《红豆热电有限公司UG75 3.82M17锅炉混合法脱硝工程初步方案.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《红豆热电有限公司UG75 3.82M17锅炉混合法脱硝工程初步方案.doc（22页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、红豆热电有限公司UG-75/3.82-M17锅炉混合法脱硝工程初步方案无锡华光新动力环保科技股份有限公司2012年9月目 录概述1项目背景1主要设计原则2工程实施条件3厂区条件3主要工作参数3设计燃料3烟气脱硝技术方案5SNCR技术5SCR技术6SNCR/SCR混合烟气脱硝技术8主要烟气脱硝技术的比较8本项目脱硝方案的选择9工程设想11系统概述11工艺装备12电气部分13系统控制14供货范围15占地情况16工程实施轮廓进度17投资费用18华光环保公司简介及业绩19公司简介19业绩情况19概述项目背景近年来，随着我国火电装机容量的急速增长，火电NOx排放量逐年增加，NOx已成为目前我国最主要的大
2、气污染物之一。专家预测，随着我国对SOx排放控制的加强，NOx对酸雨的影响将逐步赶上甚至超过SOx。为控制锅炉尤其是电站锅炉NOx等大气污染物的排放，我国相继颁发了中华人民共和国大气污染保护法（2000年9月实施）、火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）等法律和标准，要求火电厂采取措施，控制NOx排放。2011年7月，国家环境保护部等联合印发了火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011），与老标准相比，新标准对若干重要内容进行了修订，具体如下：调整了大气污染物排放浓度限值；规定了现有火电锅炉达到更加严格的排放浓度限值的时限；取消了按燃煤挥发分执行不同氮氧化物排放浓度限值的
3、规定；增设了燃气锅炉大气污染物排放浓度限值；增设了大气污染物特别排放限值等。根据火电厂大气污染排放标准的要求，自2012年1月1日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1.1规定的大气污染物排放限值（重点地区）。要求从2012年1月1日开始，所有新建火电机组氮氧化物排放标准为100mg/Nm3；从2014年7月1日开始，现有火电机组氮氧化物排放标准为100 mg/Nm3（采用W型火焰炉膛、现有循环流化床、以及2003年12月31日前建成投产或通过项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行200 mg/Nm3标准）。 重点区域火电机组的氮氧化物污染物排放标准则统一为100 mg/Nm3。表1.1
4、火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放限值序号燃料和热能转化设施类型污染物项目适用条件限值（mg/Nm3）污染物排放监控位置1燃煤锅炉烟尘全部20烟囱或烟道二氧化硫全部50氮氧化物（以NO2计）全部100汞及其化合物全部0.032以油为燃料的锅炉或燃气轮机组烟尘全部20二氧化硫全部50氮氧化物（以NO2计）燃油锅炉100燃气轮机组1203以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组烟尘全部5二氧化硫全部35氮氧化物（以NO2计）燃气锅炉100燃气轮机组504燃煤锅炉，以油、气体为燃料的锅炉或燃气轮机组烟气黑度（林格曼黑度，级）全部1烟囱排放口红豆热电有限公司现已配置2台75t/h链条炉。锅炉烟气原始氮氧化物
5、（NOx）排放浓度约400mg/Nm3左右，为满足国家和地方的环保要求，拟对75t/h锅炉实施低NOx燃烧技术和烟气脱硝技术改造，要求脱硝后烟气NOx排放浓度不超过100mg/Nm3，实现达标排放。主要设计原则(1)脱硝设计效率应满足目前国家最新的排放标准和地方环保局的排放要求。(2)采用的脱硝技术先进、成熟，设备可靠，性价比高，有处理燃煤锅炉烟气的商业运行业绩，且对锅炉工况有较好的适用性。(3)脱硝系统应能持续稳定运行，且脱硝系统的启停和运行不影响锅炉的正常安全运行。(4)脱硝装置的可用率应98%，且维护工作量小，不影响电厂的文明生产。(5)脱硝装置设计寿命20年。(6)脱硝工艺的选择应利于
