燃煤电厂超低排放改造后电除尘器效率降低的原因分析及控制对策

王 冰，马朝勤，杨 硕，巩小杰，陈浩军

(1 润电能源科学技术有限公司，河南 郑州 450052；2 中国电建集团河南省电力勘测设计院有限公司，河南 郑州 450007)

近年来，我国经济进入快速发展的阶段，燃煤发电企业规模也在快速增长，同时环境问题日益突显，作为化石燃料的消耗大户，控制烟气污染物的排放量就成为摆在电力行业面前的一个重要任务。因此，中国政府决定，在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，大幅降低发电煤耗和污染物排放量[1]。超低排放改造后的燃煤电厂，大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值，即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度(基准含氧量6%)分别不超过10 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3，比《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中规定的燃煤锅炉重点地区特别排放限值分别下降67%、65%和50%。由于污染物排放限值降低，迫使烟气净化设备运行压力增加，出现了一些新问题。

部分燃煤电厂在超低排放改造后出现电除尘器二次电流提升困难、反复波动等现象，影响除尘效率和烟尘排放浓度，电厂被迫采取降负荷运行方式来满足烟尘达标排放，给电厂安全经济运行造成不利影响。

1 除尘器内部检查

某燃煤电厂(2×660 MW)分别于2015年2月、3月通过168h试运行，#1、#2机组配套建设除尘设备为二室二列二电场区+二滤袋区的电袋复合式除尘器)。2016年进行超低排放改造，将原有工频电源改为高频电源。

随着脱硝、除尘装置长期运行，#1、#2机组除尘器陆续出现电场区二次电流降低、摆动等现象。电厂利用停机检修机会，对除尘器内部进行检查，发现电场极线、极板均有严重积灰现象。图1为电场极线积灰照片。从图1中看到阴极线、芒刺线均被积灰包裹覆盖，积灰厚度约3 mm。这种积灰不同于浮灰，较为干硬，粘在极线上，不易被振打清除，需要用力才能将其清理掉。清理掉的灰样如图2所示。

图1 极线积灰照片

图2 极线积灰样品

2 分析结果

2.1 灰中无机铵含量分析

飞灰中无机铵主要以NH4HSO4、(NH4)2SO4等铵盐形式存在[2]，其主要来源于选择性催化还原(SCR)脱硝系统的逃逸氨。脱硝系统逃逸氨浓度越高，飞灰中无机铵含量也越高。

根据DL/T 260-2012[3]对电除尘极线粘灰进行实验室化验分析，结果见表1。由表1得知：一电场A列、B列灰中无机铵含量达3.04、5.05 mg·g-1。通常规定燃煤机组脱硝出口氨逃逸浓度不大于2.28 mg/m3(标准状态，干基，空气过剩系数1.4)[4]，飞灰中无机铵含量不大于0.06 mg·g-1。

表1 灰中无机铵(NH4+)含量分析

2.2 灰成分分析

根据DL/T 1151.22—2012[5]对灰样815 ℃灼烧产物进行分析，结果见表2。由表2可见：灼烧产物主要成分为二氧化硅(SiO2)、三氧化二铝(Al2O3)、三氧化二铁(Fe2O3)等烟气颗粒物，并且(SiO2+ Al2O3)含量>80%。

表2 积灰815 ℃灼烧产物主要成分

3 讨 论

3.1 积灰的影响

结合现场检查和实验室分析结果，极线积灰严重导致电晕线肥大，是引起二次电流降低或不规则摆动的主要原因。

3.2 积灰中硫酸氢氨的影响

飞灰中无机铵主要以硫酸氢铵、硫酸铵等铵盐形式存在，硫酸铵熔点为280 ℃，在空气预热器运行温度范围内为干燥固体粉末，易通过吹灰去除。而硫酸氢铵沉积温度为150～ 200 ℃，熔点为147 ℃[6]，熔化后具有极强的黏性，易吸附烟气中的飞灰。

