文章论证了华电江苏能源有限公司句容发电厂2#机组脱硫、脱硝超低排放改造的必要性、方案的可行性及有效性，通过实测数据对比说明了超低排放改造后的实际效果，同时从安全、质量对工程管理进行了总结。
一、概述
2014年9月12日国家发改委、环境保护部、国家能源局联合发布的《发改能源【2014】2093号》文件：关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020)》的通知，要求到2020年现役燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度达到或接近燃气轮机组排放限值的环保改造。为执行国家环保政策和新的排放标准，句容发电厂于2015年12月31日至2016年3月18日对2#机组按照超低排放标准进行改造，以达到燃气轮机组排放标准要求(要求在基准氧含量6%条件下，烟尘排放浓度小于5mg/m³、SO2排放浓度小于35mg/m³、NOx排放浓度小于50mg/m³)。
二、改造前机组概况
句容电厂2号机组为1000MW超超临界燃煤发电机组，锅炉为超超临界参数变压直流锅炉，一次中间再热、前后墙对冲燃烧方式。机组于2013年11月投产发电，同步建设烟气除尘、脱硫、脱硝设施。
1.2号机组超低排放改造前烟气脱硝、脱硫系统概况如下：
烟气脱硝采用选择性催化还原(SCR)工艺，高灰布置，催化剂采用“2+1”层布置、初装2层。脱硝装置按入口NOx浓度300mg/m³(标态、干基、6%O2)、出口NOx浓度≤60mg/m³、脱硝效率≥80%设计。
烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，采用1炉配1塔(喷淋空塔)，吸收塔内设置5层喷淋层(3+1+1，正常运行3层)，不设置GGH，每台锅炉配3台引风机(引增合一)。脱硫装置按入口SO2浓度为3400mg/m³、出口SO2浓度≤170mg/m³、脱硫效率≥95%设计。
2.改造前机组脱硫脱硝性能状况
2号机组在100%、75%、60%负荷工况下，脱硝装置入口NOx浓度分别为307mg/m³、324mg/m³、328mg/m³，出口NOx浓度分别为52mg/m³、49mg/m³、59mg/m³，脱硝效率分别为82.67%、84.8%、82.05%，入口烟气温度分别为362℃、340℃、324℃，100%负荷下入口烟尘浓度为24.00g/m³。
在950MW负荷、四层喷淋层运行条件下，对2号机组进行脱硫装置性能测试：脱硫装置入口SO2浓度为1929mg/m³，出口SO2浓度为92mg/m³，脱硫效率为95.2%;入口烟气温度95℃、出口烟气温度48℃;入口烟尘浓度32mg/m³、出口烟尘浓度18mg/m³、脱硫系统综合除尘效率43.8%;除雾器出口雾滴含量为28mg/m³。
通过对测试数据分析说明：当前脱硝装置出口NOx排放浓度及脱硝效率达到设计值，NOx排放浓度达到GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》重点区域排放限值要求，但不能稳定达到超低排放要求。反应器出口NOx分布均存在一定偏差，对脱硝稳定运行有一定影响。脱硫装置在入口1900mg/m³左右时，脱硫装置出口SO2浓度和脱硫效率能达到设计值，满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)重点区域排放限值要求，但不满足超低排放要求;脱硫装置出口烟尘浓度没有达到5mg/m³以下。
根据以上分析，2号机组NOx、烟尘、SO2排放浓度均没有达到超低排放要求。
三、机组进行超低排放改造的必要性
