河南省火电机组烟气排放连续监测系统运行分析

丁朋果，张育婵

(1.河南电力试验研究院，郑州市，450052;2.河南佳昱环境科技有限公司，郑州市，450000)

0 引言

近几年，燃煤电厂的脱硫装置均已普遍安装烟气排放连续监测系统。烟气排放连续监测系统(continuous emission monitoring systems for flue gas，CEMS)包含测定污染源颗粒物和/或气态污染物浓度或排放速率所需的全部设备。它是由颗粒物CEMS和/或气态污染物 CEMS(含 O2或 CO2)、烟气参数测量子系统、数据采集处理子系统组成。由该监测系统所反应的污染物浓度数据已作为考核电厂环保设施达标运行以及排污收费的主要手段。

目前，虽然国家已经发布了关于烟气CEMS相应的技术规范(HJ/TY 75—2007)和检测方法(HJ/TY 76—2007)，但是CEMS的数据作为执法依据，其装置应该具有法定计量仪器身份，才能保证提供的数据科学、客观、公正、可信。然而我国目前并没有专门针对此类在线烟气监测装置的计量标准，也没有对装置在现场使用过程中的效果进行数据溯源和监控。现有文章虽然也有针对CEMS系统的某些项目进行检测分析，但不能完全反映该设备真实的准确度计量特性。本文根据1年来的计量校准工作所得到的校准结果对全省范围内的CEMS系统进行全面统计分析，总结各校准项目的准确度合格率以及CEMS系统运行中普遍存在的问题，提出建议。

1 CEMS计量校准工作概况

截止2010年底，河南全省统调电厂115台机组均已安装烟气CEMS。为全面了解各火电机组烟气CEMS系统的运行情况，河南电力试验研究院于2010年对选取的54台机组(共计18 995 MW)的107套CEMS系统进行了计量校准工作，分析了目前存在的设计、设备和运行方面的问题，并提出初步建议。校准工作依据JJF(豫)146-2008《烟气排放连续监测装置校准规范》［1］进行，校准项目主要包括颗粒物、SO2、NOx、O2及烟气流速。

2 CEMS运行情况分析

对河南省火电机组CEMS系统的调查发现气态污染物的测量采用的取样方式以完全抽取式为主，而采用在线式采样方式的电厂不多［2］。出现这种情况的原因是仪器在线标定存在一定困难，而国内锅炉燃烧工况复杂，高粉尘、高湿度环境对仪器的腐蚀磨损大，需要定期校准和清理维护。另外，由于稀释采样法在国内的设备生产厂家少，且价格昂贵，基本没有电厂使用［3］。

根据被校准项目的各计量特性，通过对省内107套CEMS系统进行校准分析，得出各校准项目的准确度合格率，并对误差情况作了简单分析。

2.1 颗粒物示值误差

颗粒物连续测量装置尽管种类很多，但目前在燃煤电厂中普遍使用的主要还是光学法［4］。

经过试验分析，颗粒物准确度的总体合格率为70.09%。颗粒物示值误差的产生主要是由以下几个方面引起得:(1)测试原理问题。基于目前国内技术限制以及现场条件所限，在现场试验时仍多采用的是S型皮托管烟尘采样器，原理是滤筒采集重量法。这与光学法测量原理有着较大的差异，对于由于测量原理不同引起的误差，通过多次采样，调整采样量或者采气量(JJF(豫)146—2008《烟气排放连续监测装置校准规范》［1］要求采气量不少于500 L或采样量不少于10 mg)可以将误差降到最低［3］。(2)探头安装位置问题。对于新建电厂或者脱硫改造电厂，由于场地所限或者其他原因导致现场烟道布置复杂多变，电厂或设计厂家几乎没有给校准留下任何专门测点，特别是符合HJ/T 76—2007规定的测点(距弯头、阀门、变径管下游方向不小于4倍烟道直径，距上游方向不小于2倍烟道直径［7］)，往往是在弯头、变径、风机、烟气换热器(gas gas heater，GGH)附近，或者处于垂直工作面，由于烟道的机械振动或烟气温度不均而造成折射率不均，从而造成测量光束的摆动，引起测量误差。(3)烟道内气流均布问题。此问题多是由现场测点安装位置引起。应优先选择垂直管段和烟道负压区域，穿过颗粒物分层梯度，避免重力和粘性力引起的颗粒物分层(1～10 μm)影响。另外，还要避开烟气在烟道内的切向力和烟道内支架引起的湍流区［2］。在现场测试时，就经常出现在某一测点处流速数值为0的状况，应注意避开此区域。(4)烟气湿度过大问题。湿度的影响尤其体现在未安装GGH脱硫后净烟气监测点处，由于受除雾器运行的影响，当除雾器的捕集效率下降时，烟气湿度会增大，粗颗粒的浆液雾滴和水汽会随烟气带出，而基于光学技术的颗粒物CEMS是无法区分水滴和烟尘的。滤筒采集重量法在计算时会扣除湿度的影响，由此也就造成误差的产生。

