（江苏淮阴发电有限责任公司 江苏淮安 223002）
摘要：本文围绕江苏淮阴发电有限公司#3机组（330MW）燃煤机组烟气超低排放改造，分析了采取的脱硫、脱硝和除尘技术的可行性和必要性，通过改造后的数据说明了改造效果，对于同类型机组的超低排放改造提供了参考。
关键词：超低排放；污染物；330MW；改造
0 引言
根据发改委“关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》的通知”（发改能源[2014]209#3）、《省政府办公厅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）的通知”（苏政办发[2014]96号）》，2020年东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度（基准含氧量6%）分别不超过10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，即超低排放浓度要求。淮阴电厂#3机组实施了超低排放改造.
1设备概况
淮阴电厂#3锅炉是根据美国ABB—CE燃烧工程公司技术设计制造的，配300MW汽轮发电机组的亚临界压力，自然循环单炉膛，带一次中间再热、平衡通风汽包锅炉；锅炉型号：HG-1036/17.5-YM36；锅炉采用全钢架悬吊结构、紧身封闭布置、固态排渣；采用中速磨正压冷一次风直吹式制粉系统。#3机组脱硝采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺，还原剂采用液氨。脱硫系统采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫技术。烟气除尘在改造采用双室双列5电场。
2改造目标
本改造工程对现有的除尘、脱硫、脱硝系统进行提效，采用高效协同治理技术，使机组烟气的主要污染物（烟尘、二氧化硫、氮氧化物）排放浓度达到燃气轮机组排放控制水平（烟尘5mg/Nm3，二氧化硫35mg/Nm3，氮氧化物50mg/Nm3），实现烟气超低排放。
3改造技术路线
3.1 脱硫改造技术路线
脱硫系统采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫技术，烟气脱硫系统设计参数为：入口烟气量为1270119 Nm3/h（标态，湿基，实际O2），入口SO2浓度为2800（按Sar=1%）mg/Nm3（标态，干基，O2：6%）；脱硫效率分别不低于95%，SO2排放浓度不大于35mg/Nm3（干基，6%氧），改造方案如下：
1、在最下层喷淋层下方设置一层托盘，托盘材质为S2205。
2、原2台罗茨氧化风机更换为2台单级高速单级离心风机，升级后风机参数为：Q=5900Nm3/h，P=130kPa，N=315kW。
3、增压风机扩容改造，压头由原来的3000Pa提升到4100Pa，电机2300kW提升到为3000kW。
4、除雾器进行相应改造，除雾器由1级管式+2级屋脊式更换为3级屋脊式。
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5、、更换A、B浆液循环泵，新增D浆液循环泵，原C浆液循环泵利旧
6、脱水楼真空皮带脱水机B及真空泵增容改造，脱水机出力由原来的5.7t/h提升到12t/h。
7、增加一层喷淋层。
3.2 除尘改造技术选择
3.2.1MGGH改造技术路线
MGGH系统布置简介如下：MGGH系统是一个闭式循环系统，主要由布置于除尘器前的热回收器和布置于脱硫后的再加热器，配套热媒辅助加热器、循环水泵、热媒体平衡罐、清灰装置、热媒体循环旁路以及其他辅助系统组成。热回收器和再加热器间的传热媒介为除盐水，除盐水从高位布置的热媒体平衡罐通过供水管路流经热回收器、再加热器直至整个MGGH系统充满水。在循环水泵的作用下，除盐水流经布置于电除尘器前的热回收器，吸收烟气放出的热量，然后将热量带至布置于脱硫后的再加热器中加热脱硫后的烟气，除盐水经再加热器冷却后回水到介质循环泵入口。
在设计工况下，热回收器将烟气温度从128℃降至90℃，吸收的热量满足将再加热器的烟气温度从49℃升至80℃。但在低负荷等工况时，热回收器回收的热量无法满足再加热器的使用要求时，需将经热回收器加热后的除盐水利用热媒体辅助加热器进一步加热后再进入再加热器以满足烟气温度80℃以上的要求，消降烟囱冒白烟。
3.2.1 湿式电除尘改造技术选择
湿式电除尘器和与干式电除尘器的收尘原理相同，都是靠高压电晕放电使得粉尘荷电，荷电后的粉尘在电场力的作用下到达集尘板/管。干式电收尘器主要处理含水很低的干气体，湿式电除尘器主要处理含水较高乃至饱和的湿气体。在对集尘板/管上捕集到的粉尘清除方式上WESP与DESP有较大区别，干式电除尘器一般采用机械振打或声波清灰等方式清除电极上的积灰，而湿式电除尘器则采用定期冲洗的方式，使粉尘随着冲刷液的流动而清除。湿式清灰可以避免已捕集粉尘的再飞扬，达到很高的除尘效率。因无振打装置，运行也较可靠。湿式电除尘器作为二级除尘设备，起到最终把关作用，同时也可以有效脱除解决 “石膏雨”现象的发生，这是其他除尘技术所不具备的优势。
由于脱硫系统后空间较紧凑，因此拆除了原GGH，将湿式除尘器布置在原GGH上面位置。按照立式上进下出布置方式，并采用导电玻璃钢材质，以减少冲洗水量。
3.3脱硝改造技术选择
脱硝装置原设计初装两层催化剂，设计脱硝效率75%，预留第三层催化剂安装空间。本次脱硝提效需增加催化剂体积，加装备用层，使脱硝效率提高至85%。通过脱硝系统提效的方式，使得SCR的出口NOx浓度降低到50mg/Nm3以下。原设计为波纹板式催化剂，单台机组催化剂量为280m3。经核算本次改造单台机组需增加143m3，将新增的催化剂布置在备用层内。并结合本次改造对氨喷射系统进行调整，做CFB计算机流场试验，根据试验的结果，对反应器烟气导流板、均格板进行改造。反应器催化剂支撑梁加固。改造后喷氨的运行优化调整试验。
4改造前后数据对比
#3机组超低排放改造工期为2017年9月-12月，改造完成后2017年12月17～18日委托江苏省环境监测中心进行了性能检测，数据为烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度（基准含氧量6%）分别不超过1.2mg/m3、22mg/m3、38mg/m3，，表明#3机组排放指标已满足超低排放要求。
5结论
以安全、环保、经济和可靠为原则，结合现有设备和现场条件，通过增加备用层催化剂、MGGH改造、增设湿式电除尘、拆除GGH等改造技术措施后，烟气污染物排放值能够达到燃气轮机组排放控制水平，并且消除冒白烟现象，实现真正的烟气超低排放。
作者简介：
唐超（1969—），男，江苏淮安人，，高级工程师高级技师，淮阴发电有限公司生产技术部主任，从事火电厂锅炉检修运行管理工作，电子邮件hydctc@163.com。
论文作者:唐超
论文发表刊物:《电力设备》2017年第35期
论文发表时间:2018/5/14
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