超低排放超净排放近零排放调研报告.docx
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超低排放超净排放近零排放调研报告
超低排放汇报材料
一、项目背景
2014年9月12日，国家发改委、国家环保部、国家能源局联合发文“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”中要求，稳步推进东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组和有条件的30万千瓦以下公用燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的环保改造。
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毫克/立方米。
针对“行动计划”，国内火力发电集团提出了“超净排放（50、35、5（氮氧化物、二氧化硫、烟尘浓度））”、“近零排放”、“超低排放”、“绿色发电”等类似的口号。
2014年11月13日，福建省环保厅正式向省发改委、经信委提交《福建省环保厅关于煤电企业环保升级改造任务时间安排的函》，其中规定我司2台机组分别于2017年、2018年完成改造，全面实现超低排放要求。
二、我司的环保政策执行情况
2014年7月1日起，我司执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2011）规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放限值分别为30、200、100mg/m³。
同年，福建省物价局发布闽价商（2014）191号文（省物价局、环保厅关于实施环保电价及环保设施运行监管工作的通知）要求，2014年7月1日前投运燃煤机组二氧化硫排放限值为100mg/m³，重点地区的火力发电锅炉及燃气轮机组烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放限值分别为20、50、100mg/m³。
泉州地区暂未纳入重点地区，因此我司执行的烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放限值分别为30、100、100mg/m³。
我司两台锅炉配套建设SCR脱硝装置，双室四电场静电除尘器和石灰石-石膏湿法脱硫国内广泛采用的烟气治理设施。
自投产以来一直致力于节能、环保等科技创新工作，取得了省内同行业首家1/3负荷投运脱硝、首家实现脱硝效率80%、首家采用微米级卸船喷淋等多项殊荣。
在2013年福建省减排联席会议办公室对我厂在减排工作中的贡献进行了全省通报表扬。
投产以来我厂的环保设施保持高效稳定运行，各项污染物较低浓度排放。
全厂实现脱硫和除尘设施100%投运，脱硝投运率达到99.5%以上，脱硝效率达到80%以上，脱硫效率达到95%以上，2015年NOX平均排放浓度分别为52.66mg/m³和55.44mg/m³，SO2平均排放浓度分别为47.32mg/m³和42.53mg/m³，烟尘平均排放浓度分别为16.79mg/m³和13.96mg/m³。
我厂环保设施运行的稳定高效运行和环保技术的科技创新也取得省市各级环保部门的一致好评。
三、目前主流的超低排放技术介绍
（一）脱硝改造
1、低低氮燃烧器改造
常规低氮燃烧器约75%的NOX是在燃尽风区域产生的，低低氮燃烧器是通过改造燃烧器，调整二次风和燃尽风的配比，增加燃尽风的比例，大幅度减少燃尽风区域产生的NOX，从而有效降低NOX排放。
图1低低氮燃烧器改造的优势分析
2、脱硝催化剂增加备用层
催化剂加层是简单有效的提高脱硝效率、降低NOX排放的方法，目前在各大电厂超低排放改造中广泛使用。
通过增加催化剂和喷氨量，可以进一步增加烟气中NOX和氨的反应量，减少NOX排放。
小结：
