1、燃煤煙氣脫硫脫硝除塵一體化凈化解決方案成都華西堂環保科技有限公司成都華西化工研究所股份有限公司2015年3月24 / 24成都華西堂環保科技有限公司 地址：成都市沙灣路266號攀鋼金貿大廈21樓 網址：WWW.HXHG.CN 郵箱：linghuaz 電話趙玲 目 錄一、達標排放催生燃煤煙氣凈化技術升級 3二、煙氣脫硫脫硝除塵一體化凈化技術介紹 5 2.1 HXT工藝 5 2.1.1 工藝路線 5 2.1.2 工藝流程 5 2.1.3 原材料及副產品構成 7 2.1.4 技術特點 7 2.1.5 工藝關鍵點 9 2.1.6 技術經濟分析 9 2.1.7 工程示范 11

2、2.2 離子液循環吸收法 12 2.2.1 工藝路線 12 2.2.2 工藝流程 13 2.2.3 原材料及副產品構成 14 2.2.4 技術特點 14 2.2.5 工藝關鍵點 15 2.2.6 技術經濟分析 16 2.2.7 工程示范 18 2.3 應用領域 18三、中小型燃煤鍋爐煙氣處理 19 3.1中小型燃煤鍋爐煙氣治理路線 19 3.2技術經濟分析 20四、試點推廣計劃 21五、推廣方案 21附：公司簡介一、達標排放催生燃煤煙氣凈化技術升級國家發改委、環保部、能源局發布的煤電節能減排升級與改造行動計劃（20142020年）要求嚴控大氣污染物排放，規定“東部地區（遼寧、北京、天津、河北、

3、山東、上海、江蘇、浙江、福建、廣東、海南等11省市）新建燃煤發電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣機輪組排放限值（即在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50毫克/立方米），中部地區（黑龍江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省）新建機組原則上接近或達到燃氣輪機組排放限值，鼓勵西部地區新建機組接近或達到燃氣輪機組排放限值。”鑒于目前燃煤電廠采用的脫硫工藝大多為石灰石石膏法，脫硝工藝為SCR，為適應新標準的要求，采取的主要技術手段為改造環保島系統“包括低氮燃燒器+選擇性催化還原法脫硝+干式電除塵+無泄漏煙氣換熱器+脫硫裝置+濕式電除塵器+無泄漏煙

4、氣換熱器。其中低氮燃燒器、選擇性催化還原法脫硝、干式電除塵器、煙氣換熱器、脫硫裝置要在現有的基礎上進行增效改造。”資深專業人士提出“從已經實現近零排放所采用的技術來看，主要是對已有技術和設備潛力的挖掘、輔機的改造、系統優化、大馬拉小車式的設備擴容量、材料的改進、昂貴設備的使用等。如果不考慮成本的話，理論上都是可以做到真正的近零排放。這些花大價錢上馬的近零排放機組不是通過技術突破實現的，主要是靠一味增加投入來實現的，沒有理論創新，毫無意義。”“比如說脫硫，按照以前的標準，要求二氧化硫排放低于100毫克/立方米，現在要求變成50毫克/立方米，再建一個脫硫塔即可，但是造價就要翻一倍。現在的技術，除了

5、脫硝之外，脫硫、除塵等只要投錢，就能一直降低下去，每降低一個數量級，這個造價就要翻一倍。”為了滿足人類呼吸潔凈空氣的基本愿望，提高煙氣排放標準，減少污染物的排放是必須的。采用增加資金投入、累加設備、累加效果的辦法可以解決一些問題，更重要的是通過技術提升來實現對污染物排放的高標準控制。目前處于研發階段的同步脫硫脫硝技術有KMnO4/NaOH溶液同時脫硫脫硝技術、酸性NaClO2溶液同時脫硫脫硝技術、鈣基吸收劑催化氧化技術、脈沖電暈同步脫硫脫硝技術、電子束輻照脫硫脫硝技術、CuO/r-Al2O3催化吸收法等，上述技術在機理研究、工藝開發上雖都已取得了一定的成績，但由于往往在關鍵技術環節的成熟性、技

