1 设备概况

某电厂热电联产项目安装2台机组，锅炉烟气处理采用了烟气协同治理技术^[1]，净烟气3项环保指标执行河南省《燃煤电厂大气污染物排放标准》 ^[1]，其中烟尘质量浓度按 < 5 mg/m³控制。

除尘器是由福建龙净环保股份有限公司设计生产的低低温双室五电场静电除尘器，入口设置低低温烟气换热器（LGGH），烟囱入口设置LGGH再加热器。LGGH使进入电除尘器的烟温保持在90 ℃左右，以提高电除尘的除尘效率和烟气余热利用率，保证电除尘效率≥99.95%，出口烟气中烟尘质量浓度≤20 mg/m³（标准状态下的干烟气中氧体积分数为6%）。烟气协同治理技术流程示意图见图 1。

脱硫系统（FGD）采用石灰石粉-石膏湿法烟气脱硫工艺、一炉一塔，脱硫吸收塔为1层托盘+4层喷淋层+3级屋脊式除雾器+1级板式烟道除雾器，无旁路挡板。脱硫吸收塔的主要功能是实现SO₂的高效脱除，同时实现烟尘和SO₃的协同脱除^[3-6]，使净烟气排放硫分和烟尘达到超净排放标准。

2 净烟气烟尘质量浓度异常升高现象

该电厂1号机组C级检修结束后启动并网运行，并网运行初期1号机组FGD入口烟尘质量浓度为26.8 mg/m³，FGD出口净烟气烟尘质量浓度为0.7 mg/m³；电除尘器一、二电场高频整流变压器出力60%，三、四、五电场高频整流变压器出力80%。随着机组连续运行时间的增加，并网运行第10天，发现FGD出口净烟气烟尘质量浓度升高至3.1 mg/m³（氧质量浓度修正折算值为5.2 mg/m³）；FGD入口烟尘质量浓度略微增加，维持在28.9 mg/m³左右。通过采取校对烟尘质量浓度测量仪、加强除雾器冲洗、增加电除尘器出力等一系列措施后，FGD出口净烟气烟尘质量浓度未见明显变化，仍呈持续升高趋势（见图 2）。

3 净烟气烟尘质量浓度升高的常见原因及排除 3.1 常见原因 3.1.1 烟尘质量浓度测量仪故障

激光散射烟尘浓度测量仪运行中常见故障有：光学镜面污染、无信号输出、电源故障、反吹扫风机故障、存在零点漂移和跨度漂移等。

直接抽取式烟尘浓度测量仪运行中常见的故障有：采样探头故障、反吹后检测数据大幅跳变且长时间不恢复正常及分析仪气室被污染等。

3.1.2 电除尘器效率降低

影响电除尘器效率的因素有设计不足、安装缺陷及运行工况等^[7-9]。运行工况影响主要表现在烟气性质、粉尘特性和整流变压器电气运行方式发生变化等。烟气温度升高、湿度降低会造成烟尘比电阻升高，从而导致电除尘器除尘效率降低；整流变压器出力不足，如出现频繁跳闸、火花率高等现象，使整流变压器输出电流极限受阻导致除尘器效率降低；除尘器电极振打方式不合理，造成除尘器内烟尘二次飞扬。

3.1.3 除雾器冲洗异常

吸收塔除雾器能有效去除烟气中的水雾和夹带的固体颗粒，若不及时冲洗或冲洗水量、水压不足，会造成除雾器上固体颗粒物堆积甚至结垢，除雾器效率下降，造成净烟气烟尘质量浓度增加。

3.1.4 吸收塔浆液密度大

吸收塔中浆液密度升高，会造成FGD出口烟气中夹带固体颗粒物含量增加，超过吸收塔除雾器去除固体颗粒物的能力，造成除雾器、LGGH再加热器结垢^[10-13]，甚至直接导致净烟气烟尘含量升高。

3.1.5 烟囱入口LGGH再加热器吹扫扬尘

随着运行时间增加，净烟气中的烟尘会在烟囱入口LGGH再加热器换热管表面沉积，对换热管表面进行吹扫时，沉积的烟尘二次扬尘会造成净烟气中的烟尘质量浓度短期内升高。

3.2 常见原因的排除

该电厂FGD入口烟尘质量浓度测量仪采用国产激光散射CEMS粉尘测量仪，FGD出口烟尘质量浓度测量采用德国福德世直接抽取式烟尘质量浓度测量仪。为排除FGD出口净烟气烟尘质量浓度测量仪出现故障的可能性，电厂热控检修技术人员对FGD出、入口烟尘质量浓度仪表进行了校验，反复校正的结果均表明FGD出、入口烟尘质量浓度测量仪准确无误。同时，通过对比FGD出口烟尘质量浓度历史数据，发现其数值是渐变增加的，这也排除了FGD出口净烟气烟尘质量浓度测量仪存在故障的可能。

烟尘质量浓度升高后，运行人员将电除尘器所有电场高频整流变压器调整至最大出力，将电除尘器入口烟气温度由102 ℃调节至92 ℃，以提高电除尘效率，发现除FGD入口烟尘质量浓度略微降低外，FGD出口净烟气烟尘质量浓度并未发生变化，检查核对电除尘器各项运行参数、电极振打方式均正常，排除了电除尘器效率降低的可能。