两种改造方式投资都比较高，相比之下，燃烧器改造的一次性投入大，而催化剂加层的运行成本很大，远期投资要比低低氮燃烧器要大得多。
低氮燃烧器改造用于四角切圆直流燃烧器的比较多，改造也都比较成功，而用于对冲布置的旋流燃烧器的案例较少，而且经常会带来屏过结焦严重、超温等影响锅炉安全运行的问题，对于我厂这种炉膛出口烟温和排烟温度较高、容易结焦的锅炉来说尤其不适合。
相比之下脱硝催化剂加层的效果是比较确定的，脱硝加层会带来100-150Pa的阻力增加，影响不大，但是单纯依靠加层和增加喷氨量来提高脱硝效率，将会带来氨逃逸的增多，同时SO2转SO3的数量也会增大，逃逸的NH3与SO3反应生成NH4HSO4，该物质在150-190℃时为鼻涕状粘稠物质，增加的NH4HSO4可能会造成空预器差压上升甚至造成堵塞，影响空预器的运行效率和运行安全。
我厂的两台炉虽然采用完全相同的配置，但是SCR入口NOX长期存在很大的偏差，燃用相同煤种时，#2锅炉SCR入口NOX浓度平均比#1锅炉高50%左右，因此如果通过燃烧优化调整降低#2锅炉NOX，将其控制在350mg/Nm³的设计值范围内，可以减少催化剂加层的数量，不仅节约一次投资和运营成本，而且能够减少改造后空预器堵塞的风险。
（二）脱硫改造
1、国电清新脱硫除尘一体化技术
国电清新单塔一体化脱硫除尘深度净化技术（SPC-3D）是北京国电清新环保技术股份有限公司自主研发的专有技术，该技术可在一个吸收塔内同时实现脱硫效率99%以上，除尘效率90%以上，满足二氧化硫排放35mg/Nm3、烟尘5mg/Nm3的超净排放要求。
超净脱硫除尘一体化装置是旋汇耦合装置、高效节能喷淋装置、管束式除尘装置三套系统优化结合的一体化设备，应用于湿法脱硫塔二氧化硫去除。
旋汇耦合器基于多相紊流掺混的强化传质机理，通过产生气液湍流，大大提高传质速率，从而达到提高脱硫效率的目的。
CFD模拟结果显示，加装耦合器后塔内的烟气分布更加均匀。
图2下图为管束式除尘器示意图及流场模拟结果
除了旋汇耦合器，国电清新SPC技术还通过管束式除雾器、增加喷淋层等方式提高脱硫、除尘效率；
SPC技术主要具有如下优势：
1）效率高。
在一个吸收塔里同时完成脱硫除尘，目前可以达到现阶段最严格的深度超净脱除的要求，二氧化硫达到35mg/m3以下，粉尘5mg/m3以下。
2）费用低。
SPC-3D技术在保证高性能的前提下，尽量降低能耗，比同类技术运行费用电耗低20-30%左右。
3）投资少。
SPC-3D技术可以在原有装置基础上进行改造完成，对于新建电厂，不会额外增加占地和新建费用，投资比传统技术低40%左右。
4）运行维护简单。
该技术在设计研发过程中尽量简化操作，保证零件质量，降低更换频率，从用户角度减少零件的运行和维护压力。
2、龙净环保单塔双分区高效脱硫除尘技术
目前市面上的脱硫吸收塔浆液区基本都采用单区设计，单区设计具有如下限制：
1）pH采用折中值5-5.5，一定程度兼顾吸收和氧化要求
2）牺牲吸收能力，脱硫效率明显受限
3）降低石膏结晶效果，石膏副产物长大受阻。
龙净环保公司研发的浆液双分区浆液池设计，将浆液池分隔成上下两层（上层低PH值区和下层高PH值区），上层主要负责氧化，下层主要负责吸收，通过功能分区可以明显提高脱硫效率。
龙净的双分区设计具有如下优点：
1）适合高含硫或高效率场合，效率可达99.3%
2）浆池pH分区，氧化区4.9-5.5生成高纯石膏，吸收区5.3-6.1高效脱除SO2
3）浆池小，停留时间可为3min，并且无任何塔外循环吸收装置
4）配套专有射流搅拌措施，塔内无转动搅拌设施，检修维护方便
5）吸收剂的利用率高、石膏纯度最高
6）烟气阻力小
除了浆液分区，龙净通过安装提效环、喷淋层加层、多孔分布器和等措施进一步提高脱硫效果；
另外龙净采用多级高效机械除雾器，包括采用多级除雾器、管式除雾器、烟道除雾器的组合式除雾器，并在原烟道处设置喷雾除尘系统以提高除尘效果。
3、浙能双托盘技术
双托盘脱硫系统在原有单层托盘的基础上新增一层合金托盘，从而起到脱硫增效的作用。
