楊群發(fā)，張桂平，侯劍雄，陳澤華，毛奕升

(廣東珠海金灣發(fā)電有限公司，廣東 珠海 519050)

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600 MW機(jī)組超凈排放技術(shù)工程實踐及系統(tǒng)優(yōu)化

楊群發(fā)，張桂平，侯劍雄，陳澤華，毛奕升

(廣東珠海金灣發(fā)電有限公司，廣東 珠海 519050)

為實現(xiàn)600 MW燃煤機(jī)組煙氣污染物超凈排放，某電廠在原有環(huán)保設(shè)備基礎(chǔ)上完成了綜合升級改造，內(nèi)容包括省煤器分級、脫硝催化劑加層、濕法脫硫系統(tǒng)擴(kuò)容、降低煙氣換熱器漏風(fēng)率和新增濕式電除塵器等。針對改造后環(huán)保系統(tǒng)運行中存在的問題，研究解決并深度開發(fā)，解決了NOx排放質(zhì)量濃度動態(tài)瞬時值超標(biāo)問題，使其在各種惡劣工況下瞬時值均能小于50 mg/m3，并解決了濕式電除塵器低負(fù)荷時水平衡失衡問題，以及完成了脫硝供氨回路冗余改造。實踐證明，該電廠的超凈排放改造技術(shù)路線和系統(tǒng)優(yōu)化措施均是有效可行的。

超凈排放；濕法脫硫；煙氣脫硝；濕式電除塵；工程實踐；系統(tǒng)優(yōu)化

近年來國家對燃煤電廠煙氣排放要求日趨嚴(yán)格，尤其是2011年實施的GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》[1]，對SO2、NOx及煙塵的排放質(zhì)量濃度(下文中污染排放物的質(zhì)量濃度簡稱“濃度”，均為標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下，干基，φ(O2)=6%)限值要求更高，廣東某電廠原有的環(huán)保設(shè)備處理能力遠(yuǎn)遠(yuǎn)達(dá)不到這個要求，為此必須進(jìn)行環(huán)保設(shè)備升級改造。該電廠在滿足國家標(biāo)準(zhǔn)的基礎(chǔ)上進(jìn)一步提高要求，環(huán)保設(shè)備改造按照超凈排放標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行。本文介紹了該電廠環(huán)保設(shè)備升級改造的技術(shù)路線選擇和工程實踐過程，并對改造后運行中存在的問題加以研究，提出相應(yīng)的解決措施。最終使煙氣污染物排放濃度在全調(diào)度工況下其瞬時值均能達(dá)到超低排放要求。

1　超凈排放改造技術(shù)路線

某電廠3、4號2×600 MW超臨界機(jī)組于2007年投產(chǎn)，鍋爐為超臨界參數(shù)、變壓運行、單爐膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼懸吊結(jié)構(gòu)Π型螺旋管圈直流鍋爐，爐后配置2臺直徑13.492 m三分倉容克式空氣預(yù)熱器。鍋爐主要參數(shù)見表1。

表1鍋爐主要設(shè)計參數(shù)

參數(shù)最大連續(xù)蒸發(fā)量額定工況蒸發(fā)量過熱蒸汽流量/(t·h-1)19131785過熱蒸汽出口壓力/MPa25.425.24過熱蒸汽出口溫度/℃571571再熱蒸汽流量/(t·h-1)1583.91484再熱蒸汽進(jìn)口壓力/MPa4.394.11再熱蒸汽進(jìn)口溫度/℃312306再熱蒸汽出口壓力/MPa4.203.93再熱蒸汽出口溫度/℃569569給水溫度/℃282278

鍋爐設(shè)計煤種為神府東勝煤，校核煤種為晉北煙煤，具體參數(shù)見表2。

表2鍋爐設(shè)計煤種參數(shù)表

方法參數(shù)設(shè)計煤種(神府東勝煤)校核煤種(晉北煙煤)工業(yè)分析全水分質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%14.5010.45空氣干燥基水分質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%8.002.85收到基灰分質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%8.0025.09干燥無灰基揮發(fā)分質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%35.0028.00元素分析收到基碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%62.8353.41收到基氫質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%3.623.06收到基氧質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%9.946.64收到基氮質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%0.700.72收到基硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%0.410.63收到基低位發(fā)熱量/(MJ·kg-1)22.76020.348

