黃見勛，謝玉仙，王樂樂，蘇 勝，尹子駿，王中輝，雷嗣遠，向 軍

(1.廈門華夏國際電力發(fā)展有限公司，福建 廈門 361026；2.華中科技大學 煤燃燒國家重點實驗室，湖北 武漢 430074；3.西安熱工研究院有限公司蘇州分公司，江蘇 蘇州 215153)

0 引 言

近年來，我國燃煤電廠污染物控制排放取得顯著成效，并針對燃煤電廠污染物超低排放進行了大量研究與實踐。當前，燃煤發(fā)電系統(tǒng)中電除塵器，尤其是低低溫電除塵器已成治理顆粒物排放的主流技術之一。電除塵器原理主要是利用直流負高壓使煙氣等氣體電離、產生電暈放電，進而使粉塵荷電，并在強電場力作用下，將粉塵從氣體中分離出來。正常工作條件下，電除塵器顆粒去除效率高、工作溫度范圍廣、耐腐蝕能力強[1-4]。電除塵器的性能主要受煙氣成分、粉塵性質以及設備構造等因素影響。QI等[4]研究指出，煙氣中SO3濃度會影響飛灰比電阻，SO3濃度增加會導致飛灰比電阻降低，電除塵器除塵效率增大；此外，SO3會顯著降低飛灰表面張力，煙氣中水蒸氣易被吸附，導致飛灰內聚力增加，因此適當增加煙氣中SO3含量有助于增強灰粒的團聚，提高電除塵器除塵效率。然而，王建峰等[5]研究發(fā)現(xiàn)，電廠脫硝裝置氨逃逸濃度、煙氣中SO3濃度和除塵器入口煙溫波動會直接影響煙氣中飛灰性質。同時SO3會與逃逸NH3反應生成硫酸銨和硫酸氫銨[6-9]，硫酸氫銨等物質在特定煙溫條件下會導致飛灰黏度增強，加劇電除塵器的極線積灰、板結?？梢?，煙氣中水蒸氣含量、SO3濃度[10-12]、氨濃度以及飛灰性質[13-14]等綜合影響電除塵器運行特性。針對燃煤機組超低排放條件下電除塵器性能，有必要結合機組實際運行條件進行深入分析，以保證燃煤機組安全、高效、環(huán)保運行。

筆者以某電廠1臺300 MW機組為研究對象，該機組電除塵器內部發(fā)生了嚴重的極線裹灰現(xiàn)象，結合機組運行特點及煙氣特性，系統(tǒng)分析并揭示電除塵器極線裹灰形成的關鍵影響因素及其對電除塵器性能的影響，以期為燃煤機組電除塵器高效安全運行以及機組超低排放穩(wěn)定運行提供借鑒。

1 電除塵器裹灰現(xiàn)象及取樣分析方法

1.1 電除塵器結構及運行特性

本文對某300 MW電廠3號機組電除塵器極線裹灰現(xiàn)象進行研究，該3號機組經改造后采用鍋爐低氮燃燒和SCR催化劑層更換/再生進行脫硝提效，同時對3號機組電除塵器進行了除塵提效改造，改造后3號機組采用低低溫電除塵器和濕式電除塵器。具體改造情況如下：原電除塵器為雙室五電場電除塵器，設計的出口煙塵質量濃度<60 mg/m3，超低排放改造后電除塵器入口煙道上增加煙氣冷卻器，協(xié)同除塵的同時，節(jié)能效果明顯。不同負荷下，煙氣冷卻器出口煙溫基本在87～100 ℃，除塵器入口煙溫控制在(90±5) ℃；日常運行及停機期間，煙氣冷卻器未發(fā)現(xiàn)泄漏問題，停機檢修期間未發(fā)現(xiàn)煙氣冷卻器受熱面破損、泄漏和明顯積灰、腐蝕現(xiàn)象。3號機組布局如圖1所示。

