

　　6.4.2.1.1电除尘器应符合JB/T5910、JB/T11267的规定，采用移动电极电除尘技术时，移动电极电场应符合JB/T11311的规定。

　　6.4.2.1.2干式电除尘器电场烟气流速宜为0.8m/s～1.2m/s，采用离线振打技术时，关闭振打通道挡板门后，电场烟气流速宜不大于1.2m/s。

　　6.4.2.1.3同极间距宜为300mm～500mm。

　　6.4.2.1.4阳极板应符合JB/T5906的规定。

        6.4.2.1.5阴极线应采用不易粘附粉尘的阴极线型式，并应符合JB/T5913的规定。

         6.4.2.1.6采用低低温电除尘技术时，应采取二次扬尘防治措施，应符合JB/T12591的规定。

　　6.4.2.1.7采用电凝聚技术时，应符合JB/T12113的规定。

　　6.4.2.1.8高压供电电源供电方式可按电场或分区供电。干式电除尘器第一、二电场宜采用高频高压电源供电，特殊情况下，末电场可采用脉冲高压电源供电。高频高压电源应符合JB/T11639的规定。

　　6.4.2.1.9瓷绝缘子应符合JB/T5909的规定，并采用良好的电加热和保温措施。绝缘子应有防结露的措施。采用低低温电除尘技术时，宜优先采用防露型高铝瓷绝缘子或设置热风吹扫装置。

　　6.4.2.1.10振打清灰应能实现自动控制，振打间隔、振打周期、振打顺序可调。上位机控制系统应能连接DCS系统，与高压供电电源、电气控制装置通信，并实现监视、控制功能。节能优化控制系统应能采集系统负荷、浊度、烟气温度等信号，自动获取电场伏安特性曲线(族)等现场工况变化信息，并选择和调整高压设备等的运行方式和运行参数，实现干式电除尘器的保效节能。

　　6.4.2.1.11电除尘器灰斗卸灰角度宜不小于60°，应设置可靠的保温层并采取加热措施。采用低低温电除尘技术时，灰斗加热高度宜超过灰斗高度的二分之一，宜采用蒸汽加热的方式。

　　6.4.2.1.12低低温电除尘系统的烟气冷却器内烟气流速宜不大于10m/s。

　　6.4.2.1.13烟气冷却器前应设置烟气流、飞灰均匀装置，保证气流均匀，对于烟气冷却器入口烟尘浓度偏高的情况，应有合理的防磨措施。

　　6.4.2.1.14烟气冷却器一般由进口的渐扩段、换热器本体和出口的渐缩段三段组成，渐扩段和渐缩段的设计应符合DL/T5121的规定。

　　6.4.2.1.15当烟气冷却器本体沿烟气流动方向的尺寸超过2m时，烟气冷却器本体的管束宜采用分段结构。

　　6.4.2.1.16烟气冷却器的传热元件宜选取翅片管，优先选取H型翅片管，翅片厚度宜不小19于2mm。

　　6.4.2.1.17烟气冷却器、低低温电除尘器等与腐蚀介质长时间接触的、腐蚀性比较大的设备、部件都应采取防腐措施。

　　6.4.2.1.18换热介质宜采用水媒介，水媒介宜采用机组除盐水，保持水质pH值为7～10。水媒介在管路系统中正常运行时的最低温度应比烟气冷却器入口烟气水露点温度大20℃以上。烟气与水媒介换热冷端端差、热端端差宜大于20℃，最低限度应大于15℃。管路系统水介质的流速应大于0.5m/s，流速上限应符合DL/T5054的规定。