6、術的整體經濟性、關鍵設備的開發等方面尚存在問題，因此該類技術目前都還不能實現工程應用。成都華西化工研究所股份有限公司、成都華西堂環保科技有限公司通過十幾年的開發研究和工程實踐推出了煙氣脫硫脫硝除塵一體化凈化技術，是全新一代煙氣凈化技術，具有顯著地技術先進性和經濟性，可有效推動我國煤電行業實現超低排放達標。這幾項技術開發的指導思想是：第1、 實現可控的達標排放：技術開發的污染物控制指標是遵照國家有關部門和各地方政府制定的不同行業、不同地區的污染物排放標準，及近期頒布的煤電節能減排升級與改造行動計劃（20142020年）（要求在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化碳、氮氧化合物排放濃度分別不高于10

7、、35、50毫克/立方米）； 第二、把污染物作為資源回收，在治理污染的同時將硫氧化物變成硫酸、硫磺或者硫銨的原料，將氮氧化物變成硝銨、硝酸鹽的原料。特別是中國缺乏集中的硫資源，大量的硫資源廣泛分散在煤炭中，在環境治理時同步回收這些硫資源并加以儲存將造福子孫后代；第三、用環保副產品的收益來全部或者部分彌補環保的投入和運營費用，對上網電廠實現3到7年回收環保投資；第四、環保工程不產生廢水等二次污染物排放；第五、環保工藝技術及裝置安全、穩定、可靠長期運行。二、煙氣脫硫脫硝除塵一體化凈化技術介紹2.1 HXT工藝2.1.1 工藝路線HXT工藝分三步：第一步、在選擇性非催化還原法脫硝的基礎上，在煙氣中加

8、入助劑，再用吸收劑干粉或溶液將煙氣中的二氧化硫和氮氧化物一次性脫除生成硫酸鈉、硝酸鈉；第二步、將第一步生成的硫酸鈉、硝酸鈉作為原料與氨+二氧化碳（碳酸氫銨）進行復分解反應制得碳酸氫鈉和硫酸銨、硝酸銨；第三步、將第二步生成的碳酸氫鈉用于第一步脫硫脫硝的吸收劑，將第二步生成的硫酸銨、硝酸銨制成合格的化肥。2.1.2工藝流程HXT工藝系統主要分為煙氣脫硫脫硝系統、吸收劑再生單元和化肥聯產系統。工藝流程如下： 煙氣脫硫脫硝：煙氣先后通過把還原劑溶液噴入鍋爐爐膛中脫硝、煙道內干法噴粉、塔內與循環的吸收劑溶液和助劑溶液充分接觸完成脫硫脫硝反應后，凈煙氣經由煙囪排放；吸收塔排出的硫酸鈉和硝酸鈉

9、溶液經過濾器去除固體雜質后，進入吸收劑再生單元。 吸收劑再生單元：過濾后的硫酸鈉和硝酸鈉混合溶液送去與碳酸氫氨進行復分解反應，生成的吸收劑返回脫硫脫硝系統，生成的硫銨、硝銨溶液送至化肥聯產單元。 化肥聯產單元：來自吸收劑單元的母液首先蒸發脫水濃縮，得到的固液混合物經離心分離，固體經干燥得到硫酸銨產品，經自動打包機打包后送產品庫；液體大部分返回碳酸氫鈉再生系統單元的冷凍結晶器，少部分送噴霧干燥器干燥，得到固體混合肥料，打包送產品庫。 除塵：煙氣經過電除塵后一般含塵量在30毫克/立方米，在脫硫脫硝吸收塔中被洗滌除掉90%，排放的煙氣中含有一定量的吸收液，吸

10、收液中含有一定量的碳酸氫鈉、硫酸鈉、硝酸鈉，在吸收塔頂部加裝有清水洗滌段和除沫器保證排放的煙氣中不含吸收液成分。2.1.3 原材料及副產品構成 消耗原材料氨+二氧化碳（或碳酸氫銨）、硫酸鈉。 副產品化肥符合國家標準的硫酸銨、硝酸銨，均為我國農業可使用和銷售的化肥；亞硝酸鈉或硝酸鈉為可銷售的化工原料。2.1.4 技術特點 技術指標高：對控制排放的污染物具有很高的去除率，可達到煤電節能減排升級與改造行動計劃（20142020年）指標：即在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化碳、氮氧化合物排放濃度分別不高于10、35、50毫克/立方米； 經濟性好

