王 冰，馬朝勤，楊 碩，鞏小杰，陳浩軍

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

近年來，我國經濟進入快速發(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，迫使煙氣凈化設備運行壓力增加，出現了一些新問題。

部分燃煤電廠在超低排放改造后出現電除塵器二次電流提升困難、反復波動等現象，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，給電廠安全經濟運行造成不利影響。

1 除塵器內部檢查

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機組配套建設除塵設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)出現電場區(qū)二次電流降低、擺動等現象。電廠利用停機檢修機會，對除塵器內部進行檢查，發(fā)現電場極線、極板均有嚴重積灰現象。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)脫硝系統的逃逸氨。脫硝系統逃逸氨濃度越高，飛灰中無機銨含量也越高。

根據DL/T 260-2012[3]對電除塵極線粘灰進行實驗室化驗分析，結果見表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DL/T 1151.22—2012[5]對灰樣815 ℃灼燒產物進行分析，結果見表2。由表2可見：灼燒產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 ℃灼燒產物主要成分

3 討 論

3.1 積灰的影響

結合現場檢查和實驗室分析結果，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，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

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

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物而導致煙道下游設備堵塞、腐蝕問題。

因此，需要根據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，然后根據脫硝出口斷面氮氧化物濃度分布情況，調整噴氨格柵各支管閥門開度，反復測量-調整-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，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

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

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，根據氮氧化物分布特點合理控制調整噴氨流量。

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)測數據的準確性進行定期比對監(jiān)測。

5 結 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，脫硝系統需要精細化運行方式?？刂撇划斎菀滓鸢碧右轁舛仍黾?，帶來后續(xù)煙氣凈化設備效率降低等問題，嚴重影響機組的正常穩(wěn)定運行。

(2)部分電廠出現電除塵器二次電流降低、波動等現象，嚴重影響除塵效率。經檢查分析，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。定期進行脫硝系統噴氨優(yōu)化調整，保證氨逃逸濃度在合格范圍內，優(yōu)化煙氣污染物監(jiān)控系統，盡量燃用低硫煤等。