環(huán)保系統(tǒng)升級改造前，該電廠已使用低NOx燃燒器、雙室四電場BE型干式電除塵器(electrostatic precipitator，ESP)、石灰石-石膏濕法脫硫(wet flue gas desulphurization，WFGD)系統(tǒng)(含煙氣旁路)，并于2012年新增了選擇性催化還原法(selective catalytic reduction，SCR)脫硝系統(tǒng)。改造前煙氣污染物的處理流程為：低NOx燃燒器→省煤器→SCR反應(yīng)器→ESP→WFGD→煙氣換熱器(gas-gas heater，GGH)。在原有設(shè)備的基礎(chǔ)上，改造方案充分考慮鍋爐的燃燒情況和煙氣參數(shù)，綜合考慮煙氣各種污染物的協(xié)同處理能力，制定的改造內(nèi)容包括省煤器分級，SCR反應(yīng)器催化劑加層，ESP加固，引風(fēng)機(jī)、增壓風(fēng)機(jī)合并，脫硫煙氣旁路擋板取消，WFGD擴(kuò)容，降低GGH漏風(fēng)率和新增濕式電除塵器(wet electrostatic precipitator，WESP)等項目，改造后的工藝流程為：低NOx燃燒器→高溫省煤器→SCR反應(yīng)器→低溫省煤器→ESP→WFGD→WESP→GGH。

2　工程實踐

2.1脫硝新增1層催化劑及省煤器分級

煙氣SCR脫硝工藝催化劑層數(shù)按“2+1”模式布置，初裝2層，預(yù)留1層，原設(shè)計入口NOx濃度為350 mg/m3，長期脫硝效率不小于80%。為提高脫硝效率，在原第1層催化劑上增加1層B型催化劑，總共192.7 m3，該方案設(shè)計脫硝系統(tǒng)入口NOx濃度為350 mg/m3，脫硝效率不小于87%，出口NOx濃度小于50 mg/m3。

SCR催化劑的工作溫度范圍為310～420 ℃。改造前該電廠鍋爐排煙溫度偏低，當(dāng)負(fù)荷小于450 MW時，省煤器出口煙氣溫度已低于310 ℃，脫硝噴氨運行被迫退出。為解決此問題，對省煤器進(jìn)行分級改造，切割省煤器下部換熱管，換熱面積減少 5 500 m2，利用SCR反應(yīng)器預(yù)留層增加2組分級省煤器，面積為6 800 m2，該方案可保證250 MW至600 MW負(fù)荷時SCR反應(yīng)器入口煙氣溫度對應(yīng)為310 ℃至400 ℃，實現(xiàn)250 MW以上時能投入SCR反應(yīng)器噴氨運行，提高脫硝系統(tǒng)投運率。

2.2FGD系統(tǒng)擴(kuò)容

FGD系統(tǒng)采用石灰石-石膏濕法工藝，1爐1塔，原設(shè)計在燃用設(shè)計煤種(含硫量(質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同)0.63%，F(xiàn)GD入口SO2濃度1 354 mg/m3)或校核煤種(含硫量0.80%，F(xiàn)GD入口SO2濃度1 805 mg/m3)時脫硫效率為90%。參考電廠近年燃煤數(shù)據(jù)，增容改造按照含硫量1.0%、FGD入口SO2濃度2 200 mg/m3、出口SO2濃度小于35 mg/m3設(shè)計，脫硫效率為97.7%。

