燃煤電廠超低排放改造后電除塵器效率降低的原因分析及控制對策

王 冰，馬朝勤，楊 碩，鞏小杰，陳浩軍

(1 潤電能源科學技術(shù)有限公司，河南 鄭州 450052；2 中國電建集團河南省電力勘測設(shè)計院有限公司，河南 鄭州 450007)

近年來，我國經(jīng)濟進入快速發(fā)展的階段，燃煤發(fā)電企業(yè)規(guī)模也在快速增長，同時環(huán)境問題日益突顯，作為化石燃料的消耗大戶，控制煙氣污染物的排放量就成為擺在電力行業(yè)面前的一個重要任務。因此，中國政府決定，在2020年前，對燃煤機組全面實施超低排放和節(jié)能改造，大幅降低發(fā)電煤耗和污染物排放量[1]。超低排放改造后的燃煤電廠，大氣污染物排放濃度基本符合燃氣機組排放限值，即煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度(基準含氧量6%)分別不超過10 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3，比《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)中規(guī)定的燃煤鍋爐重點地區(qū)特別排放限值分別下降67%、65%和50%。由于污染物排放限值降低，迫使煙氣凈化設(shè)備運行壓力增加，出現(xiàn)了一些新問題。

部分燃煤電廠在超低排放改造后出現(xiàn)電除塵器二次電流提升困難、反復波動等現(xiàn)象，影響除塵效率和煙塵排放濃度，電廠被迫采取降負荷運行方式來滿足煙塵達標排放，給電廠安全經(jīng)濟運行造成不利影響。

1 除塵器內(nèi)部檢查

某燃煤電廠(2×660 MW)分別于2015年2月、3月通過168h試運行，#1、#2機組配套建設(shè)除塵設(shè)備為二室二列二電場區(qū)+二濾袋區(qū)的電袋復合式除塵器)。2016年進行超低排放改造，將原有工頻電源改為高頻電源。

隨著脫硝、除塵裝置長期運行，#1、#2機組除塵器陸續(xù)出現(xiàn)電場區(qū)二次電流降低、擺動等現(xiàn)象。電廠利用停機檢修機會，對除塵器內(nèi)部進行檢查，發(fā)現(xiàn)電場極線、極板均有嚴重積灰現(xiàn)象。圖1為電場極線積灰照片。從圖1中看到陰極線、芒刺線均被積灰包裹覆蓋，積灰厚度約3 mm。這種積灰不同于浮灰，較為干硬，粘在極線上，不易被振打清除，需要用力才能將其清理掉。清理掉的灰樣如圖2所示。

圖1 極線積灰照片

圖2 極線積灰樣品

2 分析結(jié)果

2.1 灰中無機銨含量分析

飛灰中無機銨主要以NH4HSO4、(NH4)2SO4等銨鹽形式存在[2]，其主要來源于選擇性催化還原(SCR)脫硝系統(tǒng)的逃逸氨。脫硝系統(tǒng)逃逸氨濃度越高，飛灰中無機銨含量也越高。

根據(jù)DL/T 260-2012[3]對電除塵極線粘灰進行實驗室化驗分析，結(jié)果見表1。由表1得知：一電場A列、B列灰中無機銨含量達3.04、5.05 mg·g-1。通常規(guī)定燃煤機組脫硝出口氨逃逸濃度不大于2.28 mg/m3(標準狀態(tài)，干基，空氣過剩系數(shù)1.4)[4]，飛灰中無機銨含量不大于0.06 mg·g-1。

表1 灰中無機銨(NH4+)含量分析

2.2 灰成分分析

根據(jù)DL/T 1151.22—2012[5]對灰樣815 ℃灼燒產(chǎn)物進行分析，結(jié)果見表2。由表2可見：灼燒產(chǎn)物主要成分為二氧化硅(SiO2)、三氧化二鋁(Al2O3)、三氧化二鐵(Fe2O3)等煙氣顆粒物，并且(SiO2+ Al2O3)含量>80%。

表2 積灰815 ℃灼燒產(chǎn)物主要成分

3 討 論

3.1 積灰的影響

結(jié)合現(xiàn)場檢查和實驗室分析結(jié)果，極線積灰嚴重導致電暈線肥大，是引起二次電流降低或不規(guī)則擺動的主要原因。

3.2 積灰中硫酸氫氨的影響

飛灰中無機銨主要以硫酸氫銨、硫酸銨等銨鹽形式存在，硫酸銨熔點為280 ℃，在空氣預熱器運行溫度范圍內(nèi)為干燥固體粉末，易通過吹灰去除。而硫酸氫銨沉積溫度為150～ 200 ℃，熔點為147 ℃[6]，熔化后具有極強的黏性，易吸附煙氣中的飛灰。