（如果原来没有设计托盘，则需安装2层托盘）。
该技术在脱硫效率高于98%或煤种高含硫量时优势更为明显。
1）双托盘的气流均质作用
烟气进入吸收塔后，首先通过塔内托盘，并与托盘上的液膜进行气、液相的均质调整，在吸收区域的整个高度以上可以实现气体与浆液的最佳接触。
双托盘的气液相调整充分，气相均布好，脱硫增效很明显。
2）提高烟气与浆液的接触功效
由于托盘可保持一定高度液膜，增加了烟气在吸收塔中的停留时间。
当气体通过时，气液接触，可以起到充分吸收气体中部分污染成分的作用，从而有效降低液气比，提高了吸收剂的利用率。
双托盘比单托盘多了一层液膜，气液相交换更为充分，从而增加了脱硫效率。
双托盘技术效果可靠但是最大的劣势是阻力太大，改造完后将比我厂现有吸收塔阻力增加一倍，达到2400pa以上。
另外双托盘一般是用于原有单托盘吸收塔的升级改造，如果对没有托盘的吸收塔改造双托盘，则喷淋层甚至整个辅机系统可能都要重新设计，成本大幅提高。
4、双塔双循环技术
双循环技术源于德国，其目的是解决单吸收塔湿法脱硫的一个矛盾，湿法脱硫的反应分为两个阶段，即吸收阶段和氧化阶段，在SO2的吸收阶段要求PH值越高，吸收效果越好，而在Ca（HSO3）2的氧化阶段，要求PH值越低氧化效果越好。
但是在同一个吸收塔浆液池内，无法二者兼顾，因此双循环技术在吸收塔外另设一个罐体用于SO2的吸收，而吸收塔浆液池则负责氧化。
这与龙净的双分区技术异曲同工。
双塔双循环技术其实是将辅助罐体升级为吸收塔，利用双循环技术，同时设置喷淋层和除雾器，使双循环的脱硫和除尘效果进一步增强。
当然，双塔双循环的占地和辅机增设就更大了。
单塔双循环的效果难以达到超低排放的要求，双塔双循环能够稳定达到要求，但是占地很大，不适合布置比较紧凑的电厂，且辅机增设较多，运营成本高。
小结：
目前几个主要的脱硫技术都有成功应用的案例，因此关键在于谁的投资成本更低、运行维护费用更省、系统可靠性更高。
双塔双循环占地很大，不适合我厂紧凑的布局设计，新增辅机数量和改造工程量都很大，因此投资也很大，同时由于辅机数量多，不仅运行费用比较高，可靠性也会下降；双托盘技术系统阻力较大，风机电耗比较大，系统运行时需要同时启动3台浆液循环泵，电耗大大增加，这些都会明显增加运行成本，同时由于我厂不是托盘设计的吸收塔，改造工作量和一次投入也都会比较大。
龙净环保和国电清新的技术，系统差压比较接近，脱硫效果也都很不错，系统辅机增加少，投资省、运维费用低。
在除尘方面，龙净的吸收塔能够将烟尘从21mg/Nm³降到6.3mg/Nm³左右（大唐清苑热电），而国电清新吸收塔能够将烟尘从42mg/Nm³降低到4mg/Nm³的水平（大唐托克托），相比之下双托盘技术和双塔双循环技术在除尘方面都只能做到出口烟尘不增加的水平，因此国电清新的脱硫除尘一体化技术在除尘方面具有目前其他厂家难以比肩的优势。
（三）除尘技术
1、低低温电除尘
低低温电除尘是在电除尘前增设热回收器，降低除尘器入口温度，利用了烟气体积流量随温度降低而变小和粉尘比电阻随温度降低而下降的特性。
随温度降低，粉尘比电阻减少至1011Ω·cm以下，此时的粉尘更容易被捕集；同时，随着烟气温度降低，烟气体积流量下降，在电除尘通流面积不变的情况下，流速明显降低，从而增加了烟气在电除尘内部的停留时间，所以，烟气流经电除尘器的温度范围在80~100℃之间时，除尘系统效率将会明显提高。
回收的热量目前主要有两种用法，一种是MGGH，即在吸收塔后增加再加热器，利用烟气余热抬升烟气温度，防止下游设备腐蚀，无烟气泄露，可以基本消除白烟及石膏雨。
另一种是低温省煤器，即将回收的热量用于加热汽机房凝结水。
两种改造路线各有优势，MGGH具有很好的环保效果，而低温省煤器则可以有效降低煤耗，提高经济性。
2、湿式电除尘
湿式电除尘器是一种用来处理含微量粉尘和微颗粒的新除尘设备，主要用来除去含湿气体中的尘、酸雾、水滴、气溶胶、臭味、PM2.5等有害物质。