　　6.4.2.1.19烟气冷却器应采取适当的调节手段，保证在机组启停及低负荷运行时，其进口或出口水温符合设计要求。

　　6.4.2.1.20烟气冷却器宜设置在线监测装置，以及时发现换热元件可能的泄漏。应配置合理的放水系统，在其发生故障或机组非停时可以实现紧急放水。

　　6.4.2.2.7烟气冷却器应设置吹灰系统，吹灰形式可选用声波吹灰、压缩空气吹灰、蒸汽吹灰或组合吹灰。

　　6.4.2.2.8其他要求应符合HJ2039的规定。

　　6.4.2.2湿式电除尘器

　　6.4.2.2.1板式湿式电除尘器电场内烟气流速应不大于3.5m/s。管式湿式电除尘器电场内烟气流速应不大于3.0m/s。

　　6.4.2.2.2湿式电除尘器同极间距宜为250mm～400mm。

　　6.4.2.2.3湿式电除尘器出口封头(烟箱)内宜设置除雾装置。

        6.4.2.2.4壳体壁板宜采用普通碳钢衬玻璃鳞片防腐，壁板母材厚度应不小于5mm。

　　6.4.2.2.5管式湿式电除尘器阳极管截面宜采用内切圆为φ300mm～φ400mm的正六边形。单侧厚度不小于3mm。

　　6.4.2.2.6阴极线宜采用起晕电压低、易冲洗的极线型式，性能要求及检验应符合JB/T5913的规定。

　　6.4.2.2.7高压供电装置设计应满足以下要求：

        a)高压供电装置宜选择45kV～72kV电压。

        b)板电流密度宜设置为0.6mA/m2～0.9mA/m2，电源裕度系数可为5%。管式湿式电除尘器也可设置线电流密度为0.5mA/m~1.0mA/m(极线长度)。

       c)供电装置宜选用节能控制功能型，可根据实际排放粉尘手动调整电源的输出。

　　6.4.2.2.8绝缘子应符合JB/T5909的规定，绝缘子应有防结露的措施，宜采用防露型高铝瓷绝缘子或设置热风吹扫装置。每个绝缘子宜设置一只电加热器，加热温度最低不小于70℃。绝缘子箱内的绝缘子加热器应选用耐热电缆，耐热温度不小于200℃。

　　6.4.2.2.9接地系统电阻值应小于2Ω。对于工频电源或者分体式布置的供电装置，其控制柜和电源装置二者之间接地排应使用不小于50mm2铜芯接地电缆相连。

　　6.4.2.2.10喷淋系统设计应满足以下要求：

        a)喷淋系统管路应根据环境温度设置保温层及伴热，电场内部应合理设置相应排水措施，防止积液。喷嘴喷淋覆盖率应大于120%，喷嘴应便于检查和更换。

        b)板式湿式电除尘器喷淋系统可采用单、双线两种冲洗方式。宜采用高效雾化喷嘴，应使阳极板表面产生连续水膜。

        c)管式湿式电除尘器喷淋系统可采用定期间断冲洗方式。宜每天冲洗一次，每次冲洗时间宜为5min～20min，实际运行可根据锅炉负荷、入口浓度、脱硫运行等情况调整、优化清洗周期。喷淋时，宜自动降低电场的运行强度或关闭电场。

　　6.4.2.2.11补给水水质要求应符合JB/T12593的规定。

　　6.4.2.2.12水系统工艺流程配置合理，要求运行安全、可靠简单易行;设备选型的计算应合理、准确、可靠。水系统平面布置应考虑运行、维修人员的操作条件的便利性。喷嘴的布置要合理，不存在冲洗死角。

