蔡可迪

摘要：本文对燃煤660MW机组存在的CEMS测量偏差问题进行分析，发现其采用的冷干直抽法存在维护工作量大，易堵、易腐蚀等问题，特别是在低负荷状态，测量偏差尤为明显。为适应日益严峻的环保需求，从根本上减少偏差的产生，决定采用内稀释法对烟气进行测量。内稀释法虽然初期设备投入成本大，但提高了系统的可靠率和运行稳定性，降低了系统的运营和维护成本。

关键词：燃煤、CEMS、冷干直抽法、内稀释法

烟气连续监测系统（简称CEMS）作为对最终污染气体排放量的监控，是燃煤电厂加强自身监督和环保部门开展减排工作的重要装置。CEMS系统能否正常运行对脱硝、脫硫系统至关重要，准确的测量结果既可为脱硝、脱硫的调整提供参考，也能有效避免污染物排放超标。本文对乐清电厂#3机组CEMS测量偏差原因进行分析，针对问题提供处理方法，提高该660MW机组的CMES系统测量准确性。

1系统介绍

1.1 CEMS系统

CEMS系统是通过采样方式或直接测量方式，实时、连续地测定固定污染源排放的烟气中各种污染物浓度的监测系统，测量对象包括了污染气体、燃烧过程气体以及燃烧过程参数等。污染气体主要为SO2、NOx和烟尘；过程气体包括了O2、CO2等；过程参数主要为烟气流量、烟气温度、烟气湿度等。

2013年9月，国务院印发《大气污染防治行动计划》，明确提出大气可吸入颗粒物（PM10）、细颗粒物（PM2.5）的治理目标。在《GB13223-2011火电厂大气污染物排放标准》上规定了污染物的排放限值，要求燃煤电厂实现超低排放[1]。系统排放标准参数如表1所示：

1.2脱硝系统

乐清电厂#3机组烟气脱硝采用选择性催化还原（简称SCR） 技术。

SCR脱硝的原理是，在一定温度条件下（ 300～400℃） ，通过催化剂的作用，将喷入的NH3与NOx 反应生成N2和H2O，从而达到脱硝的目的[2]，脱硝率不低于70%

1.3脱硫系统

乐清电厂#3机组烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法（简称 FGD）技术。

FGD工艺原理是将石灰石浆液作为脱硫吸收剂，在吸收塔内与烟气中的SO2反应后生成亚硫酸钙，同时鼓入氧化空气将其氧化为石膏，从而达到脱除二氧化硫的目的，脱硫率不低于95%。其烟气出口温度在 80-90℃之间，水汽和颗粒物含量较高。

1.4测量方法及设备

1.4.1测量方法

乐清电厂#3机组采用冷干直抽法对烟气进行在线监测，冷干直抽法是将烟气从烟道抽出后进行加热，接着用滤器除尘后，再将样气快速冷却并除水，最后把常温状态的样气送入分析仪器进行分析。

1.4.2分析仪器

乐清电厂#3机组使用ABB的AO2020连续气体分析仪，采用非分散红外光测量，测量范围0-20000mg，测量对象SO2/NOx/O2，测量精度±1%，电源220V/3A。

2偏差状况分析

通过对乐清电厂#3机组CEMS偏差情况分析来看，烟尘的测量偏差出现不频繁，以下用NOx，SO2、O2含量以及浮子流量计的流量作为主要参数进行分析，研究故障情况。

2.1 NOx、SO2含量为零，流量为零

可能是由于采样探头的滤网堵塞、探头通气口堵塞、采样探杆堵塞，需要将入口采样探头取出，对其进行清理；也可能是由于冷凝罐堵塞，需对冷凝罐用压缩空气进行吹扫。

2.2NOx、SO2含量为零，O2含量偏高

可能是由于入口采样探头滤芯有裂纹、探头反吹管路漏气所导致，需要反吹管路进行更换；也可能是由于采样泵泵体处有漏气，需要对采样泵进行更换。

2.3NOx、SO2含量偏低

若流量没有偏高，可能是由于取样管线因烟气中水分凝结导致管道积灰堵塞，需对管路进行反吹。

若流量偏高，可能是由于取样管线因电伴热温度太高而导致管线在反吹时被吹坏，需要对管线进行更换；也可能是由于蠕动泵漏气，需要将蠕动泵与管线接口进行防漏处理；还可能是由于冷凝器漏气，需要对冷凝罐与管线接口处硅胶垫进行检查并紧固，若硅胶垫损坏则需要更换。