湿式电除尘器和与干式电除尘器的收尘原理相同，都是靠高压电晕放电使得粉尘荷电，荷电后的粉尘在电场力的作用下到达集尘板/管。
干式电收尘器主要处理含水很低的干气体，湿式电除尘器主要处理含水较高乃至饱和的湿气体。
在对集尘板/管上捕集到的粉尘清除方式上WESP与DESP有较大区别，干式电除尘器一般采用机械振打或声波清灰等方式清除电极上的积灰，而湿式电除尘器则采用定期冲洗的方式，使粉尘随着冲刷液的流动而清除。
湿式电除尘器还可分为横流式（卧式）和竖流式（立式），横流式多为板式结构，气体流向为水平方向进出，结构类似干式电除尘器；竖流式多为管式机构，气体流向为垂直方向进出。
一般来讲，同等通气截面积情况下竖流式湿式电除尘器效率为横流式的2倍。
沉集在极板上的粉尘可以通过水将其冲洗下来。
湿式清灰可以避免已捕集粉尘的再飞扬，达到很高的除尘效率。
因无振打装置，运行也较可靠。
3、电袋复合除尘
电袋复合式除尘器是有机结合了静电除尘和布袋除尘的特点，通过前级电场的预收尘、荷电作用和后级滤袋区过滤除尘的一种高效除尘器，它充分发挥电除尘器和布袋除尘器各自的除尘优势，以及两者相结合产生新的性能优点，弥补了电除尘器和布袋除尘器的除尘缺点。
该复合型除尘器具有效率高，稳定的优点，目前在国内火力发电机组尤其是中小型机组应用较多，最近国内部分大型机组也开始上马电袋除尘。
电袋复合除尘器近年来持续发展，目前出现了超长滤袋和覆膜过滤等技术，过滤精度和使用性能都有所提升，已经能够达到5mg以下烟尘超低排放的标准。
但是从已经投产的电袋复合除尘器来看，其主要面临的几个问题仍然难以解决：
1）差压比较高，并且随着时间的增加逐渐上升。
由于布袋除尘采用的是过滤原理，本身的阻力高达1000pa左右，同时随着过滤孔被逐渐堵塞难以清理，每年会有200-300pa的阻力增加，这会造成电耗增加，甚至影响风机运行安全；
2）布袋寿命较短，维护费用高。
布袋每年会有一定的破损率，一般保证每年≤1%，但由于单台机布袋数量高达一万多个，而每个布袋价值上千块，每年仅布袋更换费用就要近十几万；
3）一旦布袋发生破损，局部失去过滤作用，将会导致烟尘浓度上升；
4）设计寿命仅约3万小时，用4-5年后全部更换滤袋的成本十分高昂，约在2000万左右，折合每年400万以上。
4、电除尘高频电源改造
电除尘高频电源改造由于成本较低，且效果明显，成为目前在各个电厂超低排放改造中普遍使用的一种辅助除尘增效改造方式。
高频电源相比普通工频电源具有如下优势：
1）更好的节能效果
高频电源具有高达93%以上的电能转换效率，在电场所需相同的功率下，可比常规电源更小的输入功率（约20%），具有节能效果。
有更好的荷电强度,在保证了粉尘充分荷电的基础上,可以大幅度减少电场供电功率,从而减少无效的电场电功率。
2）可提高电晕功率
高频电源的输出电压纹波系数比常规电源小（高频电源约1%，而常规电源约30%），可大大提高电晕电压（约30%），从而增加电场内粉尘的荷电能力，也减小了荷电粉尘在电场中的停留时间，从而可提高除尘效率。
电晕电压的提高，同时也提高了电晕电流，增加了粉尘荷电的机率，进一步提高除尘效率，特别适用于高浓度粉尘场合。
3）更好的电源适应性
与工频电源相比，高频电源的适应性更强。
高频电源的输出由一系列的高频脉冲构成，可以根据电除尘器的工况提供最合适的电压波形。
间歇供电时，供电脉宽最小可达到1ms，而工频电源最小为10ms,可任意调节占空比，具有更灵活的间歇比组合，可有效抑制反电晕现象，特别适用于高比电阻粉尘工况。
4）更好的火花控制特性：
高频电源的火花关断时间<10μs，而工频电源需10ms，火花能量很小，电场恢复快，提高了电场的平均电压，从而可提高了除尘效率。
小结：
我厂燃用神华烟煤，吸收塔入口烟尘一直稳定在40mg/Nm³以下，出口烟尘浓度稳定在20mg/Nm³左右，如果按照国电清新最新的脱硫除尘一体化技术，应该可以将吸收塔出口烟尘控制在5mg/Nm³以下，达到超低排放的目标。