11、：投資較低：由于鈉基脫硫劑自身具有優良特性，所以設備及設備構架較現有裝備簡化，因此在高標準排放指標條件下投資較石灰石石膏法低；運行費用低：由于鈉基脫硫劑的高效，吸收液停留時間短，溶液循環量小，所以吸收塔遠較石灰石石膏法能耗低，且吸收液可循環再生使用，因此運行費用較石灰石石膏法低；副產品收益：裝置投運后，可通過出售硫酸銨及硝酸銨肥料、硝酸鹽等副產品從而產生運營收益，而其他技術不具備盈利能力；上網電廠享受排污政策性補貼：投資回收期為3到6年。 環保：該技術的環保特性體現在治理大氣污染和實現廢物的資源化利用兩個層面。整套裝置無廢水排放，無新生固體及氣體排放物。 裝置運行

12、可靠：裝置主體設備和相關配套設備均為國內主流制造企業提供、長期運行過的工業設備技術成熟、設備可靠性高，可保證裝置與發電機組同步運行。2.1.5 技術關鍵點第一點，吸收液的選擇：系統同時脫除二氧化硫和氮氧化物，要求吸收液能同時吸收二氧化硫和氮氧化物，而不吸收二氧化碳、不被氧化。既作為吸收介質又作為化學反應的原料，我們選擇的碳酸氫鈉溶液可以滿足這一要求。第二點，助劑的選擇：要求選擇的助劑需配伍吸收劑溶液對二氧化硫和氮氧化物高效快速的吸收，又要求在系統中不產生副作用（如腐蝕、堵塞等）而且易得、價格低。第三點，碳酸氫鈉作為吸收液被消耗，在裝置中通過系統循環自給自足，從而使該技術具有高效而經濟的特點。同

13、時，技術的關鍵還在于：實現了多種成熟工藝的無縫對接和多種簡單技術的靈活運用。表現在成功采用選擇性催化/非催化還原脫硝工藝，干式、濕式碳酸氫鈉煙氣凈化工藝，氧化、還原脫硝、絡合物脫硝技術的有機組合，多種凈化技術協同應用；對脫硫脫硝過程生成硫酸鈉、硝酸鈉溶液，則采用復分解化學反應，用成熟的制堿工藝和化肥生產工藝，同步實現了碳酸氫鈉的制備、回用，以及硫酸銨、硝酸銨化肥的生產，極大地降低了脫硫脫硝成本。 2.1.6 技術經濟分析（燃煤電廠）根據西南電力設計院等單位提供的電廠的項目條件，我們進行了方案設計，綜合經濟指標如下表：表6.1 300MW燃煤電廠投資收益估算表硫含量 總投資年收入年支出 年利潤靜

14、態投資回收期 Wt% 萬元萬元/年 萬元/年 萬元/年 年 1.00%105009500600035003.0 2.00%13800131001000036004.53.00%14700164001400024006.24.00%16800201001800021008.0表6.2 600MW燃煤電廠投資收益估算表硫含量 總投資年收入年支出 年利潤靜態投資回收期 Wt% 萬元萬元/年 萬元/年 萬元/年 年 1.00% 21000188001150073002.92.00%25200249001920057004.43.00%30240321002710050006.14.00%3630039

15、9003530046007.9表6.3 1000MW燃煤電廠投資收益估算表硫含量總投資年收入年支出年利潤靜態投資回收期Wt%萬元萬元/年萬元/年萬元/年年1.00%315002980018500113002.82.00%37800397003070090004.23.00%45400511004330078005.84.00%54500635005650070007.8注：以上3表未計入電煤與高硫煤差價收益部分。由表6.1、6.2及6.3可以看出：第一、采用HXT工藝電廠建設投資大約在每千瓦350到500元，投資與電廠所使用的燃煤的含硫量有關，燃煤含硫量越高投資越大。即便應用于1000MW且燃

