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烟气脱硫脱硝CEMS发展状况
2020-12-18

烟气脱硫CEMS

在烟气脱硫方面,国家加大了重点污染源烟气脱硫工程项目的建设力度,同时也加强了燃煤锅炉烟气脱硫CEMS系统的配套与投运。烟气脱硫设备应在脱硫前及脱硫后分别进行二氧化硫浓度监测。脱硫前的原烟气,由于燃烧的煤种或原料的含硫量不同以及燃烧工况不同,其二氧化硫浓度及排放量也不同,据此相应调整脱硫设备的运行工况及投放的脱硫辅料,在确保排放净烟气二氧化硫浓度及排放量达标的前提下,尽量降低脱硫设备的运行费用,确保脱硫设备的安全、经济、有效运行。

我国规定烟气污染物的排放浓度是在标准状态下的干烟气数值(即干基测理),因此,近十年来国内烟气脱硫监测技术大部分采用冷干法CEMS,稀释法及原位法CEMS 由于属于湿基测量,在国内燃煤电厂中的应用已逐步减少。冷干法CEMS已经成为燃煤电厂烟气脱硫监测的主流技术。目前,脱硫前原烟气的CEMS监测技术已经成熟,脱硫后的净烟气监测,由于湿法脱硫后净烟气的温度较低,湿度高,SO2含量低,部分SO2在线分析仪器存在检测灵敏度偏低和稳定性较差的问题。



2011年国家新发布了GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》,其中对脱硫脱硝后的烟气排放标准已经提高了要求,对新建电厂烟气SO2的排放限值已修改为100mg/m3,现有电厂的排放限值也降低到200mg/m3,原有的部分CEMS对低浓度SO2的测量 范围偏大(0~1000mg/m3),存在灵敏度低、漂移较大和稳定性较差等问题,已经不适应目前的检测要求。按照新的排放标准,脱硫的烟气CEMS的SO2仪器测量范围对新建电厂*好在0~300mg/m3,现有电厂*好在0~500mg/m3.因此,脱硫后烟气CEMS必须解决低浓度SO2测量及其稳定性方面的要求,需要采用检测灵敏度更高的分析仪器。


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