超低排放改造技术在某630MW燃煤火电机组的应用分析-第4页-北极星大气网

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5.2净烟气烟尘异常跳变问题

按照超低排放改造要求，烟尘浓度要达到5mg/m3以下的排放标准。

电厂针对饱和湿烟气的测量工况，采用抽取式高温光散射法来测量净烟气烟尘浓度。这种低浓度测量原理，优化了烟气采样和预处理，可以有效解决目前超低排放改造中高湿低浓度烟尘在线监测的问题。

通常来讲，引起净烟气烟尘异常跳变的原因可能有以下几个方面：

①脱硫塔入口烟尘浓度超出设计值。

通常来讲，对于实现超低排放的脱硫系统，要求脱硫塔入口烟尘浓度要小于25mg/m3这一保证值。一旦运行过程中，出现由于机组升降负荷、除尘器电源故障、电场振打造成二次烟尘等问题导致脱硫塔入口烟尘超设计值的情况，则很容易造成净烟气烟尘突增跳变的情况出现。对于此种原因，我们可以通过查阅脱硫系统进出口的烟尘变化趋势来予以判定。

以某火煤电机组为例，该机组脱硫出口烟尘量时均超标，超标2h，最大值为206mg/Nm3，时均值为57.99mg/Nm3。为此，该电厂采用如下措施：①降低锅炉入炉煤灰分至设计值;②通过试验摸索，调整电除尘器的运行参数及振打时间。一、二、三电场阴阳极振打时间由原来的1min5s改为2min10s;二电场的充电比由1∶1改为1∶3;三、四电场的充电比由1∶1改为1∶5;降低一电场整流变的火花放电闭锁时间。调整后保证了脱硫塔入口烟尘排放降低到标准值以内，没有再发生超标[5]。

②除雾器运行状况异常。

对于除雾器的运行异常情况，主要包括除雾器压差超出设计值;冲洗水压力不足;冲洗方式设置不合理等。除雾器冲洗效果较差时极易造成堵塞，使局部烟气流速超出设计值，雾滴夹带量增大，甚至会造成出口烟尘浓度大于入口烟尘浓度的情况，如下图所示[3]。对于脱硫改造项目，需对原除雾器的冲洗水管道、阀门仔细检查，确保冲水水量、水压达到设计值。同时，对冲洗水系统出力进行核算，必要时可对除雾器冲洗水泵增容。对于最上层除雾器，在保证压差合理的范围内，尽量减少冲洗次数。

③烟尘仪直流电源故障问题导致的跳变。

电厂热工监测信号出现跳变问题时，比较容易被忽略的就是24V直流电源问题。比如由于直流电源出现交流分量，导致测量回路中产生了交流电流叠加，使得PLC接收到波动的交直流混合电流，从而反映在监控界面上。对于以上问题，最直接的方法就是更换电源即可。

检修人员在处理此类问题时，除了排除常见的干扰外，首先想到对交流分量的检测，另外，对测量回路中直流电源的检查，除了查看其直流输出外，还应对其交流输出及输出频率进行检查，以排除输出是否混杂了交流分量[4]。

5.3脱硝出口与烟囱入口NOX浓度前后一致性问题

脱硝系统在运行过程中，由于在脱硝入口喷入的氨气与烟气不能完全混合均匀，在氨气喷入量过大区域的氮氧化物浓度偏低，而在氨气喷入量少的区域，氮氧化物浓度偏高。另外，脱硝烟气在线监测装置属于单点布置，代表性低，单点测量不能反映整个断面的浓度均值。如果出现氮氧化物浓度分布不均的情况，必然会产生烟囱入口处NOX浓度高于脱硝系统出口NOX浓度的“倒挂”现象。针对以上问题，我们可以通过脱硝喷氨系统的冷态和热态调整试验来予以消除。

6结论

该机组实施超低排放改造后，各项污染物指标均能满足特别排放限值的要求。运行过程中，我们应当加强对各项污染物排放指标的异常情况分析。另外，还要注意将各自独立的脱除净化系统相融合，实现单一污染物在多个系统同时脱除，最大限度发挥烟气协同治理技术的优势。

原标题：超低排放改造技术在某630MW燃煤火电机组的应用分析

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