6、电厂的管理和降低运行管理费用。工程实施条件厂区条件 项目位于无锡红豆工业园区内。主要工作参数额定蒸发量 75 t/h额定蒸汽温度 450 额定蒸汽压力（表压） 3.82 MPa给水温度 150 锅炉排烟温度 156 排污率 2 %空气预热器进风温度 20 锅炉计算热效率 81.8 %燃料消耗量 11.199 t/h一次热风温度 121 二次热风温度 121 一、二次风量比 50：50锅炉飞灰份额 77 %设计燃料表1烟煤主燃料成分分析： 表1 烟煤主燃料成分（设计煤种）项 目符 号单 位燃料特性原料煤收到基碳Car%56.12氢Har%2.97氧Oar%10氮Nar%2.1硫Sar%0.38灰
7、Aar%7.93水Mar%20.54干燥基挥发分Vd%36.88干燥基灰分Ad%收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg20.169灰变形温度DT灰软化温度ST灰流动温度FT可磨系数HGI96主燃料烟煤的入炉粒度要求：粒度范围040mm，55%粒径06mm；30%粒径03mm 烟气脱硝技术方案目前主流的烟气脱硝技术有选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）和SNCR/SCR联合脱硝技术。SNCR技术研究发现，在8001250这一温度范围内、无催化剂作用下，尿素、氨水等还原剂可选择性地还原烟气中的NOx生成N2和H2O，基本上不与烟气中的O2作用，据此发展了SNCR脱硝技术
8、。SNCR烟气脱硝的主要反应为：NH3为还原剂 4NH3 + 4NO + O2 4N2 + 6H2O尿素为还原剂 2NO + CO(NH2)2 + O2 2N2 + CO2 + 2H2OSNCR通常采用的还原剂有尿素、氨水和液氨，不同还原剂的比较如表3.1所列。表3.1 不同还原剂特点还原剂特点尿素 安全原料 (化肥) 便于运输 脱硝有效温度窗口较宽 尿素溶解要消耗一定热量氨水 运输成本较大 需要较大的储存罐 脱硝有效温度窗口窄液氨 高危险性原料 运输和存储安全性低从SNCR系统逃逸的氨可能来自两种情况，一是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应。还
9、原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位，如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸量。在较大尺寸的锅炉中，因为需要覆盖相当大的炉内截面，还原剂的均匀分布则更困难。为保证脱硝反应能充分地进行，以最少喷入NH3的量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。若喷入的NH3不充分反应，则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到SO3会产生NH4HSO4易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。因此，SNCR工艺的氨逃逸要求控制在8mg/Nm3以下。图3.1为典型SNCR脱硝工艺流程图。图3.1 SNCR工
10、艺系统流程图SNCR烟气脱硝过程是由下面四个基本过程组成： 还原剂的接收和溶液制备； 还原剂的计量输出； 在锅炉适当位置注入还原剂； 还原剂与烟气混合进行脱硝反应。SCR技术选择性催化剂还原（SCR）技术是在烟气中加入还原剂（最常用的是氨和尿素，本项目采用氨水，与130吨煤粉锅炉公用一套还原剂储备与供应系统），在催化剂和合适的温度等条件下，还原剂与烟气中的氮氧化物（NOx）反应，而不与烟气中的氧进行氧化反应，生成无害的氮气和水。主要反应如下：4NO + 4NH3 + O2 4N2 + 6H2ONO + NO2 + 2NH3 2N2 + 3H2O6NO2 + 8NH3 7N2 + 12H2O在没
