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華電江蘇能源有限公司句容發(fā)電廠2#機組脫硫、脫硝超低排放改造的必要性、方案的可行性及有效性，通過實測數(shù)據對比說明了超低排放改造后的實際效果，同時從安全、質量對工程管理進行了總結。

一、概述

2014年9月12日國家發(fā)改委、環(huán)境保護部、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《發(fā)改能源【2014】2093號》文件：關于印發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014-2020)》的通知，要求到2020年現(xiàn)役燃煤發(fā)電機組實施大氣污染物排放濃度達到或接近燃氣輪機組排放限值的環(huán)保改造。為執(zhí)行國家環(huán)保政策和新的排放標準，句容發(fā)電廠于2015年12月31日至2016年3月18日對2#機組按照超低排放標準進行改造，以達到燃氣輪機組排放標準要求(要求在基準氧含量6%條件下，煙塵排放濃度小于5mg/m3、SO2排放濃度小于35mg/m3、NOx排放濃度小于50mg/m3)。

二、改造前機組概況

句容電廠2號機組為1000MW超超臨界燃煤發(fā)電機組，鍋爐為超超臨界參數(shù)變壓直流鍋爐，一次中間再熱、前后墻對沖燃燒方式。機組于2013年11月投產發(fā)電，同步建設煙氣除塵、脫硫、脫硝設施。

1.2號機組超低排放改造前煙氣脫硝、脫硫系統(tǒng)概況如下：

煙氣脫硝采用選擇性催化還原(SCR)工藝，高灰布置，催化劑采用“2+1”層布置、初裝2層。脫硝裝置按入口NOx濃度300mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)、出口NOx濃度≤60mg/m3、脫硝效率≥80%設計。

煙氣脫硫采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝，采用1爐配1塔(噴淋空塔)，吸收塔內設置5層噴淋層(3+1+1，正常運行3層)，不設置GGH，每臺鍋爐配3臺引風機(引增合一)。脫硫裝置按入口SO2濃度為3400mg/m3、出口SO2濃度≤170mg/m3、脫硫效率≥95%設計。

2.改造前機組脫硫脫硝性能狀況

2號機組在100%、75%、60%負荷工況下，脫硝裝置入口NOx濃度分別為307mg/m3、324mg/m3、328mg/m3，出口NOx濃度分別為52mg/m3、49mg/m3、59mg/m3，脫硝效率分別為82.67%、84.8%、82.05%，入口煙氣溫度分別為362℃、340℃、324℃，100%負荷下入口煙塵濃度為24.00g/m3。

在950MW負荷、四層噴淋層運行條件下，對2號機組進行脫硫裝置性能測試：脫硫裝置入口SO2濃度為1929mg/m3，出口SO2濃度為92mg/m3，脫硫效率為95.2%;入口煙氣溫度95℃、出口煙氣溫度48℃;入口煙塵濃度32mg/m3、出口煙塵濃度18mg/m3、脫硫系統(tǒng)綜合除塵效率43.8%;除霧器出口霧滴含量為28mg/m3。

通過對測試數(shù)據分析說明：當前脫硝裝置出口NOx排放濃度及脫硝效率達到設計值，NOx排放濃度達到GB13223-2011《火電廠大氣污染物排放標準》重點區(qū)域排放限值要求，但不能穩(wěn)定達到超低排放要求。反應器出口NOx分布均存在一定偏差，對脫硝穩(wěn)定運行有一定影響。脫硫裝置在入口1900mg/m3左右時，脫硫裝置出口SO2濃度和脫硫效率能達到設計值，滿足《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)重點區(qū)域排放限值要求，但不滿足超低排放要求;脫硫裝置出口煙塵濃度沒有達到5mg/m3以下。

根據以上分析，2號機組NOx、煙塵、SO2排放濃度均沒有達到超低排放要求。

三、機組進行超低排放改造的必要性

國家發(fā)改委關于《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)》(發(fā)改能源〔2014〕2093號)要求，江蘇省人民政府辦公廳下發(fā)了《關于轉發(fā)省發(fā)展改革委、省環(huán)保廳〈江蘇省煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)〉》(蘇政辦〔2014〕96號)，明確指出全省10萬及以上燃煤機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機排放標準(即在基準含氧量6%的條件下，煙塵、SO2、NOx排放濃度分別不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3)。根據集團公司《轉發(fā)環(huán)保部關于編制“十三五”燃煤電廠超低排放改造方案的緊急通知》(中國華電科函﹝2015﹞110號)要求，2017年底前，東部地區(qū)(遼寧、北京、天津、河北、山東、上海、江蘇、浙江、福建、廣東、海南)完成所有燃煤發(fā)電機組超低改造;“十三五”超低排放改造機組二氧化硫、氮氧化物和煙塵限值原則上按照35mg/m3、50mg/m3和5mg/m3考慮。

