燃煤电厂粉尘浓度超标原因分析及控制措施研究

吴敏 朱青 陈意

武汉凯迪电力环保有限公司 湖北武汉 430000

摘要：镇江某发电公司燃煤锅炉在超低排放脱硫除尘一体化改造工程后，5#、6#机组运行过程中出现粉尘超标问题，经过排查及原因分析，找到了主要原因，并提出了控制措施，最终实现了粉尘达标排放，满足了环保要求，并为燃煤电厂粉尘浓度控制提供了参考和依据。

关键词：超低排放；粉尘浓度超标；分析；控制措施

引言

2014年9月，国家发改委、环保部、国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划》（以下简称《计划》）^[1]，要求稳步推进东部地区现役燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度基本达到燃机排放限值的环保改造。为响应国家政策要求，江苏各大发电集团都对现役机组的环保设施进行了优化改造，镇江某发电公司燃煤锅炉于2016年进行了超低排放脱硫除尘一体化改造，改造后，#5、#6机组烟囱出口粉尘一直能满足粉尘排放性能指标，但2019年3月以来，出现了排放数值提高和数据波动。本文对#5、#6机组超低排放改造后粉尘不达标进行了原因分析及提出有效解决办法。

1 现象

超低排放改造后，#5、#6烟囱出口粉尘能满足排放指标（5mg/Nm³（标态、干基、6%O₂）），2019年3月以来，#5、#6机组粉尘排放浓度不达标，主要体现在两个方面：

（1）烟囱出口粉尘有部分时段超过5mg/Nm³；

（2）烟囱出口粉尘（CEMS数据）每间隔一段时间有瞬间波动（1-5分钟），波动数值最高超过20mg/Nm³，4月份已累计超标约9小时（超标指烟囱出口粉尘＞10mg/Nm³）。

第三方检测单位随即对电除尘出入口粉尘进行了检测，从检测结果看，测试时除尘器出口粉尘数据是满足性能指标的。

针对#5、#6机组烟囱出口粉尘指标近一年来的下滑现象，2019年5月停机期间，设计单位、调试单位与电厂进行了分析，提出过一些可能原因。最近一次锅炉启机后，除尘性能未改善，且#6机组脱硫性能出现下滑。主要体现在两个方面：

（1）烟囱出口粉尘浓度基数提升，粉尘浓度有相当时段达到7~8 mg/Nm³（且有瞬时高值）；

（2）#6机组脱硫在同等负荷下，较#5机组多开一台循环泵；在入口SO₂浓度未达到含硫量设计点时就需要投加药剂才能实现达标排放。

2 原因分析

一般来说，引起粉尘排放超标的主要因素有：烟气量过大、吸收塔浆液杂质多、吸收塔浆液粒径过小、吸收塔喷嘴大量堵塞和结垢、吸收塔浆液循环量太少、吸收塔浆液浓度太高、除雾器除雾效果不好或表面不光滑、除雾器冲洗时携带、粉尘仪设备问题、粉尘仪测量问题、粉尘仪安装和维护问题等^[2]。以下将设计常见因素逐一罗列并分析：

2.1 煤质的影响

煤质作为最基本的设计输入，当煤质中的部分参数发生较大变化时，对应系统处理能力会随之变化^[3]。主要影响因素需要结合以下几个方面进行分析：

（1）近期煤质参数（低位发热量变化趋势）及煤耗

（2）近期煤质中灰分含量的变化趋势及煤质粒径变化趋势

#5、#6机组在2016年底更换了煤的来源（发热量低，含湿量高的印尼煤），造成烟气量增加，烟温也有所升高；2017年下半年增加了污泥的掺烧（10-50t/d），含水率接近80%。

图1 掺烧污泥组分测试结果

根据图1的污泥组分分析，掺烧后污染物排放变化不大，但出口烟温会有所提高，燃烧产物中可能会有不易荷电的细微粉尘的产出。

另外，从电厂提供的运行DCS数据来看（见表1），2016~2017年的烟气流速普遍在27m/s以下，更换燃煤后，DCS数据和测试数据较设计值偏高较多，燃煤烟气量存在偏高可能。

