火电厂烟气脱硫脱硝监测分析-北极星大气网

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摘要：近年来，我国经济的发展给社会带来了严重的环境问题，其中烟气的大量排放是造成我国环境污染的重要因素。大部分的烟气排放是由于煤炭燃烧造成的，我国高达70%的火力发电中煤炭的燃烧过程会产生大量的二氧化硫等物质，排放到空气中会引起酸雨，给环境造成巨大的危害。现阶段，我国为了缓解烟气排放对空气造成的污染，不断的对烟气脱硫脱硝技术进行研究。在文章中对火电厂烟气脱硫脱硝监测分析做出了以下阐述，希望能够推动我国电力行业健康运作发展。

引言

工业的不断发展虽然促进了我国社会经济的发展，但是也造成了较为严重的环境问题。这些环境问题的出现，给人类社会的环境造成了巨大的危害，严重影响了人类社会的可持续发展，对人们的身体健康造成了严重的威胁。造成这些环境问题的主要原因是由于硫化物和氮化物的大量排放，火力发电厂在进行生产的过程中，排放的烟气中都存在大量的硫化物和氮化物，因此，在火力发电厂中进行烟气脱硫脱硝技术的研究是至关重要的。

1 火电厂烟气脱硝技术分析

火电厂烟气脱硝技术主要是控制燃烧后烟气的成分，将NOx转化为无毒、无害的N2。目前，SCR是火电厂烟气脱硝中的主要技术，利用催化还原的原理，应用在火电厂炉后位置，属于一类清洁的脱硝技术。

1.1 选择性催化还原

火电厂内烟气排放中的氮氧化物达到一定的标准后才能排放到空气中，传统低氮技术存在一定的局限性，无法达到烟气净化的标准，为降低NOx的含量，推行烟气脱硝技术。烟气脱硝技术中的选型性催化还原，即SCR，需要在催化剂的条件下完成脱硝，常用的催化剂有：CO、NH3，主动还原火电厂烟气排放中的NOx，促使其转化成水和N2，保持300℃～450℃的高温环境，确保SCR脱硝的效率。例如：NH3-SCR，是以NH3为还原剂的烟气脱硝技术，其在脱硝还原中的原理依据是：4NH3+4NO+3O2→4N2+6H2O，整个氧化还原的系统内，需要遵循氧化还原的反应依据，所以该技术需要稳定的反应条件。

1.2 低温SCR

低温SCR也是烟气脱硝技术的一种，此类脱硝工艺需要按照SCR的反应原理，促使化学反应中的催化剂能够适应在低温环境中，温度范围是120℃～300℃。低温SCR技术对火电厂烟气中的NOx，具有选择性还原的优势，与普通SCR相比，表现出极大的优势。低温SCR技术主要受三方面的影响：（1）低温环境下催化剂的活性表现，催化剂反馈出的状态；（2）低温SCR技术在火电厂烟气排放中的应用，是否受到外界环境的影响，特别是脱硝环境中的NH4NO3、（NH4）2SO4等物质，以免降低烟气脱硝的效果；（3）低温状态下，烟气脱硝、环境中潜在的水蒸气是否影响低温SCR的反应。

2 火电厂烟气脱硫技术分类

2015年《中国环境状况公报》显示SO2年排放量达1859.1万吨，其中火电厂燃煤SO2占据了相当比重，火电厂脱硫成为降低SO2排放量的重要途径。烟气脱硫是目前脱硫效率最高，应用最为广泛的脱硫技术。烟气脱硫分为干法脱硫，半干法脱硫和湿法脱硫。

2.1 干法脱硫

干法脱硫产生干粉状产物，无需考虑设备腐蚀、结垢、结露等问题，同时也不会产生废水。干法烟气脱硫的设备简单，不论是投资费用还是运行费用，成本都较低，但其脱硫效率较低，副产物附加值低。常用干法烟气脱硫方法有：电子射线辐射法、填充电晕法、烟气循环流化床技术、炉内喷钙循环流化床技术等。