四、脫硫、脫硝超低排放方案制定及選擇論證

多種污染物協(xié)同綜合治理，充分考慮各種污染物間相互影響，同時盡可能降低成本和能耗是超低排放改造發(fā)展的趨勢，本次改造根據此思路對超低排放改造工藝方案進行制定及選擇論證。

(一)脫硝、脫硫超低排放改造工藝方案

1.1 2號鍋爐采用了較為先進的低氮燃燒器，性能保證值為300mg/m3，且當前實際運行基本能控制在性能保證值范圍內。根據近年來機組運行數(shù)據以及脫硝裝置性能考核試驗結果，本次脫硝改造工程的設計煙氣條件為：煙氣量3350923m3/h(標態(tài)、干基、6%O2)、SCR入口NOx濃度350mg/m3、入口煙溫375℃、出口NOx濃度不大于50mg/m3、脫硝效率不低于85.7%、氨逃逸率不大于2.28mg/m3、SO2/SO3轉化率不大于1.4%(三層催化劑)設計，具體如下：

1.1.1句容電廠一期2×1000MW機組配套鍋爐由東方 鍋爐(集團)股份有限公司設計制造，型號為DG3024/28.25-Ⅱ1。鍋爐為超超臨界參數(shù)變壓直流爐，一次再熱、單爐膛、平衡通風、尾部雙煙道結構、煙氣擋板調節(jié)再熱汽溫，全鋼構架、全懸吊結構、露天布置、固態(tài)排渣、前后墻對沖燃燒方式，配置的是東方 鍋爐廠自主研發(fā)的第二代OPCC燃燒器。針對目前的運行參數(shù)并根據本項目的煤質情況對燃燒設備進行最優(yōu)配置，可采取的優(yōu)化低氮燃燒改造方案如下：

a.進行燃燒調整

一方面增大燃盡風量，在滿負荷工況下，如果燃盡風門已全開，則適當調小其余二次風門開度。另一方面著重調平制粉系統(tǒng)，包括風粉均勻和阻力調平，使燃燒器處于最佳的運行環(huán)境有效地組織低氮燃燒。在設計煤種和實際燃煤偏差不大的情況下，采用現(xiàn)有的燃燒設備通過精細的燃燒調整，可以達到NOx排放300mg/m3以下。

1.2 2號機組脫硝裝置原設計采用東方 鍋爐廠的SCR和德國KWH合資公司制造的蜂窩式催化劑，單臺機組催化劑量為832.31m3，催化劑化學壽命為24000h，至今已運行約兩年。為實現(xiàn)NOx排放濃度不大于50mg/m3的目標，設計了兩個改造方案：

1.2.1方案一：通過增加備用層催化劑實現(xiàn)原有催化劑+新增催化劑的整體使用壽命為24000h，新增催化劑約400m3。

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1.2.2 方案二：按超低排放初裝單層催化劑量作為備用層催化劑添加量，在此基礎上核算整體化學壽命，以提高后續(xù)催化劑輪換的經濟性與簡易性，新增催化劑約450m3，整體使用壽命可達28000h。

1.3脫硫系統(tǒng)超低排放改造的基本參數(shù)為：煙氣量3350923(標態(tài)、干基、6%O2)，設計煤種收到基硫分為1%，F(xiàn)GD入口SO2濃度2300mg/m3、入口溫度90℃、出口SO2濃度不高于35mg/m3、脫硫效率不低于98.48%。根據以上設計條件，設計了兩個脫硫改造方案：

1.3.1方案一：合金托盤塔方案，即拆除現(xiàn)有最底層噴淋層，拆除位置布置一層合金托盤，在最高層噴淋層上部新增一層噴淋層，形成“一層托盤+五層噴淋層”，新增噴淋層下方布置聚氣環(huán)，采用2205合金鋼材質，同時更換全部噴淋層，噴嘴覆蓋率不低于300%，噴嘴采用高效雙頭優(yōu)質噴嘴。更換除霧器為三級屋脊式除霧器。吸收塔吸收區(qū)直徑不變，漿池直徑不變，吸收塔抬高7.3mm，利舊吸收塔9臺側進式攪拌器，利舊2臺石膏排出泵(1用1備)。

