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。
3.1.2.2减少锅炉NOX的生成
由于煤在燃烧过程中，燃烧温度、过量空气系数、燃煤性质等都影响NOx的生成。因而通过燃烧调整试验，对SOFA风门、炉膛与二次风箱差压、燃烧器摆角函数进行优化，修正氧量系数，减少NOx的生成;在变负荷过程中需保证风量大于煤量，即升负荷时先加风后加煤，减负荷时先减煤后减风，此时会增加NOx的生成量，在确保燃烧稳定的情况下平衡加减负荷过程中风量和煤量的动态响应过程，减少NOx的波动。
3.1.3优化后效果
控制逻辑优化后，通过计算机采集3#机组逻辑优化前10d，以及逻辑优化后10d的NOx排放浓度平均值数据，采样时间间隔为1min，具体数据见表1。
从表1数据可看出，经过优化调整后，烟囱NOx排放超过50mg/Nm³的时间降至0，下降率达100%，完全实现了动态过程也能达到“超净排放”的高标准水平。SCR入口NOx平均浓度分别降低21.3%和28.6%，入口NOx浓度超过250mg/Nm³的时间得到有效控制，下降率达94.9%，极大缓解了NOx排放压力。喷氨量分别降低19.6%和8.7%，有效减少喷氨量。氨逃逸率虽有所上升，但小于3.0ppm的限值。
3.2提高供氨可靠性改造
为防止供氨设备故障停运而中断喷氨，在原有设备基础上进行冗余改造，以增加连续供氨的可靠性。
①原SCR氨气/空气混合器前的喷氨设备只有1套没有冗余，增加1套备用设备，该套设备包括供氨流量计、气动关断阀、气动调节阀等，2套设备互为备用。
②氨区气氨缓冲罐前供氨母管的稳压调节阀原只有1个，增设1个，与原调节阀并联，互为备用。
③氨区供SCR的气氨缓冲罐原只有1个，增设1个备用缓冲罐。
④氨区液氨储罐顶部引出的气氨母管上增加1个气动调节阀并能实现远方控制，当液氨蒸发槽发生故障时可远方开启该阀向SCR供氨。
3.3脱硫系统优化
3.3.1脱硫系统运行关键问题
脱硫效率的影响因素较多，包括浆液pH值、钙硫比、液气比以及石灰石和烟气参数等，如果运行参数控制不当，会增加系统的能耗、影响石膏的品质并且浪费石灰石，其中pH值的控制显得尤为重要。同时，浆液循环泵台数和功率增大后，能耗增加不少，其合理的运行方式对脱硫系统的节能意义重大。
在扩容改造前，JW电厂多次对GGH的漏风率进行测试，机组大小修后漏风率为1.0%，运行1个小修周期后漏风率往往增大到2.5%。扩容改造后，按照超净排放标准烟囱出口SO2浓度小于35mg/m³的要求计算，即使GGH漏风率能控制在修后1.0%并且不再恶化，吸收塔脱硫率也必须达到99.05%才能实现。这给吸收塔带来极大的运行压力并且增加过多的石灰石消耗。
3.3.2优化措施
3.3.2.1pH值控制
首先要对锅炉燃煤进行合理掺烧，避免平均硫份过高及波动过大。其次，合理的浆液pH值是提高脱硫率的有效控制措施之一，较高的pH值有利于SO2的吸收，较低的pH值利于石灰石溶解，当pH值在4～6时CaCO3的溶解率呈线性增加，pH值在4～5时HSO3-的氧化率最高。从实际运行经验得出，浆液pH控制在5.0～5.5之间较为合适，石膏浆液密度1075～1085Kg/m³较为合理，以确保系统反应化学势。
3.3.2.2浆液循环泵节能运行
脱硫系统运行时，根据机组负荷和FGD入口硫份的高低来调整浆液循环泵的运行台数和功率选择来实现节能。JW电厂改造后各台浆液循环泵管道标高不一，喷淋量不一致，功率各不相同。1#、2#泵功率630kW，3#、4#、5#泵功率分别为1000kW、1120kW、1250kW。当吸收塔喷淋量满足脱硫率及脱硫排放阈值时，优先选用总功率较小的组合泵运行。
3.3.2.3减少GGH漏风率
