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某135MW机组NOx排放精准控制的实践

北极星环保网来源:设备管理与改造 莫宗胜2019/8/26 9:12:22我要投稿
所属行业: 大气治理  关键词:超低排放改造 烟气脱硝 脱硝SCR

北极星环保网讯: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。

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。

1 NOx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。

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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。

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图2喷氨自动控制过程

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。

延伸阅读:

在实践操作中如何更好地控制NOx氮氧化物

烟气中NO选择性催化氧化催化剂研究进展

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