16、用含硫量為4%高硫煤的電廠，建設投資依然可以回收。隨著電廠規模的擴大，投資回收期有所縮短；隨著燃煤含硫量的增加，投資回收期有所延長。HXT工藝應用于1000MW且燃用含硫量為1%的低硫煤電廠，投資回收期最短為2.8年。HXT工藝應用于300MW且燃用含硫量為4%的高硫煤電廠，投資回收期最長為7.8年。第二、采用HXT工藝，裝置的運行費用(包括原材料、電費、設備折舊、人員工資等)，明顯低于石灰石石膏法。第三、采用HXT工藝，副產品的收益加上網電價可以在有限期內回收脫硫脫硝除塵裝置投資。2.1.7工程示范6萬千瓦燃煤熱電廠脫硫脫硝裝置：處理煙氣量40萬方/小時，合同考核指標煙塵、二氧化碳、氮氧化合

17、物排放濃度設計值分別不高于20、100、100毫克/立方米。已經完成施工設計，開工建設，計劃在2015年6月投產。20萬千瓦燃煤熱電廠脫硫脫硝裝置：處理煙氣量80萬方/小時，合同指標原為煙塵、二氧化碳、氮氧化合物排放濃度設計值分別不高于20、100、100毫克/立方米；初步設計審查確定考核指標為煙塵、二氧化碳、氮氧化合物排放濃度設計值分別不高于10、35、50毫克/立方米。已經完成初步設計，預計在2015年8月投產。2.2 離子液循環吸收法2.2.1 工藝路線采用離子液水溶液在常溫下吸收煙氣中的二氧化硫，在溫度高于攝氏100度時解析出二氧化硫實現脫除和回收二氧化硫的工藝。離子液是由陰離子和陽離

18、子組成的有機鹽、在常溫下呈液體狀態易溶于水的物質。離子液體的主要特點有：（1）離子液一般沒有蒸汽壓，所以在使用過程中不產生對大氣造成污染的有害氣體，也不會因蒸發而損耗；（2）可以通過采用不同的陰、陽離子組合來調節離子液的物理和化學性質；即離子液具有優良的可設計性,可以通過分子設計獲得特殊功能的離子液體。因此，離子液被稱為“綠色可設計溶劑”。脫除二氧化硫后的煙氣通過吸收塔頂部助劑槽和填料層時，與助劑充分反應生成硝酸鹽后，送至后序系統并得到硝酸鹽產品。最終的凈煙氣經過除霧器除去霧滴，經煙囪排入大氣。2.2.2 工藝流程燃煤鍋爐煙氣和燒結尾氣，通常溫度（80280）、濕度均較高且含有一定量的粉塵，進

19、入脫硫脫硝裝置前需對煙氣進行降溫、除塵處理后才能進行脫硫脫硝，故一般采用如下工藝流程（圖2）：煙氣經水洗冷卻塔(1)除塵降溫后送入吸收塔(2)，煙氣中SO2在吸收塔下部被離子液吸收，脫硫后的煙氣進入上部由助劑吸收NOx，脫除SO2和NOx的凈煙氣經除霧器送煙道放空。吸收SO2后的富液由塔底經泵(4)進入貧富液換熱器(11)，回收熱量后入再生塔(3)上部；解吸出的SO2連同水蒸氣經冷凝器(8)冷卻后，經氣液分離器(9)除去水分，得到純度99.5%的SO2氣體，送下工段使用；再生氣中被冷凝分離出來的冷凝水由泵(10)送至再生塔頂部；富液從再生塔上部進入，通過汽提解吸部分SO2，然后進入再沸器(6)

20、，使其中的SO2進一步解吸；解吸SO2后的貧液由再生塔底流出，經泵(5)、貧富液換熱器(11)、貧液冷卻器(12)換熱后，進入吸收塔(2)上部，重新吸收SO2；吸收劑往返循環，構成連續吸收和解吸SO2的工藝過程；SO2送至硫酸裝置制硫酸、克勞斯裝置制硫磺或其他裝置制含硫化合物。吸收NOx后生成的硝酸鹽溶液，送至后端生產出純凈的硝酸鹽產品。2.2.3 原材料及副產品構成 消耗原材料HXDS脫硫溶劑、吸附劑、燒堿、樹脂； 副產品符合國家標準的硫磺、液體二氧化硫、硫酸或其它硫化工產品，均為我國可使用和銷售的工業產品。2.2.4 技術特點 技術指標高：對控制排