　　6.4.2.2.13灰斗壁板宜采用普通碳钢衬玻璃鳞片防腐，壁板母材厚度应不小于5mm。

　　6.4.2.2.14其他要求应符合JB/T12593的规定。

　　6.4.3袋式除尘器工艺设计要求

        6.4.3.1脉冲喷吹类袋式除尘器、回转反吹类袋式除尘器应分别符合JB/T10921、JB/T8533的规定。

　　6.4.3.2滤料和滤袋应符合以下要求：

　　a)滤料和滤袋应符合GB/T6719、HJ/T324、HJ/T326、HJ/T327的规定。

　　b)滤料老化后的动态除尘效率宜不低于99.98%。

　　c)滤袋的缝制过程中，应有充分有效的措施减小缝线处的针孔泄漏。缝制完成后应有可靠的检测手段检测其泄漏程度，确保满足排放要求。

　　d)滤袋应能长期稳定使用，使用寿命宜不低于4年。

　　6.4.3.3滤袋框架应符合JB/T5917的规定。

　　6.4.3.4花板的强度应满足悬挂全部滤袋、滤袋框架以及在过滤状态下每条滤袋上挂灰5kg的状态下无变形、扭曲的要求。

　　6.4.3.5花板、滤袋及滤袋框架三者应相互匹配，必须保证滤袋与花板间的密封性以防止含尘烟气泄漏。

　　6.4.3.6袋式除尘器压差式清灰控制仪应符合JB/T10340的规定。

　　6.4.3.7脉冲阀应符合JB/T5916的规定，其选型应根据喷吹一次的滤袋过滤面积、过滤风速等因素确定。

　　6.4.3.8行喷式脉冲清灰系统分气箱的设计、制造和检验应符合TSGR0003的规定，TSGR0003未规定部分按JB/T10191的规定，其底部应设置排污阀，制造完成后应保证内部无焊渣等杂物。

　　6.4.3.9行喷式脉冲清灰压力宜为0.25MPa～0.35MPa，回转式脉冲清灰压力宜为0.085MPa。

　　6.4.3.10回转式脉冲清灰装置的回转机构运行应平稳，回转轴密封性应良好。回转机构驱动电机功率应不小于0.37kW，电机与减速箱应合理匹配，长期、稳定、可靠运行。

　　6.4.3.11回转式脉冲清灰装置的转动部件应置于除尘器本体保温之外，应能实现不停机保养维修。

　　6.4.3.12预涂灰应符合以下要求：

　　a)除尘器应设置预涂灰装置。除尘器热态运行前应进行预涂灰，预涂灰的粉剂可采用粉煤灰，在引风机风量大于80%BMCR烟气量时，预涂灰后除尘器的阻力增加宜大于300Pa。

　　b)除尘器首次预涂灰后，应检查涂灰效果，确保预涂灰剂均匀覆盖于滤袋表面，如果未达到要求，则继续喷涂，直至满足要求。

　　c)预涂灰过程中及预涂灰完成后不得清灰，直至除尘器正式投入运行(且锅炉投油结束)，否则应重新预涂灰。

　　6.4.3.13其他要求应符合HJ2039的规定。

　　6.4.4电袋复合除尘器工艺设计要求

　　6.4.4.1电袋复合除尘器电区的同极间距、阳极板、阴极线等的工艺设计要求同6.4.2.1。

　　6.4.4.2袋区的花板、滤料和滤袋、滤袋框架、脉冲阀等的工艺设计要求同6.4.3。

　　6.4.4.3入口及电区与袋区结合处应采用合理的气流分布措施，其气流分布模拟试验应符合JB/T12114的规定。

　　6.4.5二次污染控制措施

　　6.4.5.1湿式电除尘器喷淋系统产生的废水宜作为湿法脱硫工艺补水回用。

　　6.4.5.2废旧滤袋应采用机械破碎、回炉熔化拉丝、高温裂解等方法进行回收利用，或者采用焚烧、土地填埋等合理的措施进行处理。

　　6.4.5.3管式湿式电除尘器阳极管应采取资源化利用的措施。

　　6.4.5.4其他二次污染控制措施应符合HJ2039的规定。

　　6.5SO2超低排放控制系统工艺设计

　　6.5.1一般规定

　　6.5.1.1脱硫系统宜优先考虑成熟技术，对新兴技术宜通过科技示范，逐步逐级放大推广。

　　6.5.1.2脱硫系统应能适应机组负荷、烟气量、烟气参数合理波动变化范围，考虑有低负荷时的经济运行调节手段。

　　6.5.1.3湿法脱硫原烟气温度宜低于140ºC，一般控制在85ºC~120ºC，入口颗粒物浓度根据技术路线统筹确定，宜不高于30mg/m3，氨法脱硫宜配置控制氯、有机物、油灰等有害物质累积的设施。烟气循环流化床脱硫原烟气温度一般控制在100ºC以上。