改造內(nèi)容主要包括：加高吸收塔，漿池區(qū)高度增加9 m，第3層噴淋層與除霧器之間高度增加4.6 m，漿池容積由1 471 m3增加到2 942 m3，漿液循環(huán)停留時間為3.84 min；保留噴淋量為 6 500 m3/h的第1、2噴淋層，第3層噴淋量增加到11 000 m3/h，并新增2層噴淋量為 11 000 m3/h的噴淋層，改造后總噴淋量達(dá)到46 000 m3/h，液氣體積比為22.12 L/m3；在原2層屋脊除霧器的基礎(chǔ)上增加1層管式除霧器；取消煙氣旁路；增加事故噴淋系統(tǒng)；對附屬的脫水、制漿等系統(tǒng)進(jìn)行增容。

2.3新增WESP

原ESP改造空間有限，該電廠新增WESP來降低煙囪出口煙塵。WESP具有以下突出優(yōu)點：去除SCR催化過程中所產(chǎn)生的大部分SO3；出口煙塵濃度更低，可達(dá)10 mg/m3以下，有效防止GGH堵塞的同時，更適應(yīng)未來的環(huán)保政策；能部分去除汞等重金屬，適應(yīng)環(huán)保政策對重金屬的處理要求。同時長遠(yuǎn)來看，其成本最低。

為實現(xiàn)煙塵的超低排放及防止GGH堵塞，在WFGD出口和GGH入口之間的凈煙道增加1臺雙室1電場WESP。采用臥式布置，陽極板高度10 m，寬度4.19 m，收塵面積9 386 m2，極間距0.3 m，電除塵截面積168 m2，設(shè)計風(fēng)速3.67 m/s，極板水膜用水量133.1 t/h，補(bǔ)水及外排水量40 t/h。配置4臺55 kV/2 000 mA整流變壓器，設(shè)計煙塵(含石膏)、PM2.5和霧滴去除率不小于70%，SO3去除率不小于20%，出口煙塵濃度不大于10 mg/m3，對重金屬和氣溶膠等有一定的處理效果[2-5]。

此外，該電廠還對空氣預(yù)熱器受熱面進(jìn)行改造，對原ESP進(jìn)行加固，以及引風(fēng)機(jī)和增壓風(fēng)機(jī)合并等多項改造。

3　系統(tǒng)優(yōu)化

3.1NOx排放濃度動態(tài)超標(biāo)問題的解決

3.1.1NOx動態(tài)超標(biāo)原因分析

實際運行中鍋爐產(chǎn)生的NOx變化幅度大、速度快，因此對NOx的控制是超凈排放自動控制中難度最大的一個環(huán)節(jié)。脫硝噴氨控制基于固定出口NOx濃度，NOx的設(shè)定則依據(jù)入口NOx濃度按效率計算所得，脫硝效率的控制主要考慮催化劑的性能，盡量減少氨逃逸。整個控制回路為NOx控制回路和噴氨流量控制回路組成的帶前饋的串級控制。這種控制方式的優(yōu)點是可以做到按需脫除NOx，改善過程的動態(tài)特性，提高系統(tǒng)控制質(zhì)量。噴氨控制原理如圖1所示。

實際運行中煙囪出口NOx排放濃度的小時平均值能控制在50 mg/m3以內(nèi)，但動態(tài)過程中經(jīng)常存在瞬時值超過50 mg/m3的“尖波”，達(dá)不到超凈排放的要求。經(jīng)分析，主要有以下原因：

a)在機(jī)組較大幅度(100 MW)增減負(fù)荷的過程中，由于燃燒工況的變化，會增加NOx的生成，入口NOx濃度的升高通常為穩(wěn)定工況的2至3倍，在此過程中原有的控制回路不能提前預(yù)判NOx變化，使得噴氨滯后，導(dǎo)致出口NOx濃度瞬時值飆升至50 mg/m3，甚至100 mg/m3以上。

b)從噴氨到發(fā)生還原反應(yīng)再到測量端顯示噴氨后的實時值，時間有2 min；NOx從SCR反應(yīng)器出口到煙囪排放的時間有1 min?？刂苹芈分屑尤肓艘詿煔饬髁砍艘匀肟贜Ox含量進(jìn)而計算出所需氨氣量的理論值作為前饋控制，但由于存在上述過程，使得該前饋至少有2 min的滯后，使得該前饋做不到預(yù)判，不能有效應(yīng)對入口NOx大幅度的變化。

c)CEMS分析儀表每隔4 h進(jìn)行1次10 min的吹掃校準(zhǔn)。在10 min內(nèi)，需對CEMS分析儀表端的測量值做定值處理，期間如果發(fā)生較大的NOx變化，則會導(dǎo)致煙囪出口NOx濃度超標(biāo)，并且在CEMS測量恢復(fù)后，導(dǎo)致比例微分積分(proportion integral derivative，PID)調(diào)節(jié)的波動。

