【技术】超低排放改造技术在某630MW燃煤火电机组的应用分析-第2页-北极星大气网

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3.3脱硫系统

此次超低排放改造，脱硫装置在锅炉BMCR工况条件下：原烟气设计SO2浓度3643mg/Nm3(标态，干基，6%氧)，净烟气中的SO2含量不超过28mg/Nm3(标态，干基，6%氧)，脱硫效率不小于99.2%。原烟气中固态颗粒物的含量为30mg/Nm3(标态，干基，6%氧)，净烟气中的固态颗粒物含量不超过4.5mg/Nm3(标态，干基，6%氧)。

脱硫系统的超低排放改造主要内容包括：

A、在吸收塔底层喷淋下部加装气液再平衡均流器;

B、保留原有的五台浆液循环泵，对下三层喷淋母管、支管、喷嘴更换。重新布置喷淋装置;采用小流量，高覆盖率(300%)的高效喷嘴。

C、在吸收塔下部三层喷淋适当位置设置1层烟气分布环板，防止烟气走旁路。

D、在吸收塔第一层至第二层(自下而上)喷淋层间加装筛板式托盘。第二层喷淋层上移0.6米。

E、吸收塔出口烟道由侧出改为顶出。

F、拆除吸收塔原除雾装置，把原除雾器改造为一层管式+三层屋脊式高效除尘除雾装置。

G、本次改造范围内的改造完成后系统总阻力增加不超过950Pa。

脱硫系统超低改造前后性能参数见下表：

4超低排放改造效果

4.1脱硝系统

脱硝系统超低改造后，电厂委托第三方机构对改造效果进行测试，试验结果如下表所示：

由于此次超低改造，相应的对锅炉低氮燃烧器也作出优化调整。因此，实际运行中，脱硝入口NOX浓度低于设计值。

由以上可知，在570MW工况下，脱硝装置A侧脱硝效率为89.1%;脱硝装置B侧脱硝效率为88.8%;脱硝装置A侧、B侧平均脱硝效率为89.0%。脱硝出口NOX浓度均值为38.7mg/m3，满足设计值要求(≤40mg/m3)。

另外，针对超低排放改造后脱硝出口与烟囱入口NOX浓度前后一致性问题，电厂进行了喷氨优化调整试验。在高、中、低负荷下，优化调整前后DCS脱硝出口NOX折算值与脱硫出口NOX折算值偏差对比见下表所示：

由以上可知，优化调整后低负荷下脱硝出口与脱硫出口NOX折算值倒挂现象有明显改善，倒挂偏差由-2.1mg/m3降低为1.05mg/m3;中、高负荷下脱硝出口与脱硫出口NOX折算值偏差也有所减小，倒挂现象变为小幅正挂，有利于脱硝系统运行控制。

4.2除尘系统

除尘系统改造后，电厂委托第三方机构对改造效果进行测试，在锅炉燃用试验煤种，电除尘器电场全投的情况下，试验结果如下表所示：

由以上可以看出，A、B侧电除尘器出口烟尘排放浓度分别为18.67mg/m3、17.74mg/m3，平均值为18.21mg/m3;达到设计值(<20mg/m3)要求。

电除尘器在电场全投时，A、B侧电除尘器除尘效率分别为99.93%、99.94%，电除尘器平均除尘效率为99.94%，达到设计值(≥99.85%)要求。

延伸阅读：

循环流化床锅炉氮氧化物超低排放技术探讨

原标题：超低排放改造技术在某630MW燃煤火电机组的应用分析

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