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电厂烟气监测改进措施及运行控制要点

从上面的分析看出，影响FGD系统脱硫率的因素很多，这些因素叉相互关联，以下提出了改进FGD系统脱硫效率的一些原则措施，供参考。

(1)FGD系统的设计是关键。

根据具体工程来选定合适的设计和运行参数是每个FGD系统供应商在工程系统设计初期所必须面对的重要课题。特别是设计煤种的问题。太高造价大，低了风险大。

特别是目前国内煤炭品质不一，供需矛盾突出，造成很多电厂燃烧煤种严重超出设计值，脱硫系统无法长期稳定运行，同时对脱硫系统造成严重的危害。

(2)控制好锅炉的燃烧和电除尘器的运行，使进入FGD系统的烟气参数在设计范围内。必须从脱硫的***着手，方能解决问题。

(3)选择高品位、活性好的石灰石作为吸收剂。

(4)保证FGD工艺水水质

(5)合理使用添加剂。

(6)根据具体情况，调整好FGD各系统的运行控制参数。特别是PH值、浆液浓度、CL/Mg离子等。

(7)做好FGD系统的运行维护、检修、管理等工作。

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电厂烟气监测氮氧化物超低排放技术路线

锅炉低氮燃烧技术是控制氮氧化物的技术,在保证锅炉效率和安全的前提下应尽可能降低锅炉出口氮氧化物的浓度?对于煤粉锅炉,应通过燃烧器改造和炉膛燃烧条件的优化,确保锅炉出口氮氧化物浓度小于550mg/m3?炉后采用SCR烟气脱硝,通过选择催化剂层数?***喷氨?流场均布等措施保证脱硝设施稳定运行,实现氮氧化物超低排放?

对于循环流化床锅炉,应通过燃烧调整,确保氮氧化物生成浓度小于200mg/m3?通过加装SNCR脱硝装置,实现氮氧化物超低排放;如不能满足超低排放要求,可在炉后增加SCR,采用一层催化剂?

对于燃用煤的W型火焰锅炉,也应在保证锅炉效率和安全的前提下尽可能降低锅炉出口氮氧化物的浓度?但目前尚难以做到较低,仅靠炉后的SCR较难稳定满足氮氧化物的超低排放要求,国内外尚无成功案例,需要进一步研究?

气态污染物CEMS的安装位置电厂烟气监测

气态污染物CEMS的安装位置

1、位于气态污染物混合均匀的位置，该处测得的气态污染物的浓度和排放率能代表固定污染源的排放。

2、便于日常维护，安装位置易于接近，有足够的空间，便于清洁光学镜头、检查和调整光路准值、检测仪器性能和更换部件等。

3、安装位置应设置在距近的控制装置，产生污染物和污染物的浓度或排放率可能发生变化部位下游不小于2倍烟道或管道直径。

4、离烟气排口或控制装置上游不小于半倍烟道或管道直径。电厂烟气监测

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?TDLAS技术技术优势

基于TDLAS技术烟气湿度分析仪在环境保护在线监测的应用相对于传统的湿度分析仪具有极大的优势：

首先，测量准确度高。基于TDLAS技术的湿度（水汽）分析仪，使用半导体激光器作为光源，参考气室提供光谱调节反馈，构成了一种水汽含量检测系统，系统采用激光波长动态扫描技术、光学耦合探测技术、抗干扰信号处理算法等，达到测量准确度高。

其次，响应时间快。基于TDLAS技术的湿度（水汽）分析仪采用非接触测量，不会存在从高湿向低湿变化时脱湿困难的问题，而且探测光与大气中的水汽分子属于瞬间作用，因此相对于传统的湿度分析仪，响应时间得到了大大缩减，可以达到毫秒量级。

再次，可靠性好。所以各实验室可根据废液的类型,采取分类收集,集中储存,由专人定期负责统一处理。传统的湿度分析仪采用的是接触式测量，但是不同场景的环境气体是非常复杂的，高温、高压、酸性、碱性等很容易造成测量主机故障甚至毁坏。然而基于TDLAS技术的湿度分析仪采用非接触测量，高温高压耐腐蚀的气室大大提高了分析仪的使用寿命，因此基于TDLAS技术的湿度分析仪可靠性好。

综上所述，传统的湿度分析仪在使用中出现高温高湿测不准，测量响应时间慢，易污染，数据不准确等特点，无法满足湿度在线监测需要[1]。（４）气态污染物浓度值明显过低的情况排除应做好烟道内含湿量的测定，根据待测污染物种类选择合适的采样方式，如采样流量点位选择（观察监测仪器测定气态污染物时的实时流量是否大于０。为获取、重复性好的湿度参数，本文提出基于可调谐半导体激光吸收光谱（TunableDiodeLaserAbsorpti***pectroscopy，TDLAS）技术的湿度（水汽）分析仪，并在某石油炼化厂进行实际应用，对高温高湿情况下的湿度进行测量，准确性、可靠性得到了用户较高的认可。