11、有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（8001250）进行。SCR技术采用催化剂，催化作用使反应活化能降低，反应可在更低的温度条件（320400）下进行。对SCR系统的制约因素随运行环境和工艺过程而变化。制约因素包括系统压降、烟道尺寸、空间、烟气微粒含量、逃逸氨浓度限制、SO2氧化率、温度和NOx浓度，都影响催化剂寿命和系统的设计。除温度外，NOx、NH3浓度、过量氧和停留时间也对反应过程有一定影响。SCR系统一般由氨储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。SCR脱硝反应器在锅炉尾部一般有三种不同的布置方式，高尘布置、低
12、尘布置和尾部布置，图3.2为目前广泛采用的高尘布置SCR烟气脱硝系统工艺流程图。图3.2 SCR工艺系统流程(高尘布置)对于一般燃煤或燃油锅炉，SCR反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为此区间的烟气温度刚好适合SCR脱硝还原反应，氨被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应，SCR系统商业运行的脱硝效率约为80%90%。SNCR/SCR混合烟气脱硝技术SNCR/SCR混合技术是SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应结合起来，进一步脱除NOx，它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高脱硝率进行有效结
13、合的一种扬长避短的混合工艺。SNCR/SCR混合工艺的脱硝效率可达到5080%，氨的逃逸小于4mg/m3。图3.3为典型的SNCR/SCR混合烟气脱硝工艺流程。图3.3 SNCR+SCR联合工艺脱硝流程图主要烟气脱硝技术的比较几种主要烟气脱硝技术综合比较情况如表3.2所列。表3.2 SCR、SNCR、SNCR/SCR技术综合比较项目SCR技术SNCR技术SNCR/SCR技术反应剂NH3或尿素氨水或尿素NH3或尿素反应温度3204008001250前段：8001000，后段：320400催化剂V2O5-WO3/TiO2不使用催化剂后段加少量催化剂脱硝效率8090%3060%5080%反应剂喷射位
14、置SCR反应器入口烟道炉膛内喷射锅炉负荷不同喷射位置也不同SO2/SO3氧化SO2氧化成SO3的氧化率1%不会导致SO2氧化，SO3浓度不增加SO2氧化较SCR低NH3逃逸2.5 mg/m38 mg/m34 mg/m3对空气预热器影响NH3与SO3易形成硫酸氢铵，需控制NH3泄漏量和SO2氧化率，并对空预器低温段进行防腐防堵改造。SO3浓度低，造成堵塞或腐蚀的机率低硫酸氢铵的产生较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机率比SCR低系统压力损失新增烟道部件及催化剂层造成压力损失没有压力损失催化剂用量较SCR小，产生的压力损失较低燃料及其变化的影响燃料显著地影响运行费用，对灰份增加和灰份成分变化敏感，灰份磨
15、耗催化剂，碱金属氧化物劣化催化剂，AS、S等使催化剂失活。基本无影响影响与SCR相同。由于催化剂较少，更换催化剂的总成本较SCR低锅炉负荷变化的影响SCR反应器布置需优化，当锅炉负荷在一定范围变化时，进入反应器的烟气温度处于催化剂活性温度区间。多层布置时，跟随负荷变化容易跟随负荷变化中等工程造价高低较高本项目脱硝方案的选择本项目为2台75t/h链条炉，经过实施低NOx燃烧技术改造后原始NOx排放浓度约为400mg/Nm3，为满足最新实施的NOx排放要求，同时考虑到脱硝的经济性，推荐采用SNCR/SCR混合法脱硝工艺，脱硝后NOx排放浓度低于100mg/Nm3，实现达标排放。SNCR/SCR混合
