一、概述

2014年9月12日國家發(fā)改委、環(huán)境保護(hù)部、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《發(fā)改能源【2014】2093號》文件：關(guān)于印發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014-2020)》的通知，要求到2020年現(xiàn)役燃煤發(fā)電機(jī)組實(shí)施大氣污染物排放濃度達(dá)到或接近燃?xì)廨啓C(jī)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(biāo)準(zhǔn)，句容發(fā)電廠于2015年12月31日至2016年3月18日對2#機(jī)組按照超低排放標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行改造，以達(dá)到燃?xì)廨啓C(jī)組排放標(biāo)準(zhǔn)要求(要求在基準(zhǔn)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(jī)組概況

句容電廠2號機(jī)組為1000MW超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)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(jī)組于2013年11月投產(chǎn)發(fā)電，同步建設(shè)煙氣除塵、脫硫、脫硝設(shè)施。

1.2號機(jī)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(biāo)態(tài)、干基、6%O2)、出口NOx濃度≤60mg/m³、脫硝效率≥80%設(shè)計(jì)。

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(nèi)設(shè)置5層噴淋層(3+1+1，正常運(yùn)行3層)，不設(shè)置GGH，每臺鍋爐配3臺引風(fēng)機(jī)(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(shè)計(jì)。

2.改造前機(jī)組脫硫脫硝性能狀況

2號機(jī)組在100%、75%、60%負(fù)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(fù)荷下入口煙塵濃度為24.00g/m³。

在950MW負(fù)荷、四層噴淋層運(yùn)行條件下，對2號機(jī)組進(jìn)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(dāng)前脫硝裝置出口NOx排放濃度及脫硝效率達(dá)到設(shè)計(jì)值，NOx排放濃度達(dá)到GB13223-2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》重點(diǎn)區(qū)域排放限值要求，但不能穩(wěn)定達(dá)到超低排放要求。反應(yīng)器出口NOx分布均存在一定偏差，對脫硝穩(wěn)定運(yùn)行有一定影響。脫硫裝置在入口1900mg/m³左右時(shí)，脫硫裝置出口SO2濃度和脫硫效率能達(dá)到設(shè)計(jì)值，滿足《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223-2011)重點(diǎn)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(dá)到5mg/m³以下。

根據(jù)以上分析，2號機(jī)組NOx、煙塵、SO2排放濃度均沒有達(dá)到超低排放要求。

三、機(jī)組進(jìn)行超低排放改造的必要性

國家發(fā)改委關(guān)于《煤電節(jié)能減排升級與改造行動(dòng)計(jì)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(guān)于轉(zhuǎn)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(dòng)計(jì)劃(2014-2020年)〉》(蘇政辦〔2014〕96號)，明確指出全省10萬及以上燃煤機(jī)組大氣污染物排放濃度基本達(dá)到燃?xì)廨啓C(jī)排放標(biāo)準(zhǔn)(即在基準(zhǔn)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(tuán)公司《轉(zhuǎn)發(fā)環(huán)保部關(guān)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(jī)組超低改造;“十三五”超低排放改造機(jī)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(shí)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(jìn)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(jìn)的低氮燃燒器，性能保證值為300mg/m³，且當(dāng)前實(shí)際運(yùn)行基本能控制在性能保證值范圍內(nèi)。根據(jù)近年來機(jī)組運(yùn)行數(shù)據(jù)以及脫硝裝置性能考核試驗(yàn)結(jié)果，本次脫硝改造工程的設(shè)計(jì)煙氣條件為：煙氣量3350923m³/h(標(biāo)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(zhuǎn)化率不大于1.4%(三層催化劑)設(shè)計(jì)，具體如下：

1.1.1句容電廠一期2×1000MW機(jī)組配套鍋爐由東方 鍋爐(集團(tuán))股份有限公司設(shè)計(jì)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(fēng)、尾部雙煙道結(jié)構(gòu)、煙氣擋板調(diào)節(jié)再熱汽溫，全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)、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(yùn)行參數(shù)并根據(jù)本項(xiàng)目的煤質(zhì)情況對燃燒設(shè)備進(jìn)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(jìn)行燃燒調(diào)整

一方面增大燃盡風(fēng)量，在滿負(fù)荷工況下，如果燃盡風(fēng)門已全開，則適當(dāng)調(diào)小其余二次風(fēng)門開度。另一方面著重調(diào)平制粉系統(tǒng)，包括風(fēng)粉均勻和阻力調(diào)平，使燃燒器處于最佳的運(yùn)行環(huán)境有效地組織低氮燃燒。在設(shè)計(jì)煤種和實(shí)際燃煤偏差不大的情況下，采用現(xiàn)有的燃燒設(shè)備通過精細(xì)的燃燒調(diào)整，可以達(dá)到NOx排放300mg/m³以下。

1.2 2號機(jī)組脫硝裝置原設(shè)計(jì)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(jī)組催化劑量為832.31m³，催化劑化學(xué)壽命為24000h，至今已運(yùn)行約兩年。為實(shí)現(xiàn)NOx排放濃度不大于50mg/m³的目標(biāo)，設(shè)計(jì)了兩個(gè)改造方案：

1.2.1方案一：通過增加備用層催化劑實(shí)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。