专业 | 某燃煤电厂烟气协同净化技术集成和运行效果分析-第2页-北极星火力发电网

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设备改造之前，NOx排放浓度为98.22mg/m3，经过改造之后，NOx排放浓度达到32.05mg/m3，脱硝效率得到了明显的提高，从66.6%上升到89.3%；

设备改造之前，烟尘排放浓度为27.32mg/m3，经过改造之后，烟尘排放浓度达到4.23m/m3，除尘效率有所提高。

图3各污染物排放浓度及脱除率

按照年利用5 000 h计算，表1给出了各污染物的年减排量。如表1所示，原SO2、NOx、烟尘的减排量分别为107900t/年、4600t/年、2918t/年，经过烟气净化设备协同改造之后，SO2、NOx、烟尘的减排量又分别增加了3795t/年、1150t/年、689t/年。

表1烟气年减排结果

3.2 通过改造解决的设备问题

某燃煤机组的设备改造不仅使污染物达到了环保指标的排放标准，而且还解决了设备长期运行存在的问题，并对整个系统进行了完善和优化，保证了各类净化设备能够长期稳定安全的运行。

（1）脱硫系统

由于烟气入口处于烟气和浆液干湿交界面上，容易发生入口烟道搭桥堵塞，造成脱硫塔入口烟气压力增大和脱硫塔内部烟气流场分布不均匀，甚至引起除雾器堵塞，改造前脱硫塔入口烟道堵塞发展如图4所示。改造后安装有挡水板，可以有效地防止浆液进入烟道。脱硫塔运行时，上方挡水板形成的水帘可以有效地吸收SO2并且有利于气流均匀分布，两侧挡水板可防止塔内空气旋流将浆液带入烟道。通过对脱硫塔入口的改造，既保证了入口烟道的强度，又达到了防止烟道搭墙堵塞，同时上部挡水板形成的水帘还能够起到吸收SO2和均匀分布烟气的目的。

图4改造前脱硫塔烟道堵塞发展

（2）脱硝系统

由于原系统设计缺陷，脱硝反应器烟道入口的排灰管受空间限制，坡度较缓无法正常排灰，长期运行容易造成积灰堵塞。在原积灰部位附近接入吹灰压缩空气，压缩空气取自于公用压缩空气系统，运行中定期对该部位进行吹扫，将烟道底部的积灰吹入脱硝反应入口，随烟气进入电除尘排出。

改造完成后，积灰现象明显消除，较之于改造前催化剂层压差增加不明显，达到了预期目的。

3.3 经济性分析

烟气综合净化设备改造成本主要包括变动成本、固定成本、财务费用等，其中变动成本包括尿素、水电、石灰石、石膏、年均折算更换催化剂等；固定成本包括资产折旧、运行管理人员工资、设备检修费等。在干湿烟囱方案中，各烟气净化系统的运行费用如表2所示。干烟囱方案是当不加装湿法脱硫装置时，烟气出口温度在120℃左右，烟气中水蒸汽含量较低，烟气对烟囱的腐蚀不严重；湿烟囱方案是当加装湿法脱硫装置，经过湿法脱硫及烟气升温之后，烟气中水蒸汽含量要高，烟气中生成的H2SO3和H2SO4会加重对烟囱的腐蚀。

通过对比分析看出，干烟囱方案和湿烟囱方案中，设备改造后整体系统单位成本增加值分别为10.23元/(MW˙h)和9.79元/(MW˙h)，湿烟囱方案的成本增加值略小于干烟囱方案。因此，在满足我国大气环境污染物排放标准的前提下，推荐选用湿烟囱方案作为烟气净化设备改造的首选方案。

表2干湿烟囱方案的经济性分析元/(MW˙h)

4结论

（1）根据某600 MW燃煤电厂烟气净化的设计方式和实际运行情况，对该燃煤电厂进行方案设计与经济性分析，最终获得优化方案。通过对烟气超净排放设备的改造及现场实测，各污染物排物均达到国家环保标准，说明改造方案是高效可行的;

（2）采用成熟的石灰石一石膏湿法脱硫技术，新建一级脱硫塔，与原脱硫塔组成串联双塔循环方式。采用高效的SCR脱硝装置，尽量降低烟囱出口NOx排放浓度。通过重新进行流场模拟、优化调整，加装备用层催化剂，通过合理分配各相关设备的除尘效率和烟尘控制，结合该燃煤电厂实际运行情况，推荐采用在湿法脱硫后增加湿式电除尘器的改造方案;

（3）烟气超净排放设备改造之后，烟气脱硫效率从95.9%提高到99.1%，脱硝效率从66.7%上升到89.3%，除尘效率达到99.9%，烟气各类污染物的年减排量均有明显的提高;

（4）从烟气超净排放设备改造成本的分析看出，干烟囱方案和湿烟囱方案中设备改造后整体系统单位成本增加值分别为10.23元/(MW˙h)和9.79元/(MW˙h)，湿烟囱方案的成本增加值小于干烟囱方案。因此，推荐选用湿烟囱方案作为烟气净化设备改造的首选方案。

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