烟气脱硝CEMS设计-环境监测在线分析技术

（1）烟气脱硝CEMS的取样设计及分析方案

由于SCR反应器位于锅炉省煤器出口的高温、高尘段，处理的锅炉烟气量达100%，因此脱硝CEMS的工况条件较为恶劣。

1）脱硝入口原烟气分析

取样点烟气温度达350℃左右，烟尘含量最高达30 g/Nm3左右，氮氧化物的含量与燃煤锅炉燃烧的煤种有关，一般大于400 mg/Nm3。在SCR入口侧检测NOx，从分析技术来看没有问题，难点主要在于必须采用高温取样探头，探头的加热温度应达到300℃以上，由于烟气的酸露点约在180℃，因此传输管线应保温在180℃以上（最好在200℃），这不同于脱硫的烟气取样。另外在除尘技术必须采取多级除尘技术，以满足分析仪器的要求。

脱硝入口原烟气要求监测氮氧化物和氧，分析方案如下：

①采用冷干法CEMS，选用非分散红外分析器测量氮氧化物，电化学传感器测氧，这是比较成熟的方案。

②采用原位法CEMS，选用紫外光谱仪测量氮氧化物，氧化锆探头测氧。

③也可以采用稀释抽取法CEMS，选用化学发光法NOx分析仪，可同时测量气体中的NO、NO2、NH3等

2）脱硝出口净烟气分析

脱硝出口净烟气要求是监测低浓度氮氧化物和微量氨逃逸量。取样点的工况条件也很恶劣，依然存在高温、高尘，同时存在高湿及高腐蚀，由于SCR催化剂在高温下工作（最高达450℃），烟气与氨水在催化反应后生成N2和H2O，因此净烟气中含水量较高，腐蚀性较强，加上氮氧化物浓度要求低于100 mg/Nm3，微量氨逃逸量要求控制在3μmol/mol左右，而微量氨又极易溶于水，这些对抽取法采样处理提出了苛刻的要求。

如果脱硝后的净烟气只要求测量氮氧化物，分析方案基本与脱硝入口相同，但须注意，对脱硝出口的烟气采样应增加除氨及铵盐环节，这是由于脱硝出口的烟气中含有SO2、SO3、NO、NO2等酸性成分，会与逃逸氨发生反应，生成复杂的铵盐化合物，对采样系统造成堵塞。

对脱硝出口逃逸氨的监测，技术难度较大，可供选择的技术方案有以下3种：

①采用原位型半导体激光光谱法测定微量氨，这是国内外广泛认可和普遍采用的方法。

②采用间接催化剂还原-化学发光法，同时测量NO、NO2、NH3在日本应用较多，在国内很少采用，使用的仪器日本Horiba公司和美国Teledyne公司均有产品。

③采用热湿型高温傅里叶红外光谱法，可以同时分析NO、NO2、NH3等多种组分。目前将FTIR用于脱硝监测的公司不多，主要有GasMet和MKS公司。(www.xing528.com)

（2）SCR测量氮氧化物的分析

燃煤电厂烟气中的氮氧化物主要是NO和NO2，一般情况下NO和NO2的比例约为9∶1，即NO含量为85%～95%。燃煤电厂脱硝CEMS对氮氧化物的监测，通常只测量NO，在计算氮氧化物排放总量时，如需考虑NO2的影响量，则对测量的NO值进行修正。

但是在SCR出口的氮氧化物总量中，NO和NO2的比例不固定，有时可能达到1∶1，甚至NO2的值更高。在SCR运行中，当喷入氨气后，NO的值变化较大，和喷氨量成反比。但NO2变化量不大，甚至在氨逃逸量较大的情况下，其浓度还有所增加。SCR出口检测氮氧化物总量时，应考虑这种可能出现的NO2浓度较高的情况，必要时应增设氮氧化物转换炉，将NO2转换成NO测量；或者分别测量NO和NO2，并计算氮氧化物的总排放量，才能真实反映SCR的脱硝效率。

（3）脱硝CEMS常规监测参数及范围

脱硝装置入口主要检测NOx、O2及烟气温度、压力等，其中含氧量的检测主要作用是监控脱硝装置的漏风率；烟气温度用于监控加入的氨流量，通常在SCR装置中，烟温超过300℃才可以喷氨，否则不具备还原反应的条件，如果烟气温度低，氨不被还原，反而会和SO3生成铵盐，降低催化剂的效果和使用寿命。还要检测入口、出口处的烟气压力差，可以得知催化剂层的压损和堵塞情况，为吹灰提供信息，同时还可以得知空气预热器的积灰和结晶情况。

（4）工况参数和测量范围

表5.3给出了典型的SCR脱硝反应器入口和出口各种污染物组分的含量和温压流参数。

表5.3　SCR脱硝前后烟气工况

脱硝CEMS分析组分的测量范围：

脱硝入口测量范围：NO：0～1 000～2 000 mg/m3；O2：0～25%。

脱硝出口测量范围：NO：0～300 mg/m3；O2：0～25%；NH3：0～10×10-6或0～20×10-6（μmol/mol）。

根据《火电厂烟气脱硝工程技术规范　选择性催化还原法》（HJ 562—2010）的要求，采用SCR工艺的脱硝装置，脱硝出口的逃逸氨浓度要控制在2.5 mg/m3以下，约3 ppmV。