烟气同时脱硫脱硝的三种 --- （火电厂烟气脱硫脱硝监测分析）

电厂烟气脱硫脱硝监测分析

摘要

随着经济的快速发展，环境问题日益突出，尤其是烟放问题已成为我国面临的主要环境问题之一。火电厂作为煤炭消耗的主要场所，其烟气中的硫化物和氮化物排放对环境的危害极大。为此，对火电厂烟气脱硫脱硝技术的监测分析至关重要。

一、引言

工业的发展带动了社会经济的繁荣，但随之而来的环境问题也不容忽视。火力发电厂在煤炭燃烧过程中产生的烟气中的硫化物和氮化物排放是环境问题的主要来源之一。对火电厂烟气脱硫脱硝技术的研究和监测分析显得尤为重要。

二、火电厂烟气脱硝技术

火电厂烟气脱硝技术主要是通过控制燃烧后烟气的成分，将NOx转化为无毒、无害的N2。目前，选择性催化还原（SCR）技术是火电厂烟气脱硝的主要方法。

1. 选择性催化还原（SCR）

SCR技术需要在催化剂的作用下，将火电厂烟气中的NOx转化为N2和H2O。此技术的关键在于选择合适的催化剂和维持稳定的反应温度。

2. 低温SCR

低温SCR技术是SCR技术的一种延伸，其能在较低的温度范围内进行反应，具有极好的应用前景。但低温SCR技术受到催化剂活性、外界环境以及水蒸气的影响。

三、火电厂烟气脱硫技术

烟气脱硫是目前脱硫效率更高，应用最为广泛的脱硫技术。根据其处理方式和特点，分为干法脱硫、半干法脱硫和湿法脱硫。

1. 干法脱硫

干法脱硫产生干粉状产物，设备简单，投资运行成本低，但脱硫效率较低。

2. 半干法脱硫

半干法脱硫应用较为局限，其投资运行费用低但脱硫效率也相对较低。

3. 湿法脱硫

湿法脱硫效率高，工艺成熟，尤其适用于大容量机组。但其设备占地面积大，投资维护费用高，存在腐蚀问题和二次污染可能。

四、火电厂烟气脱硫脱硝监测分析

对火电厂烟气脱硫脱硝的监测分析是确保烟放达标的关键。监测系统主要由颗粒物检测系统、气态物污染系统、烟放参数测量子系统组成。这些系统可以实时监测烟气中的颗粒物浓度、气态污染物浓度、烟气温度、烟气流量、烟气压力、烟气湿度等参数，为火电厂的环保管理提供重要依据。

随着我国环保要求的日益严格，火电厂烟气脱硫脱硝技术及其监测分析的重要性日益凸显。火电厂应加强对烟气脱硫脱硝技术的研发和应用，提高监测分析水平，确保烟放达标，为我国电力行业的健康发展和环境保护做出贡献。对于相关监测设备的研发和升级也是未来研究的重要方向。只有不断提高技术水平和监测能力，才能更好地保护环境，实现人类社会的可持续发展。随着社会经济建设的快速发展，环境污染问题日益受到社会各界的关注。在火电厂中，烟气脱硫脱硝技术已成为未来烟气净化技术的主要发展方向。为了更好地推动我国电力行业的可持续发展，对烟气脱硫脱硝监测技术的研究至关重要。

烟气脱硫脱硝监测系统主要采用了两种采样方式：直接抽取采样和稀释抽取采样。在我国，由于环保标准规定了对烟气污染物质的排放浓度，即标准状态下的干烟气数值，因此火电厂在进行脱硫脱硝监测时主要采用直接抽取采样方式。为此，干冷法直接采样系统成为了火电厂烟气脱硫脱硝监测中最常见的系统类型。

干冷法直接采样系统主要由探头、样气处理系统及在线分析表构成。在使用过程中，系统通过探头进行取样，然后通过电加热管线将烟气送至烟气处理系统。经过冷凝泵、过滤装置、湿度报警仪、流量计等，将冷却至常温的烟气送到分析仪。系统还应用脉冲反吹的方式，预防探头的堵塞，确保系统的正常运行。

在脱硫技术方面，所使用的烟放检测系统主要对烟气中的SO2、氧、烟尘和氮氧化物等进行检测。通过监测烟气脱硫装置及FGD的进出口二氧化硫含量，可以计算出脱硫效率。由于经过FGD脱硫的净烟气中二氧化硫浓度较低，含水量较高，监测难度较大。对此，可以采用多级除湿技术，如两级的压缩机制冷或电子制冷除湿。一般而言，湿法烟气脱硫装置的脱硫率可达90%-95%，甚至更高。

而在脱硝技术方面，主要运用SCR监测系统进行监测。SCR反应器位于锅炉尾部，处于高尘和高危阶段。当前，SCR脱硝系统的有效率已达70%以上。在反应器出口位置，氮氧化合物的浓度及分布不均匀会导致检测结果不准确。为解决这一问题，可以采取在SCR系统入口处增加导流板、进行流场均匀性测试实验或多点采样等方法。

对于火电厂烟气脱硫脱硝的设备投资，具体费用因设备类型、规模、技术等因素而异。例如，在浙江地区，脱硝脱硫除尘设备的价格会根据不同的设备供应商、技术水平和市场需求而有所差异。如果您有具体的设备需求，建议向相关设备供应商咨询以获取准确的报价。

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