干法脱硫采用固体作为脱硫剂，它以能耗低、再生操作简单、占地面积小等优点成为沼气脱硫研究的热点，其中氧化铁与活性炭作为可再生的经济性脱硫剂，在干法沼气脱硫中应用最为广泛。　　1、干法脱硫主要方法　　干法脱硫的具体反应过程是首先通过物流吸附将H2S吸附在吸附剂的表面，然后是吸附剂与H2S发生化学反应生成单质硫的过程。因为干法脱硫所使用的脱硫剂大多数是粉末状或颗粒状，其整个过程是在完全干燥的环境下进行的，所以脱硫过程不会对设备和管道等产生腐蚀和结垢的影响。干法脱硫的适用范围是含较低浓度的H2S的气体，其优点在于脱硫工艺设备比较简单及工艺技术方面比较成熟。　　目前，最常用的干法脱硫方法有氧化铁法、氧化锌法、活性炭吸附法和膜分离法等。这四种脱硫方法中只有氧化铁与活性炭是可以再生的，而参与脱硫失去活性并不可再生废氧化铁和活性炭已被列为国家危废名录，因此，采用氧化铁法与活性炭法的企业单位还会碰到到后续脱硫废弃物的回收处理问题。下面小沼就对氧化铁法与活性炭法脱硫的工艺原理，以及后续脱硫废弃物的回收处理问题进行简要阐述，希望对采用干法脱硫工艺的企业有所裨益。　　2、氧化铁法脱硫　　（1）脱硫及再生原理　　氧化铁法脱硫是以氧化铁为基本脱硫剂，脱除沼气中的硫化物，氧化铁法由脱硫和再生两个过程组，成其反应式为：　　脱硫：Fe2O3?H2O+3H2S→2FeS+4H2O……(1)　　再生：4FeS+3O2→2Fe2O3+4S……(2)　　氧化铁存在着多种形式，而只有α-Fe2O3?H2O和γ-Fe2O3?H2O这两种形态能作为脱硫剂。氧化铁吸收H2S的反应速度视其与氧化铁表面的接触程度而变化，要求脱硫剂的空隙率应不少于50%。　　氧化铁脱硫时，沼气中的H2S在固定氧化铁(Fe2O3?H2O)的表面进行反应，沼气在脱硫器内的流速越小，接触时间越长，反应进行得越充分，脱硫效果也就越好。当脱硫剂中的硫化铁含量达到30%以上时，脱硫效果明显变差，脱硫剂不能继续使用，需要再生。将失去活性的脱硫剂与空气接触，把Fe2S3?H2O氧化析出硫磺，即可使失去活性的脱硫剂再生。由于再生时析出硫沉积在氧化铁的表面，有时竟达到氧化铁含量的2.5倍以上，所以要其中的硫分离出来，或更换新的脱硫剂。　　氧化铁再生注意事项　　①为防止向沼气中投加的空气过量，应定期化验脱硫塔出口沼气中O2的浓度，氧含量应控制在1%以下。　　②不但要定期检测脱硫前沼气中H2S的含量，还要检测脱硫后H2S的含量，当脱硫效率低于90%时，说明脱硫剂已经接近饱和和硫容，脱硫剂已失效，应更换脱硫剂，可从脱硫塔底部放掉部分失效的脱硫剂，在从顶部补充新的脱硫剂。　　③为保证脱硫效果，脱硫塔内氧化铁的装填量应保证反应层高度与脱硫塔直径之比大于3~4。　　注：定期检测脱硫罐内的O2含量以及脱硫前后H2S含量，可配置一台便携沼气分析仪Gasboard-3200Plus，实时获取现场工艺参数，以控制空气进入量，确定脱硫剂换新时间，保证脱硫剂再生效果与脱硫效率。　　Gasboard-3200Plus采用国际领先的非分光红外气体分析技术及长寿命电化学传感技术，可同时测量沼气成分中CH4、CO2、H2S、O2等气体体积浓度。在延续上一代产品高精度、无耗材等优势的同时，体积减小75%，重量减小60%，小巧出众，携带更加方便。　　（2）干法脱硫器的使用　　干法脱硫装置多为塔式，连续干法脱硫器一般采用3个脱硫塔串联工作。颗粒状脱硫剂是相互转换使用，新鲜脱硫剂首先装入第3塔，然后由第3塔排出，经过活化萃取后，依次再装入第2塔和第1塔。脱硫剂从第1塔排出，再采用过氯乙烯萃取脱硫剂中的硫元素，将处理过的脱硫剂，转换到第3塔循环使用。装置中约80%的脱硫剂要经过萃取，各塔内脱硫剂经过活化萃取过筛后要损失掉一部分，只能用新鲜的脱硫剂来补充。　　连续脱硫装置节约了脱硫的处理费用，并实现工艺过程的连续性。当脱硫器出口的沼气中H2S含量超过使用要求指标时，即使脱硫剂中硫化铁含量未到30%，也应进行脱硫剂的再生，再生过程要控制好床层温度，一般为30~70℃，最高不超过90℃。　　对于吸附流量较小的情况，一般采用空气再生，当床层温度升高过快时，则用关小空气进气阀来控制温度。对于含硫量大的情况，则采取强制通气再生。　　再生过程所需时间取决于吸硫量的多少，吸硫量多，再生过程长；否则再生过程短。再生一般为2~3次。待床层温度不在上升，而进口和出口空气中的含量基本相等时，则表明再生过程结束。　　（3）废氧化铁回收处理方法　　①回收　　废脱硫剂的处理过程即为收集脱硫剂表面有机硫和单质硫的过程。单质硫的回收方法主要采用溶剂萃取法，通过使用不同的有机溶剂，根据硫在不同温度下的溶解度不同，将脱硫剂中的硫分离出来，然后再用结晶或蒸馏的方法把溶解下来的硫加以回收。而有机硫的回收方法也主要采用溶剂萃取法，所以在对有机硫和单质硫进行回收时，涉及到二者的流程先后问题。　　在使用溶剂抽提法对废脱硫剂进行抽提时，虽然有机溶剂对单质硫和有机硫的抽提机理不一定相同，但两者都被抽提出，对于二者的分离造成一定困难，而单质硫以溶剂萃取为主，且大多萃取发生的温度较高，已引起有机硫挥发而散失掉，相对而言，有机硫在常温下就可以被乙醚等溶剂溶解，所以在先后次序上应有机硫为先，而单质硫次之。　　②再生　　一般而言，废脱硫剂主要是Fe2S3的再生，即是在氧气存在的条件下再生：　　2Fe2O3?H2O+3O2→Fe2O3?H2O+6S+Q　　由于氧气再生时将放出大量的热，反应器内温度上升很快，易引起温度过高而烧坏脱硫剂或引起气体爆炸和燃烧，所以再生过程中必须对氧气的加入量加以严格控制，同时加入水蒸气的量也应严格地按照操作程序加以控制，通过文献可知，经过处理的废脱硫剂及其再生能力有所恢复，所以通过此法可达到回收和再利用的双重目的。　　3、活性炭法脱硫　　（1）脱硫及再生原理　　活性炭又名碳分子筛，是一种多孔性物质，主要是利用其的催化和吸附作用，可用于脱除沼气中H2S气体。活性炭法也是由脱硫和再生两个过程组成。其反应式为：　　脱硫：2H2S+O2→2S+2H2O……(1)　　再生：nS+(NH4)2S→(NH4)2Sn+1……(2)　　(NH4)2Sn+1→nS+(NH4)2S……(3)　　活性炭具有储存氧气的能力，在脱硫过程中，活性炭催化H2S与其中储存的氧气反应生成S后被吸附于活性炭表面。当活性炭吸附饱和时（活性炭上H2S的浓度超过3ppm），脱硫效率明显下降，必须进行再生。这时可用质量分数为12%~14%的硫化铵溶液对其进行再生，而反应生成的多硫化铵进行蒸汽加热后可分解为硫化铵与S，硫化铵继续循环利用，S便从活性炭中析出，析出的硫流入硫回收池，水冷后形成固态硫。　　（2）废活性炭回收处理方法　　活性炭经吸附饱和后，其内部的空隙结构被吸附质堵塞，从而丧失吸附能力而需要更换，更换出来的废活性炭丢弃后，既造成资源浪费，同时也会对环境产生二次污染。因此寻求废活性炭有效的再生方法十分重要。　　首先，我们要明确，在处理废活性炭的时候，有哪些活性炭可以再生，又有哪些活性炭不可以再生呢？　　一般可以做到再生的都是一些具有固定形态的活性炭产品，例如废柱状活性炭，废椰壳活性炭等废果壳类活性炭等，因为这些具有固定形态的活性炭产品在使用过后，其外观形态不会改变，所以，这些活性炭在经过再生处理的时候会相对容易一些，并且再生成本相对低廉一些。而那些不具备稳定形态的活性炭产品就不好再生，例如废粉状活性炭和废蜂窝活性炭等，由于粉状活性炭的流动性较强，回收时难度系数会很大，所以，再生粉状活性炭就比较困难，导致再生粉状活性炭的成本比新生产粉状活性炭的成本还要高，至于废蜂窝活性炭很少再生的原因是因为蜂窝活性炭属于易碎品，在运输或者使用的过程中稍不注意就会造成更大的破损率，最终导致无法使用的结果，所以废蜂窝活性炭也不适合再生。　　人们通过对活性炭有效再生方法进行了大量研究，提出了各种再生工艺技术，如：热再生法、湿式氧化再生法、生物再生法、超声波再生法、溶剂再生法、电化学再生法、微波辐照再生法、催化湿式氧化再生法等。活性炭再生不仅为企业节省了资源，减少了二次污染，同时会带来很可观的经济效益，是值得重视研究的。　　4、危废回收处理办法　　（1）省内处理　　由于异地危废处理制度的限制，为简化处理流程，一般企业无法处理的废氧化铁脱硫剂和废活性炭需要移交给省内具有危险废物收集、贮存、处置综合经营许可证，且符合废氧化铁脱硫剂和废活性炭回收范围的单位进行回收处理；企业若想自行处理危废，则同样必须拥有该资质，申请危险废物收集、贮存、处置综合经营许可证应当具备下列条件：　　①有3名以上环境工程专业或者相关专业中级以上职称，并有3年以上固体废物污染治理经历的技术人员。　　②有符合国务院交通主管部门有关危险货物运输安全要求的运输工具。　　③有符合国家或者地方环境保护标准和安全要求的包装工具，中转和临时存放设施、设备以及经验收合格的贮存设施、设备。　　④有符合国家或者地方环境保护标准和安全要求的处置设施、设备和配套的污染防治设施。　　⑤有与所经营的危险废物类别相适应的处置技术和工艺。　　⑥有保证危险废物经营安全的规章制度、污染防治措施和事故应急救援措施。　　⑦以填埋方式处置危险废物的，应当依法取得填埋场所的土地使用权。　　（2）省外处理　　危废是可以跨省处理的，但非法跨区域处理危废是严厉禁止的。根据《中华人民共和国行政许可法》、《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》、《危险废物转移联单管理办法》，危废处置企业需异地处置的，应向移出地省级环保部门提交跨省转移申请材料，如果合格，由移出地省级环保部门发函征求移入地省级环保部门意见。根据回函意见，移出地省级环保部门做出同意或不同意许可意见。同时在转移的过程按照《危险废物转移联单管理办法》相关规定做好各项工作，具体可以参考该管理办法。　　虽然氧化铁法与活性炭法在沼气脱硫工程中可实现脱硫剂的再生循环使用，但当氧化铁脱硫剂使用完全以及活性炭吸附饱和，伴随而来就是最终报废的事实并逐渐成为一种新的固体污染源，在提倡可持续发展的今天，环境恶化所带来的问题日益突出，所以这些废氧化铁脱硫剂和活性炭是必须进行合理地回收与处理的。　　（来源：沼气圈）　　

