1 烟气脱硫脱硝监测分析技术简介 火电行业是国家节能减排的重点，火电行业至2007年底的统计，二氧化硫排放总量为13万吨，占全国二氧化硫排放总量的51%；氮氧化物排放总量约为800万吨，占全国氮氧化物排放总量的36%。《国家环境保护“十一五”规划》提出的二氧化硫及氮氧化物减排目标，推动了我国电厂烟气脱硫工程的快速发展，以及烟气脱硫在线监测分析工程技术的发展，电厂脱硫工程安装的烟气连续排放监测系统（CEMS）已近万套。脱硝工程及其监测分析也已经启动，即将形成新的技术热点。国内具备CEMS制造能力的厂家已达数十家，国家环保部门加大对重点污染源监控以及烟气排放标准修订以来，电力等行业的脱硫及其监测分析得到规范运作，CEMS在线分析工程应用技术也得到快速发展。
烟气脱硫技术（FGD）是指燃烧后的脱硫技术，按照脱硫产物的干湿形态分类为：干法、半干法、湿法工艺，其中湿法烟气脱硫工艺采用较多。石灰石/石膏脱硫工艺，是世界上使用最广泛的脱硫技术，目前，国内电厂烟气脱硫装置有85%采用该工艺。
湿法烟气脱硫工艺的反应原理如下：
吸收：SO2+H2O=HSO3-+H+
氧化：HSO3-+1/2O2=SO42-+H+
结晶：CaCO3+2H+=Ca2++H2O+CO2
Ca2++SO42-+2H2O=CaSO4+2H2O
FGD的烟气连续排放监测系统CEMS，主要用于在线监测烟气排放的二氧化硫SO2、氧化氮NOX及氧O2等气体组分，通过监测FGD进口及出口的二氧化硫含量，可以监测FGD的脱硫效率，通常湿法烟气脱硫FGD的脱硫效率可达到90-95%，可达99%。
电厂脱硝项目大多采用炉内脱硝（低氮燃烧技术）及烟气脱硝技术相结合，烟气脱硝技术主要指选择性催化还原技术（SCR）。国外烟气脱硝SCR在70年代已进入商业化应用，国内对电厂氮氧化物的排放控制是在2003年颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB）后才开始的，标准规定火力发电锅炉氮氧化物允许排放浓度为450mg/m3。
SCR反应过程是在催化剂上游的原烟气中喷入氨及其他适合的还原剂，利用催化剂将烟气中的氮氧化物转化为氮气和水，其脱硝反应过程如下：
4NO+4NH3+O2 → 4N2+6H2O
2NO2+4NH3+O2 → 3N2+6H2O
SCR反应器的安装位置选择在燃煤锅炉的省煤器和空预器之间，进入反应器的烟气温度为320~420℃。SCR脱硝过程主要检测氮氧化物、氧等参数，可以监测SCR的脱硝效率，SCR脱硝效率可达到70—90%。为控制脱硝过程中氨的使用及保护设备，必需监测SCR出口的氨逃逸量。
电厂烟气脱硫脱硝的监测分析，国外已成熟应用CEMS及微量氨检测技术，国内烟气脱硫CEMS的在线分析应用技术也已经比较成熟；脱硝CEMS监测由于应用在高温高尘段，且起步较晚，尚有一定技术难度。SCR出口的微量氨逃逸量检测难度较大，国外大多采用可调谐激光分析氨逃逸量，国内已经开始应用。
1、系统组成：
加热取样系统
预处理系统
气体分析仪(测量为SO2、NO、O2、CO、CO2)
尘浓度测量仪
湿度、温度、压力测量仪
数据处理系统
2、系统技术指标
测量成分 测量范围
SO2： 0～5000ppm可选
NOX： 0～5000ppm可选
CO： 0～5000ppm可选
粉尘：0～100%不透过率 0～4000mg m3
O2：0～10 25%
温度 0～300摄氏度
流量：0～40m s
湿度：0～20%
压力：0～130KPa
系统响应时间：≤15秒
测量范围：根据客户要求定制
测量精度：≤±1% F.S
稳定性：
零点漂移：量程的1% 月
量程漂移：≤量程的1% 月
重复性：≤量程的1%
高精度过滤，过滤精度：0.5μm；过滤能力2000g Nm3
系统维护周期：1年
信号输出：4～20mA 隔离电流信号
报警输出：触点容量3A 220V，功能自定义
系统可靠性： MTBF≥3年
输出信号：4～20mA，控制报警信号NO NC
工作电源：220VAC 50HZ
工作温度：＋5℃～＋45℃
环境湿度：≤90%
详细情况请联系：西安聚能仪器有限公司 贾维浩
