麦电网讯：摘要：研究广东省首台投产的600MW级湿式电除尘器在调试及运行中存在的问题。通过工程建设后期调试与投产后的运行调整，提出相应的技术改造及运行调整措施，使湿式电除尘器顺利投产，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度达到或低于燃气轮机组的现行排放限值，实现大气污染物“近零排放”。

为满足国家环保政策要求［1－2］，实现大气污染物排放达标，广东珠海金湾发电有限公司3号机组新增湿式电除尘器（以下简称“湿电除尘”）。2014年6月，国家能源局批复同意该机组为2014年煤电机组环保改造示范项目。

2014年12月，3号湿电除尘投产，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度达到或低于燃气轮机组的现行排放限值［3］，即：ρ（烟尘）≤5mg／m3、ρ（SO2）≤35mg／m3、ρ（NOX）≤50mg／m3。此为广东省首台投产的600MW火电机组湿电除尘。

目前在全国范围内投运的湿电除尘不多，调试及运行调整均没有成熟经验。对此进行研究，在实际工程中实施，找出其中存在的问题并提出相应的技术改造及运行调整措施，确保湿电除尘顺利投产。

1湿电除尘工艺概况

3号、4号机组600MW超临界锅炉为上海锅炉厂制造。新增湿电除尘采用日本日立技术，除尘器卧式布置、板式结构［4］。采用间歇式喷淋系统、特殊防腐设计，具有较高可靠性［5］。湿电除尘主要参数如表1所示。

表1湿电除尘主要参数

湿电除尘电场冲洗前部集尘板的水流到排水箱中，冲洗后部集尘板的水流到循环水箱中。排水箱中一部分水外排至除尘废水处理装置，处理后用作脱硫系统除雾器冲洗水，另外一部分水溢流到循环水箱中循环使用，再次用于冲洗集尘板。另用工艺水冲洗末端集尘板，通过控制补给水量和外排水量，保证整个水系统水量达到平衡。定期进行除尘器内部整体清洗和进口气流均布板清洗［6］。湿电除尘系统简图如图1所示。

2工程调试

2.1密封风系统

密封风机首次启动后，需对进入4个密封箱的分支管风量调节平衡，各分支风量偏差控制在±10％内，风机母管压力大于1.3kPa。绝缘子加热器首次投入时，应就地确认加热正常。调试过程中曾出现密封风压力偏低，原因是绝缘子罩漏风偏大，加石棉绳及密封胶封堵后正常；密封风电机电流超标，在出口母管加节流孔板。

2.2电场不通水空载升压

2.2.1以二次电流为目标

电场通电前应满足：密封风机及绝缘子加热器运行大于2h；已对阴极线及阳极板清理，确保干净无杂物；电场绝缘值大于100MΩ。初次升压以二次电流为控制目标，设定值从200mA开始，每次增加200mA，逐渐增至额定电流1600mA。试验数据如表2所示。

表2以二次电流为目标空载升压数据

2.2.2以二次电压为目标

由表2数据可知，二次电压最高只有41kV，远低于额定值56kV。为提高电场电压验证绝缘水平，将湿电除尘同一侧两台整流变输出端并联后供同一个电场。提高二次电压后，电场仍运行良好。试验数据如表3所示（以A1、B1电场为例）。

表3以二次电压为目标空载升压数据

2.2.3空载升压过程中的问题

初次升压时4个电场均升压受限。原因为湿电除尘内部防腐材料中具有导电性的碳玻璃纤维丝封边不牢，电场通电后部分纤维丝被电磁力吸引至电场造成短路。对封边加固粘牢后升压正常。

2.3本体及水系统冲洗

2.3.1冲洗前准备及人工冲洗

将电场灰斗回排水箱、灰斗回循环水箱、1～5号配管回排水箱共3根回水管割开，接临时管排地沟不回收。循环水自清洗过滤器走旁路。首先对进出口烟道及其喇叭口、湿电除尘本体四周用工艺水进行人工冲洗。为防止回水管堵塞及便于检查，灰斗疏水口放置滤网。冲洗合格标准为目测排放水清澈，滤网无杂物遗留。

