CEMS系统在火电厂应用和工程设计探讨

HUMIN9000 2014-05-20

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　　张思锐(中电投远达环保工程有限公司，重庆401122)

　　摘要：CEMS作为火电厂烟气排放连续监测装置，是环保排放监测和工艺过程检测的重要设备。由于烟气中含有烟尘、水、腐蚀性气体，对仪表提出了抗腐蚀、抗磨损、防止堵塞等要求;此外由于环保法规的要求日趋严格，对仪表的可靠性和稳定性提出了更高的要求。文中分析了CEMS的结构和测量原理，结合工程设计和法规的要求，重点分析了脱硫、脱硝CEMS的特点和应用状况。

　　关键词：CEMS，环保监测，测量原理

　　中图分类号：TP216 文献标志码：B

　　0 引言

　　《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)中第5.5条规定：火力发电锅炉须装设符合HJ/T 75 要求的烟气排放连续监测仪器。烟气排放连续监测装置经省级以上人民政府环境保护行政主管部门验收合格后，在有效期内其监测数据为有效数据[1]。这既对CEMS系统的组成、技术指标、性能要求、安装位置等方面作出了规定，也明确了经环保验收合格的CEMS装置测得的数据可作为环保执法的依据。

　　在环保工程中，合理地选择和设计CEMS是保证其运行稳定、数据可靠和减少维护工作量的关键。

　　1 CEMS系统的组成和基本原理

　　在《固定污染源烟气排放连续监测技术规范(试行)》(HJ/T 75-2007)中规定了对CEMS系统的组成、测量原理等方面的要求，工程中采用的CEMS产品必须满足该规范的要求。

　　烟尘烟气连续自动监测系统(CEMS)认证检测合格厂家名录(截止2012年04月16日)[2]，共有川仪、北京雪迪龙自动控制系统有限公司等57家产品获得中国环境监测总站的质量认证。该名录中的产品能满足HJ/T 75、HJ/T 76的要求。

　　CEMS由颗粒物监测子系统、气态污染物监测子系统、烟气排放参数测量子系统、数据采集、传输与处理子系统等组成。通过采样和非采样方式，测定烟气中颗粒物浓度、气态污染物浓度，同时测量烟气温度、烟气压力、烟气流速或流量、烟气含湿量(或输入烟气含湿量)、烟气氧量(或二氧化碳含量)等参数;计算烟气中污染物浓度和排放量;显示和打印各种参数、图表并通过数据、图文传输系统传输至固定污染源监控系统[3]。

　　图1 CEMS系统组成原理图

　　1.1 颗粒物监测子系统

　　烟尘仪主要有两种型式，即激光对射透过法和激光散射法，前者在烟道两侧对称安装，后者只需要在烟道一侧安装，其原理基于光透过烟尘时强度发生变化。为了防止烟尘对探头的污染，采用空气持续地吹扫。

　　1.2 气态污染物监测子系统

　　气态污染物主要指SO2、NOX、CO等。环保规范认可以下的三种测量方式，三种测量方式各有所长，其中1.2.1的完全抽取法在目前国内脱硫、脱硝项目中采用最多。

　　1.2.1 完全抽取法

　　分为红外吸收法和紫外吸收法，其原理基于气体分子对特定谱段的光的吸收，测量其衰减度，计算得到对应气体的浓度。由于烟气中含尘、含水，必须对烟气抽取管路加热，必须在烟气进入分析仪表前作除水、除尘处理。为了防止烟尘对取样管路和探头的污染，采用仪表压缩空气定时吹扫。其工作程序由就地CEMS盘内的PLC控制。这种方法测量得到的参数是干态的，一台分析仪可以分析4种或更多的气体成分。

　　1.2.2 稀释抽取法

　　洁净的稀释空气，以临界状态通过音速小孔时产生恒定的流量，获得稳定的大比例(如1：100)稀释空气。烟气稀释后被抽取送入分析仪表，测量得到污染物的浓度。通常烟气稀释后传输时可不再做加热，微量采样减少了对样气的处理工作量，但是对分析仪表的精度要求更高，需要严格控制稀释比。这种方法测量得到的参数是湿态的,需要转换成干态，每个气体成分的测量需要单独的分析仪表，造价较贵。