　　秸秆沼气集中供气工程可为农村带来良好的社会效益和环境效益，而且具有显著地温室气体减排效益。秸秆沼气集中供气工程是以农作物秸秆、畜禽粪便等为原料，通过厌氧发酵产生沼气，是对农业废弃物资源化利用的重要方式之一。沼气替代传统能源可减少CO2排放，本文将对秸秆沼气集中供气工程的温室气体减排效益作出分析，为沼气工程发展和制订温室气体减排策略提供参考。　　一、秸秆沼气集中供气工程现状　　传统的秸处理主要采用田间焚烧处置方式，既浪费能源，又造成空气污染。秸秆沼气集中供气工程可将秸秆厌氧发酵产生的沼气利用管道把沼气输送到各家各户。与户用沼气相比较，集中供气具有以下优点：　　1、 克服沼气原材料局限问题　　传统发酵技术主要以畜禽粪便作为原料，然而一家一户养殖方式正逐步被规模化、专业化的现代养殖模式所代替，原料短缺日益成为制约户用沼气发展的瓶颈。　　2、 克服沼气池管理麻烦问题　　传统沼气池一般进料、出料和搅拌比较频繁，而且夏季产气量大，“过剩沼气”不能及时排出时容易涨池；冬季因低温产气不足，会影响正常使用。集中供气实行专业化管理，保障用户稳定、持续用气。　　3、 有利于沼气综合利用　　传统沼气池由于采用半连续发酵方式，往往存在发酵不完全、不彻底，不能有效杀灭各种病原，使沼液沼渣综合利用受到很大影响。　　4、 有利于用户节约用能支出　　秸秆沼气集中供气，不仅日常维护全部免费，而且每立方米沼气价格远远低于管道煤气。　　5、 解决零气集供　　与户用沼气相比，沼气集中供气通过管道直接送到农户家中，使农民像城市居民一样用上管道燃气。　　沼气集中供气工程不仅使农户省事省工省钱，而且管道输送的沼气压力稳定、产气量足。凭借相对于煤炭、天然气和柴油等常规能源高性价比优势，秸秆沼气将成为当地村民用能首选。　　二、秸秆沼气集中供气工程温室气体减排效益　　1、 生物质燃料秸秆CO2排放量　　以业内学者提出的CO2排放量计算方法为依据，公式如：　　CBM=BM×Ccont×Ofrac×44/12　　式中CBM——生物质燃烧的CO2排放量，t；BM——生物质燃料的消耗量，t；Ccont——生物质燃料的含碳量，%；Ofrac——生物质燃料的氧化率，%；　　秸秆的含碳系数为40%，氧化率为85%，秸秆的CO2排放量采用下列公式计算：　　CS=S×0.4×0.85×44/12=1.247S　　式中CS——是秸秆燃烧的CO2排放量，t；S——是秸秆的消费量，t。　　以某工程为例，该工程每年消耗秸秆约160t，CO2相对分子质量与C原子质量之比44/12；由此计算出秸秆燃烧的CO2排放量约为200t。　　2、沼气利用替代煤炭使用时的CO2排放量　　该工程每年产生沼气9万m3，假设每立方米沼气可以替代2kg的煤炭，该工程每年产生的沼气可以替代180t煤炭。我国无烟煤的热值为24493TJ/Mt，碳排放系数为26.39Tc/TJ，民用部门的碳氧化率为80%；因此，甲烷作为燃料使用每年可以避免因煤炭使用而导致的二氧化碳排放量为：　　180t×24493TJ/Mt×26.39Tc/TJ×80%×44/12=341t　　综上所述，该工程的温室气体排放为每年8605吨CO2当量。以国际碳汇市场价格（1tCO2=15欧元）计算，可带来122.8万元的经济效益。　　三、结语　　秸秆沼气集中供气工程可有效促进中国可再生能源的发展，缓解能源危机，同时使用沼气分析仪Gasboard-3200能够有效的提高沼气纯度，减少温室气体的排放，是减缓气候变化的一个重要方式。　　除此之外，这也效利用了农村生活和生产中的废弃物，改善了农村环境质量，实现环境、经济、社会效益的统一。　　采用了国际领先的非分光红外气体分析技术及长寿命电化学传感技术，能够同时测量沼气成分中的CH4、CO2、H2S、O2等气体的体积浓度，测量准确度高，多组分测量气体间无交叉干扰。在制作工艺方面采用了双通道设计，稳定性强，能够进行自我诊断，可在线进行传感器状态检查。　　（来源：沼气圈）　　

　　在厌氧反应器的运行中，我们经常遇到厌氧反应器跑泥、不长泥或者中毒失去活性，有些时候厌氧颗粒污泥流失过多，甚至需要重新采购颗粒污泥；但如果颗粒污泥中毒，失去活性，即便及时重新购买，也需要较长时间的恢复期，给企业带来较大的经济损失。本期，咱们就来聊一聊厌氧反应器运行中最重要的部分，厌氧颗粒污泥的培养，及其中毒后失去活性该如何恢复。　　厌氧颗粒污泥本质上是多种微生物的聚集体，主要由各类产酸细菌和产甲烷细菌组成，产酸细菌在颗粒外部，产甲烷细菌在颗粒污泥内部。颗粒污泥中参与分解复杂有机物、生成甲烷的厌氧细菌可分为如下三类：　　第一类：水解发酵菌，对有机物进行最初的分解，生成有机酸和酒精。　　第二类：产乙酸菌，对有机酸和酒精进一步分解利用。　　第三类：产甲烷菌，将乙酸以及其它一些简单化合物转化成为甲烷。　　1.厌氧颗粒污泥的特点　　厌氧颗粒污泥分为淀粉、淀粉糖、柠檬酸、酒精、造纸等行业高浓度污水处理系统中的高负荷厌氧反应器（EGSB、IC）生产出的新鲜颗粒污泥。作为接种污泥可用于淀粉、淀粉糖、柠檬酸、酒精、啤酒、造纸、蛋白、食品、味精等行业的污水处理系统中高负荷厌氧反应器（IC、EGSB、UASB等）的启动运行。其特点如下：　　①厌氧颗粒污泥体型规则呈球形，VSS/TSS≥0.7　　②颜色呈灰黑色或褐黑色，包裹灰白色生物膜　　③沉降速度50-150m/h，粒径0.5-2mm，颗粒度大于90%　　④相对密度1.01~1.05左右，最大比产甲烷速率≥400mlCH4/（gVSS?d）　　2.厌氧颗粒污泥的生长条件　　厌氧颗粒污泥的维持和生长需要特定的条件。主要的指标有稀释率和微生物的生长速率。稀释率为进水流量(m3/h）除以反应器的容积(m3)，即水力停留时间的倒数。　　微生物的生长速率为反应器中单位量的微生物(kg)可以合成微生物的速度(kg/h)。在颗粒污泥生长的过程中，微生物洗出的速度需要小于微生物的最大生长速度，一旦稀释率大于微生物最大生长速度，悬浮生长的微生物将会洗出。　　3.影响污泥颗粒化的因素　　①无机盐浓度　　无机盐浓度过高，污泥会钙化，导致活性降低。　　②悬浮固体　　悬浮物会造成污泥产甲烷活性的降低，阻碍有机物的降解，引起污泥流失。　　③启动方式　　采用低浓度进水，结合逐步提高水力负荷的启动方式有利于污泥颗粒化。这是因为低浓度进水可以有效避免抑制性生化物质的过度积累，同时较高的水力负荷可加强水力筛分作用。　　④水力停留时间　　水力停留时间是指调节酸化池的停留时间，一般情况下，水力停留时间越长，预酸化度越高，不同废水如采用相同的水力停留时间，废水的预酸化度不同。预酸化度，一般应控制预酸化度在30~50%之间，如预酸化度过高，则不利于污泥颗粒化，会导致絮状污泥增多，随着水力负荷过大或产气量增高，容易引起颗粒污泥流失。　　⑤碱度　　一般认为，进水水质中碱度通常应在1000mg/L(以CaCO3计)左右，而对于以碳水化合物为主的废水，进水碱度：COD>1:3是必要的。有学者研究表明，在颗粒污泥培养初期，控制出水碱度在1000mg/L(以CaCO3计)以上能成功培养出颗粒污泥。在颗粒污泥成熟后，对进水的碱度要求并不高。这对降低处理成本具有积极意义。　　⑥接种污泥及接种量　　一般来说，对接种污泥无特殊要求，但接种污泥的不同对形成颗粒污泥的快慢有直接影响。因此，保证污泥的沉降性能好、厌氧微生物种类丰富、活性高，对加快颗粒污泥的形成是十分有利的。对接种污泥的量，有学者研究认为，厌氧污泥接种量为11.5kgVSS/m3(按反应区容积计算)左右时，对于迅速培养出厌氧颗粒污泥是合适的。　　⑦水力负荷　　水力上升速度与产气搅动可洗出细颗粒污泥和絮状污泥。这是最重要的一条，需要循序渐进。水力负荷太低，会导致大量分散污泥过度生长，从而影响污泥的沉降性能，甚至会导致污泥膨胀。但水力负荷过大，会对颗粒污泥造成剪切并会剥落未聚集细胞体的胞外多糖粘滞层而阻碍粘附聚集。因此，在启动初期，应采用较小的水力负荷(0.05-0.1m3/m2?h)使絮体污泥能够相互粘结，向集团化生长，有利于形成颗粒污泥的初生体。