提高燃机CEMS系统的测量精度

郑 捷，阮雷钧，胡方明

（1.浙江浙能长兴发电有限公司，浙江 长兴 313100；2.杭州中兴达科技有限公司，杭州 310052）

0 引言

浙能长兴天然气热电有限公司（以下简称长然公司）目前配备两台435MW燃气机组，由上海电气股份有限公司引进西门子技术生产。该燃气机组为单轴联合循环机组，包括两台SGT5-4000F（X）燃气轮机及与之相配的汽轮发电机组和两台上海锅炉厂生产的无补燃三压、再热蒸汽循环余热锅炉和相关的辅助设备，每套机组配置一套烟气连续监测系统（简称CEMS）。在性能保证工况下，单台机组净输出功率：联合循环434.8MW，燃机292.7MW。联合循环效率58.16%，其中燃机简单循环效率39.15%。各阶段工况污染物排放：NOX≤50mg/m3；SO2≤35mg/m3；烟尘≤5mg/m3；挥发性有机物VOC＜4mg/m3[6]。由于当前国家对环保排放的日益重视，节能环保的燃机机组在国内得到大力建设。与此同时，燃机的低排放特性也对CEMS的测量提出了更高的要求。

1 燃机CEMS的组成

长然公司CEMS系统用于在线连续监测机组排放的各类气态污染物，气态污染物采样方式为加热采样，该装置安装于余热锅炉出口烟囱处。系统监测参数包括NO、CO、烟气温度、烟气流速、O2含量、SO2含量、湿度、压力和烟气烟尘含量。其中，NO、CO、O2、SO2的测量采用ABB公司的AO2020表计进行分析；烟气温度、烟气流速则采用热式流量计进行测量；湿度、压力、烟尘分别采用湿度传感器、压力变送器和光学烟尘仪进行测量。整个系统的构成与燃煤机组CEMS系统的构成基本一致。

机组投运后地方环保部门对长然公司的CEMS系统进行了环保比对，在机组功率大于75%设计负荷的工况条件下，机组的NOX、CO、烟气温度、烟气流速、O2含量、湿度、压力、烟气烟尘含量等参数均在国家合格的排放范围内。

然而在燃机启动低负荷阶段，技术人员发现CEMS系统显示燃机排放的烟气中SO2含量的测量值最大可达到2200mg/m3，远远超过燃机排放标准，而同时NOX测量值则偏低。由于燃机燃烧介质为天然气，根据天然气成分报告，其硫成分含量几乎近零，机组启动阶段存在高浓度的SO2应无可能，技术人员怀疑数据的测量可能存在问题。对此，技术人员采用环保部门使用的携带式测量仪表进行数据测量，电厂和环保部门两套设备的具体数据比对见表1。由此可见，长然公司CEMS的测量确实出现了较大偏差。

表1 机组启动过程参数值比对表Table 1 Unit startup process parameter value comparison table

2 原因分析

长然公司用于检测NO、CO、O2、SO2的气体分析仪采用ABB公司的AO2020。该表计的分析原理为非分散红外吸收法，即不分光，选取一个宽波长范围的光源，用两个窄带滤光片分别在检测器之前滤光，两个检测器一个作为传感器，另一个作为参比。对比两个检测信号，得出被测气体吸收红外光量，从而换算出被测气体浓度。红外气体分析仪作为一种快速、准确的气体分析技术，目前在CEMS领域中应用较为广泛[1]。

2.1 SO2测量误差原因分析

由于气体分析仪直接抽取燃机排放烟气进行测量，为分析燃机低负荷段SO2测量误差，首先进行测量介质调研，天然气的成分主要由甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、丙烷（C3H8）等饱和烃气体以及少量的高碳分子气体混合组成。在机组正常负荷段天然气燃烧产物除NO、NO2、CO2外，只有微量的CO和SO2。在燃机启动过程中发现低负荷段排放烟气中CO含量最高达到130mg/m3，证明燃烧条件比较差，导致燃烧不完全，排放的尾气中含有部分的CH4[3]。

对SO2的红外光谱和其他气体红外光谱进行调研，结果如图1。可见在1000μm～1500μm波长范围内，SO2和CH4的红外光谱极为接近，根据ABB2020仪表所采用的测量原理可知，表计吸收宽波段红外光谱后，通过对比分析得出SO2浓度，CH4在宽波段内红外光谱接近SO2将被误吸收，造成SO2测量失准。

图1 CH4 SO2红外光谱图Fig.1 CH4 and SO2 infrared spectrum chart

2.2 NOX测量误差原因分析

长然公司CEMS使用的AO2020红外气体分析仪只能测量烟气中的NO，而NO2和NOX则是通过计算获得，在现场应用中一般参考煤机经验，即烟气中NO2为NO排放的5%左右的经验数据，根据经验公式NO2=NO×0.05计算。环保部门所使用的对比表计为德图公司350产品，由于该表计采用定电位电解法，配备了分别测量NO和NO2的测量池，可分别测量烟气中的NO和NO2再合成NOX。但是通过环保比对表计分析，技术人员发现燃机排放和煤机排放存在着很大的不同。燃机在低负荷工况下，由于过剩空气，排放烟气中含有大量的NO2，浓度最高的时候NO2甚至可占总排放的30%，因此造成了NOX比对结果偏差较大的情况，见表2。

