1 烟气脱硫脱硝监测分析技术简介
火电行业是国家节能减排的重点，火电行业至2007年底的统计 ，二氧化硫排放总量为13万吨 ，占全国二氧化硫排放总量的51% ；氮氧化物排放总量约为800万吨 ，占全国氮氧化物排放总量的36%。《国家环境保护“十一五”规划》提出的二氧化硫及氮氧化物减排目标，推动了我国电厂烟气脱硫工程的快速发展，以及烟气脱硫在线监测分析工程技术的发展，电厂脱硫工程安装的烟气连续排放监测系统（CEMS）已近万套。脱硝工程及其监测分析也已经启动 ，即将形成新的技术热点。国内具备CEMS制造能力的厂家已达数十家，国家环保部门加大对重点污染源监控以及烟气排放标准修订以来，电力等行业的脱硫及其监测分析得到规范运作，CEMS在线分析工程应用技术也得到快速发展。
烟气脱硫技术（FGD）是指燃烧后的脱硫技术，按照脱硫产物的干湿形态分类为：干法、半干法、湿法工艺，其中湿法烟气脱硫工艺采用较多。石灰石/石膏脱硫工艺，是世界上使用较广泛的脱硫技术，目前 ，国内电厂烟气脱硫装置有85%采用该工艺 。
湿法烟气脱硫工艺的反应原理如下：
吸收 ：SO2+H2O=HSO3-+H+
氧化 ：HSO3-+1/2O2=SO42-+H+
结晶 ：CaCO3+2H+=Ca2++H2O+CO2
Ca2++SO42-+2H2O=CaSO4↓+2H2O
FGD的烟气连续排放监测系统CEMS，主要用于在线监测烟气排放的SO2、氧化氮NOx及氧O2等气体组分 ，通过监测FGD进口及出口的SO2含量，可以监测FGD的脱硫效率，通常湿法烟气脱硫FGD的脱硫效率可达到90-95%，最高可达99%。
电厂脱硝项目大多采用炉内脱硝（低氮燃烧技术）及烟气脱硝技术相结合 ，烟气脱硝技术主要指选择性催化还原技术（SCR）。国外烟气脱硝SCR在70年代已进入商业化应用 ，国内对电厂氮氧化物的排放控制是在2003年颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）后才开始的 ，标准规定火力发电锅炉氮氧化物允许最高排放浓度为450mg/m3。
SCR反应过程是在催化剂上游的原烟气中喷入氨及其他适合的还原剂，利用催化剂将烟气中的氮氧化物转化为氮气和水，其脱硝反应过程如下：
4NO+4NH3+O2 → 4N2+6H2O
2NO2+4NH3+O2 → 3N2+6H2O
SCR反应器的安装位置选择在燃煤锅炉的省煤器和空预器之间，进入反应器的烟气温度为320~420℃。SCR脱硝过程主要检测氮氧化物、氧等参数 ，可以监测SCR的脱硝效率 ，SCR脱硝效率可达到70—90%。为控制脱硝过程中氨的使用及保护设备，必需监测SCR出口的氨逃逸量。
电厂烟气脱硫脱硝的监测分析，国外已成熟应用CEMS及微量氨检测技术，国内烟气脱硫CEMS的在线分析应用技术也已经比较成熟；脱硝CEMS监测由于应用在高温高尘段，且起步较晚 ，尚有一定技术难度 。SCR出口的微量氨逃逸量检测难度较大，国外大多采用可调谐激光分析氨逃逸量 ，国内已经开始应用 。
2 烟气脱硫FGD监测参数及CEMS在线分析工程应用技术探讨
2.1 FGD工艺及其主要监测参数
湿法烟气脱硫FGD设备通常安装在锅炉烟气电除尘设备之后 ，以石灰石/石膏脱硫工艺为代表，该工艺的典型流程为：锅炉排烟原烟气→增压风机增压→气气热交换器（简称GGH）降温→吸收塔脱硫→除雾器除雾→净烟气→GGH升温→烟囱→排入大气 。通常要求在烟气脱硫设备FGD的原烟气侧及净烟气侧各安装一套CEMS ，典型监测参数见表1 。
CEMS一般由样气采集（即取样系统）、测试、数据采集和处理三个子系统组成 ，测试主要包括 ：颗粒物（烟尘）监测，烟气参数（温度、压力、流量 、湿度等）监测 ，气态污染物（SO2/NOx/O2或CO2）监测等。
CEMS按照取样方式通常分为抽取采样系统和和原位测量系统（又称直接测量法），抽取采样系统分为直接抽取采样（又称完全抽取式）和稀释抽取采样（又称稀释抽取法），直接抽取法分为冷干法直接抽取采样和热湿法直接抽取采样 ，原位直接测量又分为点测量和线测量系统 。