2.3.2水膜配管冲洗

配管冲洗干净前，不得安装水膜喷嘴。循环水流量控制在35～40t／h。依次开启A、B侧1～5号配管冲洗水电动阀逐根冲洗。补水泵流量控制在50t／h，依次开启A、B侧6号、7号配管及阴极线冲洗水电动阀逐根冲洗。每根管冲洗时间5～10min，由检修人员在内部检查喷嘴支管是否畅通而定，同时目测排放水清澈、无杂物遗留。水膜配管冲洗如图2所示。

配管冲洗完成后对循环水箱、排水箱彻底放空，清理后重新注水。用循环水对自清洗过滤器冲洗6h。冲洗完毕可安装A、B、C类喷嘴。

2.3.3冲洗注意点

除水膜配管外，对本体四周及连接烟道的冲洗亦应引起重视，应确保干净，防止风烟系统启动后垃圾飘至电场造成短路或杂物进入水循环系统喷嘴堵塞。

2.4喷嘴调试

2.4.1水膜检查要点

通水对每只喷嘴的水膜状态进行检查并微调。检查要点：喷嘴喷出的水膜呈良好对称扇形面，无水花分离下滴，水喷到极板后无反溅。

各喷嘴喷射力均匀，流量大小基本一致。水膜扇面刚好覆盖阳极板长度范围。配管各焊接点无滴漏。同时将循环水及补水压力调至最高，对各焊接点查漏。喷嘴合格水膜效果如图3所示。

2.4.2最佳流量确定

通过观察水膜，1～5号配管均投入且A、B侧均运行时，最佳流量为70t／h；6号、7号配管均投入，单侧运行时，最佳流量为13.5t／h。将循环水量分别调到60t／h、80t／h进行水膜检查。

2.4.3调试问题

喷嘴与其连接支管因螺纹加工精度不一致导致无法紧固，改为焊接；分支管安装角度不准，对分支管热弯曲调整；分支管焊接不良漏水，补焊；部分喷嘴角度不良，调整角度。喷嘴的精准安装与流量调试非常重要，关系到湿电除尘能否正常带水升压、集尘效果以及阳极板工作寿命，是湿电除尘现场调试的重点，尤以喷嘴安装角度至关重要。

2.5通水升压

先对电场不带水空升压一次后停运，然后启动电场正常喷淋。第一次以二次电压为目标，逐步升至30kV，观察火花率为0。第二次以二次电流为目标，逐步升至1600mA，观察火花率为0。试验一次成功，测定伏安特性曲线正常［7］。通水升压数据如表4所示。

将循环水量分别调到60t／h、80t／h，6号、7号配管流量保持15t／h，电场运行良好，火花率为0。

2.6通风试验

投入干式电除尘2个电场、吸收塔2层喷淋运行。然后启动风烟系统，风量在30％～100％之间来回调节，30min后，保持100％风量1h。停运风烟系统，检查电场、清理杂物。检查完毕后湿电除尘通水升压。

正常后将三根回水管接回正常方式。重新启动风烟系统并将风量升至100％，如电场正常则通风试验完成。

2.7点火调试

锅炉首次点火时要严密监视湿电除尘运行情况。升温升压过程中燃料使用情况：轻油2.5t／h运行8.5h，煤油混烧28h，此过程中燃煤最高40t／h。整个过程湿电除尘运行正常，火花率为0。点火过程电场数据如表5所示。

2.8带负荷后电场跳闸

带负荷后半月内，分别出现B1和B2电场“偏励磁”跳闸，A2电场一次侧“输入过流”跳闸。经查B1、B2电场跳闸原因是整流柜控制面板故障，以及整流柜与励磁变不在同一接地网，存在电位差，更换控制面板及对接地点处理；A2电场跳闸原因是测量仪表误差。

3投产初期问题及解决措施

3.1系统水平衡问题

投产初期最大问题是湿电除尘废水不能被有效处理，严重影响环保系统运行。湿电除尘废水量为20t／h，设计排至脱硫系统。当机组负荷小于400MW时，吸收塔耗水量减少，不足以消耗湿电除尘废水。若两台机组均加装湿电除尘，水不平衡问题将更加突出。采取以下措施后问题得以解决。

对6号配管水源改造，调整为高负荷时用补水，低负荷且循环水固体悬浮物浓度小于1000mg／L时切至循环水供水，此措施可将废水量减至10t／h以下；湿电除尘排水由冲洗吸收塔2层除雾器更改为可冲洗全部4层；湿电除尘排水增加一路管道至灰渣水系统；当循环水固体悬浮物浓度小于1000mg／L时，循环水箱不补充工艺水；减少脱硫系统自身用水（吸收塔连续24h出废水、减少转动设备机封水等）。