2.2 气态污染物

(1)响应时间。按照校准规范的要求，气态污染物的响应时间应≤200 s［1］。在所有被校准的CEMS系统中，SO2、NOx、O2的响应时间合格率为100%。这是由于所有的取样方式均为完全抽取式红外光学分析法，烟气由抽气泵从烟道抽取出来，送进分析仪进行分析。该方法具有测量波段宽，可实现多组分同时测量;光通量大、灵敏度高;扫描速度快、1 s内就可以完成全波段扫描等优点。因此，200 s的响应时间对于光学法的CEMS系统来说已经足够。

(2)零点、量程漂移。按照校准规范的要求，气态污染物的零点漂移应≤2.5%F.S.，量程漂移应≤5.0%F.S.［1］。零点、量程漂移合格率见表1。

表1 气态污染物零点、量程漂移合格率Tab.1 Qualified rate of zero drift and span drift for gaseous pollutants %

大部分烟气CEMS系统都可以由用户根据实际运行情况自行设置自校准周期，自校用的校准气体通常为空气。在自校准时，仪器由校准气进口抽入清洁空气，对SO2、NOx的零点，O2的量程进行校准。在正常情况下可以实现SO2、NOx最终零点为0，O2的量程为20.9。但是，由于大部分的CEMS系统校准用的空气多取自现场大气，现场又距离烟道、烟气挡板门、增压风机、GGH或者脱硫塔位置较近，这些位置都存在潜在漏点。整个脱硫岛在运行过程中，会有部分烟道及阀门存在烟气泄漏，造成整个脱硫岛区域的空气组分发生变化。另外，部分电厂设置的自校周期时间过长(有的长达30 d)，不能对产生的漂移进行及时的调整。

某电厂CEMS系统在运行过程中曾出现这种情况:净烟气在测量过程中，SO2数据经常出现负值现象，有时数据能达到-20 mg/m3。经过现场分析，发现在CEMS仪器间内，空气中伴有刺鼻的气味，仪器分析后，得出SO2测量数据竟达到35 mg/m3，查找原因后，发现在CEMS机柜内部，采样泵后的气路存在多处正压漏点，仪器在自校准过程中，未抽取室外的环境空气校准，而是取自室内的被污染的空气。经用高纯氮气对仪器做零点分析，发现零点漂移达40 mg/m3。此种情况下，所谓的清洁空气已经受到污染，用这样的空气来进行零点和量程校准，必然产生漂移。由于净烟气浓度比较低，在实际浓度低于40 mg/m3的时候，测量值就必然会产生负值现象。通过采取用氮气进行零点校准、消除机柜内的气路漏点、并将仪器自校准的气路接到室外这3种措施以后，测量出现负值的现象逐渐消除。