21、放的污染物具有很高的去除率，可達到煤電節能減排升級與改造行動計劃（20142020年）指標：即在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化碳、氮氧化合物排放濃度分別不高于10、35、50毫克/立方米； 經濟性好：投資低：占地面積小，適應范圍廣，在煙氣含硫量從0.02% 到5%的范圍內運行成本穩定，對各類煙氣無限制，在煙氣中硫含量較高時，本技術的投資和操作成本更具優勢；運行費用低：無需常規的大量運輸，無需規劃運輸/堆倉用地，因此節約運力，可采用廢熱實現再生，因此能耗低，且不隨煙氣中硫含量上升而明顯增加；有副產品收益：裝置投運后，可通過出售液體二氧化硫、硫酸、硫磺或其它硫化工產品盈利從而產生

22、運營利潤； 環保：該技術的環保特性體現在治理大氣污染和實現廢物的資源化利用兩個層面。無二次污染，場地無粉塵，無強噪聲，無新生固體、氣體排放物。 裝置運行可靠：工藝流程經典、簡潔，自動化程度高，可實現三年無系統故障運行，開停車方便，調試和維修費用低。2.2.5 技術關鍵點第一點，吸收液穩定：選擇離子液進行脫硫，是利用“離子液”對二氧化硫選擇性吸附的特性，低溫只吸收尾氣中的二氧化硫，高溫再將二氧化硫自富液中解吸出來，得到99%以上純度的二氧化硫氣體。同時要求離子液的抗氧化不降解，使得離子液本身基本不消耗，從而使該技術具有高效而經濟的特點。第二點，系統不堵塞：一般煙氣中含

23、有3050毫克/立方米的粉塵，在吸收過程中進入吸收液形成渣滓，隨著溶液在系統中流動。由于系統中有許多換熱設備，渣滓極易在這些設備中沉積形成堵塞。通過強化水洗除塵降溫效果，改進再生系統操作條件，嚴格控制吸收液鹽濃度、pH值等措施，可以有效地避免粉塵在系統中的累積以及硫磺顆粒的析出等形成堵塞。第三點，設備防腐：系統中的許多設備處在酸性條件下運行，有的溫度在攝氏100度左右，對設備有一定的腐蝕性。采取合理選擇設備材質、挑選合適的制造商、建立完備的設備制造質量保證體系，腐蝕問題可以得到較好的解決。 第四點，降低能耗：本裝置的主要消耗是吸收液再生時用于加熱的蒸汽，本公司自主開發的節能流程采用了熱泵技術，

24、極大地降低蒸汽和循環水的消耗。 2.2.6 技術經濟分析根據本公司設計的大量工程實例及西南電力設計院等單位提供的電廠項目條件，我們進行了方案設計，綜合經濟指標如下表：表6.1 600MW燃煤電廠投資收益估算表硫含量總投資副產品收益總支出利潤靜態投資回收期wt%萬元/年萬元/年元/kWh萬元/年元/kWh萬元/年元/kWh年1.00%45,0001,4920.00458,6360.02624,4060.013471.50%45,0002,3300.00719,0680.02754,8120.014662.00%45,0003,1680.00969,4980.02885,2200.015862.5

25、0%45,0004,0060.01219,9300.03015,6260.017063.00%47,4004,8430.014710,3620.03146,0310.018363.50%47,4005,6810.017210,7920.03276,4390.019554.00%47,4006,5190.019811,2240.03406,8450.020754.50%47,4007,3570.022311,6560.03537,2510.022055.00%47,4008,1950.024812,0860.03667,6590.02325由表6.1可以看出：第一、采用離子液循環吸收法工藝，電力

26、煤含硫量對投資影響不顯著，燃煤含硫量2.50%時，電廠建設投資大約在每千瓦750元，燃煤含硫量3.00%5.00%時，電廠建設投資大約在每千瓦到790元。隨著燃煤含硫量的增加，投資回收期從7年到5年逐漸縮短，當離子液循環吸收法工藝應用于含硫量高達5%高硫煤的電廠，建設投資可在5年回收。第二、采用離子液循環吸收法工藝，裝置的運行費用(包括原材料、電費、設備折舊、人員工資等)，低于石灰石石膏法。第三、采用離子液循環吸收法工藝，副產品的收益加國家上網電廠補貼可在有限期內回收投資，所用燃煤含硫量越高投資回收期越短，所以特別適合用高硫煤做燃料的電廠。2.2.7工程示范360坪燒結機燒結煙氣脫硫裝置：處理