国家发改委关于《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》(发改能源〔2014〕2093号)要求，江苏省人民政府办公厅下发了《关于转发省发展改革委、省环保厅〈江苏省煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)〉》(苏政办〔2014〕96号)，明确指出全省10万及以上燃煤机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机排放标准(即在基准含氧量6%的条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于10mg/m³、35mg/m³、50mg/m³)。根据集团公司《转发环保部关于编制“十三五”燃煤电厂超低排放改造方案的紧急通知》(中国华电科函﹝2015﹞110号)要求，2017年底前，东部地区(辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南)完成所有燃煤发电机组超低改造;“十三五”超低排放改造机组二氧化硫、氮氧化物和烟尘限值原则上按照35mg/m³、50mg/m³和5mg/m³考虑。
四、脱硫、脱硝超低排放方案制定及选择论证
多种污染物协同综合治理，充分考虑各种污染物间相互影响，同时尽可能降低成本和能耗是超低排放改造发展的趋势，本次改造根据此思路对超低排放改造工艺方案进行制定及选择论证。
(一)脱硝、脱硫超低排放改造工艺方案
1.1 2号锅炉采用了较为先进的低氮燃烧器，性能保证值为300mg/m³，且当前实际运行基本能控制在性能保证值范围内。根据近年来机组运行数据以及脱硝装置性能考核试验结果，本次脱硝改造工程的设计烟气条件为：烟气量3350923m³/h(标态、干基、6%O2)、SCR入口NOx浓度350mg/m³、入口烟温375℃、出口NOx浓度不大于50mg/m³、脱硝效率不低于85.7%、氨逃逸率不大于2.28mg/m³、SO2/SO3转化率不大于1.4%(三层催化剂)设计，具体如下：
1.1.1句容电厂一期2×1000MW机组配套锅炉由东方 锅炉(集团)股份有限公司设计制造，型号为DG3024/28.25-Ⅱ1。锅炉为超超临界参数变压直流炉，一次再热、单炉膛、平衡通风、尾部双烟道结构、烟气挡板调节再热汽温，全钢构架、全悬吊结构、露天布置、固态排渣、前后墙对冲燃烧方式，配置的是东方 锅炉厂自主研发的第二代OPCC燃烧器。针对目前的运行参数并根据本项目的煤质情况对燃烧设备进行最优配置，可采取的优化低氮燃烧改造方案如下：
a.进行燃烧调整
一方面增大燃尽风量，在满负荷工况下，如果燃尽风门已全开，则适当调小其余二次风门开度。另一方面着重调平制粉系统，包括风粉均匀和阻力调平，使燃烧器处于最佳的运行环境有效地组织低氮燃烧。在设计煤种和实际燃煤偏差不大的情况下，采用现有的燃烧设备通过精细的燃烧调整，可以达到NOx排放300mg/m³以下。
1.2 2号机组脱硝装置原设计采用东方 锅炉厂的SCR和德国KWH合资公司制造的蜂窝式催化剂，单台机组催化剂量为832.31m³，催化剂化学寿命为24000h，至今已运行约两年。为实现NOx排放浓度不大于50mg/m³的目标，设计了两个改造方案：
1.2.1方案一：通过增加备用层催化剂实现原有催化剂+新增催化剂的整体使用寿命为24000h，新增催化剂约400m³。
1.2.2 方案二：按超低排放初装单层催化剂量作为备用层催化剂添加量，在此基础上核算整体化学寿命，以提高后续催化剂轮换的经济性与简易性，新增催化剂约450m³，整体使用寿命可达28000h。
1.3脱硫系统超低排放改造的基本参数为：烟气量3350923(标态、干基、6%O2)，设计煤种收到基硫分为1%，FGD入口SO2浓度2300mg/m³、入口温度90℃、出口SO2浓度不高于35mg/m³、脱硫效率不低于98.48%。根据以上设计条件，设计了两个脱硫改造方案：