　　1.2.3 直接测量法

　　红外或紫外分析仪表直接安装在烟道上，不用将烟气抽取出来。分析仪表的工作环境较为严酷和恶劣，实际使用中维护工作量大。

　　1.3 烟气排放参数测量子系统

　　包括烟气流量、温度、压力、湿度的测量。流量可采用皮托管差压法、超声波法、热式质量流量计等测量方法。大气压力和湿度按规范规定可采用在线仪表测量，也可以人工输入。

　　通常需要将气体污染物的浓度折算到6%含氧量的状态，所以必须测量烟气中的氧浓度。其测量原理有磁氧式、电池法、氧化锆法等。

　　1.4 数据采集、传输与处理子系统

　　通常CEMS机柜设置有小型的PLC对系统的抽气、脱水、反吹等工作加以控制，现场分析仪表的信号也输送到PLC加以处理(量程转换)，PLC通过通讯接口将实时的数据传到CEMS的数据采集站。数据采集站为一台工业PC，配有数据采集和处理软件，可按当地环保的要求对数据做存储、统计，可通过通讯口向环保部门传输规定格式的数据。

　　2 CEMS装置的安装设计

　　2007年实施的HJ/T 75规定，CEMS应安装在能准确可靠地连续监测固定污染源烟气排放状况的有代表性的位置上。

　　环办[2009] 8号文件规定：CEMS装置设计在烟囱入口，即旁路烟道(如有)与净烟道汇合后的混合烟道。如因烟道客观原因无法安装在混合烟道或已安装但位置不符合规范要求的，应在旁路烟道上加装烟气温度和流量测点。

　　环办[2010]91号文件规定：鼓励火电企业逐步拆除已建脱硫设施的旁路烟道，烟气排放连续监测系统采样点逐步统一安装在烟囱符合监测要求的高度位置;旁路挡板实施铅封。

　　可见，环保部门对CEMS的安装位置和测量要求越来越严格。

　　在工程设计中，CEMS的安装位置首先应满足环保规范的要求，其次应满足仪表本身的要求。其安装位置应振动小、不漏风，优先选择垂直管段和烟道负压区，安装位置的流速不低于5m/s。由于受场地和烟道布置的局限，多数项目难以满足流量计的安装要求，对测量带来较大的影响。对穿式烟尘仪对烟道两侧的法兰孔的同心度有安装要求。

　　CEMS的安装设计应结合烟道布置、CEMS小房位置、桥架走向、平台设计、性能测试孔位置等情况作综合考虑。从取样点到CEMS机柜的距离不宜太长，通常应控制在30~60米内。

　　由于CEMS要定期做比对、校准和检修维护，当高度大于5米时，平台不宜做直爬梯，应做Z字梯或旋转梯或升降梯。

　　分析已建成的脱硫项目，多数是将环保CEMS安装在烟囱入口的汇总烟道上，这样便于检修，距离也较短;缺点是烟道短，有时是异形，安装位置紧张，多数难以满足流量仪表的安装要求。按最新的文件规定，当CEMS安装在烟囱上后，其优点是便于对排放污染源(每台机组应视为一个固定污染排放源)的总体监测和管理、流量测量较准确，付出的代价是取样管线延长大约一倍(~80m)。

　　3 CEMS装置在火电厂的应用

　　3.1 烟气脱硫(FGD)项目

　　由于烟气脱硫装置在锅炉尾部，烟囱前，物理位置决定了它(或烟囱)通常是整个电厂总的排放监测对象。烟气脱硫项目的工艺目的是脱除烟气中的SO2，工艺过程控制系统需要FGD装置入口、出口的烟气流量、温度、压力、SO2浓度、O2浓度等参数。环保排放监测需要的参数为FGD出口(烟囱或烟囱入口)的烟气流量、温度、压力、SO2浓度、O2浓度、烟尘、湿度、NOx浓度。所以，常常将脱硫装置的出口烟气分析仪和烟囱入口CEMS合并设置一套。按环办[2010]91号文件规定，应将排放CEMS安装在烟囱上，通常安装位置为烟囱高度的1/3，应结合烟囱平台的设置来确定具体的安装位置。

