麦电网讯：为了实现1000MW燃煤机组超低排放改造后粉尘达标排放，针对机组投运后出现的粉尘周期性波动、整流变频繁跳闸等问题，找出问题原因。从脱硫系统、低低温省煤器、煤质等3个方面对粉尘的影响进行定性分析，找出了之间的相关性，提出控制策略与改造建议。通过调整整流变运行二次电流，降低了除尘器电耗，节能减排效果显著，有效提高了设备的可靠性。

环保压力日益加大，河南省政府发布了《河南省燃煤机组超低排放改造专项行动方案》，在强制燃煤机组超净排放的同时，实行每度电加价一分钱，与奖励基础电量发电利用小时200h的激励政策。在压力与利益的驱动下，燃煤电厂陆续进行了超净排放改造。改造后，粉尘成了制约达标排放的一大难题。

某公司采用烟气协同治理技术路线，执行超低排放标准，即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于5、35、50mg/m3，对粉尘排放提出了更高的要求。因此，解决制约粉尘达标排放的难题、提出控制策略与改造十分必要。

1 超低排放改造措施

该公司三期2台1000MW机组，分别为5号机组、6号机组(以5号机组为参考)，地处豫北地区，采用华能国际股份有限公司燃煤电厂烟气协同治理技术路线：烟气脱硝装置(SCR)+烟气冷却器(FGC)+低低温电除尘器(ESP)+高效除尘的石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置(FGD)+烟囱。

脱销系统采用增加备用层方案：脱硫系统顶升脱硫塔，增加1台浆液循环泵，同时将原5A浆液循环泵对应喷淋层由最底层升至第四层，脱硫塔浆液循环泵依次为5A-5B-5C-5D-5E，对5A浆液循环泵进行改造;吸收塔喷淋层喷嘴改造为单向双喷嘴或双向喷嘴，塔内增加托盘，原吸收塔2层除雾器改造为3层高效除雾器，增加烟道除雾器;除尘系统一到四电场共布置24台整流变，通过在电除尘入口增加低低温省煤器(也称烟气冷却器) 降低电除尘器入口烟温，设计由原入口烟温140℃降至90℃，有效降低粉尘比电阻，将一、四电场12台整流变更换为进口ALSTOM高频电源，可以有效捕集粉尘。

改造简图如图1所示。5号、6号机组分别于2016年3月13日、6月27日完成了超低排放改造。

图1 改造路线简图

该公司1000MW机组在超低排放改造完成后的运行过程中，遇到了不少制约达标排放的问题，尤其是粉尘，可调节手段有限，容易发生超标问题。

2 改造后存在问题与解决办法

2.1 烟囱入口粉尘瞬时值周期性大幅波动

在5号机组超低排放改造完成后，并网运行初期，除尘器后、烟囱入口粉尘瞬时值周期性(1次∕h)大幅波动，很容易造成粉尘排放小时均值超标。

查询历史曲线发现，电除尘后与烟囱入口粉尘瞬时值同步波动，对CMES采样分析装置进行检查，并对除电除尘振打进行记录抄表，均未发现异常。

后在查询电除尘变高压侧电流时发现，该电流周期性每小时下降一次，结合ALSTOM高频电源说明书发现一电场6台整流变设计每小时降功率一次，经对比，一电场6台整流变同步降功率与粉尘瞬时值波动周期完全吻合，在修改一电场6台整流变降功率程序后(每小时6台整流变同步降功率改为每隔10分钟1台整流变降功率)粉尘瞬时值周期性波动幅值大幅降低，对粉尘排放小时均值几乎没有影响。

在修改一电场整流变降功率程序后，发现5A11与5B11整流变降功率后，粉尘瞬时值波动幅值要明显高于其它一电场整流变，因5A11与5B11整流变处于烟气通道的两侧，怀疑为烟气流场的分布原因引起，详细原因有待进一步研究。