机组并网运行后，按要求进行吸收塔浆液石膏脱除，保持吸收塔石膏密度在正常范围。通过调整除雾器冲洗水压力至正常值的1.5倍、冲洗水量至正常值的2倍，对除雾器加强冲洗，FGD出口净烟气烟尘质量浓度仅降低了0.2 mg/m³。

从上述调整操作结果来看，净烟气烟尘质量浓度升高的常见原因均得到排除。

4 净烟气烟尘质量浓度异常升高原因的确定 4.1 异常升高原因分析

技术人员对吸收塔浆液取样静置观察，发现浆液分层明显，除最下面的石膏、CaCO₃混合物层和最上面的清水层外，中间层为较厚的黑色悬浮物。对比机组启动并网后吸收塔石膏化验数据，发现石膏颜色较正常偏暗、纯度持续降低、CaCO₃含量略有增加，石膏和CaCO₃固相含量总和亦是降低的，而吸收塔浆液中固相盐酸不溶物的含量却略有增加（见图 3）。

结合机组并网运行后锅炉掺配燃烧高灰分原煤这一情况，认为可能是大量烟尘混入吸收塔浆液，导致吸收塔浆液中烟尘类悬浮物增加直至饱和，浆液洗涤能力降低，造成净烟气烟尘质量浓度升高。

为了证明上述分析的正确性，电厂运行人员对吸收塔浆液进行了置换，将吸收塔中浆液倒出40% 至事故浆液箱，然后再向吸收塔重新补水至正常液位。吸收塔浆液置换完成后，发现FGD出口净烟气烟尘质量浓度逐渐下降，最终维持在0.8 mg/m³左右。

4.2 异常升高机理

根据该电厂烟气污染物系统治理系统设计技术路线，SCR脱硝、除尘和FGD设施在脱除其自身对应污染物的同时，对其他污染物均有一定的协同脱除作用。因吸收塔浆液的洗涤作用对烟尘的协同脱除，FGD的除尘效率设计值≥75%。

该电厂锅炉设计煤种收到基灰分为31.3%，但在实际运行中，入炉煤收到基灰分加权平均值在41.5%左右（单一煤种收到基灰分最大值达58%），导致进入电除尘器烟气中烟尘的含量远超电除尘器设计值，即使电除尘器所有高频整流变压器在最大出力下工作，依然无法实现电除尘器出口烟尘质量浓度小于设计值（20 mg/m³）的要求，因而造成大量烟尘越过电除尘器进入吸收塔中。

4.3 结论

（1）烟气中携带的大量烟尘进入吸收塔，当吸收塔浆液中的烟尘累计到一定数量到达饱和状态时，浆液的洗涤效率大大降低，FGD除尘效率下降。

（2）烟气中夹带的烟尘增加，超过除雾器去除固相颗粒物的能力，造成FGD出口净烟气烟尘质量浓度异常升高。

5 优化运行及改造建议

为保证该电厂FGD出口净烟气烟尘质量浓度符合超净排放标准，结合电厂设备实际运行情况，提出以下优化运行及改造方案。

（1）加强除尘器运行维护及消缺工作。在机组运行中，根据锅炉运行工况，及时调整电除尘高频整流变压器出力，优化电极振打方案，提高电除尘器除尘效率。确保FGD入口烟尘质量浓度在设计范围内，减少进入吸收塔的烟尘含量。

（2）确保吸收塔除雾器冲洗正常。严格按照要求对除雾器进行定期冲洗，必要时加强冲洗，防止除雾器结垢、损坏，影响除雾器去除液相水雾和固相颗粒物的能力。

（3）关注吸收塔浆液、石膏品质，根据各项化验指标适时进行浆液置换。定期对吸收塔浆液、石膏取样化验，分析石膏纯度、盐酸不溶物含量和浆液沉淀分层情况等。结合FGD出口净烟气烟尘质量浓度变化情况，定期对吸收塔浆液进行置换，确保FGD除尘效率合格。

（4）加强锅炉入炉煤掺配管理。合理优化高灰分原煤掺配方案，在系统未进行升级改造前，严格控制原烟气中的烟尘含量，确保其不超过烟气协同治理系统中各设施的设计处理能力。

（5）对烟气协同治理系统进行除尘能力提升改造。随着国家对能源结构的调整，传统燃煤电厂通过掺烧劣质高硫分、高灰分原煤来降低发电燃料成本，势必会造成锅炉原烟气中各项污染物指标含量超过烟气协同治理系统各设施设计处理能力，存在大气污染物排放超标风险^[14-16]。为了避免原烟气中烟尘含量超过设计值，从根本上保证烟尘质量浓度达标排放，必须进行烟气协同治理系统除尘能力提升改造。

在综合考虑技术改造可行性、成本和效果的前提下，可以在电除尘器之前增加收尘装置，降低进入电除尘器的烟尘含量，改造原理如图 4所示。

6 结语

本文通过综合分析某电厂净烟气烟尘质量浓度异常升高现象，确定了故障原因并经处理后，消除了故障，确保了烟气协同治理系统的安全、环保运行，处理经验可供存在类似问题的电厂参考。