1.3.1方案一：合金托盘塔方案，即拆除现有最底层喷淋层，拆除位置布置一层合金托盘，在最高层喷淋层上部新增一层喷淋层，形成“一层托盘+五层喷淋层”，新增喷淋层下方布置聚气环，采用2205合金钢材质，同时更换全部喷淋层，喷嘴覆盖率不低于300%，喷嘴采用高效双头优质喷嘴。更换除雾器为三级屋脊式除雾器。吸收塔吸收区直径不变，浆池直径不变，吸收塔抬高7.3mm，利旧吸收塔9台侧进式搅拌器，利旧2台石膏排出泵(1用1备)。
1.3.2方案二：喷淋空塔方案，即在现有最高层喷淋层上部新增一层喷淋层，形成“六层喷淋层”，新增喷淋层覆盖率与原喷淋层覆盖率相同。吸收塔吸收区直径不变，浆池直径不变，吸收塔抬高5.5m。利旧原两级屋脊式除雾器，利旧吸收塔9台侧进式搅拌器，利旧2台石膏排出泵(1用1备)。
(二)脱硝、脱硫超低改造方案选择论证
2.1 脱硝系统方案选择论证：
2.1.1根据性能试验结果，当前正常运行工况下NOx排放浓度能够控制在300mg/m³，即使进行改造也只能将NOx排放控制在300mg/m³以下;鉴于将氮氧化物控制至200mg/m³以下的新型低氮燃烧技术当前应用业绩较少(且多为原锅炉自带)，原锅炉厂亦未推荐此方案，运行稳定性、可靠性、经济性无法进行论证和保证，因此本次改造暂不做低氮燃烧改造，待后续技术成熟后可再考虑实施。但需对燃烧器部分烧损脱落喷嘴进行更换，并在后续工作中进一步对低氮燃烧进行优化运行以确保SCR入口NOx浓度处于其设计范围内。
2.1.2二个增加备用层催化剂的脱硝改造方案都能满足超低排放的要求，从性能保证角度考虑，二个方案均是可行的。方案二在后续化学寿命到期后催化剂轮换的经济性与简易性方面更具优势，决定把方案二作为本次改造的首选方案。
2.2 脱硫系统方案选择论证：
2.2.1根据性能试验结果，现有脱硫装置除尘效率为44%，本次改造吸收塔入口粉尘浓度按照20mg/m³(标态、干基、6%O2)考虑，为实现脱硫装置出口粉尘浓度低于5mg/m³(标态、干基、6%O2)，脱硫装置除尘效率不小于75%的目标值，借鉴同类工程(金陵1号机组、长兴1、2号机组等)改造成功经验，本次改造考虑提高全部喷淋覆盖率，现有吸收塔喷淋层覆盖率为230%，改造后吸收塔全部喷淋层覆盖率按不小于300%设计，经核算，将原有喷淋层的喷嘴由每层246个更换为每层340个，采用高效双头优质喷嘴，同时现有喷淋层进行整体更换。为确保质量，喷淋支管和喷嘴模块化制作。
2.2.2经分析，三个脱硫改造方案均能实现SO2排放不大于35mg/m³的目标。方案一，合金托盘技术成熟，有超低排放改造的成功案例。进一步开展数模和物模工作，并严格控制燃煤硫份;方案二，喷淋空塔(6层喷淋)方案，有应用业绩;方案三，对旋汇耦合器和管束式除雾除尘器技术，已有投运项目，但运行时间尚短，需考虑其运行可靠性、对低负荷的适应性、烟气在吸收塔内分布均匀性及吸收塔运行阻力较高等问题。
根据以上分析，从稳定达标、运行可靠、业绩较多、改造工期较短等方面考虑，结合脱硫系统协同除尘要求，把方案一作为首选方案。
(三)、脱硝、脱硫超低排放改造方案优化
3.1脱硝系统
SCR脱硝在现有设施基础上进行提效改造，在原备用层上添加催化剂，NOx达到超低排放。新增一层催化剂后，三层催化剂 SO2/SO3转换率控制在1.0%以内。原SCR备用层催化剂已安装吹灰器，本次改造不新增吹灰器。2号机组公用的氨区现有2台液氨储罐，经设计单位核算，其储氨量能够满足SCR提效改造后氨消耗的需求，液氨储罐不做改造。1、2号机组公用的氨区现有2台液氨蒸发器(1运1备)，设计出力为630kg/h/台，经设计单位核算，本次SCR提效改造后BMCR工况下蒸发器的出力应提高到860kg/h，需运行2台液氨蒸发器，此时无备用，氨区需新增1台液氨蒸发器，设计出力按630kg/h考虑。2 号机组SCR配置2台稀释风机(1运1备)，根据实际运行情况，稀释风机运行状况良好，本次改造稀释风机和氨气空气混和器不做改造。