27、煙氣量120萬方/小時，于2010年12月底建成投產。已成功用于十多個有色金屬冶煉煙氣脫硫除塵裝置。2.3 應用領域2.3.1 HXT工藝燃煤電廠鍋爐煙氣、鋼鐵燒結煙氣、有色冶煉煙氣、焦化廠煙氣、玻璃爐窯煙氣、水泥爐窯煙氣等行業。特別適合副產品為化肥和純堿的行業。2.3.2 離子液循環吸收法燃煤鍋爐、鋼鐵燒結煙氣、有色冶煉、石油化工尾氣、克勞斯制硫尾氣、建材、硫酸廠尾氣及其他產生二氧化硫、氮氧化物等污染物煙氣行業。特別適合副產品為硫酸、硫磺及液態二氧化硫的行業。2.4 自主知識產權HXT技術、離子液循環吸收法技術具有自主知識產權，已申請三十多項專利。三、中小型燃煤鍋爐煙氣治理中國環境保護部及國

28、家質量監督檢驗檢疫總局于2014年5月16日聯合發布了GB13271-2014鍋爐大氣污染物排放標準，標準中明確限定了單臺出力65t/h及以下各種鍋爐的煙氣排放標準，其中重點地區燃煤鍋爐排放煙氣中煙塵、二氧化硫、氮氧化合物排放濃度分別不高于30、200、200毫克/立方米（在基準氧含量9%條件下）。環保部已將淘汰10t/h及以下的燃煤小鍋爐納入污染減排年度考核，并禁止新建20t/h及以下的小鍋爐。從環保角度講，中小型燃煤鍋爐由于數量多、分布廣、低空排放的特點，其對大氣質量的負面影響不容小覷；從經濟角度來看，盡管無論是前端的電鍋爐、燃氣鍋爐改造，還是后端采用傳統的石灰石-石膏法脫硫疊加SCR脫硝

29、的方法都能夠達到國家的排放指標，但企業不僅前期需要投入大量資金，后期還需要支付高額的運行費用。因此盡管環保部門在前期投入時給予環保資金補助，也很難調動企業的改造積極性。針對中小型燃煤鍋爐的煙氣治理問題，我公司推出了HXT工藝的新型路線，不僅解決了環保問題，更減輕了企業的經濟負擔，實現了環境效益和經濟效益的統一。3.1 中小型燃煤鍋爐煙氣治理路線第一步、采用HXT工藝將煙氣中的二氧化硫和氮氧化物一次性脫除生成硫酸鈉、硝酸鈉產品，將硫酸鈉、硝酸鈉產品出售給周邊配套建設的HXT吸收劑廠，企業無需為副產品的銷路問題擔憂；第二步、HXT吸收劑廠生產出合格的吸收劑產品，再以較優惠的價格出售給企業。煙氣1硫

30、酸鈉、硝酸鈉產品1-吸收塔2-吸收塔溶液循環泵2圖3 中小型燃煤鍋爐煙氣治理路線示意圖助劑HXT吸收劑廠氧化空氣工藝水吸收劑凈煙氣3.2 技術經濟分析根據本公司設計的大量工程實例，以SO2、NOx含量分別為1000、400毫克/立方米為例，我們進行了方案設計，綜合經濟指標如下表：鍋爐額定蒸發量總投資副產品收益總支出t/h萬元/年萬元/年萬元/年元/噸蒸汽2015022764.735240381284.665380702374.6注:副產品收益隨煙氣污染物含量有所波動。四、試點推廣計劃在實驗研究的基礎上完成核心技術的工程開發，2015年上半年完成6萬千瓦熱電廠、20萬千瓦熱電廠脫硫脫硝工程的設計和建設并投入運行。在總結上述工程的基礎上落實60、100萬千瓦熱電廠示范工程的選點和初步設計。2016年完成30、60、100萬千瓦熱電廠示范工程的建設、投運和技術總結、優化。在此期間，并做好鋼鐵、石化、建材行業的選點示范工作。五、推廣方案 鑒于項目技術的先進性和廣闊的市場前景，必須組建與項目技術推廣相關的研發、市場、投資、工程設計與建設、運營等中心或機構。1、研發：以現有省級技術中心為基礎，針對不同行業的煙氣特