圖1 3號機組布局示意Fig.1 Schematic diagram layout of unit 3

此外，3號機組超低排放改造期間同步實施低氮燃燒改造，改造后鍋爐出口NOx質量濃度控制在300 mg/m3以內，SCR出口NOx平均質量濃度控制在25 mg/m3以內。根據(jù)機組運行DCS參數(shù)統(tǒng)計，日常SCR出口NOx質量濃度在15～25 mg/m3，部分時段低至約10 mg/m3，存在過量噴氨風險。

1.2 電除塵器裹灰取樣方法

3號機組于2017年3月完成煙氣中NOx、煙塵和SO2等污染物超低排放改造。2017年11月，機組停機檢修期間發(fā)現(xiàn)電除塵器1、2電場極線裹灰嚴重，具體情況如圖2所示。電除塵器清灰前，1電場、2電場陰極芒刺線和陽極板均出現(xiàn)較明顯的積灰結垢現(xiàn)象，嚴重影響電除塵器性能及機組超低排放。

圖2 電除塵內清灰前極板極線Fig.2 Electrode line of electrode plate before cleaningthe dust inside the electric precipitator

為分析3號機組電除塵器極線裹灰形成原因及裹灰對電除塵器性能的影響，在機組檢修期間，采集3號機組省煤器灰斗、催化劑層頂部、空預器底部放灰孔、電除塵器陰極線、電除塵器各電場等位置的飛灰。為便于對比分析，在未發(fā)生裹灰的4號機組省煤器灰斗、空預器底部放灰孔、電除塵器第1、2電場相應位置也采集了飛灰樣品。近年來，3、4號鍋爐燃煤煤質接近。根據(jù)電廠入爐煤統(tǒng)計結果，目前電廠燃用煤種以印尼煤為主，占全年80%以上，其他還有神混、菲律賓煤、俄羅斯煤等少量配燒。3、4號機組電除塵器1、2電場灰樣如圖3所示。

圖3 電除塵器電場灰樣Fig.3 Ash sample of the electric precipitator

1.3 灰分分析方法

采用熱重分析儀(TGA)測量灰樣品的含水率和燒失量，TGA將馬弗爐和電子天平結合，馬弗爐可在室溫～1 000 ℃進行程序升溫和控溫，電子天平實時稱量。開啟儀器至稱量狀態(tài)，混勻樣品，稱量樣品質量。含水率測量時應調節(jié)氮氣流量升溫至105 ℃干燥至恒重，關閉氮氣；而燒失量則在空氣狀態(tài)下升溫至1 000 ℃并灼燒至恒重。

采用Dionex ICS-1500型離子色譜儀(美國戴安)測量灰樣品中可溶性離子含量，色譜條件：IonPac AG22陰離子保護柱(4 mm×50 mm) ，IonPac AS22分離柱( 4 mm×50 mm)。取一定量、粒度<0.2 μm灰樣，在900 ℃馬弗爐中灼燒2 h，將灰化產物完全轉移至1 000 mL容量瓶，用蒸餾水定容至1 000 mL，待測。

飛灰樣品灰成分分析采用9800XP型X射線熒光光譜儀(瑞士ARL公司)，取混合試劑(Li2B4O7(67%)+LiBO2(33%))和灰樣品(105 ℃烘干1 h)于瓷坩堝中混合均勻，轉入滴有4滴20%溴化鋰溶液的鉑-金坩堝內，使用自動熔樣機熔融制備玻璃樣片后，采用X射線熒光光譜儀測定樣片。

采用粉塵比電阻測定儀(瑞柯FT-353)測量飛灰樣品的比電阻為104～2×1013Ω·m。使用激光粒度測定儀(賽恩斯LS230)測量粒度為0.04～100 μm。