当出现一定量的污泥后，提高水力负荷至0.25m3/m2?h以上，可以冲走部分絮体污泥，使密度较大的颗粒污泥沉降到反应器底部，形成颗粒污泥层。为了尽快实现污泥颗粒化，把水力负荷提高到0.6m3/m2?h时，可以冲走大部分的絮体污泥。但是，提高水力负荷不能过快，否则大量絮体污泥的过早淘汰会导致污泥负荷过高，影响反应器的稳定运行。　　电镜下的颗粒污泥和产甲烷丝菌　　4.影响颗粒污泥大小的因素　　①底物在传质过程中所能进入颗粒内部的深度　　②有机负荷的高低　　③如果低负荷忽然增加负荷将使颗粒污泥破碎　　④用较大的上升气流与产气量可选择性的洗出较小的颗粒污泥　　5.厌氧颗粒污泥的培养条件　　厌氧颗粒污泥的培养，需要具备以下条件：　　①高稀释率　　②至少70mg/L的Ca　　③营养物质的需求　　④合适的微生物种群比例　　⑤破碎的小污泥颗粒或无机固体成为内核　　⑥产甲烷菌附于内核上生长　　⑦酸化细菌帮助维持颗粒结构　　⑧完全酸化的废水很难培养出颗粒污泥　　6.厌氧颗粒污泥失活表象及处理方法　　厌氧颗粒污泥中毒、失去活性，其后果是严重的。如果长时间不能恢复，废水无法处理，将影响生产甚至造成停产；即使及时外购厌氧颗粒污泥，其运输时间加上厌氧启动时间至少也需要15-20天，另外厌氧颗粒污泥价格昂贵，运费高，会给企业带来较大的经济损失。因此，将现有的中毒时间不久的厌氧颗粒污泥，尽快恢复活性才是最佳方案。今天我们介绍初步判断厌氧颗粒污泥中毒及恢复其活性的方法。　　(1)厌氧颗粒污泥中毒表象　　①厌氧反应器去除率下降　　发现厌氧反应过程COD去除率下降，甲烷产量明显减少时，要注意厌氧颗粒污泥是否已经开始中毒，如果厌氧反应过程COD去除率几乎为零(进出水COD比较接近)，几乎不产甲烷时，可初步判断厌氧颗粒污泥中毒。　　②挥发性脂肪酸VFA升高　　厌氧反应器排出的废水中，如果挥发性脂肪酸(VFA)浓度超出正常值并持续升高，甚至升至8-17mmol/L(正常时VFA浓度小于5mmol/L），即有厌氧颗粒污泥中毒趋势。　　③厌氧反应器出水pH值发生变化　　如果厌氧颗粒污泥pH值异常，即其pH值出现大于厌氧反应器出水pH值的情况(一般情况下，正常运行时厌氧颗粒污泥值与厌氧反应器出水pH值相同或略小)，有大量厌氧颗粒污泥外观不呈颗粒状并伴有破碎糜烂现象，出水颗粒污泥流失严重，颗粒污泥开始大量失去活性甚至全部失去活性。　　综合以上几种现象，可判断厌氧颗粒污泥已中毒，并已失去活性。　　(2)处理方法　　①发现并确定厌氧颗粒污泥中毒时，必须及时关闭厌氧反应器进水阀门，并关停废水供料泵，停止进水。　　②及时通过进水泵打入清水，对厌氧颗粒污泥进行最大限度地清洗，每2小时取样分析VFA的变化情况，恢复期间进行连续跟踪测定。　　③当VFA开始向低值方向变化时，可开始小量进入废水，并及时跟踪VFA、甲烷产量的变化，该步骤可连续进行1-2天。　　④提高进水量至200m3/h，并按比例投加营养盐，同样及时跟踪VFA、甲烷产量的变化。　　⑤提高进水水量至300m3/h，并按比例投加营养盐，及时跟踪VFA、产甲烷量的变化，该步骤可连续进行3-5天，此时开始有少量甲烷产生，产甲烷菌慢慢恢复活性。　　⑥提高进水水量至400m3/h，并按工艺要求投加营养盐，同样及时跟踪VFA、产甲烷的变化，该步骤可连续进行，此时开始有较大量甲烷产生，产甲烷菌开始恢复活性。　　以上步骤控制pH值相当重要，pH值一般在6.5-7.5之间，7.1最佳，这是产甲烷菌的最佳pH值。同时控制营养盐投加比例，精心调整废水处理负荷与VFA变化，认真跟踪观察甲烷产量也十分重要。　　那么怎样对产出的甲烷等气体的产量进行有的监测，从而按照比例投入营养盐呢？　　便携式沼气分析仪Gasboard-3200Plus采用了领先的非分光红外气体分析技术及长寿命电化学传感技术，可同时测量多种沼气中的气体浓度，该产品测量精度高、体积小巧、材质轻快，方便携带。测量过程中无需进行拆卸安装，操作简单，无耗材。具有蓝牙功能，能够将采集数据上传，进行APP显示。　　(来源：沼气圈)　　

　　在可再生能源中，生物质发电电能质量好、可靠性高，具有很高的经济价值以及良好的环境效益和社会效益，被广泛应用。在我国农村能源结构由传统生物质能利用为主向现代化方向转化的过程中，生物质发电是这种转化的重要途径，并将成为大量消化秸秆、有效再生能源的新技术和新型产业。本文将针对生物质秸秆发电项目在建设过程中需要关注的问题作出分析，仅为生物质秸秆发电厂提供参考。　　厂址选择　　目前，在以下区域内不宜建设生物质秸秆发电项目：　　1、城市建成区和城市规划区内，城镇居民集中主导风向的上风向和环境敏感区；环境质量不能达到要求且无有效改善措施的，或者可能造成敏感区环境保护目标不能达标的区域。　　2、煤炭资源比较丰富、电源点集中的区域。　　3、已建成投运，在建或已批准新建燃煤热电厂的县（市）。　　4、山区、丘陵区、水土流失重点防护区、生态脆弱区、退耕还林区等生态环境重点保护区域。　　5、缺水地区。　　6、半径50km内重复建设布点的区域。　　7、铁路、高速公路、国道两旁、加油站、油库、易燃易爆物品生产、使用、储存企业或场所防火、防爆安全防护距离内，国务院、国家有关部门和省人民政府规定的生态保护区、自然保护区、森林公园以及风景旅游区内。　　一、秸秆储存环境影响分析　　秸秆的集中储存主要存在以下环境影响：　　1、由于秸秆的密度轻，在风沙较大的天气下易飞扬，会对周围景观产生不利影响。　　2、秸秆属可燃物质，集中大量堆存，火灾发生的可能性较大。　　3、秸秆遇水受潮易腐烂，会滋生蚊虫、产生恶臭，对环境空气产生不利影响。　　针对以上秸秆贮存可能产生的环境影响，应从以下几个方面提出防治措施：　　1、秸秆储料场应进行封闭，并与厂前生产区隔离。　　2、秸秆储存时，应在秸秆晒干后，及时打捆绑包，以增大存储量，减少对周围环境的影响，秸秆贮存场四周设排水沟和防雨措施，保证秸秆不受雨淋和避免雨水浸泡。　　3、近距离的储料场应尽可能增加秸秆的收集储存量。　　4、合理优化储存点，避免对重要城镇产生不利影响。　　二、清洁生产　　清洁生产一般应从生产工艺与装备要求、资源能源利用指标、产品指标、污染物产生指标、废物回收利用指标、环境管理六方面进行分析，针对生物质秸秆发电项目特点，应重视以下几方面。　　1、生产技术与装备要求：　　1）生物质秸秆发电项目，必须采用纯秸秆焚烧锅炉，不得违规掺烧煤、矸石或其他矿物燃料。　　2）直燃发电项目尽量选择高参数机组，原则上项目建设规模不应小于12MW。　　3）国外成熟技术和装备，要同步引进配套的环保技术和污染控制设施。在满足我国排放标准的前提下，其污染物排放限制应达到引进设备配套污染控制设施的设计运行值要求。　　4）需要采用气体分析仪对产气过程实时监控，提高产气效率及产气安全。如：　　四方仪器红外气体分析仪（防爆型）采用国际领先的NDIR（非分光红外气体分析技术）技术能够同时在线测量CO、CO2、CH4、C3H8、H2S、O2等气体体积浓度，多组分测量其间无交叉干扰，测量准度高。具备自我诊断功能，能够进行在线检查传感器状态，同时还配置了专业化预处理方案，实现了高自动化、低维护的功能，大幅减轻了企业的人工成本。　　这款防爆型Gasboard-3500相比其他红外气体分析仪，采用了特殊的防爆设计工艺，隔爆外壳使内部空间与周围环境隔开，当发生爆炸时，外壳可承受爆炸压力而不被破坏，使火焰无法穿过隔爆间隙点燃外部的环境，从而对火灾等情况进行预防，满足了易燃易爆领域的气体监测，保障了工业现场环境，减少企业损失。　　2、资源综合利用　　1）生物质秸秆发电项目，鼓励利用城市污水处理厂中的水作为循环系统补充水，限制取用地表水、严禁使用地下水；在缺水地区生物质发电应采取空冷方式。　　2）秸秆通常含有3%-5%的水分，以炉渣、灰渣的形式被收集，这种灰分含有丰富的营养成分如钾、镁、磷和钙，可用作高效农业废料。因此，项目一般不设灰渣场，锅炉排除的灰渣可直接或经过造粒处理装袋后用作农家肥，项目必须配套建设秸秆燃烧灰渣综合利用设施，确保灰渣全部综合利用。　　3、污染物治理　　1)新建纯秸秆焚烧锅炉，应配套建设布袋除尘器等高效除尘设施。　　2)新建生物质秸秆发电锅炉，参照《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中的污染物控制要求执行，有地方标准的参照地方标准执行。　　3)采用有利于减少NOx产生的低氮燃烧技术，并预留烟尘脱硫、脱氮设施安装场地；按规定安装烟气烟尘、SO2在线监测系统，并与环保部门监控网络联网。　　4)新建生物质秸秆发电项目场内应设置封闭的灰渣临时堆场，炉渣应采取密闭装置储存，除尘灰应装袋或密闭储罐储存，并及时综合利用，避免扬尘污染，原料场须采取可行的二次污染防治措施。　　5)做好污染预防、厂址周边环境保护和规划控制工作，按照其恶臭污染物（氨、硫化氢、甲硫醇、臭气等）排放源，确定合理的防护距离，作为规划控制的依据，防止对周围环境敏感保护目标的不利影响。　　