　　6.5.1.4湿法脱硫系统设计宜考虑颗粒物、雾滴等多污染物协同控制措施，控制浆液雾滴携带，减少脱硫系统对颗粒物排放的贡献。

　　6.5.1.5脱硫系统应与生产工艺设备同步运转，装置运行寿命应与主机保持一致，检修维护周期应与主机一致。

　　6.5.1.6脱硫系统关键设备及管线宜考虑设置相应的备用及应急措施，以满足故障切换及检修需求。

　　6.5.1.7其他要求应符合HJ/T179、HJ/T178和HJ2001的规定。

　　6.5.1.8海水脱硫系统工艺设计按GB/T19229.3、HJ2046执行。

　　6.5.2工艺流程

　　6.5.2.1采用传统空塔喷淋提效技术的石灰石-石膏湿法脱硫工艺流程参照HJ/T179，采用pH值分区、复合塔技术的典型石灰石-石膏湿法脱硫主要工艺流程详见附录H。

　　6.5.2.2烟气循环流化床脱硫工艺流程参照HJ/T178。

　　6.5.2.3氨法脱硫工艺流程参照HJ2001。

　　6.5.3石灰石-石膏湿法脱硫工艺设计要求

　　6.5.3.1烟气系统

　　6.5.3.1.1吸收塔和机组采用单元制配置时，宜考虑脱硫增压风机和锅炉引风机合并设置;多台机组合用一座吸收塔时，宜设置脱硫增压风机。增压风机装设在吸收塔入口侧，宜为动叶可调轴流风机。

　　6.5.3.1.2烟道布置合理，尽可能减少沿程阻力，应设置烟气导流板、排灰孔和操作人孔。烟气系统挡板门应采用带密封的双挡板型挡板门。吸收塔入口段应采用有利于塔内烟气流场均布的形式，必要时可设置导流板。

　　6.5.3.1.3脱硫净烟气烟道应在低位点装设自动疏放水系统。烟道低位点疏水和烟囱冷凝水疏水应通过管道或地坑返回脱硫系统重复利用，排入地沟时应设水封系统防止烟气泄漏。

　　6.5.3.1.4其他要求应符合HJ/T179的规定。

　　6.5.3.2吸收塔系统

　　6.5.3.2.1通用要求

　　a)吸收塔喷淋区空塔烟气流速宜为3.5m/s~3.8m/s，受现场条件限制的脱硫改造工程吸收塔喷淋区空塔烟气流速宜不大于4m/s。

　　b)吸收塔最底层喷淋层与入口烟道接口最高点的间距宜不小于2.5m。c)循环泵宜按单元制设置，每台循环泵对应一层喷淋层，相邻两层喷淋主管宜错开布置，喷淋层层间距宜不小于1.7m。

　　d)每层喷淋层喷淋覆盖率宜大于250%。喷淋层喷嘴布置应保证每个喷嘴入口压力均匀，尽量减少对吸收塔塔壁冲刷，喷嘴雾化粒径为1mm~2mm。

　　e)浆液循环停留时间宜不低于4min。

　　f)浆液氧化应采用强制氧化工艺，氧化空气流量宜不低于理论需求量的2.5倍。

　　g)浆液池(箱)应设置浆液悬浮设施防止石膏浆液固体物沉淀。机械搅拌设备应满足1台设备停止工作条件下石膏浆液区不发生沉淀风险，射流泵扰动系统应注意避免喷射扰动死区。

　　h)浆液池(箱)的氧化与搅拌工艺应联合设计。侧进式搅拌器宜选择氧化风搅拌器直23吹方式，射流泵扰动系统宜采用氧化风管网式布置。

　　i)其他要求应符合HJ/T179的规定。

　　6.5.3.2.2pH值物理强制分区双循环技术

　　a)pH值物理强制分区双循环脱硫工艺吸收塔系统由两级循环系统、除雾器等组成，一级循环系统包括一级浆液循环吸收系统、氧化系统等;二级循环系统包括二级浆液循环吸收系统(含塔内浆液收集盘、塔外浆液箱)、二级氧化系统、浆液旋流系统等。