　　CEMS的组成、测量原理、技术参数、安装位置等除了必须满足HJ/T 75-2007的规定外(如有地方法规，还应满足地方法规的要求)，还必须满足项目所在地省市环保部门、电网对信号和接口方式要求。

　　3.1.1 环保监测的烟气排放参数

　　环保监测的烟气排放参数通常有FGD入口SO2浓度、O2浓度、烟尘浓度、流量、温度;FGD出口SO2浓度、O2浓度、烟尘浓度、流量、温度、NOX浓度;以及脱硫装置的运行参数如FGD脱硫率、旁路挡板开度、FGD用电功率、FGD装置投/退信号、FGD系统脱硫剂投/退信号、锅炉负荷信号、增压风机(如有)电流和叶片开度、旁路(如有)开度、旁路烟气流量和温度等。

　　这些参数除了实时传输给当地环保和电网外，在脱硫装置的DCS控制系统也要做记录，脱硫DCS确保能随机调阅上述运行参数和历史趋势曲线，相关数据保存6个月以上[4]。

　　值得注意的是对湿法脱硫无换热器的项目，应合理利用规范的规定(HJ/T 75-2007，6.2.6)，可取消FGD出口烟尘计，即出口烟尘由FGD入口烟尘计算得到。其原因在于：湿法脱硫无换热器时，FGC出口烟气中的水雾很大，烟尘仪(激光法)受测量原理的限制而不能正常工作。

　　3.1.2 信号接口的类型

　　3.1.2.1 硬接线方式

　　这种方式采用电缆接线，信号一对一地连接和传送，电缆将信号接到数据采集站或RTU再通过光纤或无线(GPRS或CDMA)传输到环保监测站。可以从三个地方取出信号(以前面两种方式为主)：

　　1)就地仪表旁加信号分配器，一分二或一分三;

　　2)CEMS分析柜，信号输出端;

　　3)DCS端子排;

　　3.1.2.1 通讯方式

　　DCS、CEMS分析柜均可预留环保监测所需的通讯接口，接入就地的数据采集装置再通过光纤(以太网)或无线(GPRS或CDMA)传输到环保监测站。常见的通讯接口有RS485、RS232、Ethernet、GPRS(WCDMA)等，常见的协议有Modbus、OPC等。

　　3.2 烟气脱硝(DENOX)项目

　　于2010年4月实施的《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》(HJ562-2010)和《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法》(HJ563-2010)均对CEMS的设置作出了规定，即必须满足HJ/T 75-2007和HJ/T 76-2007的要求，所以其系统的结构与本文前面的描述相同。

　　对选择性催化还原法(SCR)，CEMS监测参数至少为：反应器入口的烟气流量、NOX浓度(以NO2计)、含氧量，反应器出口的NOX浓度(以NO2计)、含氧量、氨逃逸浓度。

　　对选择性非催化还原法(SNCR)，CEMS监测参数至少为：NOX浓度(以NO2计)、含氧量。

　　和脱硫相比，脱硝烟气的显著特点是烟气中的烟尘含量高，高达几十克/Nm3,对仪表和探头的防堵塞和耐磨损提出了更高的要求。脱硝烟气温度高(~400℃)，探头也要能耐高温。

　　3.2.1 烟气流量测量

　　对测量不利的条件是脱硝烟道布置紧凑，流量测量的直管段长度难以满足规范的要求。有利的是脱硝系统在烟道设计时通常做了流场模拟，实际运行时的烟气流场较均匀，有利于得到稳定可靠的流量测量值。

　　烟气流量的测量主要有超声波、威力巴、热式质量流量计等。考虑性价比，目前多数项目仍然以皮托管等差压流量计为主，系统设计有自动压缩空气吹扫(吹气)装置，可对探头和测量取压管路进行吹扫，防止堵塞。烟气的特点是静压低，要求仪表的压差要小，也可采用多点(多孔)的差压传感器，以提高测量的稳定性和精度。