表1 电厂提供的运行DCS数据

明细	设计值	数值（#5）	DCS数值（#6）
DCS负荷（MW）	630	407.12	386.67
DCS烟囱40m处流速（m/s）	27	23.7	26.9
换算（按满负荷流速）（m/s）	27	36.6	43.9	表计显示烟气量大于预期
实测负荷（MW）	630	480	500
实测除雾器出口流速（m/s）	4.07	5.3（480MW）	4.8（500MW）
换算（按满负荷流速）（m/s）	4.07	7.0	6.1	测试值显示烟气量大于预期

以蒙特除雾器为例，第一级除雾器的雾滴去除量约占除雾器总去除量的80%，除雾层的二次夹带临界流速为4.8m/s，烟气流速达到或超过这一流速易导致雾滴的二次夹带，将导致雾滴和粉尘超出正常值。除雾器的设计一般覆盖了绝大多数的正常负荷，但气体流速过低可能造成雾滴撞击不充分。而低负荷与燃煤掺烧烟气量波动叠加，会放大这一效果。

2.2 脱硫设备的影响

脱硫设备对除尘的可能的影响如下：

（1）托盘：托盘层如果有脱落和严重堵塞情况可能造成局部区域流速过高或过低，从而导致粉尘超标；

（2）循环泵及喷淋层：循环泵流量是否达到预期；喷淋层及喷嘴的堵塞及泄漏可能造成局部的烟气旁路，从而降低吸收塔的洗尘效果；

（3）除雾器：除雾器的结垢可能造成局部的烟气流速过高，从而导致粉尘超标；除雾器的冲洗水水质中的含固量过高会影响粉尘测量结果。

对停运时的#6机组进行了检查，情况如下：托盘表面清洁程度尚可，检查无托盘掉落和严重堵塞情况；下层喷淋层及喷嘴条件尚可，无明显堵塞情况；上层喷淋层及喷嘴的情况需要现场进一步检查；除雾器表面情况尚可，无明显堵塞情况；上层除雾器折板内有少量晶体，建议停炉后采用三层上手动冲洗阀门进行逐一冲洗；根据电厂提供的水质化验报告，除雾器冲洗水质的硬度和固含量不高，用于冲洗对粉尘排放并不会造成过多的影响。

基于以上数据初步判断：脱硫设备基本正常，可排除主因。循环喷淋系统是脱硫装置关键性能设备，运行维护中需要重点关注泵流量，扬程出力的变化，效率是否降低情况；除雾系统差压是判断除雾器运行效果的关键设备，运行维护中需要关注除雾器差压，在差压有上升趋势的时候及时加强冲洗。在停炉期间需要对喷淋层及喷嘴进行检查，加强对除雾器顶层的冲洗。

2.3 低温省煤器的影响

低温省煤器对于协同除尘是一个非常重要的设备^[4]。其除尘原理如下：除尘器烟温降低后，细微粉尘在SO₃表面凝并粘附，被除尘器一电场捕集；脱硫喷淋和托盘对大颗粒粉尘（细微粉尘因低温省煤器效果在除尘器处去除）的洗涤效率高^[5]。由于场地布置受限，电厂的烟气调温装置设计时换热面积仅考虑了20℃的温降，且现有低温省煤器故障停用率高，电除尘器的旋转电极故障一直未投运，可能影响到除尘器对细微粉尘的收尘效果。根据运行要求，低温省煤器入口温度114.3℃，最下通道入口124.96℃，出口烟温在115℃，与其它通道烟气混合后温度后低于105℃，目前实际运行可达到此要求，但该通道电除尘除细微粉尘效果不理想。烟气调温装置的高故障率可能是粉尘排放基数提升的一个潜在因素。

2.4 脱硫浆液的影响

典型的石膏浆液中，细微组分占比应在5%，其它同类运行项目中细微组分在总组分中占比在5%-15%间；而根据本项目第三方最新的测试数据（2018年12月），浆液细微组分已超过了33%，旋流器溢流细微组分占比超过90%，远高于典型值和其他同类项目：