2.2 整流变因冷却液温度高跳闸

河南地区随着春季的到来，空气中飘絮较多，环境温度逐步升高，该公司百万机组先后发生多台次一、四电场整流变因冷却液温度高而跳闸;在冬季环境温度较低时，也多次发生一、四电场整流变异常跳闸，给粉尘达标排放造成了很大的压力。

查阅ALSTOM高频电源说明书，发现一、四电场整流变通风冷却系统设计有两层滤网，春季空气中柳絮较多，滤网极容易堵塞，而环境温度较高，造成整流变频繁因冷却液温度高跳闸。ALSTOM高频电源装置设计有冷却液高于环境温度25℃整流变自动跳闸的保护，冬季环境温度低，如滤网堵塞，即使冷却液温度未达到保护值65℃，也会因为整流变冷却液高于环境温度25℃保护动作。

经过清理一、四电场整流变本体冷却风滤网后，在之后很长时间内，一、四电场整流变未再次发生因冷却液温度高跳闸异常。针对季节特点，制定了定期清理整流变本体进风滤网的措施，确保了设备安全可靠运行、粉尘达标排放。

2.3 烟囱入口粉尘瞬时值再次周期性大幅波动

为了实现减排并节能，尝试降低整流变运行二次电流。在降低二次电流后，再次发生了除尘器出口、烟囱入口粉尘大幅周期性波动的问题。

一、四电场采用进口阿尔斯通高频电源整流变，额定二次电流1700mA，二、三电场采用国产南环高频电源整流变，二电场整流变额定二次电流1600mA，三电场整流变额定二次电流1800mA。

5号机组超净验收阶段，一电场整流变运行二次电流1300mA，二、三、四电场运行二次电流1200mA，除尘器电耗较高。

为了降低电除尘电耗，并测试整流变出力改变对粉尘的影响程度，2016年4月22日至5月3日，尝试逐步降低各电场整流变二次电流运行，最终一电场二次电流由1300mA降至800mA，二、三、四电场二次电流由1200mA降至700mA，5A、5B电除尘变高压侧电流由95A、103A分别降至51A、55A，电除尘器电耗大幅降低，节能效果明显，但也引发了关联问题，再次出现了粉尘瞬时值周期性波动现象。

通过对比DCS历史趋势发现，除尘器后、烟囱入口粉尘波动的时间段完全与四电场振打起始时间吻合。分析产生该现象的原因为：一、二、三电场振打投入频率较高，极板积灰较少，且后面电场可以捕捉振打投入产生的二次扬尘，故对粉尘影响要小得多;降低一、二、三电场二次电流降低后，电场力减弱，四电场负载增加，极板上集灰增多，故四电场振打投入对粉尘影响较大。

为了将四电场电流变振打投入对粉尘排放的影响降低到最小，在降低一到四电场整流变二次电流运行的同时，对四电场阴极振打周期进行调整，保证每小时只有1台次四电场整流变阴极振打投入，避免同步振打，最终实现在粉尘达标排放的同时将除尘器电耗由0.21%降至0.15%，节能效果显著。

因每次机组负荷或者煤质变化，需要人工手动改变各台整流变二次电流，人工操作量大，且人为调整滞后性强，不能充分挖掘除尘设备的节能潜力，建议引入除尘器整流变二次电流自动控制系统。

设计思路如下：根据烟囱入口粉尘浓度大小自动调节各台整流变二次电流，优先降低二、三电场整流变二次电流，后降低一、四电场二次电流，并引入机组负荷前馈与除尘器后粉尘负反馈;设置调节量上下限且人为可以修改，避免超过高频电源额定出力并适应季节要求;增加闭锁条件，在极板振打投入引起粉尘波动时，闭锁调节整流变二次电流，防止整流变二次电流大幅波动。

3 脱硫系统对粉尘的影响

该公司采用烟气协同治理技术，脱硫系统在脱除硫氧化合物的同时，也承担了脱除粉尘的重要职能。百万机组脱硫系统经过增容改造后，在设计工况下，当FGD入口烟尘浓度≯30mg/m3，确保烟尘入口烟尘浓度<5mg/m3，定性分析脱硫系统对粉尘的影响十分必要。