2.4低负荷状态NOx、SO2偏差大

通过查阅相关资料发现，冷干直抽法普遍存在冷凝水问题。如伴热管使用一段时间后电阻丝衰减使其加热效果下降，或柜内有部分样气管线没有伴热管等都容易发生冷凝现象。而含SO2的烟气通过一定量冷凝水后，烟气中部分SO2要被溶解吸收，特别是测量SO2浓度较低且含水量高的烟气时，测量误差问题尤为严重，如图1所示[3]。而在SCR和FGD的CEMS系统中会有氨逃逸及气溶胶发生。CEMS中气溶胶的发生或凝结下来的铵盐结晶，会导致监测分析结果出现误差，影响了实际的脱硝和脱硫效率[4]。所以在低负荷状态下，因为测量方法受到低温低浓度环境的干扰，烟气含量的测量会失准。

2.5 偏差原因归纳

通过对偏差原因进行归纳分析发现，探头堵塞、泄漏、取样管线吸附以及冷凝水的吸收都可能造成测量误差。冷干直抽法存在维护工作量大，易堵、易腐蚀的问题，并且在高温高浓度下进行烟气检测基本准确，但对于湿法脱硫后的高湿低温低浓度烟气测量偏差明显。

3问题处理

3.1测量方法更换

因为现有烟气分析系统所采用的冷干直抽测量方法，预处理系统结构复杂，易腐蚀、易损部件较多，采样探头易堵塞，存在故障率高问题，并且标准气体使用量大，维护费用昂贵。对于超低排放机组来说，气态污染物组份相对比较低，预处理过程中丢失部分被测成份对测量结果的影响就更大，特别是冷凝过程中SO2丢失率最大。由于非分散红外光对SO2、NOx与水气的吸收峰交叉重叠，水气的存在对测量结果的影响就很难消除，对低浓度SO2和NOx监测的影响将更加突出。所以为从根本上解决偏差问题，满足环保要求，对测量方法进行更换，准备采用内稀释法对烟气进行测量。内稀释法和冷干直抽法比较如表2所示：

内稀释法测量装置采用独特的预处理方式进行气体采集。在净烟气烟道至烟囱入口水平段开孔，增装采样探头。在采样探头顶部，通过一个音速小孔进行采样，并用干燥的仪表空气在探头内部进行稀释。样气进入分析仪之前不需要除湿处理，因为样品氣经过稀释后（稀释比通常选择在100：1），有效地降低了样气的露点温度，使之低于安装地的环境最低温度，从而避免了样气在环境温度下产生结露的现象。内稀释法可以彻底避免样气在采样管线中冷凝结水，这样就无需加热气体传输管线，同时也解决了烟气含尘量高而引起的堵塞问题，避免许多其他因采样技术伴随而来的麻烦。内稀释法CMES原理图如图2所示：

3.2设备选型

经过市场调研，准备采用美国热电（Thermo）的紫外稀释法CEMS系统，设备清单如表3所示：

3.3设备使用状况

乐清电厂#3机组CEMS采用内稀释法后，目前设备运行状态稳定。比较运维情况发现，内稀释系统的平均运营成本只有冷干直抽系统的1/3到1/2。其采用的探头内瞬间稀释技术，有效消除了冷凝水对SO2的影响。采样过程无需加热管线、采样管无需伴热，节省了厂用电。同时没有发生因为结露而产生的对仪器的损坏，延长了设备的使用寿命。总体满足了环保监测的需求。

4结论

在对燃煤660MW机组CEMS测量偏差的研究中发现，冷干直抽法在使用过程中不稳定因素出现频繁，为提高烟气检测设备监测数据的准确性，更改了CMES测量方法，消除了冷干直抽取样中出现的预处理问题和低浓度测量不准问题。

参考文献：

[1]发改能源（2093）-2014，煤电节能减排升级与改造行动计划（2014- 2020年）[S].

[2]马忠云，陈慧雁，刘振强，等.烟气SCR法脱硝工艺流程的设计与应用[J].电力建设，2008，29 （ 6） ： 53-56.

[3]蒋雄杰，李峰.GASS预处理系统在燃煤电厂＼“超低排放＼”CEMS中的研究与应用[C]//2014燃煤电厂“超低排放”新技术交流研讨会论文集.浙江嘉兴，2014：325-336.

[4] 李峰.一种创新的冷干直抽法CEMS样气预处理技术的应用研究[J].分析仪器，2013（02）：71-76.

（作者单位：浙江浙能乐清发电有限责任公司）