燃煤660MW機組CEMS測量偏差分析及處理

蔡可迪

摘要：本文對燃煤660MW機組存在的CEMS測量偏差問題進行分析，發現其采用的冷干直抽法存在維護工作量大，易堵、易腐蝕等問題，特別是在低負荷狀態，測量偏差尤為明顯。為適應日益嚴峻的環保需求，從根本上減少偏差的產生，決定采用內稀釋法對煙氣進行測量。內稀釋法雖然初期設備投入成本大，但提高了系統的可靠率和運行穩定性，降低了系統的運營和維護成本。

關鍵詞：燃煤、CEMS、冷干直抽法、內稀釋法

煙氣連續監測系統（簡稱CEMS）作為對最終污染氣體排放量的監控，是燃煤電廠加強自身監督和環保部門開展減排工作的重要裝置。CEMS系統能否正常運行對脫硝、脫硫系統至關重要，準確的測量結果既可為脫硝、脫硫的調整提供參考，也能有效避免污染物排放超標。本文對樂清電廠#3機組CEMS測量偏差原因進行分析，針對問題提供處理方法，提高該660MW機組的CMES系統測量準確性。

1系統介紹

1.1 CEMS系統

CEMS系統是通過采樣方式或直接測量方式，實時、連續地測定固定污染源排放的煙氣中各種污染物濃度的監測系統，測量對象包括了污染氣體、燃燒過程氣體以及燃燒過程參數等。污染氣體主要為SO2、NOx和煙塵；過程氣體包括了O2、CO2等；過程參數主要為煙氣流量、煙氣溫度、煙氣濕度等。

2013年9月，國務院印發《大氣污染防治行動計劃》，明確提出大氣可吸入顆粒物（PM10）、細顆粒物（PM2.5）的治理目標。在《GB13223-2011火電廠大氣污染物排放標準》上規定了污染物的排放限值，要求燃煤電廠實現超低排放[1]。系統排放標準參數如表1所示：

1.2脫硝系統

樂清電廠#3機組煙氣脫硝采用選擇性催化還原（簡稱SCR） 技術。

SCR脫硝的原理是，在一定溫度條件下（ 300～400℃） ，通過催化劑的作用，將噴入的NH3與NOx 反應生成N2和H2O，從而達到脫硝的目的[2]，脫硝率不低于70%

1.3脫硫系統

樂清電廠#3機組煙氣脫硫采用石灰石-石膏濕法（簡稱 FGD）技術。

FGD工藝原理是將石灰石漿液作為脫硫吸收劑，在吸收塔內與煙氣中的SO2反應后生成亞硫酸鈣，同時鼓入氧化空氣將其氧化為石膏，從而達到脫除二氧化硫的目的，脫硫率不低于95%。其煙氣出口溫度在 80-90℃之間，水汽和顆粒物含量較高。

1.4測量方法及設備

1.4.1測量方法

樂清電廠#3機組采用冷干直抽法對煙氣進行在線監測，冷干直抽法是將煙氣從煙道抽出后進行加熱，接著用濾器除塵后，再將樣氣快速冷卻并除水，最后把常溫狀態的樣氣送入分析儀器進行分析。

1.4.2分析儀器

樂清電廠#3機組使用ABB的AO2020連續氣體分析儀，采用非分散紅外光測量，測量范圍0-20000mg，測量對象SO2/NOx/O2，測量精度±1%，電源220V/3A。

2偏差狀況分析

通過對樂清電廠#3機組CEMS偏差情況分析來看，煙塵的測量偏差出現不頻繁，以下用NOx，SO2、O2含量以及浮子流量計的流量作為主要參數進行分析，研究故障情況。

2.1 NOx、SO2含量為零，流量為零

可能是由于采樣探頭的濾網堵塞、探頭通氣口堵塞、采樣探桿堵塞，需要將入口采樣探頭取出，對其進行清理；也可能是由于冷凝罐堵塞，需對冷凝罐用壓縮空氣進行吹掃。

2.2NOx、SO2含量為零，O2含量偏高

可能是由于入口采樣探頭濾芯有裂紋、探頭反吹管路漏氣所導致，需要反吹管路進行更換；也可能是由于采樣泵泵體處有漏氣，需要對采樣泵進行更換。

2.3NOx、SO2含量偏低

若流量沒有偏高，可能是由于取樣管線因煙氣中水分凝結導致管道積灰堵塞，需對管路進行反吹。

若流量偏高，可能是由于取樣管線因電伴熱溫度太高而導致管線在反吹時被吹壞，需要對管線進行更換；也可能是由于蠕動泵漏氣，需要將蠕動泵與管線接口進行防漏處理；還可能是由于冷凝器漏氣，需要對冷凝罐與管線接口處硅膠墊進行檢查并緊固，若硅膠墊損壞則需要更換。