3.1 除雾器对粉尘的影响

当含有雾沫的气体以一定速度流经除雾器时，由于气体的惯性撞击作用，雾沫与波形板相碰撞而被聚的液滴大到其自身产生的重力超过气体的上升力与液体表面张力的合力时，液滴就从波形板表面上被分离下来。提高除雾效率，可以减少除雾器出口雾滴携带量，降低粉尘排放。随着脱硫塔运行时间的推移，除雾器叶片上会产生硬结垢，形成堵塞，导致除雾器效率下降甚至失效。

2016年4月26日，5号机组脱硫系统石膏排出泵出口母管弯头处漏浆，在更换石膏排出泵出口母管弯头过程中，脱硫塔不能进行倒浆与脱水工作。为了保证脱硫效率，还需间断供新鲜浆液，导致吸收塔液位持续上涨。

为了避免吸收塔溢流，不得不减少吸收塔与烟道除雾器冲洗次数，且吸收塔液位13.5m以上逻辑闭锁吸收塔除雾器冲洗，使脱硫塔及烟道除雾器长时间得不到冲洗，烟尘入口粉尘浓度持续运行在高位。

尤其在低负荷工况下，烟尘入口烟气含氧量较高，折算后粉尘浓度更高，不得不降低锅炉氧量运行，导致再热器蒸汽温度低于额定值较多。在石膏排出泵出口母管弯头更换结束后，投入脱硫塔及烟道除雾器冲洗，烟囱入口粉尘浓度明显下降。

针对除雾器对粉尘影响明显的特点，制定了定期冲洗脱硫塔及烟道除雾器的措施，在长期冲洗除雾器过程中，发现投入脱硫塔除雾器冲洗时，对粉尘的影响从下层往上层(共5层)渐趋明显;烟道除雾器冲洗投入后，能短时大幅降低粉尘浓度值，见效快。

在每小时粉尘排放值临近超标的边缘时，采用紧急投入烟道除雾器冲洗手段，可以控制该每小时烟尘达标排放。

因此，在脱硫系统水平衡的条件下，应增加除雾器冲洗频次，保证除雾器清洁度，可以有效降低粉尘排放。

随着时间推移，除雾器冲洗系统可能因部分堵塞失效、故障等原因无法投运，造成除雾器差压逐步上涨，使除雾效率下降，导致粉尘排放不可控。因此，必须要加强除雾器冲洗水系统的维护，确保冲洗水系统能可靠投运。

3.2 浆液品质对粉尘的影响

该公司5号机组2016年3月15日超低排放改造完成后并网，随着运行时间的推移，在除尘器后粉尘浓度没有变化的情况下，烟囱入口粉尘浓度呈现缓慢上涨的特点，由最初的1.0mg/m3至4.0mg/m3左右。

随着脱硫塔长周期运行，尤其是在全厂废水零排放改造的情况下，脱硫塔接受大量的高含盐废水，使浆液密度与含固量增加，浆液雾滴携包裹粉尘量增多，在除雾器工作效率一定的情况下，粉尘排放量随之上涨。单纯通过加强脱水来降低浆液密度与含盐量的工作压力巨大。

因此，在脱硫塔运行一段时间后，有必要制定计划将脱硫塔浆液置换成新鲜浆液。现阶段发电机组利用小时数下降，电厂长期有机组停备，也为脱硫塔浆液置换提供了操作空间。

3.3 预洗涤系统对粉尘的影响

该公司百万机组脱硫入口烟道设计有预洗涤系统，主要作用是：

a.在锅炉启动阶段，预洗涤原烟气中的烟尘与油污;

b.事故情况下，降低吸收塔入口烟气温度、粉尘浓度与油污;

c.电除尘故障情况下，预洗涤烟气中的粉尘，以防止过量烟尘进入吸收塔。

但由于该系统长期未投入使用，将其改造成其他用途。建议恢复该系统，使该系统可以正常投入使用。正在改造或计划改造的企业可以在脱硫入口烟道增设预洗涤系统，可以有效降低粉尘排放，尤其是在电除尘整流变部分故障的情况下，可以避免粉尘超标排放，保护企业环保形象。

