320MW火力发电机组超低排放技改的成功实践

1.5 其它措施

(1) 取消旋转式GGH。旋转式GGH设计漏风率为0.5%，实际运行中由于GGH换热板堵塞及密封件磨损等原因，其漏风率能达到1.5%左右。取消旋转式GGH就彻底解决了原烟气泄漏到净烟气的问题，使烟气全部进入到脱硫系统进行处理，相当于提升了1.5%的脱硫效率，同时也多去除了脱硫原烟气中0.75%的烟尘 (按脱硫系统有50%的洗尘效率) 。

(2) 加装烟气加热器 (MGGH) 装置。在湿式电除尘器后端加装MGGH，与低温省煤器系统形成循环换热，97℃的热媒水流经MGGH后温度降到70℃，再回到低温省煤器进行热交换，通过低温省煤器将锅炉干式电除尘器入口的烟气热量传递给湿式电除尘器出口的低温烟气，这一过程能将烟气温度提升到75℃以上，以避免对烟囱产生腐蚀。

(3) 加装事故喷淋系统。在脱硫系统入口烟道加装了事故喷淋系统，具有将128℃烟气在2min内降到92℃的功能，以防止低温省煤器故障停运时高温烟气进入吸收塔损伤塔壁衬胶，环保改造路线图见图4。

4 环保改造路线图

2 运行效果分析

2号机组2015年7月15日完成烟尘一体化改造并入运行，烟尘、SO2、氮氧化物同期7-11月份排放绩效对比明显优化，表1为烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放绩效与上年对比。

2号机烟尘排放绩效同比下降0.052g/kWh，SO2排放绩效同比下降0.119g/kWh，氮氧化物排放绩效同比下降0.199g/kWh。改造后的烟尘排放小于5mg/Nm3，SO2排放小于25mg/Nm3，氮氧化物排放小于35mg/Nm3，均优于重点地区排放标准。

表1 烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放绩效与上年对比g/kWh

3 存在问题及进一步改善措施

3.1 实现自动调节湿式电除尘的电流

目前2号机组湿式电除尘的电流调整是按照烟囱入口的烟尘浓度进行手动调整的，如果能实现湿式电除尘电流根据烟尘自动调整，则控制烟尘会更经济，也能减轻人工调整强度。

3.2 对湿式电除尘排水进行优化

为保障脱硫吸收塔内部水平衡，将滤液池中的水引入以下4个系统进行利用或处理。增加2号湿除排水管至2号炉底渣池管路，将湿式电除尘器排水用作冲渣补充水;将湿式电除尘器排水引至脱硫废水处理系统进行处理;将湿式电除尘器排水引至工业废水处理系统进行处理;将滤液池的水引至脱硫催化剂容药池，用于溶解催化剂;采取以上措施能够彻底解决脱硫吸收塔内部水平衡问题。

4 结语

目前国内众多燃煤火力发电厂已经或正在进行多种污染物超低排放工程改造，进一步降低SO2、NOx和烟尘等污染物排放以达到环保要求。公司320MW火力发电机组的超低排放技改是在经过充分论证后实施的成功案例，可提供相关发电厂参考。

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