表2 环保测量实际排放参数值Table 2 Environmental protection measurement actual emission parameter values

3 解决方案

3.1 SO2测量解决方案

根据红外气体分析仪的测量原理，由于SO2同CH4的红外光谱在仪表吸收波段内非常接近，因而无法在仪表中有效排除CH4对SO2造成的测量干扰。针对此情况只能考虑选取使用脉冲紫外荧光法测量原理的分析仪消除该种测量误差[2]。

SO2分析仪采用脉冲紫外荧光法原理如图2。

图2 SO2分析仪原理图Fig.2 SO2 Analyzer principle diagram

用波长190nm～230nm紫外光照射样品，则SO2吸收紫外光被激发至激发态，即：

激发态SO2*不稳定，瞬间返回基态，发射出波峰为330nm的荧光，即：

发射荧光强度和SO2浓度成正比，用光电倍增管及电子测量系统测量荧光强度，即可得知SO2的浓度。

通过对脉冲紫外荧光法测量原理的分析可知，该测量原理下仪器不需要使用气体红外光谱，故可有效排除CH4对SO2造成的测量干扰。

抽查长然公司装配紫外分析仪表后的测量数据见表3。可见，紫外测量仪表测得SO2显示值明显下降，接近环保比对数据，改造效果十分理想。

表3 启机过程SO2测量值Table 3 Enlightenment process SO2 measurement value

3.2 NOX测量解决方案

根据上文分析，造成NOX测量偏差大的主要原因是原表计只能直接测得NO数据，NO2数据通过经验公式计算，且经验公式不符合实际工况。由此，提出如下两种方案：

3.2.1 方案讨论

方案一：测量回路增设NO2/NO转换炉

根据HJ692-2014《固定污染源废气 氮氧化物的测量非分散红外吸收法》的规定，在取样回路中加装NO2/NO转换炉，让NO2在催化剂和高温的作用下被还原成表计可测量的NO，再通过原表计测量NO含量从而测得NOX含量。此方案简单易行，且能有效解决NO2无法测量，经验公式不准的问题。但存在由于NO2/NO转换器内的催化剂有使用期限，需要定期更换的问题[4]。

图3 使用红外表时燃机SO2排放曲线Fig.3 Use the infrared appearance to burn the SO2 emissions curve

图4 使用紫外表时燃机SO2排放曲线Fig.4 Use UV-out-appearance SO2 emissions curve

方案二：采用可直接测量烟气中NO2的表计[5]

直接测量NO2的分析仪采用化学荧光原理，具体如下：NOx分析仪采用化学荧光法原理（见图5）。

图5 化学荧光法原理Fig.5 Principles of chemical fluorescence method

（1）NO＋O3→NO2*＋O2

NO2*→NO2＋hv

该反应的发射光谱在600nm～3200nm范围内，最大发射波长为1200nm。

（2）NO2＋O→NO＋O2

O＋NO＋M→NO2*＋M

NO2*→NO2＋hv

反应发射光谱在400nm～1400nm范围内，峰值波长为600nm。

样品气经过滤，通过毛细管及模式阀门分别进入NO2转换室和反应室，在此室NO与O3反应产生特征荧光，荧光强度与NO浓度成正比，从光电倍增管得到荧光强度信号，从而得出NOX浓度。

3.2.2 应用情况

两种方案均能有效解决NOX测量不准的问题，基于费用原因，长然公司选用的是第一种方案，然而从长远角度考量，尤其新建机组笔者建议选用第二种解决方案，即实时获得NO和NO2的含量，不仅可以降低后期维护成本，且对CEMS测量准确度持久性的改善效果更佳。

长然公司CEMS测量系统加装NO2/NO转换炉后，各参数测量值见表4。可见，测量值明显接近环保比对数值，使用效果十分理想，目前已顺利通过环保验收[6]。

表4 改后各参数测量值Table 4 After changing each parameter measurement value

4 结论

通过此次改进，长然公司的CEMS测量准确度得到极大提高，各负荷工况下的SO2和NOX测量值均真实有效，顺利通过历次的环保比对测试，本次改进取得明显效果。

燃气轮机作为绿色火力发电机组，其排放远低于燃煤机组，且由于其响应快速等优点正迎来越来越多的发电机会，其排放问题也应受到重视，准确的监视手段是确保排放达标的基础。本次改造详细分析了燃机排放物SO2和NOX测量不准的原因，并找到适宜的测量方法和设备，为通过类型机组CEMS系统改造及新建机组CEMS配置提供参考。