1.3.2方案二：噴淋空塔方案，即在現(xiàn)有最高層噴淋層上部新增一層噴淋層，形成“六層噴淋層”，新增噴淋層覆蓋率與原噴淋層覆蓋率相同。吸收塔吸收區(qū)直徑不變，漿池直徑不變，吸收塔抬高5.5m。利舊原兩級屋脊式除霧器，利舊吸收塔9臺側進式攪拌器，利舊2臺石膏排出泵(1用1備)。

(二)脫硝、脫硫超低改造方案選擇論證

2.1 脫硝系統(tǒng)方案選擇論證：

2.1.1根據性能試驗結果，當前正常運行工況下NOx排放濃度能夠控制在300mg/m3，即使進行改造也只能將NOx排放控制在300mg/m3以下;鑒于將氮氧化物控制至200mg/m3以下的新型低氮燃燒技術當前應用業(yè)績較少(且多為原鍋爐自帶)，原鍋爐廠亦未推薦此方案，運行穩(wěn)定性、可靠性、經濟性無法進行論證和保證，因此本次改造暫不做低氮燃燒改造，待后續(xù)技術成熟后可再考慮實施。但需對燃燒器部分燒損脫落噴嘴進行更換，并在后續(xù)工作中進一步對低氮燃燒進行優(yōu)化運行以確保SCR入口NOx濃度處于其設計范圍內。

2.1.2二個增加備用層催化劑的脫硝改造方案都能滿足超低排放的要求，從性能保證角度考慮，二個方案均是可行的。方案二在后續(xù)化學壽命到期后催化劑輪換的經濟性與簡易性方面更具優(yōu)勢，決定把方案二作為本次改造的首選方案。

2.2 脫硫系統(tǒng)方案選擇論證：

2.2.1根據性能試驗結果，現(xiàn)有脫硫裝置除塵效率為44%，本次改造吸收塔入口粉塵濃度按照20mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)考慮，為實現(xiàn)脫硫裝置出口粉塵濃度低于5mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)，脫硫裝置除塵效率不小于75%的目標值，借鑒同類工程(金陵1號機組、長興1、2號機組等)改造成功經驗，本次改造考慮提高全部噴淋覆蓋率，現(xiàn)有吸收塔噴淋層覆蓋率為230%，改造后吸收塔全部噴淋層覆蓋率按不小于300%設計，經核算，將原有噴淋層的噴嘴由每層246個更換為每層340個，采用高效雙頭優(yōu)質噴嘴，同時現(xiàn)有噴淋層進行整體更換。為確保質量，噴淋支管和噴嘴模塊化制作。

2.2.2經分析，三個脫硫改造方案均能實現(xiàn)SO2排放不大于35mg/m3的目標。方案一，合金托盤技術成熟，有超低排放改造的成功案例。進一步開展數(shù)模和物模工作，并嚴格控制燃煤硫份;方案二，噴淋空塔(6層噴淋)方案，有應用業(yè)績;方案三，對旋匯耦合器和管束式除霧除塵器技術，已有投運項目，但運行時間尚短，需考慮其運行可靠性、對低負荷的適應性、煙氣在吸收塔內分布均勻性及吸收塔運行阻力較高等問題。

根據以上分析，從穩(wěn)定達標、運行可靠、業(yè)績較多、改造工期較短等方面考慮，結合脫硫系統(tǒng)協(xié)同除塵要求，把方案一作為首選方案。

(三)、脫硝、脫硫超低排放改造方案優(yōu)化

3.1脫硝系統(tǒng)

SCR脫硝在現(xiàn)有設施基礎上進行提效改造，在原備用層上添加催化劑，NOx達到超低排放。新增一層催化劑后，三層催化劑 SO2/SO3轉換率控制在1.0%以內。原SCR備用層催化劑已安裝吹灰器，本次改造不新增吹灰器。2號機組公用的氨區(qū)現(xiàn)有2臺液氨儲罐，經設計單位核算，其儲氨量能夠滿足SCR提效改造后氨消耗的需求，液氨儲罐不做改造。1、2號機組公用的氨區(qū)現(xiàn)有2臺液氨蒸發(fā)器(1運1備)，設計出力為630kg/h/臺，經設計單位核算，本次SCR提效改造后BMCR工況下蒸發(fā)器的出力應提高到860kg/h，需運行2臺液氨蒸發(fā)器，此時無備用，氨區(qū)需新增1臺液氨蒸發(fā)器，設計出力按630kg/h考慮。2 號機組SCR配置2臺稀釋風機(1運1備)，根據實際運行情況，稀釋風機運行狀況良好，本次改造稀釋風機和氨氣空氣混和器不做改造。

3.2脫硫系統(tǒng)