4、环境风险评价　　秸秆发电项目的环境风险主要存在于锅炉火点。对秸秆储料场火灾风险评价时，应着眼于制订环境风险防范措施及防范应急预案。加强环境风险防范工作，必须考虑风险事故情况下的环境影响，督促企业落实风险防范应急预案，杜绝环境污染事故的发生。　　秸秆发生火宅主要原因是秸秆遇明火时易于燃烧，并可在短时间内通过燃烧扩散，引发大面积的秸秆着火，从而导致火灾的发生；高温天气、空气不流通的情况下，秸秆长时间的堆存，会使秸秆发生碳化，从而引起秸秆自燃；发生火灾时，秸秆由于其质量较轻，燃烧的秸秆随意飞散，易于引发其他物质着火，从而导致火势蔓延。秸秆发生火灾时不仅对周围环境产生烟尘污染，还可能会造成人员伤亡。　　所以，秸秆发电项目应开展安全评价，认真落实安评提出的各项措施。在秸秆储料场周围设置足够防火距离；秸秆储料场装备自动喷水灭火系统及室内外消火栓等防火灭火设施；加强管理，提高工作人员的防火意识，秸秆储料场装备火灾自动和手动报警装置，以有利于及时发现火情，控制火势蔓延。　　此外，要指定风险事故应急预案。风险事故应急预案包括应急计划区（重大危险源）的确定及分布、应急保护目标、应急组织、应急撤离、应急设施、通讯、应急处置、应急监测等。评价时，应严格按照《建设项目环境风险评价技术导则》要求，将损失降到最低。　　三、结语　　秸秆发电有益于当地闲置生物质资源的利用、有利于当地经济的发展、有利于农民的增收，可合理的调配我国能源结构，是一项利国利民的好项目，但项目建设时的基础设施建设、运行模式、环境影响等问题也不容忽视，这些问题是保证项目建成后安全稳定运行的关键。（来源：沼气圈）　　

　　理论上，绝大部分有机物都可以作为沼气发酵原料，沼气发酵原料一般可分为四大类：农业类发酵原料、工业类发酵原料、市政废弃物类发酵原料和水生植物废弃物发酵原料。本期对这四大类沼气发酵原料产气特性及原料产气率进行了整表汇总，方便大家随时对照查看，欢迎收藏！　　一、畜禽粪污　　表1、畜禽粪污原料特性及原料产气率　　注：FM：鲜重；TS：总固体；VS：挥发性固体　　畜禽粪便作为沼气发酵的原料有许多优势：　　①碳氮比一般在15:1~30:1，十分适合厌氧微生物的生长。　　②具有较高的缓冲能力，能应对不严重的酸化现象。　　③一些畜禽粪便(如牛粪、鹿粪)中含有瘤胃微生物，可以为沼气发酵体系补充沼气发酵菌种。　　然而，畜禽粪污作为沼气发酵原料也有一些限制因素：　　①畜禽粪污体积大、干物质含量比较低，鲜粪一般小于30%，冲洗污水低于3%，所以单位体积原料的沼气产量比较低，原料或沼液的运输成本较高。　　②饲料中重金属和抗生素的添加量日趋加大，重金属和抗生素会影响沼气发酵过程以及沼渣、沼液的处理和还田利用。　　③畜禽粪污中氮的含量较高，容易造成沼气发酵体系氨抑制。　　为解决上述问题，通常将畜禽粪污和易降解种植业废弃物混合发酵，畜禽冲洗污水可以用于稀释其他发酵原料，相对于畜禽粪污原料单一发酵，混合发酵体系更加稳定。　　不同种类的畜禽粪便，具有不同的理化特性，会影响沼气工程的效率和稳定性。在沼气工程设计时，需要特别注意：　　①牛粪中草较多，沉淀物较少，浮渣量多于沉渣量。奶牛粪含砂量还比较高，要注意除砂。　　②猪粪中草和沉淀物都比较多，沉渣量多于浮渣量，由于冲洗污水量较大，所以猪场粪污水量大，浓度低，升温困难，冬季产气少。　　③鸡粪中含有羽毛、砂石，发酵过程中沉渣较为结实。另外，不同于奶牛粪中的砂，鸡粪中的砂石包裹于有机物中，所以对砂的去除更为困难。　　④羊粪和兔粪中含草较多，呈颗粒状，需要在预处理阶段设置泡粪池，使其中的有机物尽可能溶于料液中。　　二、农作物秸秆　　表2、农作物秸秆原料特性及原料产气率　　相对于畜禽粪便，农作物秸秆干物质含量高，单位鲜重的沼气产气率高，对原料和沼渣的运输也较为容易。根据秸秆的贮藏方式不同，秸秆可分为青贮秸秆和黄贮秸秆。青贮是将收获的作物秸秆切碎，在无氧条件下，通过微生物的发酵产酸作用降低pH而使秸秆得以保存的方法。青贮秸秆含水率较高，通常在65%~75%，有机物损失较小。黄贮是将收获的作物自然风干而贮藏秸秆的方法，黄贮秸秆含水率低，是我国秸秆主要的贮藏方式。目前我国大部分秸秆沼气工程采用黄贮秸秆作为沼气发酵的原料，而欧洲的沼气工程则基本采用青贮秸秆或青贮秸秆与其他原料混合作为沼气发酵的原料。　　但是农作物秸秆直接作为沼气发酵原料也有一些缺点：　　①秸秆中含有大量的纤维素、半纤维素和木质素，在沼气发酵体系中，纤维素和半纤维素的降解需要较长时间，木质素基本不降解，所以，通常需要对秸秆发酵原料采用物理、化学或生物的方法进行预处理，这样就会增加沼气工程的建设和运行成本。　　②秸秆原料的碳氮比较高，一般在50以上，不适宜沼气发酵微生物的正常生长，所以纯秸秆沼气工程的启动时间较长。　　③规模较大的沼气工程，需要原料多，秸秆收集半径大，收贮的成本高。　　④由于长纤维和木质素的存在，在沼气发酵过程中容易产生浮渣，进料和出料比较困难。　　三、能源作物　　表3、能源作物原料特性及原料产气率　　沼气工程运行实践证明，大部分能源作物都适合作为沼气发酵原料，能源作物的沼气利用方式主要是与畜禽粪便混合发酵，优点是混合后原料碳氮比更利于沼气发酵微生物的生长，而且产气率也有提高。其中包括玉米、青草、谷物、甜菜、马铃薯和向日葵等。将能源作物作为沼气发酵原料，也需要其他一些技术支撑，例如，作物收集技术、预处理技术和贮藏技术等。草本能源作物，例如，牧草、向日葵、玉米、甜菜等通常直接切碎或青贮来作为沼气发酵原料。能源作物的组分以及作为沼气发酵原料的适应性与其生长时间有关。总的来说，纤维素含量随着作物的成熟越来越高，对作物的降解和产甲烷过程越不利。但是，不成熟的作物含水率较高，会使原料的贮藏变得较为困难。　　四、工业废弃物　　表4、工业废水类沼气发酵原料特性及原料产气率　　相较于农业废弃物，工业废弃物的产量也比较大，大多数有机工业废弃物均可作为沼气发酵原料。这些废弃物主要有食品和饮料生产废弃物、饲料加工废弃物、制糖废弃物、淀粉加工废弃物、造纸废水、水果加工废弃物等。　　根据废弃物的来源不同，其组成成分、干物质含量和产沼气潜力等特性有较大的区别。一般来说，大部分可作为沼气发酵原料的工业废弃物的悬浮物都较低、性质比较单一，脂类、蛋白质和糖的含量都比较高，易于降解。基于这些性质，一些工业废弃物作为沼气发酵原料，在使用高效的厌氧反应器(如UASB、IC、EGSB)时，常能得到相对于畜禽粪便和能源作物更高的沼气产量。　　但工业废弃物的来源十分复杂，加之水量加大，所以废水经沼气发酵后产生的沼液还田利用较为困难。因此，以工业废弃物为发酵原料的沼气工程都是以废水达标排放为主要建设目的，通常在沼气发酵单元的后端还需建设后处理设施，将厌氧出水进一步处理，达到排放标准。　　五、市政及水生植物废弃物　　除以上原料，市政废弃物以及水生植物废弃物也是良好的沼气发酵原料。如市政废弃物中的餐厨垃圾、有机垃圾、市政污泥等；水生植物废弃物中的水葫芦、水花生、藻类等。　　表6、餐厨垃圾类沼气发酵原料特性及原料产气率　　相对于其他沼气发胶原料，餐厨垃圾的油脂含量和盐含量较高，其来源也比较复杂，不同饮食习惯地区的餐厨垃圾的成分也有很大的区别。针对餐厨垃圾的特性，在沼气工程设计和运行阶段还需注意以下几点：　　①由于餐厨垃圾中含有骨头、刀叉筷子、碗等坚硬的物质，这些物质易损坏泵、管道等工艺设施，所以在预处理阶段应该设置分离装置将这些物质去除。　　②餐厨垃圾中蛋白质含量较高，所以在发酵过程中容易造成氨的积累，在沼气工程的运行中应注意原料性质和进料量的监测，防止氨抑制现象的发生。　　③餐厨垃圾发酵产生的沼气中硫化氢含量较高，因此硫费用较高，制约了能源的有效利用。　　④餐厨垃圾中易降解有机物比例高，容易酸化。　　有机垃圾的VS/TS一般在80%以上，碳氮比为12~20，适合作为沼气发酵原料，其产沼气潜力为300~400m3CH4/tVSin。但有机垃圾通常还含有一些病原菌，在利用前后还需采取一些卫生措施使其利用更加安全。　　在污水处理过程中，污泥的产量一般为污水处理量的0.23%~0.7%(污泥含水率为96%)平均值为0.359%或者0.14kg干污泥/m3污水。初沉池和二沉池污泥的产沼气潜力与畜禽粪污的产气潜力相近，当投入的污泥含水率为96%，产生的沼气量为8~12倍污泥量，相当原料产气率0.20~0.30m3沼气/kgTS。实际工程调查显示，单位体积的污泥产气率为4~14m3/m3污泥，平均污泥产气率为7.54m3/m3污泥。通常还会采取一些预处理措施来增加沼气产量，例如，化学分解、热解、酶解等方法。　　表7、水生生物沼气发酵原料特性及原料产气率　　注：以上列举的不同发酵原料的产气特性及产气量数据，是根据大量文献的报道以及工程调研获得的，具有一定的代表性，但并不代表该类原料在任何条件下的特性参数，特别是原料产量数据，应尽量以现场实测数据为准，在无法得到实测数据的情况下，进行沼气产量评估和沼气工程设计时，可做参考！　　那么问题来了！　　如何获得现场实测数据？　　▼　　四方仪器超声波气体流量计BF-3000系列　　超声波气体流量计BF-3000基于行业领先的超声波气体传感技术，可用于大中小型沼气工程站内流量计量，并采集现场压力和温度。其独有的甲烷浓度测量功能，可为沼气工程站内流量计量、验收、监督提供优化的测量方案。　　超声波气体流量计BF-3000B创新采用旁路式超声波气体流量测量技术，适用于大管径、高腐蚀、高湿度沼气流量的测量，解决传感器腐蚀、水分冷凝干扰、CO2干扰等测量难题。（来源：沼气圈）　　