3.4 脱硫吸收塔浆液循环泵运行方式对粉尘的影响

2016年4月28日，5号机组负荷850MW，5A/5B/5C/5D/5E浆液循环泵运行，原烟气折算后SO2质量浓度为2000mg/m3，净烟气折算后SO2质量浓度为25mg/m3，并稳定不变，烟囱入口粉尘持续处在超标边缘。

判断是由于分析仪装置死机造成，在重启装置后，净烟气折算后SO2质量浓度从25mg/m3降至8mg/m3，具备停运1台或2台浆液循环泵条件。在停运5B、5E吸收塔循环泵后，烟囱入口粉尘质量浓度由4.8mg/m3降至3.6mg/m3，并且稳定。之后，进行了如下试验：

试验条件：机组低负荷运行，保证烟囱入口SO2质量浓度不超标。

工况如下：

1) B、C、D———3台浆液循环泵运行;

2) B、C、D、A———4台浆液循环泵运行;

3) B、C、D、A、E———5台浆液循环泵运行;

试验结果表明，在相同工况下，5台浆液循环泵运行时烟囱入口粉尘瞬时值﹥4台浆液循泵运行时烟囱入口粉尘瞬时值﹥3台浆液循泵运行时烟囱入口粉尘瞬时值。停运5E浆液循环泵后，烟囱入口粉尘质量浓度降低了0.5mg/m3;停运5A浆液循环泵后，烟囱入口粉尘质量浓度降低了0.3mg/m3。

根据华能国际有限公司超净排放协同治理的思路，脱硫系统既脱除硫氧化合物也有协同脱除粉尘的功能。脱硫系统脱除粉尘主要依靠浆液雾滴包裹粉尘，然后通过除雾器收集。只要控制除雾器出口雾滴携带量，就能控制粉尘排放。浆液循环泵运行台数越多，形成的雾滴就越多，而除雾器除雾效率是在一定范围内的，除雾器出口雾滴携带量增加了，粉尘排放浓度也就高了。

故在二氧化硫排放合格的情况下，减少浆液循环泵的运行台数，尤其是上层浆液循环泵，可以有效降低粉尘排放值，同时也可以大幅降低脱硫电耗。

3.5 低低温省煤器运行方式对粉尘的影响分析

在配合西安热工院进行5号机组性能试验时，多次进行低低温省煤器(又称烟冷器)投退，发现低低温省煤器退出后，粉尘会出现不同程度的上涨。低低温省煤器退出后，电除尘入口烟气温度上涨，烟气体积流量增加，粉尘比电阻升高，烟气粘滞性变大，粉尘颗粒在烟气中驱进速度降低，会降低电除尘器的工作效率，所以有必要进行低低温省煤器退出对粉尘影响的定性分析。近期几次低低温省煤器退出后对粉尘的影响结果见表1。

表1 不同负荷下，低温省煤器退出后对粉尘的影响数据表

从表1可以看出：

1) 低低温省煤器退出，烟囱入口粉尘会上涨;

2) 高负荷时，低低温省煤器退出对粉尘影响要大于低负荷;

3) 750MW及以下负荷，低低温省煤器退出，可以控制粉尘不超标。

因此，制定了以下措施以应对低低温省煤器退出：

1) 低低温省煤器退出前，将电除尘整流变二次电流提高至出力允许值;

2) 停运三、四电场振打装置;

3) 降低机组氧量，900MW以上将氧量降低至2.0%，750~900MW将氧量降低至2.5%~3.0%，750~500MW将氧量降至3.0%~4.0%。

4) 低低温省煤器退出前及期间，联系脱硫专业加强除雾器冲洗(提前联系脱硫将吸收塔液位控制低点);

5) 如果低低温省煤器计划性提出，调整配煤，上高热值、低灰分的配煤;

6) 如果低低温省煤器短时退出，尽量控制低低温省煤器退出时间横跨两小时，使低低温省煤器退出对粉尘造成的影响均摊在两个时段，通过降低低低温省煤器在运时粉尘值，可以避免小时均值超标。