3.1.2解決措施

3.1.2.1噴氨控制邏輯改進(jìn)

在NOx的脫除端，針對SCR脫硝噴氨控制系統(tǒng)的大滯后特性，對原有脫硝噴氨控制回路進(jìn)行優(yōu)化改進(jìn)，圖2為改進(jìn)后的噴氨控制邏輯。

圖2　改進(jìn)后噴氨控制框圖

a)通過對機(jī)組負(fù)荷、總風(fēng)量、總給煤量、SCR反應(yīng)器入口NOx濃度變化等眾多因素的分析做出趨勢預(yù)測，提前噴入后續(xù)變化的氨氣量。

b)對SCR反應(yīng)器入口、出口NOx濃度和CEMS儀表狀態(tài)等參數(shù)進(jìn)行比較、評估，為趨勢預(yù)測的判斷做出有效的輔助判斷。

c)根據(jù)CEMS儀表的狀態(tài)，采用A、B側(cè)濃度差值替代的方式，消除儀表校準(zhǔn)過程中控制的不可判斷性。

d)保留原有的前饋—反饋串級控制，有效地進(jìn)行偏差調(diào)節(jié)。

3.1.2.2減少鍋爐NOx的生成

煤在燃燒過程中，燃燒溫度、過量空氣系數(shù)、燃煤性質(zhì)等都影響NOx的生成。因而通過燃燒調(diào)整試驗，對燃盡風(fēng)風(fēng)門、爐膛與二次風(fēng)箱差壓、燃燒器擺角函數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，修正氧量系數(shù)，減少NOx的生成；為確保鍋爐穩(wěn)定燃燒，在加負(fù)荷過程中風(fēng)量先于煤量動作，減負(fù)荷過程中煤量先于風(fēng)量動作，該動態(tài)過程會增加NOx的生成量，因此需在變負(fù)荷過程中加快風(fēng)量和煤量的動態(tài)響應(yīng)過程，以減少NOx的波動。

3.1.3優(yōu)化后效果

控制邏輯優(yōu)化后，通過計算機(jī)采集3號機(jī)組邏輯優(yōu)化前10天以及邏輯優(yōu)化后10天的NOx排放濃度平均值數(shù)據(jù)，采樣時間間隔為1 min，具體數(shù)據(jù)見表3。

表3　噴氨控制邏輯優(yōu)化前后3號機(jī)組NOx排放數(shù)據(jù)對比

從表3數(shù)據(jù)可看出，經(jīng)過優(yōu)化調(diào)整后，煙囪NOx排放超過50 mg/m3的時間降至0，下降率達(dá)100%，完全實現(xiàn)了動態(tài)過程也能達(dá)到“超凈排放”的高標(biāo)準(zhǔn)水平。SCR反應(yīng)器入口NOx平均濃度分別降低了21.3%和28.6%，入口NOx濃度超過250 mg/m3的時間得到有效控制，下降率達(dá)94.9%，極大緩解了NOx排放壓力。噴氨量分別降低19.6%和8.7%，有效減少噴氨量。氨逃逸率雖有所上升，但小于3.0 μL/L的限值。