　　在生物质发电项目中，需要将物质气化成为可燃气，然后再利用可燃气进行燃烧进行发电。在这一过程中，严格监控生物质气化就显得十分重要，因为这直接与发电效率直接挂钩。本文就来谈谈如何有效使用在线气体分析系统进行气体监测，提高发电效率。　　一、生物质气化发电技术　　1.气化发电工作原理　　生物质气化发电技术的基本原理是把生物质转化为可燃气，再利用可燃气推动燃气发电设备进行发电。它既能解决生物质难于燃用而又分布分散的缺点，又可以充分发挥燃气发电技术设备紧凑而污染少的优点，所以是生物质能最有效最洁净的利用方法之一。　　2.气化发电的工艺流程　　气化发电过程包括三个方面，一是生物质气化，把固体生物质转化为气体燃料；二是气体净化，气化出来的燃气都带有一定的杂质，包括灰份、焦炭和焦油等，需经过净化系统把杂质除去，以保证燃气发电设备的正常运行；三是燃气发电，利用燃气轮机或燃气内燃机进行发电，有的工艺为了提高发电效率，发电过程可以增加余热锅炉和蒸汽轮机。图1、气化发电系统流程图　　3.工艺特点　　生物质气化发电技术是生物质能利用中有别于其他可再生能源的独特方式，具有三个方面特点：　　一是技术有充分的灵活性。由于生物质气化发电可以采用内燃机，也可以采用燃气轮机，甚至结合余热锅炉和蒸汽发电系统，所以生物质气化发电可以根据规模的大小选用合适的发电设备，保证在任何规模下都有合理的发电效率。同时，这一技术的灵活性能很好地满足生物质分散利用的特点。　　二是具有较好的洁净性。生物质本身属可再生能源，可以有效地减少CO2、SO2等有害气体的排放。而气化过程一般温度较低（大约在700-900℃），NOx的生成量很少，所以能有效控制NOx的排放。　　三是经济性。生物质气化发电技术的灵活性，可以保证该技术在小规模下有效好的经济性，同时燃气发电过程简单，设备紧凑，也使生物质气化发电技术比其他可再生能源发电技术投资更小，所以总的来说，生物质气化发电技术是所有可再生能源技术中最经济的发电技术，综合的发电成本已接近小型常规能源的发电水平。　　4.生物质气化发电技术主要类别　　从气化形式上看，生物质气化过程可以分为固定床气化和流化床气化两大类。固定床气化包括上吸式气化、下吸式气化和开心式气化三种，现在这三种形式的气化发电系统都有代表性的产品。流化床气化包括鼓泡床气化、循环流化床气化及双流化床气化三种。这三种气化发电工艺目前都有研究，其中研究和应用最多的是循环流化床气化发电系统。　　从燃气发电过程上分，气化发电可分为内燃机发电系统、燃气轮机发电系统及燃气-蒸汽联合循环发电系统，见图2。图2、生物质气化发电方式　　从发电规模上分，生物质气化发电系统可分为小型、中型、大型，如表1所示。　　表1、各生物质气化发电技术特点　　由表1可知，不管是多大规模的生物质气化发电项目，其发电过程一般都会涉及内燃机发电技术，下面就针对内燃机发电技术在保证生物质气化发电工艺高效运行时的关键要点进行阐述。　　二、实现生物质气化发电工艺高效运行关键　　生物质燃气的特点是热值低（4~6MJpnm3）、杂质含量高，所以生物质燃气发电技术虽然与天然气发电技术、煤气发电技术的原理一样，但它有更多的独特性，对发电设备的要求也与其他燃气发电设备有较大的差别。因此，对生物质燃气而言，要实现生物质燃气发电频率稳定，发电负荷连续可调，以保证生物质燃气发电的质量和经济性，实现以下目标是关键：　　1.产气热值要尽可能高而且稳定，以提高内燃机的输出功率，提高整个发电系统的效率。生物质燃气热值低，内燃机出力会大大降低；且低热值燃气燃烧速度比其他燃料慢，低热值燃气内燃机的排烟温度比其他内燃机明显偏高，这就容易使设备材料老化、系统效率明显降低。而生物质燃气热值的高低与燃气混合气中H2、CO、CO2、CH4、C2H2、C2H4、C2H6的含量密切相关，保证混合气各主要成分含量在合理范围对提高生物质燃气热值、保证生物质燃气发电系统效率意义重大。　　2.降低H2含量高引发爆燃的可能性，避免生物质气化发电系统停机的风险。由于H2的着火速度比其他燃气快，在H2含量太高时，燃气内燃机容易引起点火时间不规则，从而引起爆燃。生物质燃气的氢含量差别很大，流化床一般在10%左右，而固定床将高于15%。通过大量的实验表明，当生物质燃气中H2含量高于18%时，爆燃的问题将较严重，所以安全起见一般生物质燃气内燃机要求燃气中H2含量低于15%。　　3.产气尽可能干净，以减少后处理系统的复杂性，从而使焦油含量达到内燃机可接受的范围。焦油会引起点火系统失灵，燃烧后积炭会增加磨损，而含量太高也会增加设备磨损，严重时会引起拉缸。有研究表明，氧气含量对气化气及焦油成分有影响：氧气含量增加会导致气化炉中温度上升，从而使得气化中可燃气体组分增加，以及占主要比重的焦油组分相对含量减少。因此，合理控制参与气化炉内燃烧空气中的氧气含量，对调控生物质燃气热值及焦油产量大有裨益。　　由此可见，生物质燃气作为生物质气化发电项目中重要的能源载体，对其燃气成分进行有效监测对生物质气化发电项目的工艺控制、安全利用、高效运行等方面具有重要意义。　　三、生物质气内燃机发电项目气体监测案例　　1.项目概述　　安徽某新能源发电股份有限公司以其独有的稻壳等生物质气化多联产技术，打造了5兆瓦发电厂配套年产6万吨炭基复合肥厂的项目包，其生物质气化原料为该企业旗下某米业生产产生的稻壳，其工艺流程是将经过适当处理的稻壳送入气化炉内，在一定的温度和压力下，通过氧化剂(空气或氧气和蒸气)以一定的流动方式转化成气体，产生的生物质燃气送入发电机组发电并网。项目不消耗其他任何能源、对环境没有污染、可实现零排放。图3、项目现场　　2.气体监测　　项目现场采用无锡湖光工业锅炉有限公司生产的湖光牌气化炉，同时由无锡湖光提供技术支持和安装建设，无锡湖光则采购四方仪器自控系统有限公司在线气体分析系统Gasboard-9021，对生物质燃气O2、H2、CO、CO2、CH4、C2H2、C2H4、C2H6八组分气体浓度及热值进行实时连续监测，帮助企业远程监测气化炉运行情况，实现生物质气化发电项目的工艺控制、安全利用、高效运行。图4、现场气体分析小屋　　1）预处理单元　　在线气体分析仪要求样气干净、干燥，不含油、水、粉尘及腐蚀性成分，有时候要求对气体的压力和流量进行控制。所以采用有效的样气预处理系统是在线气体分析仪器完成可靠检测、分析的关键。生物质气化的目标是得到尽可能多的可燃气体产物，但在气化过程中，焦炭和焦油都是不可避免的副产物。其中由于焦油在高温时呈气态，与可燃气体完全混合，而在低温时（一般低于200℃）凝结为液态，所以其分离和处理更为困难，特别对于生物质燃气需要降温利用的情况（如内燃机发电时），问题更加突出。此外，流化床气化产生燃气中飞灰含量较高，易导致采样装置过滤系统发生堵塞，因此需要预处理装置对生物质燃气进行净化。　　在系统中，样气首先通过取样探头除去大量粉尘，再经采样管输送至多级煤油清洗过滤器，深度溶解焦油。经过多级煤油清洗过滤器后样气可能还存有少量焦油与粉尘，为了进一步净化样气，样气被输送至水洗器，由水洗器将剩余的焦油分离出来，同时也分离出样气中携带的粉尘。经过以上处理，样气得到了初步的净化，焦油粉尘含量明显减少，同时样气的待测成分得以完整保留。图5、全自动水洗器，去除样气中的焦油　　其中，水洗器采用了全自动工作方式，相关阀门均为进口电磁阀，由PLC控制工作时序，实现周期性自动换水，从而使水洗器中的洗涤水得到及时更换，保证了水洗器的洗涤效果，也减少了人工维护量。　　在进一步的净化中，系统采用了一级过滤精度为5μm的气水分离器，过滤样气的同时分离样气中的液态水，采用了一级过滤精度为0.1μm的精密过滤器作为样气进入分析仪表前的最后一级过滤元件，保证样气达到分析仪表使用要求。　　为去除样气中含有的气态水，系统采用了一台电子冷凝器，输出样气露点≤5℃。另外，系统采用一台抽气能力为6L/min的德国KNF采样泵提供系统样气的输送动力。为保证仪表的安全运行，系统配置了一套湿度报警模块，与精密过滤器配套使用，当系统除水功能意外失效时，信号反馈到PLC，PLC将切断系统运行，关闭阀门，并在现场及向远端控制中心发出报警信号。　　2）控制单元　　系统采用SIEMENSPLC作为核心控制元件，OMRON中间继电器作为输出元件，控制系统可自动完成采样、水洗器换水、故障处理等操作。采用MCGS触摸屏作为HMI人机交互界面，可以查看当前运行状态，阀门状态以及根据现场情况授权修改参数。　　3）分析单元Gasboard-3100　　系统气体分析仪表采用四方仪器自控系统有限公司拥有自主知识产权的煤气分析仪Gasboard-3100，能够同时测量生物质燃气中O2、H2、CO、CO2、CH4、C2H2、C2H4、C2H6八组分气体浓度及热值，多组分测量气体间无交叉影响，且受外界影响小。