3.2脱硫系统
3.2.1本次改造在原脱硫系统基础上进行提效改造，吸收塔采用一层托盘+五层喷淋层+高效屋脊式除雾器的配置。同时，整体优化喷淋层，并采用单向双头喷嘴，实现入口20mg/m³，出口5mg/m³的除尘要求。在设计中预留一层托盘位置，作为备用。
3.2.2 将现有第1喷淋层拆除后增加1层合金托盘(标高22.87米处)，利旧现有2至5层的4台浆液循环泵，更换其对应的4层喷淋层(喷淋母管为碳钢管两面衬胶)及喷嘴(喷嘴为单向双头高效喷嘴)，覆盖率提高至300%。新增喷淋层安装在现第5层喷淋层的上部(标高33.47米处)，利用原第1层喷淋循环泵，更换相应循环泵电机、减速机，新增喷淋层流量与原喷淋层流量相同，流量13600m³/h。拆除原吸收塔内两层屋脊式除雾器及净烟道平板式除雾器，更换为三级高效屋脊式除雾器，确保本次改造除雾器出口雾滴浓度≤20mg/m³。
3.3.3吸收塔抬高方案由7.3m优化为4m。具体情况为：(方案分析：本次改造拆除现有最底层喷淋层，拆除位置布置一层合金托盘，现有最高层喷淋层上方新增一层喷淋层，新增喷淋层布置在最高层喷淋层上方2.2m，此处需增加2.2m。最高层喷淋层至除雾器梁下部由原来1.5m增加为3m，此部分增加1.5m。新增除雾器安装空间由3.7m变为4.5m，此次改造增加0.8m。原除雾器顶部与吸收塔底部距离为0.7m，此部分改造后变为3.5m，增加2.8m。故需增加的高度为2.2+1.5+0.8+2.8=7.3m。详细数据见下表：单位m
一期新建工程为了考虑吸收塔出口水平烟道除雾器工况环境，吸收塔出口增高至11.18m，以降低水平烟道除雾器入口的烟气流速。本次改造拆除水平烟道除雾器，故考虑将吸收塔出口封堵作为吸收塔本体部分以减少吸收塔本体所需增加高度，降低工程量。改造后吸收塔出口烟气量为3972499m³/h，按照15m/s的烟气流速计算，吸收塔出口尺寸为12.62m×5.88m，故吸收塔出口封堵5.3m作为吸收塔本体部分。结论：吸收塔本体仅需增高4m即可满足要求，并进行了CFD模拟验证。并在喷淋层间添加聚气环。吸收塔原氧化风机、石膏排除泵利旧，为提高石灰石浆液供给的可靠性和便于吸收塔运行参数控制，将现有单回路供浆系统改为双回路连续供浆系统。石膏脱水系统只进行部分改造，加装滤液箱、溢流箱管道，使公共系统可以切换，满足系统稳定高效运行。排空系统利旧，工艺水(工业水)系统进行部分改造，其余利旧。
五、超低排放改造后机组脱硫脱硝性能状况
(一)2016年5月28日至5月31日，华电电科院对2#机组脱硫、脱硝进行了性能测试，试验结果总结如下：
1.1脱硝效率：100%负荷率工况，试验测得SCR入口NOX平均浓度为307mg/m³(标态、干基、6%O2)，SCR出口NOX平均浓度为26mg/m³(标态、干基、6%O2)，脱硝效率平均值为91.6%。满足性能保证值要求。
SO2/SO3转化率：100%负荷率工况，SCR入口烟气平均温度355℃，SCR入口SO2平均浓度为1848mg/m³(标态、干基、6%O2)，SCR入口SO3平均浓度为16.7mg/m³(标态、干基、6%O2)，SCR出口SO3平均浓度为36.7mg/m³(标态、干基、6%O2)，SO2/SO3转化率均值为0.87%。满足性能保证值要求。
1.2脱硫效率
(1)试验期间，锅炉最大负荷工况下，循环泵B、C、D、E启用，A备用，原烟气SO2浓度均值为1860mg/m³(标态、干基、6%O2)，净烟气SO2浓度均值为24mg/m³(标态、干基、6%O2)，FGD系统脱硫效率为98.71%，修正到设计条件下FGD系统脱硫效率为98.53%，折算后FGD出口SO2浓度为34mg/m³(标态、干基、6%O2)，满足保证值要求。