2.4低負荷狀態NOx、SO2偏差大

通過查閱相關資料發現，冷干直抽法普遍存在冷凝水問題。如伴熱管使用一段時間后電阻絲衰減使其加熱效果下降，或柜內有部分樣氣管線沒有伴熱管等都容易發生冷凝現象。而含SO2的煙氣通過一定量冷凝水后，煙氣中部分SO2要被溶解吸收，特別是測量SO2濃度較低且含水量高的煙氣時，測量誤差問題尤為嚴重，如圖1所示[3]。而在SCR和FGD的CEMS系統中會有氨逃逸及氣溶膠發生。CEMS中氣溶膠的發生或凝結下來的銨鹽結晶，會導致監測分析結果出現誤差，影響了實際的脫硝和脫硫效率[4]。所以在低負荷狀態下，因為測量方法受到低溫低濃度環境的干擾，煙氣含量的測量會失準。

2.5 偏差原因歸納

通過對偏差原因進行歸納分析發現，探頭堵塞、泄漏、取樣管線吸附以及冷凝水的吸收都可能造成測量誤差。冷干直抽法存在維護工作量大，易堵、易腐蝕的問題，并且在高溫高濃度下進行煙氣檢測基本準確，但對于濕法脫硫后的高濕低溫低濃度煙氣測量偏差明顯。

3問題處理

3.1測量方法更換

因為現有煙氣分析系統所采用的冷干直抽測量方法，預處理系統結構復雜，易腐蝕、易損部件較多，采樣探頭易堵塞，存在故障率高問題，并且標準氣體使用量大，維護費用昂貴。對于超低排放機組來說，氣態污染物組份相對比較低，預處理過程中丟失部分被測成份對測量結果的影響就更大，特別是冷凝過程中SO2丟失率最大。由于非分散紅外光對SO2、NOx與水氣的吸收峰交叉重疊，水氣的存在對測量結果的影響就很難消除，對低濃度SO2和NOx監測的影響將更加突出。所以為從根本上解決偏差問題，滿足環保要求，對測量方法進行更換，準備采用內稀釋法對煙氣進行測量。內稀釋法和冷干直抽法比較如表2所示：

內稀釋法測量裝置采用獨特的預處理方式進行氣體采集。在凈煙氣煙道至煙囪入口水平段開孔，增裝采樣探頭。在采樣探頭頂部，通過一個音速小孔進行采樣，并用干燥的儀表空氣在探頭內部進行稀釋。樣氣進入分析儀之前不需要除濕處理，因為樣品氣經過稀釋后（稀釋比通常選擇在100：1），有效地降低了樣氣的露點溫度，使之低于安裝地的環境最低溫度，從而避免了樣氣在環境溫度下產生結露的現象。內稀釋法可以徹底避免樣氣在采樣管線中冷凝結水，這樣就無需加熱氣體傳輸管線，同時也解決了煙氣含塵量高而引起的堵塞問題，避免許多其他因采樣技術伴隨而來的麻煩。內稀釋法CMES原理圖如圖2所示：

3.2設備選型

經過市場調研，準備采用美國熱電（Thermo）的紫外稀釋法CEMS系統，設備清單如表3所示：

3.3設備使用狀況

樂清電廠#3機組CEMS采用內稀釋法后，目前設備運行狀態穩定。比較運維情況發現，內稀釋系統的平均運營成本只有冷干直抽系統的1/3到1/2。其采用的探頭內瞬間稀釋技術，有效消除了冷凝水對SO2的影響。采樣過程無需加熱管線、采樣管無需伴熱，節省了廠用電。同時沒有發生因為結露而產生的對儀器的損壞，延長了設備的使用壽命。總體滿足了環保監測的需求。

4結論

在對燃煤660MW機組CEMS測量偏差的研究中發現，冷干直抽法在使用過程中不穩定因素出現頻繁，為提高煙氣檢測設備監測數據的準確性，更改了CMES測量方法，消除了冷干直抽取樣中出現的預處理問題和低濃度測量不準問題。

參考文獻：

[1]發改能源（2093）-2014，煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014- 2020年）[S].

[2]馬忠云，陳慧雁，劉振強，等.煙氣SCR法脫硝工藝流程的設計與應用[J].電力建設，2008，29 （ 6） ： 53-56.

[3]蔣雄杰，李峰.GASS預處理系統在燃煤電廠＼“超低排放＼”CEMS中的研究與應用[C]//2014燃煤電廠“超低排放”新技術交流研討會論文集.浙江嘉興，2014：325-336.

[4] 李峰.一種創新的冷干直抽法CEMS樣氣預處理技術的應用研究[J].分析儀器，2013（02）：71-76.

（作者單位：浙江浙能樂清發電有限責任公司）