某135MW机组NOx排放精准控制的实践

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。

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

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。

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