16、法脱硝工艺优点如下：(1) 脱硝效率可达60%80%以上，确保NOx达标排放。(2) 脱硝系统运行灵活，调整余地大。(3) 投资省。(4) 占地小。(5) 对锅炉的运行影响较小。(6) 运行维护方便。本项目SNCR/SCR烟气脱硝工艺方案设计参数如表3.3所列：表3.3 SNCR/SCR烟气脱硝方案工程设计参数脱硝系统主要设计参数数值设计负荷范围，%30%100%BMCRNOx原始排放浓度（干基，6%O2），mg/Nm3 小于400烟气流量，Nm3/h83251总设计脱硝效率，%72其中：SNCR脱硝效率，%30SCR脱硝效率，%60纯尿素耗量，kg/h26设计脱硝装置出口NOx排放浓度，mg
17、/Nm390在烟囱处测得的最大NH3 逃逸量，mg/Nm34工程设想系统概述因锅炉尾部受热面已安装结束，为了安装SCR反应器，需对尾部受热面进行调整。省煤器改为高低温段，高低温段省煤器之间有2.8米的距离，布置SCR反应器，在设计煤种、BMCR工况下，SCR反应器进口烟气温度设计为380左右。SCR反应器内布置1层催化剂，体积为14m3。要求锅炉改造后在满足脱硝要求的同时，不影响锅炉的整体性能。锅炉概况以及省煤器改造要求：锅炉为链条锅炉，配置有一级省煤器。拟将省煤器分作两级，中间拉开一个空档，将设置脱硝装置。对于省煤器改造的主要要求：1） 两级省煤器之间的空档尺寸大于等于2800mm；2）上级
18、省煤器出口的烟气温度应在370-380之间。 省煤器改造方案简要说明及附图1） 为腾出空间，采用空位空间可以容纳更多受热面的H型鳍片管；2） 原有的进口和出口集箱位置适当调整；3） 两级之间的空间净空为2800mm左右；4） 针对链条锅炉特点，选取的烟气流速兼顾防止磨损和堵灰因素。 (1) 省煤器改为高低温段，高低温段省煤器之间有2.5米的距离，增加两只中间集箱，中间集箱用连接管连接。(2)低温段省煤器下部空预器整体原位不动。 (3)平台扶梯移位、制作安装。SNCR/SCR混合法脱硝工艺中，还原剂喷入炉膛后首先发生SNCR反应，脱除掉一部分的NOx，未反应的部分还原剂随烟气流经下游的催化反应系
19、统，在SCR脱硝催化剂的作用下发生SCR反应，进一步脱除烟气中的NOx。当本项目锅炉NOx原始排放浓度在一定浓度之下时，只通过SNCR脱硝即可实现NOx达标排放；当锅炉NOx原始排放浓度超出单独SNCR控制的有效范围时，则调整还原剂的投加方式，通过SNCR与SCR联合脱硝，最终实现NOx达标排放。考虑到消防安全因素和招标方单位实际的场地情况，本项目脱硝系统采用1020%氨水（与130吨锅炉公用一套氨水系统）作为还原剂。氨水溶液储存系统的尿素储罐按三台锅炉用量设计，体积为60m3。还原剂计量系统1炉1套，还原剂分配系统1炉1套。因锅炉尾部受热面已安装结束，为了安装SCR反应器，需对尾部受热面进行
20、调整。省煤器改为高低温段，高低温段省煤器之间有3.5米的距离，布置SCR反应器，要求在设计煤种、BMCR工况下，SCR反应器进口烟气温度设计为380左右。SCR反应器内布置1层催化剂，体积为14 m3。本项目SNCR/SCR联合脱硝工艺系统如图4.1所示。图4.1 SNCR/SCR联合脱硝工艺系统图工艺装备1.1氨水溶液储存系统 本系统共设有1个氨水溶液储存罐（与130锅炉公用）。通过采购工业级20%氨水溶液，储存在储罐内，通过高流量循环装置输送供应至3台锅炉还原剂喷射装置。1.2氨水溶液计量、分配系统1.2.1炉区氨水溶液计量、分配系统用来将氨水溶液注入锅炉的炉膛。该系统布置在炉区，主要由下
21、面的部件/装置组成： 1）压力控制装置 2）计量分配装置 3）分配装置4）氨水喷射器5）温度监测装置1.2.1.1压力控制装置压力控制装置是一个独立的压力控制系统。这个装置向计量分配装置提供设定压力下的氨水溶液供应。1.2.1.2计量装置氨水喷射区的计量装置用于精确计量和控制到锅炉内每个喷射区的脱硝还原剂浓度。该装置连接并响应来自于机组燃烧控制系统、NOx和温度监视器的控制信号，自动调节氨水溶液流量，对NOx水平、锅炉负荷、燃料或燃烧方式的变化做出响应，打开或关闭喷射区或控制其质量流量。每一喷射区均可独立地运行和控制，该特性允许隔离每个子装置进行维修且不会严重影响工艺性能及总体NOx还原效果。