2 電除塵器極線裹灰關鍵影響因素分析

2.1 灰分燒失量影響分析

3、4號機組飛灰樣品含水率和燒失量結果如圖4所示。由圖4可知，3號機組自電除塵器2電場開始含水率和燒失量均逐漸上升，而至陰極線處陡然下降；4號機組灰樣含水率以及燒失量變化無明顯規(guī)律，可能與4號機組除塵器自2電場后取樣點不足有關。分析3號機組電除塵器的陰極線和電除塵器1、2電場灰樣，發(fā)現(xiàn)電除塵器極線灰樣含水率及燒失量相對較低，這可能與陰極線上本身裹灰塊狀結構的干灰特性有關；而電除塵器1、2電場自身積灰與煙氣冷卻過程中含水率較高有關。對比發(fā)現(xiàn)3號機組電除塵器1、2電場含水率較高，這可能是由于3號機組之前出現(xiàn)了水冷壁爆管現(xiàn)象，導致停機期間吸收了較多水蒸氣，黏附力增強，提高了顆粒團聚速率。可見電除塵器入口煙氣水蒸氣含量較高可能是導致3號機組電除塵器積灰嚴重的原因之一。

圖4 樣品含水率及樣品燒失量Fig.4 Water content and sample loss on ignition

2.2 灰分可溶性離子質量分數(shù)影響分析

表1 樣品可溶性離子質量分數(shù)

2.3 灰成分影響分析

為進一步驗證SO3及NH4HSO4等對飛灰黏性和極線裹灰的影響，對灰分樣品成分進行分析，灰樣中SO3含量如圖5所示。可知3號機組灰樣中SO3體積分數(shù)自省煤器灰斗、空預器至電除塵器1電場、2電場、4電場呈逐漸增大趨勢，這與脫硝催化劑促進煙氣中SO2轉化，造成煙氣中SO3體積分數(shù)上升有關。受空預器、煙冷器降溫影響，煙氣中部分SO3冷凝形成酸霧吸附到飛灰顆粒上，導致灰樣中SO3體積分數(shù)上升。3號機組電除塵灰樣中SO3體積分數(shù)整體高于4號機組，而SO3將與未反應的NH3及煙氣中水蒸氣反應生成硫酸銨和硫酸氫銨，進一步證明3號機組電除塵器積灰嚴重與硫酸氫銨含量較高密切相關。

圖5 樣品SO3含量Fig.5 SO3 content of samples

上述研究表明，電除塵積灰嚴重主要與電除塵器入口煙氣含水率以及硫酸氫銨含量有關，而生成硫酸氫銨的主要原因是SCR脫硝系統(tǒng)過量噴氨導致氨逃逸以及煙氣中SO3含量過高。研究表明[3]，SO3不僅易與NH3及水蒸氣反應生成硫酸氫銨，還會影響飛灰性質。煙氣中SO3體積分數(shù)增加，飛灰比電阻降低；此外，SO3體積分數(shù)增加會降低飛灰表面張力，煙氣中水蒸氣容易被吸附，飛灰內聚力增加，飛灰粒徑增大。飛灰粒徑及其比電阻直接影響電除塵器效率[4]，因此進一步探究了飛灰粒徑與比電阻變化規(guī)律，分析了其對電除塵器性能的影響。

2.4 灰樣粒徑分析

3、4號機組不同位置灰樣的粒徑分析結果見表2，可知3號機組電除塵器1電場、2電場灰樣平均粒徑、中位粒徑均大于4號機組。3、4號機組各位置飛灰樣品粒徑占比分布如圖6所示，可知3號機組1、2電場飛灰樣品粒徑大多數(shù)(90%)小于74 μm，而4號機組1電場飛灰粒徑大多數(shù)小于28 μm。飛灰粒徑增大與3號機組高SO3體積分數(shù)有關。3號機組省煤器灰樣最粗，且自省煤器至電除塵器2電場灰樣粒徑呈下降趨勢?；覙恿綔p小，導致電除塵器除塵效率降低。

表2 灰樣粒徑分布

圖6 樣品粒徑占比Fig.6 Proportion of particle size of gray samples

2.5 灰樣比電阻特性分析

電除塵器效率很大程度上取決于飛灰的電阻率。3、4號機組典型灰樣的比電阻分析見表3，可知比電阻隨溫度升高先增大后減小，在120 ℃出現(xiàn)最大值。3號機組省煤器灰斗飛灰比電阻高于電除塵飛灰，這可能是由于電除塵器飛灰樣品經過煙冷器降溫后，SO3形成酸霧與飛灰作用改變了飛灰性質。3號機組飛灰比電阻略小于4號機組，通常一定量硫酸氫銨會降低飛灰比電阻，增強電除塵器的飛灰捕捉能力[15]，但過量的硫酸氫銨會增加飛灰黏性引起電除塵器積灰，從而影響電除塵器荷電，導致除塵效率下降[16-17]。因此應綜合考慮硫酸氫銨對電除塵器的影響。