传感器采用恒温设计，能够消除环境温度对其红外传感器的影响，保证仪器能够长期在线运行。制作材料均采用耐热、耐腐蚀的特种不锈钢、聚四氟乙烯等材料，保证了设备能够在高温，腐蚀环境中工作，使用寿命长。其核心气体传感器部件采用模块化设计，即插即用，拆卸安装方便，大大简化了设备维修工序、成本与产能效率。　　Gasboard-3100于2016年获得中国仪器仪表学会“优秀产品奖”，2017年获湖北省发明专利金奖。　　①一套仪器完成全组分检测　　对于CO、CO2、CH4、C2H2、C2H4、C2H6含量的分析，Gasboard-3100采用了NDIR非分光红外双光束气体传感器技术，寿命长，仪器维护量少。该技术2004年通过了科技部的科技鉴定，达到国际先进水平，目前已经生产的传感器数量超过100000套，成熟可靠的技术，确保了产品的稳定性。图6、红外双光束气体传感器原理图　　对于O2含量的分析，Gasboard-3100采用了长寿命电化学O2传感器，它根据电化学原电池的原理工作，利用待测气体在原电池中阴极上的电化学还原和阳极的氧化过程，产生电流，待测气体电化学反应所产生的电流与其浓度成正比并遵循法拉第定律，通过测定电流的大小确定待测气体的浓度。图7、长寿命电化学传感器及原理图　　对于H2含量的分析，Gasboard-3100采用了基于MEMS的TCD热导专利技术，稳定性比以往技术大大提高。仪器采用了先进的数字化技术和嵌入式软件，精度达到国际同类产品先进水平。　　对于生物质燃气热值的计算，Gasboard-3100热值的计算方法为：Q=126[CO]+108[H2]+359[CH4]+652[CnHm]MJ/m3　　注：[CO]、[H2]、[CH4]、[CnHm]分别代表该组分中在生物质燃气中的体积浓度，[CnHm]包含了C2H2、C2H4、C2H6等气体体积浓度。　　在线气体分析系统Gasboard-9021实现了一套仪器完成生物质燃气中CO、CO2、CH4、C2H2、C2H4、C2H6、O2、H2浓度和热值的同时测量，其气体分析单元Gasboard-3100的核心功能部件依托母公司四方光电百万级传感器生产线、整机生产线，以及多年为全球知大型企业提名供完整配套的服务能力与经验，不仅降低了仪器的购买费用，同时对客户今后的维护和保养提供了优质的保障。　　②确保H2测量的准确性　　热导传感器主要用于测量二元气体，如A、B混合气中的A或B，并且以另外一种气体作为背景气。而如果用于测量多种混合气体时，必然要考虑到其他气体的影响因素。一般而言生物质燃气中含有CO、CO2、CH4、H2、O2、N2等多种气体成分，而且其热导系数各异，如表2所示：　　表2、生物质燃气中各组分热导系数　　从表2可以看出，生物质燃气主要成分中CO、O2与背景气N2的热导系数相当，对H2的测量结果影响不大，但是CO2、CH4对H2测量影响明显。通过理论分析及实验表明，如果气体成分中含有CO2，会使H2的测量读数偏低；如果气体成分中含有CH4，会使H2的测量读数偏高。因此，为了得到准确的H2含量，应对H2进行CO2、CH4的校正。　　四方仪器通过对Gasboard-3100进行严格试验并将各种气体的相互影响进行了修正和补偿，消除生物质燃气中其他成分对H2的影响，保证了H2测量值的准确性。　　③流量变化对H2测量无影响　　由于热导传感器的基本原理是通过对气体流动带走的热量进行换算，如果采用直接流通式的热导检测池，很难控制气流，流量大小直接影响H2的读数。Gasboard-3100采用了旁流扩散式的热导检测池，流量在0.3~1.5L/min的范围内变化对热导的读数没有影响。　　3.方案价值　　在线气体分析系统Gasboard-9021是专门针对样品气中含尘、含湿、含焦油的特定工况而设计的，采用PLC程序控制，自动完成采样、排水、故障处理等操作，可实现24小时无人值守，保证系统长期稳定、准确、连续自动在线运行，大大减少了人工负荷。分析仪表Gasboard-3100用于在线测量生物质燃气中CO、CO2、CH4、C2H2、C2H4、C2H6、O2、H2的体积浓度和热值，提高了生物质燃气的热值，保证了产气的稳定性与洁净性，降低了H2含量高引发爆燃的可能性。此外，检测数据通过RS232或RS-485、4～20mA输出接口传输到上级集中控制系统，也为远程监测、工艺调整控制提供了实时依据。　　在生物质项目中，正确的使用在线气体分析系统Gasboard-9021与煤气分析仪Gasboard-3100，能够有效的监测项目中的气体含量，及时进行细节的调整，从而有效的提高发电的效率。　　（来源：工业过程气体监测技术）　　

　　随着我国发电厂的规模不断扩大和承担的任务不断增加，加大锅炉燃烧调节，是减少损失、增加发电量的有效途径，也是实现发电厂经济效益、安全性和可靠性的重要途径。本文对发电厂锅炉燃烧的原理和发电过程以及燃烧调节的目的及措施进行介绍。　　一、发电厂锅炉燃烧的原理和发电过程　　煤炭材料在发生燃烧的时候，煤炭里的碳，氢等成分，以及杂质组分，在和氧气发生反应后，形成温度非常高的烟气，这些烟气带有大量的热能。烟气在运行中，会沿着发电厂的锅炉内部运动，先经过锅炉的内部，然后是水冷壁部分，再到锅炉的屏式过热器部分，紧接着是锅炉温度过高的热器部分，还要经过锅炉的再热器部分。　　与此同时，高温烟气还会和这些受热面进行紧密的接触，依据热量的传递原理，这些高温烟气和这些锅炉部分的内部工作部件，就会产生热量的互相传递，进而将这些高温烟气里的大量热能传递到锅炉的内部。　　锅炉内部所正在工作的部件，在经过烟气的连续高温加热，以及辐射换热、对流换热等，从而发生变化并生成拥有着一定压力以及温度的水蒸汽。然后发生相变反应，进而变成水蒸汽成分，在流进到发电厂的汽轮机时，经过汽轮机进汽喷嘴时，水蒸汽的热能转化成动能，推动汽轮机转动，从而这些水蒸气就会把从烟气里面所吸收的热量，传递给汽轮机部分，而水蒸气里面所含的热能，转化成了汽轮机的机械能。汽轮机与发电机以大轴连接，汽轮机带动发电机转动，从而就将汽轮机的机械能转化成为了发电机的电能。　　二、发电厂锅炉燃烧调节的目的　　发电厂锅炉内燃烧过程的好坏，不仅仅直接关系到锅炉的生产能力和生产过程的可靠性，而且在很大程度上决定了锅炉运行的经济性。对发电厂锅炉进行燃烧调节的主要目的是：在满足外界电负荷需要的蒸汽量和合格的蒸汽品质的基础上，保证锅炉运行的安全性和经济性。　　其主要体现在：首先保证稳定的气压、气温和蒸发量；其次，着火稳定、燃烧完全，火烟均匀充满炉膛，不结渣，不烧损燃烧器和水冷壁、过热器不超温等；最后使得机组内运行保持最高的经济效益，最大的减少了燃烧污染排放。　　三、发电厂锅炉燃烧调节的措施　　1、燃料量的调节　　在发电厂锅炉燃烧调节的过程中，燃料量调节是其中极为主要的内容，其调节的方式主要取决于燃料的种类以及燃烧设备的种类。当炉内的负荷增加，就必须要增加进入锅炉内的燃料量以及风量；当炉内的负荷减小，也必须要减少进入炉内的风量和燃料量。　　关于燃料量的调节可从两种情况分析：　　其一，当炉内的负荷变化不大时，燃料量的调节可通过调整制粉系统的出力实现；　　其二，当炉内的负荷变化较大时，燃料量的调节则需要经过制粉系统的启停来实现。　　在制粉系统的启动时，必须要及时调节炉膛以及一、二次风的压力，同时还要控制好制粉系统的出力，确保燃烧过程的稳定性，预防负荷骤变现象的出现。燃油系统必须要处于备用状态，做好油枪的检查工作，若发现异常，要及时的进行修正。　　在磨煤机的运行过程中，其通风量要控制在合理的范围内。若通风量过小，就会引起一次风速降低而着火过早，严重情况下会导致燃烧器的喷嘴被烧毁、磨煤机满煤以及一次风管堵塞；若通风量过大，会导致煤粉细度增加，着火也会被推迟，进而引发燃烧不稳的现象，加剧了风管的磨损。　　在制粉系统的切换过程中，必须要先启动备用系统，再停运需检修的系统，切忌先停运正在使用的制粉系统，再启用备用系统；在磨煤机停运的过程中，需要先关闭给煤机的入口挡板，确保给煤机走空后再停止，并将磨煤机内部以及一次风管内的煤粉全部吹空；关于燃烧器的停运，需注意的是在停运之后，还必须要保持一段时间的风冷却，防止喷口被烧毁。　　2、锅炉风量的调节　　发电厂锅炉出力调节一般都是在外界负荷发生变化时进行，锅炉出力调节中最为主要的就是风量调节，风量调节的具体情况必须根据燃烧量的变化情况而定。　　从经济性角度来说，在锅炉风量配送的实际过程中，若炉内的过剩空气系数在不断增加，此时必须要适当调节燃料和空气的混合比，这样才能确保燃烧的完全性，才能降低未充分燃烧带来的损失，才能提高锅炉燃烧的经济效益。　　不过，因为炉内过剩空气的增加，可能会致使炉膛的温度降低、燃烧时间缩短，这就会增加未完全燃烧的损失。同时，过剩空气系数的增加还会导致锅炉排烟带走的热损失也相应的增加。综上可得，当发电厂锅炉内的过剩空气系数增加时，锅炉燃烧的热损失也会相应的增加。　　