我国环保标准规定：烟气污染物排放浓度是指在标准状态下干烟气的数值，即干基测量。我国电厂锅炉烟气气态污染物监测，在初期各种取样方式都有，由于我国环保标准规定干基测量 ，近年来电厂大多选用冷干法直接抽取采样的CEMS。
2.2.2 冷干法直接抽取法采样系统及其典型设计参数
直接抽取法系统配置由取样探头、样气处理系统和在线分析仪器等组成 。系统流程通常采用加热过滤取样探头采样 ，通过电加热样品管线，将样品输送到安装在现场分析小屋的分析仪器柜 ，经过样气处理系统的除湿冷却器（压缩机式或电子除湿器）、隔膜式抽气泵 、精细过滤器及湿度报警器、流量计及各种阀件等，将冷却到常温及干燥洁净的样气，送到分析仪器检测。系统采用蠕动泵及时排去除湿器产生的冷凝水，并采用旁路流量放空加快系统的反应速度，采用脉冲反吹技术防止取样探头堵塞。
CEMS设计根据客户现场工艺及环境要求设定相关参数，其典型值为 ：加热过滤取样探头加热保温到150-180℃，过滤精度优于2～3微米；样气输送管线加热保温在120℃左右 ；系统按需要采取一级或两级除湿，致冷温度设定3～5℃ ；系统精细过滤器过滤精度可达到0.1～0.3微米；气溶胶过滤器用于去除样气中的微细雾滴；取样泵通常设置除湿器后或两级除湿器中间 ，取样流量约3～5L/min，其中单台分析仪器样气流量约1L/min ，放空流量大于1.5 L/min。
2.2.3 CEMS在线分析工程应用技术及系统设计要点
CEMS在线分析工程技术的应用，首先要根据不同的测量对象、取样方式、测量范围和精度要求，选取不同的分析测量技术及分析测量仪表 ，常见的在线分析测量技术分类见表2。
表2 CEMS分析测量技术分类
根据不同客户的需求及测量参数，CEMS系统设计要点要选择适宜的分析测量技术及测量仪表 ，选取适宜的取样方式和样气处理系统，根据确定的取样方式设计系统的流程、选型及配置。国内客户对气态污染物——SO2 、NOx等在线分析监测大多选用进口仪表，如西门子、ABB 、富士等。国外气体分析仪已实现模块化、多组分分析；国产气体分析仪及烟尘 、流量、温度、湿度等测量仪表也基本能满足在线监测要求。样气处理系统关键部件的抽气泵、除湿器、蠕动泵等大多选用进口部件，如M&C、比乐等。国内CEMS厂商也已经具备制造样气处理系统关键部件及集成系统分析柜、分析小屋的能力。
CEMS在线分析的可靠性，主要决定于测量仪表及样品处理系统的设计选型及配置，测量仪表及系统部件的选型必须适用、可靠，材质必须满足防腐蚀要求。例如，与烟气接触的管道及部件必须选用耐腐蚀的聚四氟乙烯或316不锈钢材质，探头 、取样泵、除湿器等必须耐腐蚀。系统安装调试中，特别注意确保烟气采样、传输中要加热保温在烟气露点之上，同时要保证烟气除湿过程的快速除水 ，避免被测组分被水分吸收而流失，以确保样气的真实性 。
CEMS的设计标准应符合行业标准《HJ/T76-2007》规定的技术要求与检验方法，例如，分析仪表的零点漂移及量程漂移应≦±2.5%FS，直接抽取法标定时，要求零气、标气要与样气的路径相同，即标气要求从取样探头处进入 。
2.2.4 CEMS的数据采集、处理及传输
系统大多采取PLC进行现场数据采集、控制 ，数据采集包括：气态污染物SO2/NOx及O2 、烟尘浓度和烟气温度 、压力、流速、湿度等测量仪表的模拟量输出（测量仪表输出 ：4-20mA及RS232接口） ，并控制样气处理系统的探头反吹、系统标定 、仪器标定 、温度及湿度和压力测量报警等。
DAS由工控机（或PC机）及专用的监控组态软件等组成 ，负责实时采集PLC传输的分析信号 ，具备的数据处理功能包括：单位换算、浓度折算、系数修正 、数据加标，数据存贮、文档管理 、历史趋势查询等，以及数据报表打印、数据传输等功能。系统传输包括DAS与电厂脱硫DCS连接，以及数据传输到当地环保部门等 。传输协议应符合HJ/T212-2005的要求，传输方式包括：PSTN（拨号传输）及GPRS/CDMA（网络传输）等。DAS应具备在异常情况下的自恢复和安全管理能力。