JW电厂GGH原密封系统只有径向密封(控制约80%的漏风量)，改造时增加轴向密封，风量是径向密封的1/3，约5.4m³/s，出风口布置在GGH转子从原烟气侧转向净烟气侧的底部扇形板，流动方向从下往上，和烟气流动方向一致，运行时密封风吹扫、置换GGH换热元件波纹板中的原烟气，然后转向净烟气侧，以降低换热元件的携带漏风，该技术能够控制GGH约10%的漏风量，改造后GGH漏风率在0.5%以下。
3.4湿式电除尘器水平衡问题的解决
3.4.1水平衡失衡原因分析
湿式静电除尘器投运后，废水产生量为20t/h，废水经过水处理系统加药絮凝、沉淀后，溢流水颗粒度低，用来冲洗吸收塔第1、2层除雾器，底流水颗粒度高，打入脱硫石膏浆液缓冲箱。当机组负荷<400MW时，脱硫系统的耗水量减少，不足以消耗湿式电除尘器的废水，导致整个脱硫、湿电系统水平衡失衡，这些废水不经处理不能外排，严重影响环保系统运行。
经分析原因为：湿式电除尘器只有C类配管中的1#～5#管是连续运行并使用循环水，而6#、7#管和A类、B类喷嘴虽然不是连续运行，但其使用的是外部工艺水，喷淋时湿电系统补充大量外来水，从而产生大量废水要外排;湿式电除尘水系统运行与负荷无关，废水产生量恒定为20t/h。
3.4.2解决措施及效果
(1)增加湿式电除尘器C类配管中6#管的水源，使其既可采用工艺水，也可采用自身循环水。修改运行方式：当脱硫耗水量正常时采用工艺水，当机组负荷<400MW，脱硫耗水量降低时采用循环水(前提是循环水固体悬浮物浓度<1000mg/L)，此措施将湿式电除尘器的废水量降至10t/h以下。
(2)将吸收塔除雾器冲洗水管道材质全部改为316L，在第1、2层和第3、4层之间增加一个联通阀，修改除雾器冲洗逻辑，实现4层除雾器的冲洗都可使用湿式电除尘器废水。
(3)从湿式电除尘器水处理系统增加1路管道去锅炉灰渣水处理系统，作为废水排放点，并在灰渣水系统中循环使用。
4、改造及系统优化后的运行效果
4.1脱硝系统
分别在260MW、300MW、450MW和600MW共4个工况下进行性能测试，测得脱硝效率88.0%至90.1%，NOx排放浓度34至38mg/m³，氨逃逸浓度1.38～2.10μL/L之间。600MW工况下，SO2SO3转化率0.61%，氨耗量179kg/h，SCR系统阻力657Pa，催化剂阻力265Pa，均达到设计值。
4.2脱硫系统
脱硫系统扩容改造后性能测试测得脱硫率98.8%，SO2排放浓度10至30mg/m³(标干，6%O2)，除雾器出口液滴含量24.14mg/m³(标干，6%O2)，烟尘浓度3.28mg/m³(标干，6%O2)，GGH漏风率0.37%，计算总脱硫率98.43%。
4.3湿式电除尘器
湿式电除尘性能试验结果见表2。
4.4综合排放结果
采集改造前(2014年1月至6月)和改造后(2015年1月至6月)烟囱出口SO2、NOx和粉尘3种污染物排放浓度平均值进行对比，数据见表3。
从表3中可看出，改造后，设备的投运率和投运效率均大大提高，污染物的排放浓度和排放量明显减小，其中SO2、NOx和烟尘平均每月排放量较改造前减少了88%、80%和69%。烟囱出口粉尘排放浓度<5mg/m³，SO2排放浓度<35mg/m³、NOx排放浓度<50mg/m³。
5、结语
JW电厂超低排放技术路线(低NOx燃烧器+高温省煤器+SCR+低温省煤器+ESP+WFGD+WESP+GGH)实施后环保系统运行效果良好，烟气污染物排放达到重点地区燃气轮机组排放水平，实践证明此技术路线是可行的。投入运行后针对环保系统运行问题采取相应的解决措施，对系统进行优化，解决了NOx排放浓度动态超标问题，使其不仅小时平均值，而且瞬时值亦能满足超低排放要求，NOx动态控制在在全国同类改造项目处于领先位置;通过技术改造解决了湿式电除尘器低负荷时水平衡失衡的问题;对氨区和SCR供氨管路进行冗余改造，保证了环保系统长期稳定运行。
