某135MW机组NOC排放精准控制的实践

[导读]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NoC排放多次出现超标、控制异常的情况,为实现NoC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

根据《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014一2020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(NoC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NoC、烟尘和二氧化硫排放基本满足当前要求。

1NoC控制存在问题分析

该机组NoC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NoC测量与净烟气NoC测量值偏差大,多次出现净烟气NoC测量大于脱硝出口NoC的情况,甚至排放超标,如图1所示。

问题二:sCR区出口NoC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,NoC浓度值保持不变,导致了自动控制系统失效,在吹扫结束后,NoC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NoC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NoC浓度在22~43mg/m3范围内等幅振荡,周期为24min。

2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NoC排放多次出现超标、控制异常的情况,为实现NoC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NoC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

净烟气NoC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1s加长至2s:(2)原来取样管只有1个取样口,在取样管上增加m取样口,均匀分布:(m)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3Nx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。