　　b)一级循环浆液pH值宜控制在4.5~5.3，浆液循环停留时间宜不低于4.5min;二级循环浆液pH值宜控制在5.8~6.2，浆液循环停留时间宜为3.5min~4.5min。

　　c)一级循环和二级循环宜分别设置1套氧化系统，氧化风机考虑1台备用;也可共用1套氧化系统，氧化风机应不少于2台，其中1台备用。具体方案应根据工程情况经技术经济比较后确定。

　　d)二级循环的浆液旋流系统由浆液旋流给料泵和浆液旋流站组成，二级循环浆液含固量应不超过12%。

　　e)塔外浆液箱下部应设置检修孔，检修孔尺寸应满足搅拌器叶轮或滤网最大尺寸的安装件或检修件进出要求。

　　f)塔外浆液箱宜采用叶片搅拌方式，底层搅拌器应设置启动冲洗装置。

　　6.5.3.2.3pH值自然分区技术

　　a)pH值自然分区脱硫工艺吸收塔系统由浆液循环吸收系统、氧化系统、除雾器等组成。其中，吸收塔上部喷淋区包括喷淋层及均流筛板，分为均流筛板持液区和喷淋吸收区，吸收塔底部浆液池分为上部氧化结晶区和下部供浆射流区。

　　b)吸收塔入口烟道可设置预除尘水喷雾系统，喷雾覆盖率应不小于100%，每个喷嘴流量宜不大于2L/min。

　　c)喷淋区宜设置均流筛板，数量不大于2个，可设在所有喷淋层下方，也可设在喷淋层之间。

       d)喷淋区宜设置降低塔壁烟气偏流效应的增效环，应布置于吸收塔喷淋层下方。

　　f)分区隔离器应与氧化空气管网高度一致，其隔离管的数量和管径应根据液体流动性与分区效果确定。

　　g)分区隔离器上部浆液pH值宜控制在4.8~5.5，下部浆液pH值宜控制在5.5~6.3。

　　h)射流搅拌系统由射流泵、射流搅拌管网、喷嘴、支架及管阀组成。新建工程吸收塔浆液池应采用射流搅拌系统，改造工程可根据改造条件确定是否保留原有其他类型搅拌装置。

　　i)每座吸收塔宜设置两台射流泵，一用一备。射流泵应设置两个吸入口，一高一低，吸收塔启动时使用高吸入口，正常运行时使用低吸入口。1)射流搅拌喷嘴应均匀分布于吸收塔横截面，喷嘴流量应大于150m3/h。射流搅拌喷嘴正对喷嘴下方的吸收塔底板区域应采取耐冲刷防磨措施。

　　6.5.3.2.4pH值物理强制分区技术

　　a)pH值物理强制分区脱硫工艺吸收塔系统由浆液循环吸收系统(含塔外浆液箱)、塔内和塔外的氧化系统、除雾器等组成。吸收塔上部喷淋区包括喷淋层及均流筛板，分为均流筛板持液区和喷淋吸收区，吸收塔底部浆液池与塔外浆液箱通过管道相连。