22、 1.2.1.3 分配装置分配装置将还原剂分送给每个喷枪。该装置包括流量和压力显示、压缩空气和脱硝还原剂流量调节阀。为了安装方便，所有分配装置出厂前均已组装好成模块，并做好相关测试。1.2.1.4还原剂喷射器氨水喷射器用于雾化尿素溶液并将其喷入炉膛。在追求高脱硝效率的同时将氨逃逸降至最低，还原剂的喷入意味着SNCR脱硝反应的开始。喷射器采用空气雾化，低动力型，采用厂杂用压缩空气将雾滴带入锅炉。每套喷射器包括喷枪和相关附件（连接软管及快速接头等）。每台锅炉喷射器喷枪数量初步设计为6只（二侧各3只），加设位置待详细设计时确定。1.3 催化反应系统该系统置于高温省煤器与低温省煤器之间烟道内，SCR脱
23、硝催化剂安装1层，体积为14 m3。该系统主要由以下部件/装置组成：1）催化剂模块2）支撑结构3）配套组件（含补充喷氨格栅）4）吹灰装置电气部分本部分主要包括供配电系统和控制与保护两部分。4.3.1供配电系统 1）380/220V供电系统2）检修照明系统3）脱硝380/220V系统按照设备布置区域设置尿素溶液供应区MCC4）锅炉脱硝尿素溶液储存区域的正常照明电源取自尿素溶液储存区MCC，炉区正常照明由现有炉区动力箱供电；SNCR+SCR区域和尿素溶液区域的检修电源取自MCC。4.3.2 控制与保护1）控制方式脱硝系统的电气设备纳入单独的脱硝PLC控制系统，不设常规控制屏。所有低压空气断路器控制
24、电压采用220V AC。2）信号与测量380V低压所有开关的合闸、跳闸状态、事故跳闸、控制电源消失信号送仪表PLC/DCS系统。3）电气量送入脱硝PLC/DCS实现数据自动采集、定期打印制表、实时调阅、显示电气主接线、亊故自动记录及故障追忆等功能。系统控制4.4.1 控制系统概述 本烟气脱硝系统还原剂的喷射通过前馈控制参数（锅炉负荷、温度）和反馈控制参数（出口NOx浓度、氨逃逸量）来进行连续不断的调整。在保持NOx排放浓度（或脱硝效率）及NH3逃逸率小于设定值的条件下，根据前馈控制参数确定不同负荷时还原剂的喷射量，再以反馈控制参数来调整还原剂的喷射量。当锅炉负荷、原始烟气中NOx浓度低于设定值
25、等情况下，停止投加还原剂。4.4.2 控制方式和水平本烟气脱硝装置的控制包括氨水站公用系统、还原剂计量和分配等几部分，控制系统能够完成整个脱硝装置内所有的测量、监视、操作、自动控制、报警及保护和联锁、记录等功能。4.4.3 尿素供应系统PLC控制系统要求PLC控制系统的可利用率达到99.9%。其技术规范满足电力行业要求。烟气脱硝控制系统如图4.2所示。图4.2 SNCR+SCR烟气脱硝控制系统供货范围本项目烟气混合法脱硝系统主要设备供货范围如表4.1所列。表4.1 SNCR/SCR烟气脱硝系统主要供货范围一览表序号名称单位数量备注一还原剂制备储存系统氨水溶液储罐只160M3，S304尿素溶液循
26、环泵台2S304，一用一备尿素溶液输送泵台2S304，一用一备二计量系统套2三分配系统套2四氨水溶液喷枪只12S316五催化剂系统M328蜂窝型催化剂六声波吹灰器套4七仪控系统NOx/O2烟气分析仪台2德国SICK氨逃逸仪台0德国SICK八电气与仪控系统套1九其他占地情况本项目（氨水区域）总占地面积约80m2。工程实施轮廓进度一般来说，整个工程完成时间是在合同签订后3个月左右（具体协商），工程实施日程见下表：事件责任自定单起星期数接受定单客户0开始设备设计无锡华光新动力环保科技股份有限公司1提交设备图纸无锡华光新动力环保科技股份有限公司 4收到客户对图纸的意见客户5开始设备制造无锡华光新动力环
27、保科技股份有限公司7设备装运无锡华光新动力环保科技股份有限公司9设备交付无锡华光新动力环保科技股份有限公司10完成设备安装无锡华光新动力环保科技股份有限公司13开始启动和测试无锡华光新动力环保科技股份有限公司14开始优化无锡华光新动力环保科技股份有限公司15符合性测试客户16投资费用锅炉脱硝工程静态投资费用主要包括以下几个部分：（1） 锅炉改造费用；因锅炉尾部受热面已安装结束，为了安装SCR反应器，需对尾部受热面进行调整。省煤器改为高低温段，高低温段省煤器之间有3.5米的距离，布置SCR反应器，在设计煤种、BMCR工况下，SCR反应器进口烟气温度设计为380左右。SCR反应器内布置1层催化剂，
