某135MW机组NOx排放精准控制的实践

某135MW机组机组NOx排放精准控制的实践排放精准控制的实践更新时间：2019-08-2610:38来源：《设备管理与改造》作者:莫宗胜阅读：2484网友评论0条摘要：摘要：近年来，电力市场改革力度不断加大，而135MW燃煤机组产能落后，生产成本高，环保指标却与1000MW燃煤机组一致，这就导致其在电力市场上的竞争力大大落后，企业亏损，生存压力大；同时也造成了企业在其技术升级改造方面，资金投入大大减少。在这种情况下，针对NOx排放多次出现超标、控制异常的情况，为实现NOx排放的精准控制，从管理和技术层面提出了对应的措施和方案。引言引言根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》（发改能源[2014]2093号）和《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（粤发改能电[2016]75号）文件的要求，某电厂2×135MW超高压燃煤发电机组污染物排放需要达到燃气轮机组排放标准（NOx排放浓度不大于50mg/m3、二氧化硫不大于35mg/m3、烟尘不大于10mg/m3）。2018年进行超低排放改造，包括烟气脱硝改造（原有催化剂更换+加装备用层）、电除尘改造（低低温电除尘+高效电源）、湿法脱硫增容、湿法脱硫协同除尘（高效除雾器改造）、烟气再热器，控制NOx、烟尘和二氧化硫排放基本满足当前要求。1NOx控制存在问题分析控制存在问题分析该机组NOx控制技术采用的是选择性催化还原烟气脱硝SCR，SCR反应器布置在省煤器和空气预热器之间，共布置3层催化剂。脱硝出口和入口各装有一套烟气在线监测系统CEMS，烟气取样是单侧单点取样。超低排放改造后投入运行一年多来，陆陆续续发现存在以下问题：问题一：脱硝出口NOx测量与净烟气NOx测量值偏差大，多次出现净烟气NOx测量大于脱硝出口NOx的情况，甚至排放超标，如图1所示。图1脱硝出口Nx测量与净烟气Nx测量对比问题二：SCR区出口NOx实测浓度信号来自脱硝CEMS系统，为了预防取样管路堵塞，CEMS系统定时对取样管路进行反吹扫，吹扫时间大约6min。吹扫过程中，NOx浓度值保持不变，导致了自动控制系统失效，在吹扫结束后，NOx浓度极易超标。问题三：喷氨调整门自动控制异常问题。如图2所示，红色是#3炉出口NOx浓度曲线，蓝色是调节阀阀位曲线。分析可知，#3炉喷氨自动控制存在明显的等幅振荡、滞后情况，静态时设定值为35mg/m3，实际出口NOx浓度在22～43mg/m3范围内等幅振荡，周期为24min。图2喷氨自动控制过程2解决方案解决方案环保排放达标关系到企业的生死存亡，而近年来电力市场改革，老旧机组发电成本相对较高，企业效益差，技改费用有限。在这种背景下，针对近来NOx排放多次出现超标、控制异常的情况，为实现NOx排放的精准控制，企业只能挖掘内部潜力。首先在管理上加以重视，特意成立NOx精准控制攻关小组。小组设置组长一名，组员若干，小组职责如下：（1）每日检查喷氨自动的实际运行情况，特别需要关注反吹、升负荷、启制粉时的运行曲线、操作记录；（2）出现异常超标时，组织进行原因分析，制定对应措施与方案，并形成记录。2.1问题一解决方案问题一解决方案净烟气NOx分析仪是超低排放改造时的新设备，安装所在位置烟气经过充分混合，成分分布均匀，流速稳定，测量可靠。脱硝出口CEMS系统是2014年脱硝改造时产品，多次用标气校准结果显示也是正确的。从图1曲线分析，测量的偏差不是长期的，问题原因归根于分析仪的烟气取样情况及运行工况。2012年时，为了降低生产成本，企业对锅炉进行了改烧烟煤改造，从脱硝入口位置抽取烟气用于制粉系统，这是每次启停制粉系统都造成烟道流场波动很大的原因，给烟气均匀取样造成了困难。目前脱硝出口CEMS系统烟气取样为抽取式、单侧单点取样，而烟道宽敞，内部烟气成分分布不均，导致采到的样气不具有代表性。这两个原因造成了测量结果与实际值数据偏差大。为了取到稳定、更加具有代表性的合格烟气，近年来很多电厂都对烟气取样进行了网格取样改造，以保证测量数据的真实性。从企业现有的经营状况出发，暂时不具备进行该技术改造的资金条件，但技术上可以参考网格取样。具体做法如下：（1）加长取样管，由伸入烟道1m加长至2m；（2）原来取样管只有1个取样口，在取样管上增加3取样口，均匀分布；（3）在对侧再增加一个取样口，把取样的烟气混合后再处理测量。从实际运行情况看，该改造效果很明显。2.2问题二解决方案问题二解决方案问题二其实是所有CEMS系统存在的固有问题，为了消除反吹时被调量NOx测量值不动对控制系统调节质量的影响，现提出如下解决方案：原控制策略如图3所示。现控制策略如图4所示。图3原控制策略图4现控制策略增加CEMS系统反吹信号D作为系统控制切换信号。当吹扫时，D=1，切除积分作用，选择模块2输出值为取大值