从安全性角度来说，若锅炉内的过剩空气系数增加，锅炉的引风机叶片以及受热面管子的磨损也会随之增加，进而影响到设备的正常使用；当炉内过剩空气系数过小时，炉内的燃烧会存在不完全的现象，致使烟气中的CO等气体增加，煤粉的熔点降低，进而出现水冷壁现象，这也会给发电厂造成重大的损失。　　在发电厂锅炉燃烧的风量调节过程中，要实现对风量的有效控制，就必须要重视对送风机进口导向挡板的调节。一、二次风的配合调节需根据燃烧要求进行，一次风量必须要满足风粉混合物充分燃烧的需要，同时还必须满足固体焦炭质点氧化的要求；二次风量在满足燃烧的要求同时，还要弥补一次风末段空气量不足的缺陷。　　最为关键的是二次风的送入必须要与炉膛中的可燃物进行完美混合，混合得越完美，燃烧的就越完全，这就需要控制好二次风的风速，只有较高的风速，才能提高其混合效率。　　3、炉膛压力的调节　　锅炉内负压维持在较大的水平，会增加炉膛和烟道的漏风，很多工艺引起燃烧恶化，并且导致灭火。相反，假如炉膛内的风压变正，那么高温火焰以及烟灰就要向外冒，不但会影响环境卫生，烧毁设备，还有可能引起人身安全问题。　　因此在炉负荷发生改变时，随着锅炉燃料量和风量的变化，对炉膛压力要进行相应的调整。对于锅炉膛内的压力进行调整主要采用的是送风量和引风量相结合的方法。在调整过程中，为了能够有效的避免炉膛内出现正压和缺风的现象，首先要做的就是增大引风，再增大送风量，然后燃料量。相反，应该先减少燃料量，再减少送风量，最后再减少引风量。在两台引风机运行时，其入口动叶、电流、出力应该保持一致，同时进行调整。　　在正常的情况下，应该投入引风自动运行，炉膛负压较大时，送风量正常情况下，应该关小引风机动叶，减少引风量。在炉膛负压较小时，送风量正常的情况下，应该开打引风机动叶，增加引风量。在锅炉正常运行情况下，要注意监视各烟道负压的变化情况，负荷较高时，烟道负压较大，负荷较低时，烟道负压较小。在烟道出现积灰、结焦、局部堵塞时，由于阻力的增加，受到阻力的部位以前负压比正常值要小，受阻部位以后的负压比正常值要大。　　四、结语　　在火力发电厂中，电厂锅炉是三大主要设备之一，其主要是由锅炉本体以及其辅助设备构成。通过对发电厂中锅炉的工作原理及燃烧调节的目的、措施的介绍，对优化原理有了比较清楚的认识，在实际生产发电中，只有合理的处理发电厂锅炉燃烧调节问题，才能保证发电厂的正常运转。　　（来源：工业过程气体检测技术）　　

　　根据钢铁冶金的过程以及实际监测需要，其安全生产监测系统主要由焦炉煤气监测、高炉煤气监测和转炉煤气监测3个部分组成。对其工艺过程中产生的气体成分进行分析监测，具有优化生产、提高质量、能源回收、节能环保、安全控制等非常重要的作用。　　一、钢铁冶金过程中在线煤气监测的必要性　　1、保证生产，确保安全　　高炉和焦炉煤气中的CO浓度较高，它在空气中的混合爆炸极限为12.5%~74%，只要浓度达到爆炸极限，遇到明火极容易发生爆炸。CO的危害性和爆炸可能性均与其浓度相关，因此必须采用先进的技术对煤气中的CO和O2进行实时监测。　　2、节能减排，保护环境　　冶金企业周边环境质量的优劣与其排放的CO浓度关系密切。若不对钢铁冶金工艺过程中产生的烟气进行监测，将可能严重影响周围数公里的空气质量，造成大气污染。严重的空气污染不仅危害着周围居民的身体健康，同时恶化了生态环境。　　3、资源再利用，降低企业成本　　一般来说，每生产1t粗钢约需2.1×107kJ的能量，约能产生4.2×106kJ的高炉煤气、4.2×106kJ的焦炉煤气及1.0×104kJ的转炉煤气，副产煤气约占钢铁企业能源总收入的30%~40%。因此，实现副产煤气的回收再利用可极大地降低钢铁冶金产业的成本，实现资源的有效利用。而煤气是否有回收的价值，取决于煤气中CO等能源气体的浓度，CO和O2在线监测系统是测量气体浓度的关键。　　二、钢铁冶金行业安全生产监测系统解决方案　　根据钢铁冶金的过程以及实际监测需要，安全生产监测系统主要由3个部分组成，分别为焦炉煤气监测、高炉煤气监测和转炉煤气监测。　　1、焦炉煤气监测　　如图1所示，根据工艺生产和安全要求，焦炉煤气监测系统点位布设位于电捕捉器中。图1、焦炉系统中监测点的布设　　电捕焦油器都是利用高压静电作用下产生正负极，使煤气中的焦油雾在随煤气通过电捕焦油器时，由于受到高压电场的作用被捕集下来。由于煤气易燃易爆，就必须保证电捕焦油器的安全操作；另外，电捕焦油器电极间有电晕，可能会发生火花放电现象，如果煤气中混有氧气，当煤气与氧气的混合比例达到爆炸极限时就会发生爆炸。可采用防爆型在线气体分析系统Gasboard-9021(EX)分析控制电捕焦油器中的O2，当O2含量超标时联锁控制风机的运转，以防止煤气与O2混合达到一定比例爆炸。表1、焦炉系统监测点的仪表选型　　2、高炉煤气监测　　高炉煤气监测可采用在线气体分析系统Gasboard-9031分析高炉煤气中CO、CO2、CH4、O2和H2的含量，其分析数值可以直接反映出炉内燃烧情况，对指导工艺有着积极作用。Gasboard-9031的应用，可以改变以前人工取样分析值滞后的状态，大大缩短了分析值的分析周期，提高测量的准确性，减轻工人的劳动强度，提高高炉的自动化控制水平。由于及时获得了高炉炉况状态参数，高炉操作者根据随机检测值判断炉况和调控高炉，调控手段通过改变料制及负荷、装料、布料、风压、风量、富氧、喷煤等参数，从而避免较大的炉况失常操作事故，一直保持稳定高产的局面，同时提高了高炉的产量和提高煤气利用率，为高炉的高产和稳产打下了基础。　　高炉煤气分析的主要目的是优化控制，其监控重点在重力除尘和布袋除尘后，而喷煤系统检测O2和CO则是为了实现安全控制，如图2所示，根据工艺生产和安全要求，高炉煤气监测系统点位布设分为以下几个部分：　　图2、高炉系统中监测点的布设　　（1）监测点1、2：重力除尘器与布袋除尘器后，分析高炉煤气中CO、CO2、CH4和H2，控制高炉炉况、回收能源气、监控水冷壁是否发生泄漏，保证安全生产；　　（2）监测点3：热风炉出口，分析热风炉烟气中O2和CO，监控热风炉燃烧状态和优化燃烧效率，保护炉体；　　（3）监测点4、5、6：磨煤机入、出口和布袋收尘器出口，监测O2和CO是否超限，起安全检测和控制作用；　　（5）监测点7：监控煤粉仓内CO是否超限，避免煤粉仓内煤粉自燃。　表2、高炉系统监测点的仪表选型　3、转炉煤气监测　　转炉煤气作为炼钢过程中所产生的附属品，其热值比高炉煤气要高很多，若直接将转炉煤气排放到大气中，不仅会导致资源的严重浪费，而且会污染环境，不利于节能环保目标的实现。转炉煤气的回收受制于混合气体中的O2含量和CO浓度，可以回收的转炉煤气O2含量需要在2%以下，而CO浓度要在30%以上，这样才可进入管道流向煤气柜开始回收。　　其次，转炉煤气是一种易燃易爆的有毒气体，含有大量CO和少量H2，它们的混合物与空气或O2混合后，在特定条件下会产生爆炸。而且由于自身生产特点，转炉煤气完全具备了其他两个爆炸条件，即温度和火源条件，尤其是温度、压力和火源还扩大了一般状态下的爆炸范围，为此在工艺操作和设备设置上，需要对转炉煤气O2含量进行在线监测，以及时调整工艺，防止爆炸事故发生。　　如图3可见，转炉煤气监测系统点位布设分为以下几个部分： 图3、转炉系统中监测点的布设　　（1）监测点1：回收侧盅形阀/分散侧盅形阀前，布设在线气体分析系统Gasboard-9031，在线监测CO与O2浓度，只有测得转炉煤气中O2含量在2%以下，CO浓度在30%以上时，才可打开气体切换站的回收侧盅形阀，允许转炉煤气进入下一步净化流程，否则通过分散侧盅形阀放散塔点火燃烧。　　（2）监测点2：煤气柜前，只有保证煤气柜内O2含量不会超标（控制在1%以下）才允许转炉煤气进入煤气柜，否则启动停止回收，以保证系统的稳定性和安全性。表3、转炉系统监测点的仪表选型　　现在钢铁冶金行业以还原冶金和氧化精炼为主要形式，其工艺过程中的焦炉、高炉、热风炉、喷煤系统、加热炉、电炉、转炉和煤气柜等都需要采用在线气体分析系统。钢铁及其他金属冶炼过程中会产生大量气体，分析这些气体对优化生产、提高质量、能源回收、节能环保、安全控制具有非常重要的作用。　　（来源：工业过程气体监测技术）　　