3.2提高供氨可靠性改造

為防止供氨設(shè)備因故障停運而中斷噴氨，在原有設(shè)備基礎(chǔ)上進(jìn)行冗余改造，以增加連續(xù)供氨的可靠性。

a)原SCR反應(yīng)器氨氣/空氣混合器前的噴氨設(shè)備只有1套，沒有冗余；現(xiàn)增加1套備用設(shè)備，該套設(shè)備包括供氨流量計、氣動關(guān)斷閥、氣動調(diào)節(jié)閥等，2套設(shè)備互為備用。

b)氨區(qū)氣氨緩沖罐前供氨母管的穩(wěn)壓調(diào)節(jié)閥原只有1個；現(xiàn)增設(shè)1個，與原調(diào)節(jié)閥并聯(lián)，互為備用。

c)氨區(qū)供SCR反應(yīng)器的氣氨緩沖罐原只有1個，現(xiàn)增設(shè)1個備用緩沖罐。

d)氨區(qū)液氨儲罐頂部引出的氣氨母管上增加1個氣動調(diào)節(jié)閥并能實現(xiàn)遠(yuǎn)方控制，當(dāng)液氨蒸發(fā)槽發(fā)生故障時可遠(yuǎn)方開啟該閥向SCR反應(yīng)器供氨。

3.3FGD系統(tǒng)優(yōu)化

3.3.1FGD系統(tǒng)運行關(guān)鍵問題

脫硫效率的影響因素較多，包括漿液pH值、鈣硫物質(zhì)的量比、液氣體積比以及石灰石和煙氣參數(shù)等，如果運行參數(shù)控制不當(dāng)，會增加系統(tǒng)的能耗，影響石膏的品質(zhì)并且浪費石灰石[6]，其中pH值的控制顯得尤為重要。同時，漿液循環(huán)泵臺數(shù)和功率增大后，能耗增加，其合理的運行方式對FGD系統(tǒng)的節(jié)能影響很大。

在擴(kuò)容改造前，該電廠多次對GGH的漏風(fēng)率進(jìn)行測試，機(jī)組大小修后漏風(fēng)率為1.0%，運行1個小修周期后漏風(fēng)率往往增大到2.5%。擴(kuò)容改造后，按照超凈排放標(biāo)準(zhǔn)中煙囪出口SO2濃度小于35 mg/m3的要求計算，即使GGH漏風(fēng)率能控制在修后1.0%并且不再惡化，吸收塔脫硫效率也必須達(dá)到99.05%才能實現(xiàn)。這給吸收塔帶來極大的運行壓力，并且增加過多的石灰石消耗。

3.3.2優(yōu)化措施

3.3.2.1pH值控制

3.3.2.2漿液循環(huán)泵節(jié)能運行

FGD系統(tǒng)運行時，可根據(jù)機(jī)組負(fù)荷和FGD入口硫分的高低來調(diào)整漿液循環(huán)泵的運行臺數(shù)和功率以實現(xiàn)節(jié)能[6]。該電廠改造后各臺漿液循環(huán)泵管道標(biāo)高不一，噴淋量不一致，功率各不相同。1、2號泵的功率為630 kW，3、4、5號泵的功率分別為1 000 kW、1 120 kW、1 250 kW。當(dāng)吸收塔噴淋量滿足脫硫效率及脫硫排放閾值時，優(yōu)先選用總功率較小的組合泵運行，噴淋量和功率對比見表4。

3.3.2.3減少GGH漏風(fēng)率

該電廠GGH原密封系統(tǒng)只有徑向密封(控制約80%的漏風(fēng)量)，改造時增加軸向密封，風(fēng)量是徑向密封的1/3，約5.4 m3/s，出風(fēng)口布置在GGH轉(zhuǎn)子從原煙氣側(cè)轉(zhuǎn)向凈煙氣側(cè)的底部扇形板上，流動方向從下往上，與煙氣流動方向一致，運行時密封風(fēng)吹掃、置換GGH換熱元件波紋板中的原煙氣，然后轉(zhuǎn)向凈煙氣側(cè)，以降低換熱元件的攜帶漏風(fēng)，該技術(shù)能夠控制GGH約10%的漏風(fēng)量，改造后GGH漏風(fēng)率在0.5%以下。

