600MW机组超净排放技术工程实践及系统优化-北极星大气网

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1、超净排放改造技术路线

JW电厂3#、4#600MW超临界机组环保系统升级改造前，已使用低NOX燃烧器、双室四电场BE型干式电除尘器、石灰石-石膏湿法脱硫系统(含烟气旁路)，并于2012年新增了脱硝系统(SCR)。改造前烟气污染物的处理流程为：低NOx燃烧器+省煤器+SCR+ESP+WFGD+GGH。改造方案是在原有设备的基础上，充分考虑锅炉的燃烧情况和烟气参数，综合考虑烟气各种污染物的协同处理能力，改造内容包括省煤器分级，SCR催化剂加层，干式电除尘加固，引风机、增压风机合并，脱硫烟气旁路挡板取消，WFGD扩容、降低GGH漏风率和新增湿式电除尘等项目，改造后的工艺流程为：低NOx燃烧器+高温省煤器+SCR+低温省煤器+ESP+WFGD+WESP+GGH。

2、工程实践

2.1脱硝新增1层催化剂及省煤器分级

烟气脱硝(SCR)工艺催化剂层数按2+1模式布置，初装2层预留1层，设计入口NOx浓度350mg/m³，长期脱硝效率≥80%。为提高脱硝效率，在原第1层催化剂上增加1层B型催化剂，总共192.7m³，该方案设计脱硝系统入口NOx浓度350mg/m³，脱硝效率≥87%，出口NOx浓度<50mg/m³。

SCR催化剂的工作温度范围为310～420℃。JW电厂锅炉排烟温度偏低，当负荷小于450MW时，省煤器出口烟气温度已低于310℃，脱硝喷氨被迫退出运行。为解决此问题，对省煤器进行分级改造，切割省煤器下部换热管，换热面积减少5500㎡，利用SCR预留层增加2组分级省煤器，面积为6800㎡，该方案可保证250MW至600MW负荷时SCR入口烟气温度对应为310～400℃，实现250MW以上时能投入SCR喷氨运行，提高脱硝系统投运率。

2.2脱硫系统扩容

脱硫系统采用石灰石-石膏湿法工艺，1炉1塔，原设计在燃用设计煤种(含硫量为0.63%，FGD入口SO2浓度1354mg/m³)或校核煤种(含硫量0.80%，FGD入口SO2浓度1805mg/m³)时脱硫率为90%。参考电厂近年燃煤数据，增容改造按照含硫量1.0%(FGD入口SO2浓度2200mg/m³)，出口SO2浓度小于35mg/m³设计，脱硫率97.7%。

改造内容主要包括：吸收塔加高，浆池区增加9m，第3层喷淋层与除雾器之间抬高4.6m，浆池容积由1471m³增加到2942m³，浆液循环停留时间为3.84min。保留第1、2层6500m³/h喷淋层，第3层增加到11000m³/h，并新增2层11000m³/h的喷淋层，改造后总喷淋量达到46000m³/h，液气比L/G为22.12(l/m³)，并在原2层屋脊除雾器的基础上增加1层管式除雾器。同时取消烟气旁路，增加事故喷淋系统，附属的脱水、制浆等系统进行增容。

2.3新增湿式电除尘器

原干式电除尘器改造空间有限，JW电厂新增湿式电除尘器来降低烟囱出口粉尘。湿式电除尘器具有以下突出优点：有效去除SO3，将SCR催化过程中所产生的SO3大部分去除;出口粉尘浓度更低，可达10mg/Nm³以下，有效防止GGH堵塞的同时，更适应未来的环保政策;能部分去除汞等重金属，适应环保政策对重金属的处理要求。同时长远来看，其成本最低。

为实现烟气粉尘的超低排放及防止GGH堵塞，在吸收塔出口和GGH入口之间的净烟道增加1台双室1电场湿式电除尘器。采用卧式布置，阳极板高度10m，宽度4.19m，收尘面积9386㎡，极间距0.3m，每台电除尘截面积168m2，设计风速3.67m/s，极板水膜用水量133.1t/h，补水及外排水量40t/h，电除尘配置4台55kV/2000mA整流变压器，设计粉尘(含石膏)、PM2.5和雾滴去除率≥70%，SO3去除率≥20%，出口粉尘浓度≤10mg/Nm³,对重金属和气溶胶等有一定处理效果。

此外，JW电厂还对空预器受热面进行改造，对原干式静电除尘器进行加固，以及引风机和增压风机合并等多项改造。

3、系统优化

3.1NOX排放浓度动态超标问题的解决

3.1.1NOx动态超标原因分析

实际运行中锅炉产生的NOx变化幅度大、速度快，因此对NOx的控制是超净排放自动控制中难度最大的一个环节。脱硝喷氨控制基于固定出口NOx质量浓度，NOx的设定则依据入口NOx浓度按效率计算所得，脱硝效率的控制主要考虑催化剂的性能，尽量减少氨逃逸。整个控制回路为NOx控制回路和喷氨流量控制回路组成的带前馈的串级控制。这种控制方式的优点是可以做到按需脱除NOx，改善过程的动态特性，提高系统控制质量。

实际运行中烟囱出口NOx排放浓度小时平均值能控制在50mg/Nm³以内，但动态过程中经常存在瞬时值超过50mg/Nm³的“尖波”，达不到超净排放的要求，经分析，主要有以下原因：

(1)在机组较大幅度(100MW)增减负荷的过程中，由于燃烧工况的变化，会增加NOx的生成，入口NOx浓度的升高通常为稳定工况的2～3倍，在此过程中原有的控制回路不能提前预判NOx变化，使得喷氨滞后，导致出口NOx浓度瞬时值飙升。

(2)从喷氨到发生还原反应再到测量端显示有2min的延时，从SCR出口NOx到烟囱排放NOx有1min的延时。虽然控制回路中加入了以烟气流量乘以入口NOx含量进而计算出所需氨气量的理论值作为前馈控制，但由于从测量到反应至少有2min的延时，使得该前馈做不到预判，不能有效应对入口NOx大幅度的变化。

准，在10min内，CEMS分析仪表端做保持处理，在这10min内，这期间如果发生较大的NOx变化，则会导致烟囱出口NOx浓度超标，并且在CEMS测量恢复后，会导致比例、微分、积分(PID)调节的波动。

3.1.2解决措施

3.1.2.1喷氨控制逻辑改进

在NOx的脱除端，针对SCR脱硝喷氨控制系统的大滞后特性，对原有脱硝喷氨控制回路进行优化改进，改进后的喷氨控制逻辑如图1所示。

①通过对机组负荷、总风量、总给煤量、SCR入口NOx浓度变化等众多因素的分析做出趋势预测，提前喷入后续变化的氨气量。

②对SCR入口、出口NOx浓度、CEMS仪表状态等参数的比较、评估为趋势预测的判断做出有效的辅助判断。

③对根据CEMS仪表状态的判断，通过A、B侧浓度差值替代的方式，消除仪表校准过程中控制的不可判断性。

④保留原有的前馈-反馈串级控制，有效的进行偏差调节。

原标题：600MW机组超净排放技术工程实践及系统优化

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