表3 飛灰比電阻

2.6 電除塵器極線裹灰形成過程

電除塵器極線裹灰的主要原因為：① 煙氣中含水率過高導致灰分易附著于電除塵器極線上，引起電除塵器極線裹灰；② 煙氣中硫酸氫銨含量增加的主要原因是SCR脫硝系統(tǒng)過量噴氨導致SCR脫硝系統(tǒng)下游煙氣中氨含量增加；同時，煙氣經過SCR脫硝后煙氣中一部分SO2被氧化為SO3，加之煙氣含水率較高，導致煙氣中生成硫酸氫銨，主要反應過程如下：

(1)

煙氣中硫酸氫銨增加會改變灰成分的物理化學性質，黏性增大，易引起電除塵器積灰。硫酸氫銨熱分解溫度為308～419 ℃[18-19]，3號機組超低排放采用低低溫電除塵器改造后，電除塵器工作溫度降低，硫酸氫銨一旦形成難以分解，加重電除塵器極線裹灰現(xiàn)象。

3 電除塵器極線裹灰抑制方法

低低溫電除塵極線上裹灰形成原因與除塵器入口煙氣濕度過大有關；同時，過高的SCR脫硝效率帶來的氨逃逸及煙氣中SO3反應生成硫酸氫銨，導致灰分粒徑、比電阻等性質發(fā)生改變，黏度增大，降低除塵效率，進一步引起電除塵器積灰、板結嚴重。在超低排放條件下，為防止低低溫電除塵器極線裹灰、板結現(xiàn)象發(fā)生，可考慮采用以下方法：

1)合理控制電除塵器入口煙氣含水率及煙氣溫度?？蛇m當提高電除塵器入口溫度，避免水蒸氣達到露點而凝結；同時優(yōu)化鍋爐運行方式，加強鍋爐運行管理，減少鍋爐受熱面、煙冷器等泄漏事故，節(jié)能減排的同時考慮環(huán)保系統(tǒng)的運行異常風險。

2)合理控制SCR脫硝系統(tǒng)噴氨量。SCR脫硝系統(tǒng)過量噴氨導致煙氣中氨逃逸量過高是硫酸氫銨生成的重要原因之一。因此，為防止硫酸氫銨生成，導致灰分性質發(fā)生改變，應嚴格控制SCR系統(tǒng)氨逃逸濃度，有條件的電廠可不定期監(jiān)測灰分中含氨基團濃度，防止氨逃逸超標帶來的問題。

3)有效控制煙氣中SO3生成濃度。SO3含量過高會與煙氣中水蒸氣及氨氣反應生成硫酸氫銨[16-18]，因此，不僅要控制SCR系統(tǒng)氨逃逸濃度，還應采用有效手段控制煙氣中SO3生成，如嚴格控制入爐煤硫分，盡量減少煙氣中一次燃燒生成SO3以及SCR脫硝系統(tǒng)后的SO3二次催化生成，進而降低硫酸氫銨生成風險。

4 結 論

2)低低溫電除塵器的工作溫度較低，煙氣中硫酸氫銨一旦形成難以分解；同時硫酸氫銨會改變灰分性質，降低飛灰粒度，硫酸氫銨附著影響電除塵器荷電，導致電除塵效率下降，加劇了電除塵器極線裹灰現(xiàn)象發(fā)生。

3)為減少電除塵器裹灰、板結現(xiàn)象，必須合理控制電除塵器入口煙氣溫度及含水率；同時應嚴格控制入爐煤硫含量、SCR脫硝系統(tǒng)氨逃逸以及煙氣中SO3生成濃度。