此电厂未在空预器后设置低温省煤器，除尘器进口烟温在120～140 ℃范围，烟气中硫酸氢铵在此区域凝结，并呈粘稠状，逐渐沉积在极线、极板上并吸附烟气中飞灰，堆积板结在一起，普通的振打吹扫过程无法对其进行有效清除，累积形成极线严重积灰，影响电晕放电效果，造成二次电流不稳定后果。硫酸氢铵的物理特性如表3所示[7]。

表3 硫酸氢铵物理特性

4 运行维护对策

针对以上分析结果，为了降低电除尘器极线、极板积灰的不良影响，关键是要在脱硝区域降低逃逸氨浓度、控制硫酸氢铵的生成。结合电厂实际情况，应从以下几方面进行调整：

4.1 解决脱硝出口NOx浓度分布不均问题

通过试验测试，脱硝出口断面NOx浓度分布相对标准偏差46.4%，要求不超过20%，均匀性较差，易导致在NOx浓度相对较低区域发生氨逃逸超标问题。

4.2 合理控制喷氨量和喷氨分布

对于SCR脱硝系统而言，脱硝效率和氨逃逸浓度是非常重要的运行指标。喷氨不足会影响脱硝效率，导致氮氧化物排放浓度超标，喷氨过量又会造成逃逸氨浓度超标，形成增加硫酸氢铵等产物而导致烟道下游设备堵塞、腐蚀问题。

因此，需要根据烟道断面氨氧化物分布和烟气流速分布情况合理分布喷氨量。

4.3 定期进行喷氨优化调整试验

在机组正常运行过程中，定期开展人工喷氨优化调整试验[8]。在SCR反应器出口采用多点采样方式测量NOx浓度，然后根据脱硝出口断面氮氧化物浓度分布情况，调整喷氨格栅各支管阀门开度，反复测量-调整-测量，直至脱硝出口氮氧化物浓度分布的相对标准偏差低于20%。

调整完毕后，在脱硝出口烟道断面取多个平均分布的采样点进行取样，分析烟气中氨逃逸浓度，确保氨逃逸在合格范围内，减少因此带来的硫酸氢铵堵塞沉积等问题。

4.4 优化烟气污染物监控系统

SCR脱硝系统运行过程中，喷氨量的调整主要依据在线监测仪表的氮氧化物浓度测量数据。因此，氮氧化物的测量准确性对控制脱硝系统运行效果及其重要。

在条件允许的情况下，烟气取样装置应采取多点采样、不同深度采样方式，根据氮氧化物分布特点合理控制调整喷氨流量。

监测仪表取样装置长期处于高温、高尘环境，应定期对NOx、O2传感器进行维护和保养，及时解决监测仪表日常运行过程中存在的问题，并对监测数据的准确性进行定期比对监测。

5 结 论

(1)超低排放改造后，随着燃煤电厂氮氧化物排放限值的降低，脱硝系统需要精细化运行方式。控制不当容易引起氨逃逸浓度增加，带来后续烟气净化设备效率降低等问题，严重影响机组的正常稳定运行。

(2)部分电厂出现电除尘器二次电流降低、波动等现象，严重影响除尘效率。经检查分析，二次电流降低、摆动主要原因是极线严重积灰造成电晕线肥大。积灰主要成因是具有粘性的硫酸氢铵沉积在极线、极板上并吸附烟气中飞灰导致。

(3)硫酸氢铵的形成主要受逃逸氨浓度、三氧化硫浓度、温度等因素影响。当除尘器进口烟温低于140 ℃时，硫酸氢铵粘性极强，在此区域富集后沉积在极线、极板上并吸附烟气中飞灰。

(4)建议燃煤电厂制定合理的入炉煤掺烧管理制度，取用成分参数接近的煤种，提升脱硝进口氮氧化物浓度稳定性。定期进行脱硝系统喷氨优化调整，保证氨逃逸浓度在合格范围内，优化烟气污染物监控系统，尽量燃用低硫煤等。