28、体积为14m3。要求锅炉改造后在满足脱硝要求的同时，不影响锅炉的整体性能。锅炉改造主要工作：a.省煤器改为高低温段，高低温段省煤器之间有3.5米的距离，增加两只中间集箱，中间集箱用连接管连接。b.空预器风道连通箱及空预器出口转弯烟道制作、安装。c.平台扶梯移位、制作安装。（2）SNCR/SCR设备购置费；（3）设计及技术服务费，包括数值模拟及搭建物模费用；（4）安装、调试费；（5）税费等其它费用。（具体见报价表）华光环保公司简介及业绩公司简介无锡华光新动力环保科技股份有限公司由无锡华光锅炉股份有限公司控股的子公司，坐落在无锡国家高新技术产业开发区。科技人员中多名具有高级职称，形成了一支从教授级
29、高工、博士、硕士到本科，人员结构合理、研发实力雄厚的科研队伍。包括锅炉、环境工程、化工机械、流体、结构、电气、土建设计等专业结构合理、实力雄厚的科研队伍。利用自有的THINKSATION高性能图形工作站用于流场模拟仿真计算等高科技装备，开发脱硝催化剂选型软件包以及烟气处理系统设计工艺软件，拥有国内领先的环保（烟气净化）工程设计和系统集成技术。我们自己拥有催化剂生产线和测试平台，可以提供更优性价比和个性化的及时服务。公司从事脱硝催化剂的生产和销售；含有硫化物、氮氧化物、可挥发有机物等废气净化处理环保工程的技术开发、系统设计、咨询服务；环保工程设备的采购、制造及成套、安装和调试；环保工程施工、监理
30、和工程总承包。同时我们集团拥有专业的电站工程公司与全资控股的大唐电力院，具备更强大的工程设计能力与工程实施能力。 公司致力于环保技术的研发和创新，采用华东理工大学具有自主知识产权的脱硝催化剂生产技术，依托东南大学、清华大学强大的人力资源与实验设施，积极申报多项国家发明专利和实用新型专利，I期工程我公司已经具备4000立方/年蜂窝式催化剂的产能, 主要生产设备为引进日本爱立许集团、日本宫崎铁工株式会社等世界先进设备。至2013年完成总投资20000万人民币，生产厂房35000平米。具备10000立方年蜂窝式催化剂的产能和其他环保产品的基地，形成10亿元产值的生产能力。环保板块将成为华光股份的重要
31、组成部分和产业转型的急先锋。 选择性催化还原脱硝技术(SCR)和奥地利AEE能源集团公司进行合作，公司将秉承“还地球碧水蓝天”的经营理念，发扬“务实创新、团结拼搏”的企业精神，为国内外客户提供高效率、高性能、资源节约型环保工程服务，以用户满意为标准，推动我国战略性新兴产业（节能环保）的又快又好发展。 无锡华光环保脱硝业绩目前，我公司实施了多个烟气脱硝工程，具备丰富的工程技术开发和工程设计、实施经验，其中部分项目如下：l 无锡惠联热电3170t/h煤粉炉SCR脱硝工程EPC；l 无锡友联热电2100t/h+2150t/h循环流化床锅炉SNCR脱硝工程EPC；l 北京京能集团（高安屯项目）2350
32、MW锅炉SCR脱硝工程EP；l 北京京能集团（昌平项目） 1150MW锅炉SCR脱硝工程EP；l 北京京能集团（海淀项目） 2150MW锅炉SCR脱硝工程EP；l 北京京能集团（京西项目）3350MW锅炉SCR脱硝工程EP；l 江阴利港电厂2350MW煤粉锅炉SCR脱硝工程；l 江苏飞翔化工股份有限公司175t/h+190t/h循环流化床锅炉SNCR脱硝工程EPC；l 盱眙禾睿热电厂290t/h循环流化床锅炉SCR烟气脱硝EP；l 大连恒力石化4300t/h超高压循环流化床锅炉SNCR烟气脱硝EP；l 山东恒利1170t/h煤粉炉SCR脱硝工程EP；l 山东莱钢2220t/h煤粉炉SCR脱硝工程EP；l 陕西延长石油集团兴化1160t/h煤粉炉SCR脱硝EPC工程；l 烟台万华氯碱3460t/h煤粉炉SCR脱硝工程EPCl 烟台万华氯碱1220t/h煤粉炉SCR脱硝工程EPCl 山东滨北新材料有限公司4350MW煤粉锅炉SCR脱硝工程EPCl 辽阳国成3460t/h煤粉炉SCR脱硝工程EP