此電廠未在空預器后設(shè)置低溫省煤器，除塵器進口煙溫在120～140 ℃范圍，煙氣中硫酸氫銨在此區(qū)域凝結(jié)，并呈粘稠狀，逐漸沉積在極線、極板上并吸附煙氣中飛灰，堆積板結(jié)在一起，普通的振打吹掃過程無法對其進行有效清除，累積形成極線嚴重積灰，影響電暈放電效果，造成二次電流不穩(wěn)定后果。硫酸氫銨的物理特性如表3所示[7]。

表3 硫酸氫銨物理特性

4 運行維護對策

針對以上分析結(jié)果，為了降低電除塵器極線、極板積灰的不良影響，關(guān)鍵是要在脫硝區(qū)域降低逃逸氨濃度、控制硫酸氫銨的生成。結(jié)合電廠實際情況，應從以下幾方面進行調(diào)整：

4.1 解決脫硝出口NOx濃度分布不均問題

通過試驗測試，脫硝出口斷面NOx濃度分布相對標準偏差46.4%，要求不超過20%，均勻性較差，易導致在NOx濃度相對較低區(qū)域發(fā)生氨逃逸超標問題。

4.2 合理控制噴氨量和噴氨分布

對于SCR脫硝系統(tǒng)而言，脫硝效率和氨逃逸濃度是非常重要的運行指標。噴氨不足會影響脫硝效率，導致氮氧化物排放濃度超標，噴氨過量又會造成逃逸氨濃度超標，形成增加硫酸氫銨等產(chǎn)物而導致煙道下游設(shè)備堵塞、腐蝕問題。

因此，需要根據(jù)煙道斷面氨氧化物分布和煙氣流速分布情況合理分布噴氨量。

4.3 定期進行噴氨優(yōu)化調(diào)整試驗

在機組正常運行過程中，定期開展人工噴氨優(yōu)化調(diào)整試驗[8]。在SCR反應器出口采用多點采樣方式測量NOx濃度，然后根據(jù)脫硝出口斷面氮氧化物濃度分布情況，調(diào)整噴氨格柵各支管閥門開度，反復測量-調(diào)整-測量，直至脫硝出口氮氧化物濃度分布的相對標準偏差低于20%。

調(diào)整完畢后，在脫硝出口煙道斷面取多個平均分布的采樣點進行取樣，分析煙氣中氨逃逸濃度，確保氨逃逸在合格范圍內(nèi)，減少因此帶來的硫酸氫銨堵塞沉積等問題。

4.4 優(yōu)化煙氣污染物監(jiān)控系統(tǒng)

SCR脫硝系統(tǒng)運行過程中，噴氨量的調(diào)整主要依據(jù)在線監(jiān)測儀表的氮氧化物濃度測量數(shù)據(jù)。因此，氮氧化物的測量準確性對控制脫硝系統(tǒng)運行效果及其重要。

在條件允許的情況下，煙氣取樣裝置應采取多點采樣、不同深度采樣方式，根據(jù)氮氧化物分布特點合理控制調(diào)整噴氨流量。

監(jiān)測儀表取樣裝置長期處于高溫、高塵環(huán)境，應定期對NOx、O2傳感器進行維護和保養(yǎng)，及時解決監(jiān)測儀表日常運行過程中存在的問題，并對監(jiān)測數(shù)據(jù)的準確性進行定期比對監(jiān)測。

5 結(jié) 論

(1)超低排放改造后，隨著燃煤電廠氮氧化物排放限值的降低，脫硝系統(tǒng)需要精細化運行方式?？刂撇划斎菀滓鸢碧右轁舛仍黾樱瑤砗罄m(xù)煙氣凈化設(shè)備效率降低等問題，嚴重影響機組的正常穩(wěn)定運行。

(2)部分電廠出現(xiàn)電除塵器二次電流降低、波動等現(xiàn)象，嚴重影響除塵效率。經(jīng)檢查分析，二次電流降低、擺動主要原因是極線嚴重積灰造成電暈線肥大。積灰主要成因是具有粘性的硫酸氫銨沉積在極線、極板上并吸附煙氣中飛灰導致。

(3)硫酸氫銨的形成主要受逃逸氨濃度、三氧化硫濃度、溫度等因素影響。當除塵器進口煙溫低于140 ℃時，硫酸氫銨粘性極強，在此區(qū)域富集后沉積在極線、極板上并吸附煙氣中飛灰。

(4)建議燃煤電廠制定合理的入爐煤摻燒管理制度，取用成分參數(shù)接近的煤種，提升脫硝進口氮氧化物濃度穩(wěn)定性。定期進行脫硝系統(tǒng)噴氨優(yōu)化調(diào)整，保證氨逃逸濃度在合格范圍內(nèi)，優(yōu)化煙氣污染物監(jiān)控系統(tǒng)，盡量燃用低硫煤等。