但由于该技术（最新一代）投入应用时间并不长，为了确保烟尘长期可靠的低水平排放，可以选用一些其他的除尘改造方式强化除尘效果。
电袋除尘由于投入大、运行维护成本高、效果不稳定等，不建议采纳。
高频电源投资省、有效提升除尘效率，且具有节能效果，各大电厂超低排放基本都进行此项改造，建议我厂也将其纳入改造范围。
湿式电除尘和低低温电除尘都具有十分明显的除尘效果，并且都能去除部分SO3，湿式电除尘还具有脱汞、去除酸雾、水滴、气溶胶、臭味等作用，但另一方面在使用过程中也会产生废水。
二者的比较详如下表。
单纯从除尘方面的投资和运行维护的角度来讲，湿电除尘略占优势，但是低低温电除尘施工工期较短，如果采用MGGH，就能去除“白烟”，对于改善电厂的形象具有非常正面的作用，MGGH能够减少烟气冷凝，大大减缓强酸性冷凝水对烟囱的腐蚀速度，解决我厂目前烟囱腐蚀严重的问题，大大减少维护成本、提高设备安全性。
而如果采用低温省煤器，则可以在提高除尘性能的同时回收烟气余热，降低煤耗，效果也很明显，但是无法解决白烟和烟囱腐蚀的问题。
同时，用低低温电除尘降低吸收塔入口烟温，可以大大减少吸收塔的蒸发量，节水效果十分明显。
表1低低温电除尘和湿电除尘的比较
项目
除尘
性能
脱除范围
投资
工期
运行
成本
维护
成本
比较
优势
MGGH
优良
较少
很高
较长
较高
较高
去除白烟
保护烟囱
低温省煤器
优良
较少
较高
较长
节能
较高
节能
湿电除尘
优良
广泛
较高
很长
较高
较低
全面脱除
低低温电除尘尤其是MGGH虽然具有明显的优势，但是其存在一个较大的隐患，即烟气低温腐蚀问题。
一旦将排烟温度降低到100℃以下，达到酸露点以下，管道、电除尘、风机、烟道等可能会比较严重的腐蚀。
目前主流的管道用钢为316L和ND钢，虽然耐酸性能优良，但是由于MGGH在国内应用时间短，能否长期低于硫酸的腐蚀，尚未得到验证。
表2是整理的各种改造项目的投资、工期和带来的阻力上升情况，由于各个电厂改造时间、现场状况、改造单位等的不同，其投资、工期和阻力上升情况差别都会比较大，只能作为我厂改造选择的一个参考。
表2各种改造项目的投资、工期和带来的阻力上升
项目名称
投资估算
（万元）
总工期
（天）
停机工期
（天）
阻力上升
（Pa）
MGGH
4000-7200
60
35
1050
低温省煤器
2500-4000
60
35
600
湿电除尘
4000-5000
115
50
500
电袋除尘
3800
75
60
1000
高频电源改造
400-500
30
30
0
脱硝加层+喷氨（嘴）优化
1500
44
34
150
低氮燃烧器
3000
60
60
0
国电清新SPC
2000
60
40
650
龙净浆液分区
1200-1800
60
50
600-1000
双塔双循环
1200
180
35
1000
双托盘+交互式喷淋
2500
75
50
1200
引风机改造
900-1500
50
45
0
烟囱钛板改造
5000
180
30
0
四、组合路线的选择
1、投资最省的路线
国电清新最新SPC脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造，单机投资5000万-1亿，可以节约大量投资，同时运行阻力很低，设备增加很少，运行维护成本都最小化，停机工期最短可以控制在40天以内，各方面优势十分明显。
由于国电清新最新的SPC技术投入应用不久，虽然很快受到市场的认可，但是长期除尘稳定性尚待验证，目前国内大型机组尚无人采用此种路线，有一定的风险。
2、性能稳妥、投资和运维成本相对较低的路线
1）国电清新SPC脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造+MGGH
单台机投资大约1-1.5亿，停机工期40天，可以确保脱硫、除尘、脱硝全面、长期达到超低排放要求，同时能够解决“白烟”和烟囱腐蚀问题。
2）国电清新SPC脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造+湿电除尘