　　b)塔外浆液箱与吸收塔应就近布置，其壁板间距宜不大于5m。

　　c)吸收塔浆液池浆液pH值宜控制在5.2～5.8，塔外浆液箱的浆液pH值宜控制在5.6～6.2。

　　d)塔外浆液箱应按密闭容器设计，容积应满足所连的全部循环泵停留时间不低于1min。

　　e)塔外浆液箱内部空间分为浆液区和空气区。浆液区应与吸收塔浆液池相连，空气区应与吸收塔烟气空间相连。

　　f)塔外浆液箱宜设置强制氧化系统，其宜与吸收塔内浆液池氧化系统整体考虑。

　　g)塔外浆液箱浆液区宜设置侧入式搅拌器，并配备冲洗系统。

　　i)塔外浆液箱配套循环泵宜不少于2台，对应吸收塔上部喷淋吸收区的最上部喷淋层。

　　h)塔外浆液箱下部应设置检修孔，检修孔尺寸应满足搅拌器桨叶的进出要求。

　　6.5.3.2.5湍流器持液技术

　　a)湍流器持液脱硫工艺吸收塔系统由浆液循环吸收系统、氧化系统、管束式除雾器等组成。吸收塔上部喷淋区包括喷淋层及湍流器，分为湍流持液区和喷淋吸收区。

　　b)湍流器底面与吸收塔入口烟道接口最高点的间距宜不小于1m。湍流器顶部与最下层喷淋层的间距宜为2.5m，应不小于1.5m。

　　c)湍流器表面应平整均匀，最高点与最低点的偏差不大于20mm。

　　d)湍流器尺寸、叶片角度、排布方式应结合数值模拟进行优化设计，形成“旋流”与“汇流”耦合效应，强化气液传质。

　　e)管束式除雾器支承梁顶面与最上层喷淋层的间距应不小于1.5m。支承格栅宜采用合金材质全焊接制作，单块支承格栅长度宜不大于2m，跨距宜不大于2.5m。支承格栅排布后整体平整度应满足最大偏差不大于20mm，相邻格栅排布后整体平整度应满足最大偏差不大于5mm。

　　f)管束式除雾器顶面、底面分别设置上下封闭板，实现过流烟气的隔离，保证过流烟气100%经除雾器内部通过。上封闭板顶部应预留的垂直空间高度应不小于1m，下封闭板下部应配置定期冲洗水喷嘴。

　　g)管束式除雾器应配置冲洗装置与冲洗管道。每个除雾器单元配置一个冲洗装置，多个冲洗装置通过冲洗支管相连组成一个冲洗区域。冲洗水泵扬程应满足冲洗装置出口压头不低于0.2MPa。

　　6.5.3.2.6均流筛板持液技术

　　a)均流筛板持液脱硫工艺吸收塔系统由浆液循环吸收系统、氧化系统、除雾器等组成。吸收塔上部喷淋区主要包括喷淋层及均流筛板，分为均流筛板持液区和喷淋吸收区。

　　b)应根据传质强度需要确定均流筛板层数和开孔率，均流筛板层数不宜超过2层，开孔率宜为28%～40%。均流筛板厚度应为1.5mm~3mm，孔径应为25mm~35mm。

　　c)均流筛板与吸收塔入口烟道接口最高点的间距不小于0.8m，均流筛板与最下层喷淋层的间距宜不小于1.8m;当采取两层均流筛板时，上下层均流筛板间距宜不小于1.5m。

　　d)均流筛板表面应平整均匀，设计荷载应不低于2kN/m2。

　　e)均流筛板宜采用模块化设计，每个模块的开孔排列方式应结合数值模拟进行优化。

　　f)均流筛板模块间、模块与吸收塔壁间应密封完全，保证烟气全部通过均流筛板孔。

　　g)吸收塔壁均流筛板处应设置检修孔。

　　h)循环泵可按单元制设置，也可按交互式设置，两台循环泵对应一层喷淋层。

　　i)循环泵和石膏排出泵的入口管道可不设置滤网。

　　6.5.3.3其他

　　6.5.3.3.1吸收剂制备、副产物处理系统、浆液排放和回收系统、脱硫废水处理系统等工艺设计应符合HJ/T179、GB/T19229.1和JB/T11647的规定。

　　6.5.3.3.2脱硫废水处理系统出水应采取措施进一步处理或回用，不宜向外环境排放。

　　6.5.3.4湿法脱硫高效协同除尘

　　6.5.3.4.1应采用合适的烟气均布措施，如均流筛板或烟气湍流器等强化气液传质构件，并辅以CFD数值模拟，必要时采用物理模型予以验证。同时可采用性能增效环或增加喷淋密度等措施，降低塔壁烟气偏流效应。