现阶段该公司通过在除尘器前加装低低温省煤器，将除尘器入口烟气温度由140℃降低至90℃，通过降低粉尘比电阻，提高了电除尘效率;同时由于烟气温度降至硫酸露点温度以下，还减少SO3的排放。

可以尝试烟气深度余热利用，进一步将烟气温度由现阶段的90℃降低至50~60℃，不仅可以进一步提高除尘效率，还可以提高经济效益与脱硝投入率;但也面临着一大问题，即低温腐蚀，理论上烟气中碱性成分粉尘可以有效中和烟温降低后冷凝的硫酸雾汽，大幅减弱低温腐蚀。

4 煤质对粉尘的影响分析

煤质对粉尘的影响因素主要有热值、硫分、灰分等，燃煤机组排放的粉尘来源于原煤燃烧后产生的烟气携带，原煤中灰分越大，烟气中粉尘浓度越高。5号机组在超低排放环保验收过程中，掺烧了不同加权硫分的燃煤。经过对比不同加权硫分配煤下粉尘的浓度情况，发现配煤加权硫分对粉尘的排放影响明显，如图2所示。

通过图2可以看出原煤中硫分高低对粉尘影响明显，硫分越高，粉尘越高;硫分越低，粉尘越低。控制入炉煤的硫分可以有效控制粉尘的排放浓度。

因该公司来煤结构情况，5号/6号机组5/6D煤仓配煤为济源煤业矿，该煤热值低(该煤低位发热量为14653.8~20096.64kJ)、灰分高(27%~45%)，掺烧该煤种后，每次启动5D磨煤机后，除尘器出口及烟囱入口粉尘浓度都有一定幅度上涨，在高负荷时，甚至出现粉尘超标不可控的情况。

多次采取快速降低5D磨煤机出力甚至停运的方法，降低粉尘效果明显。入炉煤热值越低，带同样电负荷就需要更大的煤量;入炉煤灰分越高，单位烟气中粉尘含量就越高，电除尘器负担就越重。因此，原煤的热值与灰分对粉尘排放影响明显。

图2 配煤加权硫份对粉尘的排放影响

去年6月份以来，动力煤价格进入了上涨的快车道。为了降低运营成本，各燃煤电厂来煤品质逐步变差，硫分上涨，热值下降，因此，必须要严把入厂煤质，同时做好配煤掺烧工作。

故提出如下建议：

1)在低负荷时，锅炉氧量高，折算后粉尘浓度也高，尽量增加低热值、高灰分煤仓的出力，降低硫分较高煤仓的出力，保持较少的浆液循环泵运行，保证SO2达标排放，同时也能保证粉尘达标排放，且可以降低脱硫电耗，增加低热值煤入炉后，入炉总煤量上涨，有利于维持再热汽温;

2)在高负荷时，运行浆液循环泵台数较多，可以增加高硫分煤仓的出力，降低低热值、高灰分煤仓的出力，这样既可以平衡低负荷期间少入炉的高硫原煤与多入炉的低热值、高灰分原煤，使煤场库存结构稳定，还可以保证SO2、粉尘达标排放。

5 结束语

1000MW机组超低排放改造后，对影响粉尘达标排放的问题进行分析，采取优化电除尘电场振打运行方式，结合季节特点制定定期清理高频电源通风滤网等措施，解决了制约粉尘达标的问题;同时，通过降低整流变二次电流运行，将电除尘电耗由0.21%降至0.15%，节能减排效果显著。

从脱硫系统、低低温省煤器投退、煤质等因素，对粉尘的影响进行了分析，通过改善除雾器清洁度、投入预洗涤系统、优化浆液循环泵运行方式。试验分析低低温省煤器投退、原煤硫分、灰分及热值与粉尘排放的关联性，制定具体的粉尘控制策略，提出具有较强操作性的改进建议。但是，烟气流场分布不均匀对粉尘的影响，及深度降低烟气温度的可行性等问题没有解决，尚需进一步探讨。