3.2水箱溢流

水箱没有设计水位控制逻辑，排水泵启停时，排水箱和循环水箱极易缺水或溢水。采取如下控制方法，排水泵正常情况下跟踪6号、7号配管流量，使两者流量一致；循环水箱低至2.0m时，排水泵略减少输出，增大排水箱至循环水箱溢流量；循环水箱水位高至2.6m时，排水泵略增加输出，减少排水箱溢流量。如此水箱水位基本稳定。

3.3其他问题

除雾器冲洗系统问题：水泵无再循环管路，泵频繁启停；除雾器冲洗只能手动进行，需增加冲洗程序；母管应增加恒压阀以保护除雾器喷嘴。碱管堵塞。由于碱计量泵出口管径小，实践证明，当气温低于15℃时容易堵塞。解决方法为对碱管加保温及伴热，并在水箱上加装备用碱罐。运行一个月后排水泵出力不足，原因为泵进口管有积灰。缩短泵切换周期，每次启停泵均反冲洗。

4运行调整要点

4.1配管冲洗

7号配管冲洗：周期为30min，机组负荷360～480MW时，停4min，冲洗26min；机组负荷300～360MW时，停10min，冲洗20min；机组负荷小于300MW，停16min，冲洗14min。

如机组负荷长时间低致使吸收塔液位高时，改为手动：每班冲洗3次。1～5号配管冲洗：每24h一次，逐管冲洗，时间2min。阴极线冲洗：每2周一次，A、B侧分开冲洗，每侧冲洗10min。阴极线冲洗需停运电场。如果电流、电压、火花率无变化，清洗周期可延长。当二次电流降至300～400mA时，阴极线必须进行大流量冲洗。

4.2电场及密封

风电场通电前密封风应运行2h以上，但若时间紧迫，测定电场绝缘电阻100MΩ以上（用1000V摇表）后也可启动。密封风机在引风机、脱硫喷淋及湿电除尘喷淋停运前应保持运行。湿电除尘如短期停运（2～3天）建议保持连续运行。运行中若密封风机停运要尽快停运电场。

正常运行中如加热器故障，由于烟气温度高，绝缘子不会凝露，电场可继续通电。通常情况下锅炉MFT后电场仍可保持通电，但当锅炉未充分燃烧，可燃性挥发气体进入湿电除尘时，会有爆炸可能，故应禁止通电。电场通电时会产生臭氧，进入本体时应先自然通风，充分换气。

4.3极板水膜

如循环水喷淋停运，短期内（一周内）没有问题，但如长期持续，阳极板会由于烟气附着而被腐蚀、变薄，所以一旦水膜故障应尽早修复，并尽量避免此类情况。对于6号、7号配管水膜，若不进行频繁的低负荷运行，点火升温、升压时允许暂停水膜，但如频繁低负荷运行而又没有水膜，阳极板被腐蚀的可能性会变高。

高负荷时允许短时停运，但最长不能超过两天。图4为阳极板被腐蚀变薄图片。

4.4pH值及水处理

厂家推荐pH值为4～5，实际循环水pH值为4～5，排水pH值为5～6。若pH值短时超限，不必立即停电场，但应尽快调回正常值。pH测量计是敏感元件，传感部位可能被煤中的锰析出物附着而影响测量。故除在点火初期外，更换煤种时也应确认pH值测量正常。水箱搅拌器不能长期停运。随着运行时间加长，溶解物会析出堵住配管，此时应加强冲洗。自清洗过滤器必须保持连续运行。

5性能试验结果

投产后主要性能指标均达到设计要求，性能试验结果如表6所示。

6结语

通过对广东省首台600MW级湿电除尘现场调试和运行调整的研究，发现了存在的问题，提出了相应的技术改造和运行调整措施，使湿电除尘顺利投产。3号湿电除尘完成改造后，烟尘、PM2.5、重金属等污染物排放在原有基础上再下降70％，烟尘排放浓度达到燃气轮机组的排放标准（≤5mg／m3），促进燃煤发电机组实现绿色低碳发展，实现“近零排放”。

目前全国范围内投运的湿电除尘不多，湿电除尘的调试及运行仍需进行大量的探索实践。本研究成果可为同类型电厂湿电除尘改造提供技术借鉴。