另外，DAS也有专业数采仪供应 ，采用专用数据处理机及监控软件，具备数据采集、处理及传输功能，可取代PLC作CEMS的现场数据采集控制。
2.3 CEMS在线分析工程应用技术的再探讨
我国环保部门已颁布了HJ/75-2007和HJ/76-2007行业标准 ，并开始对电厂脱硫工程及CEMS运行进行规范验收和数据监控。近几年来，我国火电厂烟气脱硫工程及CEMS在线分析应用技术得到快速发展 ，运行质量有较大提高，但电厂锅炉烟气CEMS的在线分析应用仍存在不少问题。
2.3.1 CEMS在线运行主要问题是系统的可靠性
从系统取样方式分析，直接抽取法系统主要存在系统除湿及耐腐蚀问题，由于烟气采样 、传输的加热保温及除湿效果不好，烟气析出的水分与二氧化硫等生成稀硫酸 ，对系统管道及部件会产生严重腐蚀；水分吸收二氧化硫，又影响到微量二氧化硫测量的准确性 ，直接影响系统测量精度及可靠运行。
稀释抽取法系统主要存在取样的稀释探头可靠性问题，如：探头稀释比的稳定性，以及零气稳定与干燥 、洁净等问题 ，零气处理不好会造成更大的分析误差。
原位安装的直接测量系统，由于被测烟气含水量、烟尘量和各种干扰组分的影响长期存在 ，以及安装条件恶劣 ，环境高温及烟道振动，也直接影响到系统的可靠运行。
可见 ，各种取样方式都有其不足，关键是要从客户工况条件出发，从系统在线工程应用技术的高度分析，选择合适的取样方式，做好系统本身的质量控制。
2.3.2 影响CEMS在线运行的重要因素是设备维护和备品备件的及时供应
我国电厂早期运行的CEMS大多是从国外引进设备配套的，电厂缺乏维护人员 ，供应商的服务及备品备件不能及时保障 ，造成设备开机运行后，由于多种原因不得不停用 ，据统计九十年代后期国内电厂CEMS正常开机率仅30%；
近十余年来，随着国内外CEMS供应商产品质量及服务的提升，特别CEMS行业标准的贯彻，CEMS逐步规范化，其在线运行率得到提高 。但由于客户维护力量不足，备品备件不能及时供应，直接影响CEMS的正常运行。从系统工程应用分析，设备可靠，日常维护好，备品备件及时更换，才能确保系统正常运行。
2.3.3 CEMS在线测量技术要及时适应技术进步的新要求
电厂烟气处理设备技术的不断更新，对CEMS测量要求也不断提高。例如 ：电厂脱硫技术发展，FGD净烟气二氧化硫浓度已经小于200 mg/Nm3 ，甚至达到50-100 mg/Nm3 。湿法脱硫 ，烟温低 ，含水大，脱硫后CEMS对系统除湿及二氧化硫分析灵敏度要求提高，系统必须适应新要求。
电厂除尘工艺设备更新 ，以及锅炉烟尘排放标准由原来的200mg/Nm3降低到50mg/Nm3 ，原来高浓度测尘的浊度法仪器已经不适合 ，需要逐步改为适宜低浓度测尘的散射法仪器 。
CEMS除电力行业外 ，在垃圾焚烧、冶金、石化、建材等行业的废气排放监测也已经得到应用。客户分析对象及测量要求不同，CEMS测量技术也必须适应不同客户的需求 。
3烟气脱硝SCR监测分析及SCR氨逃逸量分析
3.1 烟气脱硝设备SCR监测分析
SCR反应器位于锅炉省煤器出口的高尘段 ，处理的烟气量达100%，SCR在锅炉正常负荷范围内 ，要求脱硝效率不低于60% ，SCR反应器出口的氮氧化物浓度的设计值要求不高于160㎎/Nm3（6%含氧量、干烟气）。SCR监测分析的典型监测参数见表3。
表3 烟气脱硝SCR主要监测参数（以某电厂2*660MW为例，供参考）
烟气脱硝入口及出口氮氧化物监测的在线分析工程技术大多采取直接抽取法CEMS ，其难点在于被测烟气高温、高粉尘 、高湿及高腐蚀，造成取样探头易堵塞 ，系统易腐蚀；其对策主要是对采样及样气处理系统采取多级过滤除尘 ，两级除湿 ，采取气溶胶过滤除雾滴等措施 ，提高系统除尘、除湿的能力，确保系统可靠运行。SCR出口监测微量氨采取激光原位测量法。
3.2 烟气脱硝设备SCR氨逃逸量的检测
3.2.1 检测SCR出口氨逃逸量的重要意义。
在脱硝过程中 ，控制氨的注入量非常重要。氨的注入量既要保证有足够的氨与氮氧化物反应，以降低氮氧化物排放量，又要避免烟气中逃逸过量的氨。