表2 石膏内细微组分对比表

描述	测试结果
标准值 石膏内细微组分不超过5%
国内参考项目 石膏内细微组分大约15%
本项目 第三方测试数据大约33%

对于脱硫装置吸收塔石膏浆液，如需保证良好的脱硫及洗尘性能，保证良好的副产物生成，需要定时监控浆液的特性。除日常组分的监测外，石膏晶体的粒径分布对于粉尘的捕集效果也会产生影响，其中的细微组分（小于3μm）的部分从浆液中脱离，极易穿透浆液喷淋及托盘的液膜，导致最终粉尘超标。

浆液的沉降性能往往与浆液性能对应，性能良好的石膏浆液完全沉降时间在半小时以内，而本项目浆液经过3h仍未沉降完全，且中间层发黑，这种情况与2016年分析过的四川省某项目的浆液情况类似。

图2-1 石膏浆液取样	图2-2 石膏浆液沉降情况（3h未完全分层）

经过了解和排查发现，细微粉尘之所以高，与电厂的特殊情况有一些关联，即：废水排放量不足，浆液氯离子高，影响到石膏晶体的长大，细微粉尘得不到外排。

改造前，电厂浆液一般送至灰库抛浆，塔内氯离子含量一般控制在5000~10000ppm，化验频次一周一次。一旦化验发现氯离子高，就开始抛浆，因此浆液品质受控。从图3中2016年至2017年改造后的投运数据看，粉尘条件在3mg/Nm³附近窄幅振荡。

图3 2016年4月1日到7月1日粉尘排放趋势

2017年后，由于环保政策日趋严格，抛浆系统使用受限，2018年5月彻底停用。而废水系统由于化水单元接受能力限值，实际排放量不足废水理论产量的1/3，细微粉尘会在系统内富集。同时，由于氯离子浓度逐步提升至21000-29000ppm，过高的氯离子含量会影响石膏结晶体的长大，部分细微粉尘可能在长期高氯离子运行产生中产生并富集，影响到石膏脱水的效果，并堵塞皮带机的滤布。

由于氯离子和细微粉尘主要通过废水外排带走，因此以氯离子的波动来表征废水排放是否及时。从图4趋势数据看，浆液氯离子达到20000ppm一段时间后，粉尘排放值的振荡也会整体随之抬升一定幅度。

图4 2017年7月1日到10月1日粉尘排放趋势

3 控制措施

根据上述分析，浆液的细微颗粒多可能是造成粉尘超标的一个主要因素。结合电厂的运行现状，有以下解决措施：

（1）对问题浆液进行置换，降低浆液中的细微粉尘含量和含氯量；

（2）负荷一定时，保持锅炉和电除尘、脱硫系统运行参数不变，低温省煤器投运/解列，控制吸收塔入口烟温93℃/120℃，在电除尘入口、出口、吸收塔出口进行粉尘采样，测试粉尘总量及粒径分布，明确粉尘组成，进一步分析除尘效果。

4 结论

引起脱硫系统粉尘超标因素有很多，主要有：烟气量过大、吸收塔浆液杂质多、吸收塔浆液粒径过小、吸收塔喷嘴大量堵塞和结垢、吸收塔浆液循环量太少、吸收塔浆液浓度太高、除雾器除雾效果不好或表面不光滑、除雾器冲洗时携带、粉尘仪设备问题、粉尘仪测量问题、粉尘仪安装和维护问题等。因此，解决出口粉尘浓度超标问题时可以逐一排查，并关注石膏浆液品质（细微组分的比例），确保出口粉尘不超标。

参考文献：

[1]国务院办公厅.国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划（2014—2020年）的通知（国办发〔2014〕31号）[Z].2014，06-07.

[2]安永峰，窦海峰，廖依建.湿法脱硫粉尘超标的原因分析及处理措施.石油化工应用，2016，35(09):130-133.

[3]陈城，王建豪，袁士婷，王鑫. 吉林省燃煤电厂烟尘达标排放现状及建议.环境工程，2014，32(05):129-132.

[4]陈牧，胡玉清，桂本.利用协同治理技术实现燃煤电厂烟尘超低排[J].中国电力，2015，48(9):146-151.

[5]朱法华.燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线的选择[J]. 中国电力，2017，50(3):11-16.