表4不同漿液循環(huán)泵組合時噴淋量和功率對比

噴淋量/(m3·h-1)功率/kW泵組合噴淋量/(m3·h-1)功率/kW泵組合65006301或2285002750288030001或2、3、41或2、3、51或2、4、5110001000112012503453300033703、4、51300012601、2350003380351036301、2、3、41、2、3、51、2、4、5175001630175018801或2、31或2、41或2、53950040001或2、3、4、5220002120225023703、43、54、54600046301、2、3、4、5240002260238025101、2、31、2、41、2、5

3.4WESP水平衡問題的解決

3.4.1水平衡失衡原因分析

WESP投運后，廢水產(chǎn)生量為20 t/h，廢水經(jīng)過水處理系統(tǒng)加藥絮凝、沉淀后，溢流水顆粒度低，用來沖洗吸收塔第1、2層除霧器；底流水顆粒度高，打入脫硫石膏漿液緩沖箱。當(dāng)機(jī)組負(fù)荷400 MW時，F(xiàn)GD系統(tǒng)的耗水量減少，不足以消耗WESP的廢水，導(dǎo)致整個FGD、WESP系統(tǒng)水平衡失衡，這些廢水不經(jīng)處理不能外排，這嚴(yán)重影響環(huán)保系統(tǒng)運行。

經(jīng)分析，其原因為：WESP只有C類配管中的1—5號管是連續(xù)運行并使用循環(huán)水，而6、7號管和A、B類噴嘴雖然不是連續(xù)運行，但其使用的是外部工藝水，噴淋時WESP系統(tǒng)補(bǔ)充大量外來水，從而產(chǎn)生大量廢水要外排；WESP水系統(tǒng)運行與負(fù)荷無關(guān)，廢水產(chǎn)生量恒定為20 t/h。

3.4.2解決措施及效果

a)增加WESP的C類配管中6號管的水源，使其既可采用工藝水，也可采用自身循環(huán)水。修改運行方式：當(dāng)脫硫耗水量正常時采用工藝水，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷小于400 MW，脫硫耗水量降低時，采用循環(huán)水(前提是循環(huán)水固體懸浮物質(zhì)量濃度小于1 000 mg/L)，此措施將WESP的廢水量降至10 t/h以下。

b)將吸收塔除霧器沖洗水管道材質(zhì)全部改為316L，在第1、2層和第3、4層之間增加一個聯(lián)通閥，修改除霧器沖洗邏輯，實現(xiàn)4層除霧器的沖洗都可使用WESP廢水。

c)從WESP水處理系統(tǒng)增加1路管道去鍋爐灰渣水處理系統(tǒng)，作為廢水排放點，并在灰渣水系統(tǒng)中循環(huán)使用。

以上措施徹底解決了WESP低負(fù)荷時的水平衡問題，改造后的廢水流程如圖3所示。

圖3　WESP廢水改造后流程圖

4　改造及系統(tǒng)優(yōu)化后的運行效果

4.1脫硝系統(tǒng)

分別在260 MW、300 MW、450 MW和600 MW共4個工況下進(jìn)行性能測試，測得脫硝效率為88.0%～90.1%，NOx排放濃度34～38 mg/m3，氨逃逸率1.38～2.10 μL/L。600 MW工況下，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率0.61%，氨耗量179 kg/h，SCR系統(tǒng)阻力657 Pa，催化劑阻力265 Pa，均達(dá)到設(shè)計值。

4.2FGD系統(tǒng)

FGD系統(tǒng)擴(kuò)容改造后性能測試測得脫硫效率98.8%，SO2排放濃度10～30 mg/m3，除霧器出口液滴質(zhì)量濃度24.14 mg/m3，煙塵濃度3.28 mg/m3，GGH漏風(fēng)率0.37%，總脫硫效率98.43%。

4.3WESP

WESP性能試驗結(jié)果見表5。

4.4綜合排放結(jié)果

采集改造前(2014年1—6月)和改造后(2015年1—6月)煙囪出口SO2、NOx和煙塵3種污染物排放濃度平均值進(jìn)行對比，數(shù)據(jù)見表6。