注入过量的氨不仅会增加腐蚀，缩短SCR催化剂寿命，还会污染烟尘 ，增加空气预热器中氨盐的沉积，以及增加向大气的氨排放 。特别是铵盐——硫酸氢胺（ABS）的形成，ABS在温度降低时 ，会吸收烟气中的水分，形成腐蚀性溶液 ，会堵塞催化剂，造成催化剂失活（即失效）。烟气经过空气预热器时，在热交换表面会形成ABS，并产生沉积 ，降低空气预热器的效率。氨逃逸量的准确测量具有重要意义，对SCR出口的氨逃逸量监测并控制在2—3×10-6（ppm），可延长空气预热器检修周期及催化剂更换周期。
3.2.2 SCR反应器出口检测氨逃逸量的技术难点及激光原位测量
SCR出口的烟气高温、高湿、高粉尘及高腐蚀 ，使氨逃逸量法对策监测难度很大。如何确保烟气取样，处理后的微量氨是真实的，成为非常重要的技术课题 。
抽取法分析系统测量微量氨 ，通常要求先将NH3先转化为NO，采用化学荧光分析法检测微量NO，再转换成氨的测量值，存在转换器转换效率问题。另外 ，在样气取样及传输过程存在水分对微量氨的吸收等影响因素，使得抽取分析法测量微量氨很困难，准确度也难于保证 。
采用原位式分析系统检测微量氨，无需采样直接测量氨浓度，没有样气取样及传输带来的影响 ，也不存在转换器的转换效率问题。采用激光分析原位测量微量氨是线测量，更具有代表性。
4 可调谐激光分析仪及氨逃逸量的监测
4.1 激光原位测量微量氨的典型产品
国外燃煤电厂SCR监测中已经广泛使用激光原位测量微量氨，国外激光分析主要有西门子、SICK、ABB等公司的产品 。
西门子可调谐激光分析LDS系统主要包括（1）中央处理单元，（2）激光发射和接收探头，（3）复合光缆与回路光缆等 ，复合光缆由光纤和低压传输电缆（24V）组成，连接探头和中央处理单元。
西门子LDS系统的中央处理单元 ，包括操作控制面板、显示、处理器、激光源、内置参比池和输入/输出等，控制处理器最多可控制三个采样点。发射与接收探头分别安装在被测烟道的两侧 ，发射探头由光缆接头传输发出激光，接收探头通过光电检测器接收被吸收后的激光信号，并转化为电信号 ，通过电缆输出到中央处理器进行信号处理 ，探头的光学部件采取正压空气保护。
西门子LDS6外形见下图1 。
4.2 可调谐激光原位分析微量氨的测量原理
可调谐激光分析微量氨系统，是基于通过对气体的特征吸收光谱来测定气体成份浓度 。将气体吸收谱线按波长展开 ，不同气体在某些特定波长产生吸收峰被称为该气体的特征吸收谱线。由于选择的可调谐激光光谱的宽度远小于被测气体的特征吸收谱线的宽度，通过选择激光波长接近于待测成份的某吸收谱线。可调谐激光二极管采取改变激励电流或温度，使激光波长被调谐实现涵盖所选的波长范围，包涵吸收谱线，当激光波长等于被测气体的特征吸收波长，激光将被吸收，其吸收程度可从接收信号分析得到 。
在近红外线波段NH3及H2O的吸收谱如图2。通过对NH3的吸收谱线的信号检测，可测量NH3浓度。
4.3 激光原位测量氨逃逸量的工程应用
SCR烟气脱硝技术在美国 、日本及欧盟等国外火电厂已经普遍使用，国内燃煤电厂的烟气SCR脱销装置已经建成或在建有数十套。国外电厂大多采用激光分析原位测量微量氨，国内新建或在建的SCR装置大多也选用激光原位测量氨逃逸量 。西门子LDS6可调谐二极管激光分析仪 ，在国外已成熟应用于SCR原位检测微量氨 ，该产品已通过美国EPA环境技术验证 。
激光原位测量氨逃逸量仪器，要特别注意安装条件 ，由于原位测量仪器的发射、接受探头是直接安装在SCR出口烟道壁上，测量探头易受到钢制烟道壁的振动及温度变化发生应变等恶劣环境影响，可能会产生测量不稳定或不应有的指示值漂移；环境恶劣及安装烟道不符合要求时，可采取设置旁路烟道测量 。
西门子LDS6产品，由于其激光器是安装中央处理单元内，中央处理单元通常安装在现场机柜或分析小屋内，发射和接受探头的光信号是通过光缆接头传输。相对于将激光器直接安装在发射探头内部的同类产品，受烟道震动的影响要小得多，但同样需要注意安装条件及采取减震处施 。