单台机投资约1-1.3亿，停机工期50天，可以确保脱硫、除尘、脱硝全面、长期达到超低排放要求，终端除尘效果会比线路1更加低，同时能够脱除酸雾、水滴、气溶胶、臭味等，但是无法消除“白烟”和解决烟囱腐蚀问题。
3）龙净单塔双分区脱硫除尘技术+脱硝催化剂加层+高频电源改造+MGGH
投资与路线1）接近，停机工期50天，由于MGGH具有良好的除尘效果，因此该技术也能够达到超低排放要求，也能够消除“白烟”和解决烟囱腐蚀问题。
不过由于龙净的除尘技术效果相对较差，相应对于石膏的脱除效果也会比较差，因此从吸收塔携带的石膏将会影响最终的固体颗粒排放值，是否能够持续控制在5mg/Nm³以下有待考验。
4）龙净单塔双分区脱硫除尘技术+脱硝催化剂加层+高频电源改造+湿电除尘
为了解决路线3）的问题，可以将MGGH改为湿电除尘，可以解决末端烟尘排放较高的问题，投资有所下降，停机工期50天，缺点是不能解决白烟和烟囱腐蚀问题。
如果同时上马湿电除尘和低低温除尘器，可以同时解决上述问题，但是投资和运维成本又太高。
5）同上路线，但在低低温电除尘上选用低温省煤器，停机工期50天，可以降低煤耗，缺点是不能解决白烟和烟囱腐蚀问题。
3、全面、稳妥的技术路线
早期改造的超低排放线路，在除尘上很多都采用低低温电除尘+湿式电除尘的改造方式，余量较大，但是工程量、投资和运维成本都很高。
小结：
自从2014年国内开始大面积快速上马超低排放技术以来，在巨大的市场利益驱动下，超低排放的技术本身也在快速发展，主要表现在3个方面：
1、排放越来越高效；
2、技术种类越来越丰富，同一类技术的创新越来越多样化；
3、多种污染物治理的集成度越来越高，尤其是在脱硫系统集成粉尘治理的方面。
值得注意的是，这些进步还在不断发展变化中，这使得实现超低排放的成本快速下降，而排放效果却越来越好，这将有利于我厂今后改造的实施。
五、工作进度的初步建议
根据2014年11月福建省环保厅报送的《福建省煤电企业环保升级改造任务时间表》，我厂#1机组和#2机组应分别于2017年6月和2018年6月前完成超低排放升级改造工作，距今还有2年时间，根据目前已经改造投产的电厂的经验，这个准备时间是充足的。
公司在2015年初设定的年度目标是完成全部改造可研和设计，如果按照目前通常采用的EPC模式进行总包，则需要在年内完成设计、制造和安装的一揽子招标，由于工程包太大，审核手续会很复杂并持续较长时间，使得年内完成设计存在很大困难。
另一方面，由于超低排放技术还在不断发展变化，过早招标在技术上和投资上都存在一定的风险。
而如果不采用EPC模式，则年内应可完成设计工作，但不采用EPC模式的风险也是显而易见的，即各个环节、各个设备厂家之间的推诿扯皮，如果在改造过程中或者改造后发生问题，在责任认定乃至后续整改工作的推进方面会存在较大困难。
基于上述情况，请公司慎重考虑。
1、如果采用EPC模式，超低排放小组的建议工作进度如下：
时间
进度
2015年6月
完成调研工作；
2015年8月
完成可研招标/委托工作；
2015年9月
完成可研编制工作
2015年10月
完成可研内审工作；
2015年11月
完成可研外审工作；
2015年12月
完成后续审批工作；
2016年3月
完成EPC招标；
2016年6月
完成设计；
2016年9月
完成制造；
2017年3月
择机完成改造工程
2017年6月
验收、评估和整改工作
后续
#2机组改造工作
2、如果采用PC模式，超低排放小组的建议工作进度如下：
时间
进度
2015年6月
完成调研工作；
2015年7月
完成可研招标/委托工作；
2015年8月
完成可研编制工作
2015年9月
完成可研内审、外审工作
2015年10月
完成设计招标/委托工作；
2015年11月
完成设计编制工作
2015年12月
完成设计审查修改工作
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