3.2.1本次改造在原脫硫系統(tǒng)基礎上進行提效改造，吸收塔采用一層托盤+五層噴淋層+高效屋脊式除霧器的配置。同時，整體優(yōu)化噴淋層，并采用單向雙頭噴嘴，實現(xiàn)入口20mg/m3，出口5mg/m3的除塵要求。在設計中預留一層托盤位置，作為備用。

3.2.2 將現(xiàn)有第1噴淋層拆除后增加1層合金托盤(標高22.87米處)，利舊現(xiàn)有2至5層的4臺漿液循環(huán)泵，更換其對應的4層噴淋層(噴淋母管為碳鋼管兩面襯膠)及噴嘴(噴嘴為單向雙頭高效噴嘴)，覆蓋率提高至300%。新增噴淋層安裝在現(xiàn)第5層噴淋層的上部(標高33.47米處)，利用原第1層噴淋循環(huán)泵，更換相應循環(huán)泵電機、減速機，新增噴淋層流量與原噴淋層流量相同，流量13600m3/h。拆除原吸收塔內兩層屋脊式除霧器及凈煙道平板式除霧器，更換為三級高效屋脊式除霧器，確保本次改造除霧器出口霧滴濃度≤20mg/m3。

3.3.3吸收塔抬高方案由7.3m優(yōu)化為4m。具體情況為：(方案分析：本次改造拆除現(xiàn)有最底層噴淋層，拆除位置布置一層合金托盤，現(xiàn)有最高層噴淋層上方新增一層噴淋層，新增噴淋層布置在最高層噴淋層上方2.2m，此處需增加2.2m。最高層噴淋層至除霧器梁下部由原來1.5m增加為3m，此部分增加1.5m。新增除霧器安裝空間由3.7m變?yōu)?.5m，此次改造增加0.8m。原除霧器頂部與吸收塔底部距離為0.7m，此部分改造后變?yōu)?.5m，增加2.8m。故需增加的高度為2.2+1.5+0.8+2.8=7.3m。詳細數(shù)據見下表：單位m

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一期新建工程為了考慮吸收塔出口水平煙道除霧器工況環(huán)境，吸收塔出口增高至11.18m，以降低水平煙道除霧器入口的煙氣流速。本次改造拆除水平煙道除霧器，故考慮將吸收塔出口封堵作為吸收塔本體部分以減少吸收塔本體所需增加高度，降低工程量。改造后吸收塔出口煙氣量為3972499m3/h，按照15m/s的煙氣流速計算，吸收塔出口尺寸為12.62m×5.88m，故吸收塔出口封堵5.3m作為吸收塔本體部分。結論：吸收塔本體僅需增高4m即可滿足要求，并進行了CFD模擬驗證。并在噴淋層間添加聚氣環(huán)。吸收塔原氧化風機、石膏排除泵利舊，為提高石灰石漿液供給的可靠性和便于吸收塔運行參數(shù)控制，將現(xiàn)有單回路供漿系統(tǒng)改為雙回路連續(xù)供漿系統(tǒng)。石膏脫水系統(tǒng)只進行部分改造，加裝濾液箱、溢流箱管道，使公共系統(tǒng)可以切換，滿足系統(tǒng)穩(wěn)定高效運行。排空系統(tǒng)利舊，工藝水(工業(yè)水)系統(tǒng)進行部分改造，其余利舊。

五、超低排放改造后機組脫硫脫硝性能狀況

(一)2016年5月28日至5月31日，華電電科院對2#機組脫硫、脫硝進行了性能測試，試驗結果總結如下：

1.1脫硝效率：100%負荷率工況，試驗測得SCR入口NOX平均濃度為307mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)，SCR出口NOX平均濃度為26mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)，脫硝效率平均值為91.6%。滿足性能保證值要求。

SO2/SO3轉化率：100%負荷率工況，SCR入口煙氣平均溫度355℃，SCR入口SO2平均濃度為1848mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)，SCR入口SO3平均濃度為16.7mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)，SCR出口SO3平均濃度為36.7mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)，SO2/SO3轉化率均值為0.87%。滿足性能保證值要求。

1.2脫硫效率

(1)試驗期間，鍋爐最大負荷工況下，循環(huán)泵B、C、D、E啟用，A備用，原煙氣SO2濃度均值為1860mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)，凈煙氣SO2濃度均值為24mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)，F(xiàn)GD系統(tǒng)脫硫效率為98.71%，修正到設計條件下FGD系統(tǒng)脫硫效率為98.53%，折算后FGD出口SO2濃度為34mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)，滿足保證值要求。