(3)示值误差。SO2准确度的总体合格率为88.79%，NOx准确度的总体合格率为71.03%，O2准确度的总体合格率为90.65%。

气态污染物示值误差的产生主要是由以下几个方面引起的:①系统的气密性问题。由于整个气态污染物的取样管以耐腐蚀高性能的树脂管和伴热带组成的恒温伴热管作为进样系统，外加保温层、铝带，最后覆以阻燃聚烯烃保护外套复组合而成，通常情况下长度都在10 m以上，在取样泵的作用下，泵前沿途均为负压，探头结合处略微的松动或者管道老化都会造成外界空气的渗入，引起测量误差。另外，分析仪内部众多的阀门、接头也存在潜在漏点。在采用标准气体法校准过程中，如果发现校准后的检测误差依然很大，很可能就是存在漏气，特别是在采用完全抽气法时，密闭不严会有空气抽入，从而影响测试结果。②系统预处理装置问题。预处理装置是整个系统的重要组成部分，包括汽水分离器和电子冷却器。由于电厂烟气多为高温、高湿、高尘，且具有腐蚀性，因此，必须将进入分析仪的样气干燥并冷却到5℃以下，脱水系统有效的将SO2和NOx的损失量减少到最低程度。③定期校准。按照校准规范要求，需用50%F.S.以上的量程气定期对分析仪进行校准，满量程值应设置为高于最大测量浓度的1～2倍，但是，部分电厂CEMS的满量程值设置不能根据实际情况做出选择，如脱硫后SO2浓度的满量程值一般设置为3 000 mg/m3，而实际测量结果一般在500 mg/m3以内，在日常校准过程中，电厂往往选择用与实际测量浓度值接近的标准气体进行校准，标准气体值在50%F.S.以下范围，与满量程值相差过大，也会影响了测量精度。另外，在运行过程中，如发现数据异常，可缩短校准周期。④采样管路堵塞问题。由于部分电厂在运行过程中，除尘器或脱硫系统运行异常，会导致烟气含尘量和湿度发生变化，造成采样探头滤芯、粉尘过滤芯堵塞，还有取样管路有时也会由于探头滤芯不及时更换造成探头内粉尘过多进入取样管而堵塞取样管。因此，应定期对采样管进行压缩空气吹扫和水冲洗。

2.3 流速示值误差

一般情况下，火电机组来烟气流速(风速)的测量范围为0～100 m/s，大致可以分为3个区段:低速0～5 m/s;中速5～40 m/s;高速40～100 m/s。CEMS中流速的测量范围主要涵盖在中速即5～40 m/s的范围内，目前测定风速的方法，主要有皮托管法、热导法、超声波法和时间差法［6］。由于烟道的设计满负荷的烟气流速是10～15 m/s，因此使用最多的是皮托管法(见图1)。皮托管法是利用皮托管测量烟气流通截面上的全压和静压之差(即动压)来计算流速。烟气流速的准确性直接影响到烟气流量的计算，进而影响到电厂污染物排放总量以及排污费征收额度，因此，流速是直接与电厂经济利益挂钩的指标之一。烟气流量的测量采用“流速-面积”法，通过测量烟气流速，由流速和测量烟道的截面积计算得到。

图1 皮托管Fig.1 Pitot tube

经过试验分析，流速准确度的总体合格率为52.34%，结果显示合格率偏低。流速示值误差的产生主要是由以下几个方面引起的:①烟气成分影响。燃用煤种燃烧后的灰分遇水粘结性强，除尘效果不理想，导致原烟气含尘量偏高，进入脱硫塔烟尘浓度过大。由于烟尘具有水硬性，随着时间的推移累积硬化成类似水泥的硅酸盐，板结而形成垢块。通常情况下，按照脱硫塔设计要求，脱硫塔入口原烟气的烟尘含量要≤100 mg/m3，但绝大多数电厂都不能满足这一要求。现场实测发现，某电厂的脱硫塔入口烟尘含量高达500 mg/m3，在检修皮托管时发现，深入烟道内的头部管路，已有部分磨损，而且完全被堵塞;另外，某些电厂经常发生“烟囱雨”现象，究其原因在于除雾器积灰堵塞导致除雾效率下降，净烟气湿度增大，湿烟气携带大量浆液排出，在烟囱入口处的净烟气流速测点，也容易发生堵塞皮托管的现象。因此，选用压差法流量测量装置如果不及时进行反吹，就很容易发生堵塞现象，影响设备正常工作。②皮托管安装位置。烟气流量测量一般要求符合HJ/TY 76—2007规定的测点(距弯头、阀门、变径管下游方向不小于4倍烟道直径，距上游方向不小于2倍烟道直径)。对于FGD装置，由于受现场条件的限制，烟道直管段长度通常不够，也会造成流速误差的产生(如图2)。因此，当安装流速测量探头时，需对整个烟道内流场进行分析，并采取网格多点测量等措施，以保证测量数据的真实可靠。③参比方法测点位置影响:按照HJ/TY 75—2007规范要求，参比方法测点应尽可能的靠近CEMS监测点。但是，某些电厂由于设计原因，无法提供合适的位置，导致参比测点距离CEMS监测点位置较远，这也会影响测量的准确性。在对某电厂的现场试验过程中发现，在烟囱入口处，CEMS装置的流速测点位于参比测点上方3 m处，且烟道呈不规则形状，在参比测点处，受烟气流场影响，流速无法正确测出，因此无法对该处流速进行校准评价。