　　烟气流量参与脱硝还原剂的流量控制，为了避免烟气流量测量不稳定和误差大对控制回路的影响，部分项目采用锅炉参数计算得到烟气流量，实践证明是可行和有效的。

　　3.2.2 NH3分析仪

　　测量烟气中的逃逸(反应剩余的)NH3的浓度，和脱硫相比是新增加的项目，逃逸NH3的浓度通常为1~2ppm，仪表的量程选择为0~10ppm。NH3分析仪主要有以下的两种方式：

　　1) 激光式NH3分析仪

　　为直接测量方式，不需要取样，但是其光程的长度有限，能在一定的范围内克服灰尘干扰。其原理基于NH3对特定激光光谱的吸收，由于激光带宽窄，其测量可不受其他气体成分的干扰。锅炉的烟道截面大，烟尘浓度高，其安装主要有两种方式：

　　a.在烟道的角上截取2~3米的距离安装。其测量值受烟道流场分布的影响较大，如果流场不均匀，则测量准确度不高。当流场不均匀时，应尽量延长测量光路的长度。这是目前为多数脱硝项目采用的方式;

　　b.脱硝装置设置取样风机，对出口烟道多点取样，在风管上设置管段安装NH3分析仪。其优点是取样可靠有代表性，测量值可信度高;缺点是取样风机在高温、高粉尘条件下连续运行，其寿命较短，增加了用电负荷。

　　2)化学发光法NH3分析仪

　　其基本原理为NO 与O3反应产生荧光。可同时测量NOX，通过计算得到NH3。其取样方式为稀释法，由于氨易溶解，所以不能采用伴热加快速冷凝的方式做预处理。如烟尘浓度过高(如大于40g/Nm3)，则该测量方式有优势。

　　3.2.3 NOX的测量

　　NOX和O2的测量原理同1.2中的介绍。由于锅炉烟气中约90%(摩尔比)为NO,约10%(摩尔比)为NO2, CEMS系统可采用催化剂将预处理后的样气中的NO2转化为NO，仪表测量得到烟气中总的NO浓度。需要注意的是，规范要求NOX浓度以NO2计，所以这种测量方法得到的结果应做进一步的转换。部分项目没有做NO2催化和转换，而采用折算方式计算。目前，规范没有明确要求必须做NO2的催化和转换。

　　3.2.4 DAS(数据采集)系统

　　目前各个地方的环保部门没有明确和统一是否必须设置脱硝装置的烟气分析仪DAS系统。按HJ/T 75的规定，DAS系统是属于CEMS系统不可分割的一部分。但是脱硝系统不在电厂的最尾部，所以严格地讲烟囱上的分析仪才是锅炉的CEMS。目前的工程设计种没有统一的要求，通常是一个机组设置一套脱硝烟气分析仪DAS系统再送环保。有的项目没有设置脱硝DAS(如当地环保无要求)。

　　3.3 其他检测项目

　　锅炉内部氧和CO浓度测量，用于锅炉的燃烧控制。

　　除尘器出口烟尘测量，用于检验设备的除尘效果和性能,可利用FGD入口的烟尘测量参数。

　　C02、Hg测量。目前我国的环保法规还没有连续排放监测要求，但试点和研究工作已经开展。Hg-CEMS(在线监测)原理主要有冷原子吸收分光光度法(HJ543)、冷原子荧光光谱法(HJ542)等，其相关技术要求可参考HJ/T 75-2007和HJ/T 76-2007。C02的测量可采用NDIR等原理(同SO2的测量)。

　　4 CEMS装置的常见故障和处理

　　表1 CEMS常见故障和处理建议

　　Table1 Common faults of CEMS and suggestions

　　故障情况原因分析处理建议

　　1蠕动泵损坏设备部件故障返厂修理

　　2冷凝器集水严重除水、排水效果不好增加滤水器

　　2取样管内含水量较大除水、排水效果不好增加疏水过滤系统

　　3滤芯堵塞烟尘浓度高及时更换

　　4取样探头加热器损坏设备故障更换

　　5SO2浓度误差大1、取样点的位置不合适

　　2、测量管路有漏空现象

　　3、分析仪故障1、调整取样点的位置