　　6.5.3.4.2应采用出口烟气携带液滴浓度不大于30mg/m3的高效除雾器，包括管束式除雾器、声波除雾器、高效屋脊式除雾器等。

　　6.5.3.4.4吸收塔内应用的协同除尘设备及构件应具有一定的耐温性能，在通流烟气温度达到80℃时，应保持20min无形变。

　　6.5.3.4.5吸收塔内采用协同除尘设备时，造成的烟气阻力增加宜不大于500Pa。

　　6.5.4烟气循环流化床脱硫工艺设计要求

　　6.5.4.1吸收塔系统

　　6.5.1.1.1烟气循环流化床吸收塔为多段长程高效反应塔，吸收塔入口前应设置烟气整流装置。

　　6.5.4.1.2吸收塔床层压降一般控制在1300Pa以上，床层波动宜不大于±150Pa。

　　6.5.4.1.3烟气在吸收塔内的停留时间在5s以上，物料在吸收塔内的平均停留时间在1min以上。

　　6.5.4.1.4吸收塔的吸收剂和循环灰加入点宜设置在文丘里之前的高温段。

　　6.5.4.1.5吸收塔的降温喷水应采用超细雾化喷水，工艺水喷枪应采用超细雾化回流式喷枪，工艺水系统应满足稳定控制吸收塔反应温度波动不大于±1℃的要求。

　　6.5.4.2脱硫除尘器

　　6.5.4.2.1脱硫除尘器宜采用袋式除尘器，袋区过滤风速应不大于0.7m3/m2˙min，袋区压差26宜控制在1.3kPa~1.6kPa。

　　6.5.4.2.2脱硫袋式除尘器宜采用低压旋转脉冲清灰方式，清灰压力一般低于0.1MPa。采用内大腔结构设计，不设置旁路。

　　6.5.4.2.2脱硫袋式除尘器的滤袋笼骨应采用加强型低碳钢制造和有机硅防腐，滤料应采用超细纤维纺织，滤布克重大于575g/m2，并进行防油防水处理。

　　6.5.4.3吸收剂制备系统石灰消化器宜采用三级长程式干式消化器，吸收剂加入吸收塔的通道应按两路以上进行设计。

　　6.5.4.4其他其他工艺设计应符合GB/T19229.1、HJ/T178的规定。

　　6.5.5氨法脱硫工艺设计要求

　　6.5.5.1吸收塔系统

　　6.5.5.1.1氨法脱硫应采用复合塔结构，塔内设置烟气洗涤降温区、SO2吸收区、颗粒物及氨逃逸控制区等，不同功能区间用塔盘分隔。

　　6.5.5.1.2喷淋层应不少于5层，其中二氧化硫吸收区不应少于3层。每个喷淋层至少设置一台独立的泵。

　　6.5.5.1.3吸收区空塔工况烟气流速宜不高于3.5m/s。

　　6.5.5.1.4吸收塔本体进出口压力降宜不大于1800Pa。

　　6.5.5.1.5吸收区上部应设置水洗及高效除雾装置，控制颗粒物和氨逃逸。

　　6.5.5.1.6除雾器可设置在吸收塔顶部或出口烟道上。除雾器不少于三级，出口烟气中雾滴浓度应不大于20mg/m3。

　　6.5.5.1.7吸收塔顶部可采用声波凝并等技术，增强颗粒物的去除效果。

　　6.5.5.1.8当采用多炉2塔设计(1开1备)时，脱硫塔入口挡板门应采用多重密封方式保证烟气不泄露。

　　6.5.5.2吸收剂供应系统

　　6.5.5.2.1采用液氨为原料时，可配置成浓度不高于20%的氨水作为吸收剂。

　　6.5.5.2.2采用废氨水为原料时，应对废氨水进行精制，以清除有机物等有害杂质。

　　6.5.5.3其他

　　6.5.5.3.1宜设置控制浆液氯离子浓度的设施，避免氯离子富集腐蚀系统设备。

　　6.5.5.3.2其他工艺设计应符合HJ2001的规定。

　　6.5.6二次污染控制措施

　　6.5.6.1脱硫副产物宜优先综合利用。

　　6.5.6.2其他二次污染控制措施应符合HJ/T179、HJ/T178、HJ2001的规定