3 结论与建议

通过对全省部分电厂107套烟气CEMS装置的计量校准，针对过程中的发现的一些问题，提出一些建议。

(1)建立烟气CEMS装置的运行、维护和管理制度，做好一线运行维护人员的培训和管理工作。

(2)日常运行中，系统需按每日、每周、每季及每年内容进行维护。日检主要是查阅CEMS系统的实时数据、历史数据曲线以及生成报表。具有自动校准功能的仪器，应每24 h自动校准1次仪器零点和量程;周检主要是用零气和标准气体对监测仪进行检查和校准，检查气路系统是否泄漏或堵塞，部件是否损坏，分析仪表是否正常工作，相关电源线和信号线是否连接良好，伴热管加热温度、冷凝器温度是否正常等;季检主要是检查烟气取样装置和采样探头吹扫管路，并取出烟气探头、流量仪清除积灰，检查烟气静压是否正常，如有异常则用空气吹扫等;年检主要是对系统进行人工比对测试，输入修正系数，并对当前系数做记录。采样泵检查和更换隔膜片，清理或更换风扇和空气入口的滤网，根据标定记录情况，酌情更换电化学仪器［6］。

(3)做好除尘器及脱硫系统的运行工作，为CEMS装置的正常运转创造良好环境。

(4)加强校准用标准气体的管理。在进行气态污染物的自动校准时，尽量使用高纯氮气或清洁干空气。

(5)分析仪表应结合实际应用情况选定最大量程测量值，通常设置为高于最大排放浓度的1至2倍。

(6)探头应安装在能够获取烟气中具有代表性试样的位置。现有的FGD系统在加装烟气CEMS之前，应当对整个烟气流场进行测试，准确找出烟道内的流速分布。对于新建电厂，可以采用烟道内的初始烟气流的模拟试验来代替流场测试，可以根据初始结果推导出监测仪器的修正系数。

(7)针对在运行的烟气CEMS系统，由于现场探头位置安装不符合规范要求而导致测量数据异常的问题，应选择具有代表性的采样点，定期通过现场实测的方法进行比对试验。

(8)对于参比测点的选择，在不影响烟气CEMS探头正常工作的情况下，应遵循就近原则，尽量选择与探头处于同一截面，同一高度的位置，减少由于安装距离引起的误差。

［1］JJF(豫)146—2008烟气排放连续监测装置校准规范［S］.

［2］杨凯，滕恩江.颗粒物CEMS的取样问题和基本分析技术［J］.电力环境保护，2005，21(3):59-62.

［3］陈崧，田晓峰.烟气排放连续监测系统现场检测问题与分析［J］.河南电力，2009(1):48-50.

［4］张滨渭.固定式烟尘连续测量装置在燃煤电厂中的应用［J］.热力发电，2004(9):43-45，48.

［5］邹正伟，董文娴.直接抽取采样式CEMS的测量误差分析［J］.电力环境保护，2009，25(2):47-49.

［6］张国鑫.湿法脱硫系统经济运行对策研究［J］.电力科技与环保，2010，26(4):50-53.