(2)试验期间，锅炉最大负荷测试工况下，脱硫装置净烟气粉尘平均浓度为4.17mg/m³(标态，干基，6%O2)，满足保证值要求;脱硫装置综合除尘效率为77.69%，满足保证值要求。
(3)试验期间，锅炉最大负荷工况下，烟囱入口烟气温度为51℃，满足性保证要求。
(4)试验期间，原烟气HCl浓度平均值为26.99mg/m³(标态、干基、6%O2)，净烟气HCl浓度平均值为0.83mg/m³(标态、干基、6%O2)，HCl脱除效率为96.91%，满足保证值要求;
(5)原烟气HF浓度平均值为17.43mg/m³(标态、干基、6%O2)，净烟气HF浓度平均值为0.46mg/m³(标态、干基、6%O2)，HF脱除效率为97.35%，满足保证值要求;
(6)原烟气SO3浓度平均值为14.97mg/m³(标态、干基、6%O2)，净烟气SO3浓度平均值为4.94mg/m³(标态、干基、6%O2)，SO3脱除效率为67.03%，满足保证值要求。
(7)试验期间，除雾器后雾滴含量为18.9mg/m³(标态、干基，6%O2)，满足保证值要求。
测试结果表明2#机组超低排放改造后，各项指示均达到设计标准，满足新的排放标准要求。
六、工程管理
(一)安全管理
安全管理方面严格执行不安全不工作的原则，根据江苏公司下发的《环保技改施工现场措施》的规定，结合我厂超低排放的具体情况，针对超低排放改造项目高空、起吊作业多，特别是脱硫改造现场防火灾事故，从规范外包队伍、外包人员管理，落实各方安全责任制，严格重点危险环节管控，杜绝以包代管等工作入手，制定了完善的管理制度。编写了超低排放安全技术方案，编制了动火前、动火结束的防火措施，并制定了检查验收制度，施工电源使用及安全检查制度、起吊作业安全及检查制度、安全用具检查制度、现场工器具检查制度、施工现场隔离制度、防腐作业隔离、防火制度等，在管理过程中以控制危险源、制度落实为抓手，把防范措施细化到每个作业点，组织施工单位、监理单位每天严防死守，规范施工单位的作业，做到技改现场凡是有人工作，句电、施工单位、监理单位专业人员共同在现场监护。同时根据施工单位的作业时间及施工情况，组织各方人员参加施工单位的站班会，检查动火作业前的一级动火工作票签发情况、消防水源、防火器材、防火隔离措施、安全技术交底、监护人员到位情况、施工电源、电焊线、气割线安全情况等各项安全措施是否到位，各方检查完毕，确认措施到位，会签后方可允许施工单位开工。动火工作结束后，组织各方人员检查现场电源是否切断、气割气源是否关闭，现场是否有火种遗留、人员是否清场、消防水源防冻措施是否到位等安全措施的落实情况，确认后会签，方同意施工结束，确保现场动火作业安全。在监管过程中，经常询问作业人员对自己作业区域的危险点、自身防护认知情况，以此检查施工单位的安全交底是否到位，发现问题立即要求施工单位整改。在管理过程中，共检查出考核项150项，整改项170项，并下发了考核及整改单，同时跟踪检查闭环情况。做到安全可控在控，技改项目未发生事故。
(二)质量管理
1.建立质量控制四级机制，承包方自检验收、监理检查验收、设备部检查验收、生计部检查验收。
2.施工过程中每个项目编制施工方案，四方审核。
3.施工过程中每个项目编制质量验收标准，四方验收。
4.每个项目都实行分级验收，确保完工一项验收一项，不缺项不漏项。
七、结束语
句容发电厂在2#机组脱硫脱硝超低排放过程中，对超低排放的技术路线进行了充分的调研，切实了解新技术在同类型机组上改造的实际效果，结合本厂脱硫、脱硝系统的自身特点，以安全、经济、节能环保为原则，选择和优化了技术方案，并在工程管理中实现安全、质量全过程管控，积累了丰富的经验，达到了超低排放的改造目标，顺利完成2#机组脱硫脱硝超低排放改造工程，取得了巨大的经济效益和社会效益。
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