設備改造之前，NOx排放濃度為98.22mg/m3，經過改造之后，NOx排放濃度達到32.05mg/m3，脫硝效率得到了明顯的提高，從66.6%上升到89.3%;

設備改造之前，煙塵排放濃度為27.32mg/m3，經過改造之后，煙塵排放濃度達到4.23m/m3，除塵效率有所提高。

                                          圖3各污染物排放濃度及脫除率

按照年利用5 000 h計算，表1給出了各污染物的年減排量。如表1所示，原SO2、NOx、煙塵的減排量分別為107900t/年、4600t/年、2918t/年，經過煙氣凈化設備協同改造之后，SO2、NOx、煙塵的減排量又分別增加了3795t/年、1150t/年、689t/年。

                                                 表1煙氣年減排結果

3.2 通過改造解決的設備問題

某燃煤機組的設備改造不僅使污染物達到了環保指標的排放標準，而且還解決了設備長期運行存在的問題，并對整個系統進行了完善和優化，保證了各類凈化設備能夠長期穩定安全的運行。

(1)脫硫系統

由于煙氣入口處于煙氣和漿液干濕交界面上，容易發生入口煙道搭橋堵塞，造成脫硫塔入口煙氣壓力增大和脫硫塔內部煙氣流場分布不均勻，甚至引起除霧器堵塞，改造前脫硫塔入口煙道堵塞發展如圖4所示。改造后安裝有擋水板，可以有效地防止漿液進入煙道。脫硫塔運行時，上方擋水板形成的水簾可以有效地吸收SO2并且有利于氣流均勻分布，兩側擋水板可防止塔內空氣旋流將漿液帶入煙道。通過對脫硫塔入口的改造，既保證了入口煙道的強度，又達到了防止煙道搭墻堵塞，同時上部擋水板形成的水簾還能夠起到吸收SO2和均勻分布煙氣的目的。

                                         圖4改造前脫硫塔煙道堵塞發展

(2)脫硝系統

由于原系統設計缺陷，脫硝反應器煙道入口的排灰管受空間限制，坡度較緩無法正常排灰，長期運行容易造成積灰堵塞。在原積灰部位附近接入吹灰壓縮空氣，壓縮空氣取自于公用壓縮空氣系統，運行中定期對該部位進行吹掃，將煙道底部的積灰吹入脫硝反應入口，隨煙氣進入電除塵排出。

改造完成后，積灰現象明顯消除，較之于改造前催化劑層壓差增加不明顯，達到了預期目的。

3.3 經濟性分析

煙氣綜合凈化設備改造成本主要包括變動成本、固定成本、財務費用等，其中變動成本包括尿素、水電、石灰石、石膏、年均折算更換催化劑等;固定成本包括資產折舊、運行管理人員工資、設備檢修費等。在干濕煙囪方案中，各煙氣凈化系統的運行費用如表2所示。干煙囪方案是當不加裝濕法脫硫裝置時，煙氣出口溫度在120℃左右，煙氣中水蒸汽含量較低，煙氣對煙囪的腐蝕不嚴重;濕煙囪方案是當加裝濕法脫硫裝置，經過濕法脫硫及煙氣升溫之后，煙氣中水蒸汽含量要高，煙氣中生成的H2SO3和H2SO4會加重對煙囪的腐蝕。

通過對比分析看出，干煙囪方案和濕煙囪方案中，設備改造后整體系統單位成本增加值分別為10.23元/(MW˙h)和9.79元/(MW˙h)，濕煙囪方案的成本增加值略小于干煙囪方案。因此，在滿足我國大氣環境污染物排放標準的前提下，推薦選用濕煙囪方案作為煙氣凈化設備改造的首選方案。

                                   表2干濕煙囪方案的經濟性分析 元/(MW˙h)?

4結論

(1)根據某600 MW燃煤電廠煙氣凈化的設計方式和實際運行情況，對該燃煤電廠進行方案設計與經濟性分析，最終獲得優化方案。通過對煙氣超凈排放設備的改造及現場實測，各污染物排物均達到國家環保標準，說明改造方案是高效可行的;

(2)采用成熟的石灰石一石膏濕法脫硫技術，新建一級脫硫塔，與原脫硫塔組成串聯雙塔循環方式。采用高效的SCR脫硝裝置，盡量降低煙囪出口NOx排放濃度。通過重新進行流場模擬、優化調整，加裝備用層催化劑，通過合理分配各相關設備的除塵效率和煙塵控制，結合該燃煤電廠實際運行情況，推薦采用在濕法脫硫后增加濕式電除塵器的改造方案;

(3)煙氣超凈排放設備改造之后，煙氣脫硫效率從95.9%提高到99.1%，脫硝效率從66.7%上升到89.3%，除塵效率達到99.9%，煙氣各類污染物的年減排量均有明顯的提高;

(4)從煙氣超凈排放設備改造成本的分析看出，干煙囪方案和濕煙囪方案中設備改造后整體系統單位成本增加值分別為10.23元/(MW˙h)和9.79元/(MW˙h)，濕煙囪方案的成本增加值小于干煙囪方案。因此，推薦選用濕煙囪方案作為煙氣凈化設備改造的首選方案。