燃煤热电厂烟气超低排放改造工程实践

2 改造效果

2.1 脱硫效果分析

2.1.1 SO2排放浓度

脱硫后SO2排放浓度较为稳定(图2)，仅有21个时段超过35mg/m3的排放标准，占总时段的2.9%。而且SO2排放浓度控制得很低，30d内平均浓度仅为6.32mg/m3。如表1所示，SO2排放浓度<10mg/m3的时段占81.7%，甚至<5mg/m3的时段也占65.1%。

图2 SO2排放浓度 (720 h)

表1 SO2排放浓度达标占比

经分析计算，脱硫过程中钙硫比约为1.07，显示没有过多的脱硫剂加入。但脱硫过程中液气比>15，且没有根据入口烟气条件进行调节，导致SO2出口浓度很低。虽然从环保指标上看，低SO2排放浓度有助于SO2总量减排，但对脱硫系统运行的经济性和综合社会效益是不利的。所以须加强脱硫过程的自动控制，实现过程参数的优化，降低能耗物耗，达到高效和经济运行。

2.1.2 脱硫效率

本脱硫系统的设计效率为98.9%，如图3所示。可知：脱硫效率多数时段维持在99%以上。此时，企业的调控空间很小，这导致了最终的SO2排放浓度都控制在很低的水平。但有部分时段脱硫效率出现了异常的低值，经核查该时段进口SO2表计出现故障而无法获取准确的进口SO2浓度。

由于烟气初始条件波动大，把98.9%的脱硫效率作为控制指标的实际意义小，而应该把考察的重点放在如何稳定实现SO2的超低排放，并通过优化控制参数来实现经济运行。同时需要进一步加强SO2表计的维护和保养，以获取准确的排放数据。

图3 系统脱硫效率 (720h)

2.2 脱硝效果分析

2.2.1 NOx排放浓度

如图4和表2所示，NOx排放浓度较为稳定，98.2%的时段NOx排放浓度<50mg/m3。而NOx>100mg/m3的情况是氨水泵出现问题，氨水无法注入所致。总体来看，30%左右时段的NOx排放浓度>30mg/m3，NOx的平均浓度为24.6mg/m3，所以省煤器后面的烟道内加装1层SCR催化剂对于高效脱硝仍存在一定的不足，后续应再增加1层催化剂。

图4 NOx排放浓度 (720h)

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燃煤电厂脱硫技术及超低排放改造费效分析

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