(2)試驗期間，鍋爐最大負荷測試工況下，脫硫裝置凈煙氣粉塵平均濃度為4.17mg/m3(標態(tài)，干基，6%O2)，滿足保證值要求;脫硫裝置綜合除塵效率為77.69%，滿足保證值要求。

(3)試驗期間，鍋爐最大負荷工況下，煙囪入口煙氣溫度為51℃，滿足性保證要求。

(4)試驗期間，原煙氣HCl濃度平均值為26.99mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)，凈煙氣HCl濃度平均值為0.83mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)，HCl脫除效率為96.91%，滿足保證值要求;

(5)原煙氣HF濃度平均值為17.43mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)，凈煙氣HF濃度平均值為0.46mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)，HF脫除效率為97.35%，滿足保證值要求;

(6)原煙氣SO3濃度平均值為14.97mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)，凈煙氣SO3濃度平均值為4.94mg/m3(標態(tài)、干基、6%O2)，SO3脫除效率為67.03%，滿足保證值要求。

(7)試驗期間，除霧器后霧滴含量為18.9mg/m3(標態(tài)、干基，6%O2)，滿足保證值要求。

測試結果表明2#機組超低排放改造后，各項指示均達到設計標準，滿足新的排放標準要求。

六、工程管理

(一)安全管理

安全管理方面嚴格執(zhí)行不安全不工作的原則，根據江蘇公司下發(fā)的《環(huán)保技改施工現(xiàn)場措施》的規(guī)定，結合我廠超低排放的具體情況，針對超低排放改造項目高空、起吊作業(yè)多，特別是脫硫改造現(xiàn)場防火災事故，從規(guī)范外包隊伍、外包人員管理，落實各方安全責任制，嚴格重點危險環(huán)節(jié)管控，杜絕以包代管等工作入手，制定了完善的管理制度。編寫了超低排放安全技術方案，編制了動火前、動火結束的防火措施，并制定了檢查驗收制度，施工電源使用及安全檢查制度、起吊作業(yè)安全及檢查制度、安全用具檢查制度、現(xiàn)場工器具檢查制度、施工現(xiàn)場隔離制度、防腐作業(yè)隔離、防火制度等，在管理過程中以控制危險源、制度落實為抓手，把防范措施細化到每個作業(yè)點，組織施工單位、監(jiān)理單位每天嚴防死守，規(guī)范施工單位的作業(yè)，做到技改現(xiàn)場凡是有人工作，句電、施工單位、監(jiān)理單位專業(yè)人員共同在現(xiàn)場監(jiān)護。同時根據施工單位的作業(yè)時間及施工情況，組織各方人員參加施工單位的站班會，檢查動火作業(yè)前的一級動火工作票簽發(fā)情況、消防水源、防火器材、防火隔離措施、安全技術交底、監(jiān)護人員到位情況、施工電源、電焊線、氣割線安全情況等各項安全措施是否到位，各方檢查完畢，確認措施到位，會簽后方可允許施工單位開工。動火工作結束后，組織各方人員檢查現(xiàn)場電源是否切斷、氣割氣源是否關閉，現(xiàn)場是否有火種遺留、人員是否清場、消防水源防凍措施是否到位等安全措施的落實情況，確認后會簽，方同意施工結束，確?，F(xiàn)場動火作業(yè)安全。在監(jiān)管過程中，經常詢問作業(yè)人員對自己作業(yè)區(qū)域的危險點、自身防護認知情況，以此檢查施工單位的安全交底是否到位，發(fā)現(xiàn)問題立即要求施工單位整改。在管理過程中，共檢查出考核項150項，整改項170項，并下發(fā)了考核及整改單，同時跟蹤檢查閉環(huán)情況。做到安全可控在控，技改項目未發(fā)生事故。

(二)質量管理

1.建立質量控制四級機制，承包方自檢驗收、監(jiān)理檢查驗收、設備部檢查驗收、生計部檢查驗收。

2.施工過程中每個項目編制施工方案，四方審核。

3.施工過程中每個項目編制質量驗收標準，四方驗收。

4.每個項目都實行分級驗收，確保完工一項驗收一項，不缺項不漏項。

七、結束語

句容發(fā)電廠在2#機組脫硫脫硝超低排放過程中，對超低排放的技術路線進行了充分的調研，切實了解新技術在同類型機組上改造的實際效果，結合本廠脫硫、脫硝系統(tǒng)的自身特點，以安全、經濟、節(jié)能環(huán)保為原則，選擇和優(yōu)化了技術方案，并在工程管理中實現(xiàn)安全、質量全過程管控，積累了豐富的經驗，達到了超低排放的改造目標，順利完成2#機組脫硫脫硝超低排放改造工程，取得了巨大的經濟效益和社會效益。