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(jù)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(jù)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(jù)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(jù)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(jù)近年來機組運行數(shù)據(jù)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(jù)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。