表5WESP性能試驗結(jié)果

參數(shù)保證值試驗結(jié)果煙塵去除率(含石膏)/%7082.5出口煙塵濃度/(mg·m-3)53.43PM2.5去除率/%7080.4PM10去除率/%7074.2霧滴去除率/%7086.46SO3去除率/%6062.2汞去除率/%58.1出口煙氣汞濃度/(μg·m-3)1.06本體阻力/Pa20079

表6擴(kuò)容改造前后污染物處理情況對比

參數(shù)改造前改造后SO2濃度/(mg·m-3)107.4115.12NOx濃度/(mg·m-3)145.2930.32煙塵濃度/(mg·m-3)11.463.47SO2排放量/t103.9112.34NOx排放量/t121.1523.53煙塵排放量/t11.183.47脫硝投運率/%57.5699.36脫硝效率/%45.0885.98脫硫效率/%90.998.6

從表6可看出，改造后，設(shè)備的投運率和投運效率均大大提高，污染物的排放濃度和排放量明顯減小，其中SO2、NOx和煙塵平均每月排放量較改造前減少了88%、80%和69%。煙囪出口煙塵排放濃度小于5 mg/m3，SO2排放濃度小于35 mg/m3、NOx排放濃度小于50 mg/m3。

5　結(jié)束語

某電廠超低排放技術(shù)路線(低NOx燃燒器、高溫省煤器、SCR反應(yīng)器、低溫省煤器、ESP、WFGD、WESP、GGH)實施后，環(huán)保系統(tǒng)運行效果良好，煙氣污染物排放達(dá)到重點地區(qū)燃?xì)廨啓C(jī)組排放水平，實踐證明此技術(shù)路線是可行的。針對環(huán)保系統(tǒng)運行問題采取相應(yīng)的解決措施，對系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化，解決了NOx排放濃度動態(tài)超標(biāo)問題，使小時平均值和瞬時值均能滿足超低排放要求；解決了WESP

低負(fù)荷時水平衡失衡的問題；同時完成了對氨區(qū)和SCR反應(yīng)器供氨管路的冗余改造。通過完成各項技術(shù)改造，保證了環(huán)保系統(tǒng)長期穩(wěn)定運行。

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(編輯霍鵬)

Engineering Practice of Ultra-clean Emission Technology for 600 MW Unit and System Optimization

YANG Qunfa, ZHANG Guiping, HOU Jianxiong, CHEN Zehua, MAO Yisheng

(Guangdong Zhuhai Jinwan Power Co., Ltd., Zhuhai, Guangdong 519050, China)

In order to realize ultra-clean emission of flue gas pollutant in 600 MW coal-fired unit, comprehensive upgrading and reconstruction is finished on the basis of original environment protection equipments in one power plant, which includes economizer classification, additive layer for catalyst, expansion of wet flue gas desulphurization (WFGD) system, reduction of air leakage rate of gas-gas heater (GGH), newly addition of wet electrostatic precipitator (WESP), and so on. Aiming at existing problems in operation of the environment protection system after reconstruction, this paper carries out research and deep development to solve the problem of dynamic instantaneous over-standard of NOx emission mass concentration and make sure the instantaneous value of NOx emission mass concentration be less than 50 mg/m3 under various bad working conditions. It also solves the problem of WESP losing water balance at the time of low load and finishes redundancy modification for denitration and ammonia-feed loop. Practice proves feasibility of reconstruction technology for ultra-clean emission and measures for system optimization in the power plant.

ultra-clean emission; wet flue gas desulphurization(WFGD); flue gas denitration; wet electrostatic precipitator (WESP); engineering practice; system optimization

2016-03-17

2016-05-19

10.3969/j.issn.1007-290X.2016.08.001

X773

B

1007-290X(2016)08-0001-06

楊群發(fā)(1967)，男，廣東茂名人。教授級高級工程師，工學(xué)學(xué)士，從事電力生產(chǎn)管理與技術(shù)研究。

張桂平(1982)，男，貴州畢節(jié)人。工程師，工程碩士，從事火力發(fā)電廠環(huán)保設(shè)備檢修工作；

侯劍雄(1975)，男，廣東韶關(guān)人。高級工程師，工程碩士，從事電力生產(chǎn)技術(shù)與管理工作。