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2.2 半干法脱硫

半干法应用较为局限，在国内外仅有少数成功应用实例。这种方法投资运行费用低但脱硫效率也低。常用方法有喷雾干燥法、粉末-颗粒喷动床技术、烟道喷射脱硫技术等。

2.3 湿法脱硫

湿法脱硫效率高，历史悠久、工艺成熟，钙硫比低，副产物的附加值高，适用性较强，尤其适用于大容量机组。但设备占地面积大，投资维护费用高，尤其腐蚀问题严重，副产物若不能很好处理可能产生二次污染。常用的湿法脱硫工艺有石灰石-石膏法、氨法、氧化镁法等。

3 火电厂烟气脱硫脱硝监测分析

3.1 监测系统的基本构成与分类

火电厂烟气脱硫脱硝监测系统又被称为CEMS，通常情况下由颗粒物检测系统、气态物污染系统、烟气排放参数测量子系统组成，可以对烟气颗粒物浓度、气态物浓度污染物及烟气温度、烟气流量、烟气压力、烟气寒湿量等进行测量。而依照测量取样方式，烟气脱硫脱硝监测系统又可以采用直接抽取采样和稀释抽取采样两种方式，在我国由于相关环保标准规定了烟气污染物质的排放浓度为标准状态下的干烟气数值，也就是进行干基测量，因此在火电厂进行脱硫脱硝监测时，主要是采用直接抽取采样方式。为此在火电厂烟气脱硫脱硝监测系统最常见的一种系统类型就是干冷法直接采取系统，在干冷法直接采取系统中主要由探头、样气处理系统及在线分析表构成，系统使用过程中，使用探头进行取样，通过电加热管线将烟气送至到烟气处理系统之中，并通过冷凝泵、过滤装置、湿度报警仪、流量计等，从而将冷却至常温的烟气送到分析仪，并应用脉冲反吹的方式，对探头的堵塞情况做出预防，从而为系统正常运行做出保障。

3.2 火电厂烟气脱硫脱硝监测分析

脱硫技术所使用的烟气排放检测系统也主要是对烟气排放的SO2以及氧、烟尘和氮氧化物等进行检测。监测烟气脱硫装置及FGD对进口和出口的二氧化硫含量，进行检测，以此为基础可以计算出脱硫的效率。经过FGD脱硫的净烟气二氧化硫浓度已经达到了50～200mg/Nm3，二氧化硫的浓度比较低，但是含水量却比较高，监测的难度比较大，对于含水烟气比较高的可以采用多级除湿技术，比如选择两级的压缩机制冷或者是电子制冷除湿。采用湿法的烟气脱硫装置最高的脱硫率甚至可以达到99%，一般情况在为90%－95%。

而脱硝技术运用的是SCR监测系统进行监测的，SCR反应器是处于锅炉尾部，这个位置本身就是属于高尘和高危阶段，当前SCR脱硝系统的有效率一般都达到了70%以上，而且在反应器出口的位置，氮氧化合物的浓度需要控制100mg/Nm3。在对烟气进行脱硝过程中的氮氧化合物进行检测时，一般会选择直接抽取CEMS，这种检测方法最大的问题就是需要应对高温和高湿度腐蚀等，会对取样的探头产生不利的影响，使探头出现腐蚀的。针对这个问题，最主要方法是使用多级除湿或者是气溶胶来进行有效的过滤和除雾。另外检测中遇到的问题就是在反应器的出口位置，NOX表现的不均匀，这就导致所检测出来的结果并不准确，造成这种现象产生的原因有：烟气流畅呈现出不均匀的特点或者是系统的入口处氨不均匀等。解决方法如下：在SCR系统的入口处要增加导流板，这样会是流场变得更加均匀，还可以对均匀性进行专门的测试实验，也可以进行多点的采样，然后把这些采集到的样本放进混合器混合均匀之后再进行分析。

结语

在社会经济建设快速发展的过程中，环境污染问题也受到了社会各界的高度重视，因此对于火电厂而言，烟气脱硫脱硝技术已成为未来的烟气净化技术发展的方向，因此为了能够更好的推动我国电力行业可持续发展，在今后还需不断的强化烟气脱硫脱硝监测技术研究。

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