　　美国污水处理厂的建设和发展已经经历了相当长的时间，截至2017年底，全美共有14748座污水处理厂，其中设计处理能力超过100万m3/d的污水处理厂有6座，在水污染控制方面已颇具成效，并在社会和经济上取得了一定效益。针对美国特大型污水处理厂——斯蒂克尼污水处理厂(StickneyWaterReclamationPlant)，本文对其处理规模、运行维护经验进行梳理，旨在为我国特大型污水厂升级改造工程的规模设计、雨季运营和日常运行维护提供可借鉴和参考的信息。　　一、工程概况　　斯蒂克尼污水处理厂位于美国芝加哥西南部，建于芝加哥环境卫生和航行运河(ChicagoSanitaryandShipCanal)沿岸，占地1.67km2。该厂分为西厂和西南厂两个部分，西厂于1930年建成投入运行，仅具有对全厂40%的污水进行初级处理的能力。　　1935年开始在西厂的西南侧建设以活性污泥法为主要处理工艺的西南污水处理厂，并于1939年正式投入运行，能够对全厂60%的污水进行初级处理，同时对全厂的污水进行二级处理。经过1949年和1975年的两次扩建，斯蒂克尼污水处理厂形成了现有的455万m3/d的二级处理规模。　　斯蒂克尼污水处理厂处理的污水包括市政污水和少部分工业废水。市政污水主要来自芝加哥中心城区以及周边46个社区的合流制污水收集系统，该系统现服务人口数量约230万，服务区域面积约673.4km2。进水中工业废水的水量约占全部处理量的7.4%。    图1、斯蒂克尼污水处理厂鸟瞰图　　1、污水处理工艺　　斯蒂克尼污水处理厂设计日均处理量为455万m3/d，设计最大处理量为545.1万m3/d，处理全过程需要约12h。2017年日均处理量为256.3万m3/d。　　进入西厂的污水首先经过粗格栅、细格栅过滤，再由撇渣池除去浮沫和油脂，随后进入双层沉淀池进行沉淀，最后进入西南厂进行二级处理。　　进入西南厂的污水首先经过粗格栅过滤，再由曝气沉砂池去除浮渣，随后进入重力沉淀池进行沉淀，处理出水和由西厂汇入的初级处理出水一起进入四通道曝气池(每条通道尺寸为132.3m×10.4m×4.6m)进行二级处理，流入二次沉淀池(直径为38.4m，边缘深度为4.3m)后排至芝加哥环境卫生与航行运河。　　2、污泥处理工艺　　斯蒂克尼污水处理厂的污泥处理工艺包括重力浓缩、离心脱水和厌氧消化等环节。污泥经过上述处理流程后，固体浓度提高约25%~30%，随后由厂内铁路运输至约9km远的固体处理区进行离心、风干等处理，在固体浓度达到60%~70%后的产物与木屑混合，可用于高尔夫球场和生产草皮等。　　二、处理规模分析　　美国芝加哥市的供排水系统都属于大芝加哥供排水体系，该体系供水系统服务600万人，供水量为378.5万m3/d；排水系统服务500万人，系统污水处理量为466.0万m3/d。排水体制为合流制，排水系统共划分为7个区域，终端分别为规模不同的7家污水处理厂，斯蒂克尼污水处理厂是其中规模最大的一家。大芝加哥污水处理部门(MWRD，MetropolitanWaterReclamationDistrictofGreaterChicago)曾对比分析当地5家污水处理厂的运行成本，结果表明规模较大的污水处理厂平均运行成本低于规模较小的污水处理厂。　　随着城市发展，芝加哥市及其周边地区排水系统的合流制污水溢流量增加，污水处理厂在雨季经常超负荷运行，迫使未经处理的污水流入河道。因此，在20世纪70年代初期，市政当局提出隧道与水库计划(TunnelandReservoirPlan，TARP)，该计划包括建设一条160km长的深层隧道及3座大型调蓄设施(如图2所示)，总调蓄规模达7779.0万m3。该计划工程分为两期进行，经过25年的施工，一期建设已经完成，二期建设将于2029年完成。随着TARP的建设完成，斯蒂克尼污水处理厂雨季进厂水量经过调蓄设施的峰值削减将趋于平稳。图2、大芝加哥地区隧道与水库计划　　三、出水指标与运行状况　　斯蒂克尼污水处理厂的处理尾水通过排放口001排放至芝加哥环境卫生与航行运河，其主要污染排放指标与浓度限值，以及排放口001的实际水质状况如表1所示。表1、斯蒂克尼污水处理厂主要污染指标限值与实际出水水质情况　　除上述主要出水水质指标外，监控的水质指标还包括硬度、镉、总氮、DO、生物急性毒性等。　　该厂须对所有接收的旱季污水和初期雨水进行处理。雨季情况下，当进厂流量少于旱季平均流量的十倍时，所有进厂污水需经过二级处理;当进厂流量高于旱季平均流量的十倍时，超出的流量至少须经过一级处理，由指定CSOs排放口排放。　　四、升级改造与发展规划　　根据伊利诺伊州东北规划委员会(NortheasternIllinoisPlanningCommission)的预估，2000年至2040年间，斯蒂克尼污水处理厂服务区域的人口增长约为17%，服务人口的增长带来的污水水量增加幅度仍在该厂的设计规模之内。该厂平均处理水量因TARP的逐步完成预计略有增加，但仍低于设计处理量，因此该厂暂无扩建计划。　　斯蒂克尼污水处理厂近期的设备优化项目计划将西厂初级处理系统中于1930年开始投入使用的双层沉淀池替换为直径48.8m的圆形沉淀池，并建设曝气沉砂池。远期将注重厂内设施的升级改造和工艺优化，减少能源消耗，目标在2023年实现污水处理能耗的自给自足，同时将更加侧重于臭味的控制。　　五、总结与建议　　1）针对不同的气候环境特征及发展规划目标，美国斯蒂克尼污水处理厂在旱季与雨季污水处理工艺切换、近期与远期处理规模平衡、污染指标监测及报告等方面发展出了符合当地实际情况的运行模式，为我国特大型污水处理厂今后的发展需求和运行管理提供参考。　　2）面对运行压力大、负荷率高、环保标准提升等问题，特大型污水处理厂的规模提升与提标改造十分必要。特大型污水处理厂扩建规模的确定建议应与城市发展规划相结合，透彻分析扩建规模需求，从技术、经济、环境等多角度评估可行方案，同时确保污水处理厂扩建规模在经济上和环境影响上的平衡。在项目短期规划的同时，也从长期角度考虑，分期建设达到目标。　　3）大型污水处理厂在远期发展上应进一步考虑臭味控制、污泥处置、能源利用和尾水深度处理等设备优化升级方向。污水处理厂内可通过增设雨水调蓄设施应对雨季峰值流量，建立雨季管理预案，应对雨季流量。　　（来源：沼气圈）　　

　　大型养鸡场“热-电-肥”联产沼气工程技术介绍　　沼气是从生物质转化中得到的燃气，沼气的高效制备和综合利用一方面开发了清洁的可再生能源，另一方面减少了有机废弃物的排放，同时还可减少温室气体的排放，发酵后的残余物可用作有机肥料。大型养鸡场产生的鸡粪产气率高，数量大，是我国大型沼气工程的重要原料，但相比猪粪、牛粪等其他发酵原料，鸡粪发酵沼气工程存在诸多难点。　　一、工艺流程　　大型鸡粪沼气工程的工艺流程如图1所示。沼气工程一般由6个部分组成：预处理单元、高效厌氧发酵单元、沼气净化贮存单元、沼气高值利用单元、沼肥利用单元、温室气体排放单元。　　图2、大型鸡粪发酵沼气工程工艺流程图　　新鲜鸡粪通过车辆或管道运至沼气工程，进入匀浆池。污水泵入匀浆池混合新鲜鸡粪。经过水解除砂之后物料被泵入厌氧发酵罐。产生的沼气净化后在贮气柜贮存，用于热电联产。发酵残余物用于周边农作物的有机肥料。　　二、技术要点　　1、 预处理　　1） 进料总固体浓度　　进料总固体浓度的选择主要基于两方面因素的考虑：能量平衡和氨氮浓度。　　① 能量平衡　　发酵系统主要依靠发电机组余热进行增温，保证发酵温度。一般认为，发酵浓度大于8%时，发电机组提供的余热可满足发酵系统冬季自身增温的需要。　　② 氨氮浓度　　鸡粪原料中含有大量氨氮。动物粪便发酵中关于NH4+-N引起产甲烷量下降的报道经常出现。有关学者发现氨氮浓度的上升与产气量的下降呈线性关系。在连续搅拌反应器中停留15d，当NH4+-N浓度从2.1g/L增加到5.3g/L时，产气量下降。　　从能量平衡的角度来看，高固体浓度有利于减少物料总量，从而减少增温热量，节省能源。而从氨氮浓度来考虑，物料固体浓度不宜过高，以避免氨抑制现象的发生，保证发酵过程稳定。鸡粪发酵进料固体浓度一般控制在8%~12%。　　2） 水解除砂　　蛋鸡饲料中添加一定量的贝壳粉和砂砾，砂砾通过消化道排出，蛋鸡粪便中含沙量为固体含量的8%~10%，消化道粘液与粪污将砂砾包裹在一起，给粪砂分离和除砂带来难度，一般常规的沉砂工艺很难实现粪砂分离。采用水解除砂工艺，将粪砂分离后，通过刮砂机和螺旋除砂机将砂排出水解池外。水解除砂采用30℃中温水解工艺，水解停留时间24h。　　图3、a.螺旋除砂装置b.除砂效果图　　2、 高效厌氧发酵工艺　　1） 厌氧反应器　　完全混合发酵工艺由于发酵效率高、发酵浓度高、运行管理简单等优点被广泛应用于高固体浓度发酵。中温发酵（35~38℃）停留时间为20~25d。高温发酵（50~55℃）停留时间为10~15d。　　2） 增温保温　　在厌氧罐外壁设置增温盘管，利用发电机组余热对罐体进行增温。盘管外采用聚苯乙烯保温材料。采用该保温方式，在罐内外温差50℃且外界不增温的条件下，厌氧罐24h之内温度下降不超过0.3℃。　　3） 搅拌与回流　　低转速低能耗中心搅拌机，转速16rad/s，单位功率3.6W/m3。比传统的机械搅拌节省能源50%以上。搅拌机采用上下两层桨叶，上层用于破壳，下层用于物料混合搅拌。除搅拌机外，还可以在一二级厌氧罐之间设置回流泵，将二级厌氧罐的污泥部分回流至一级罐，起到搅拌作用，加强了罐内传质，同时减少污泥损失。　　3、 沼气净化与贮存　　1） 沼气生物脱硫　　采用生物脱硫工艺去除沼气中的H2S。生物脱硫是指在适宜的温度、湿度、pH、营养物和微氧条件下，通过脱硫细菌的代谢作用将H2S转化为单质硫或亚硫酸。　　以鸡粪为原料发酵的沼气中含有较高浓度的H2S，一般为3000~5000ppm（1ppm=0.0001%）经过生物脱硫净化处理后，沼气中H2S浓度可降至200ppm一下。脱硫成本比传统干法脱硫降低70%左右。　　2)双膜干式贮气柜　　采用低压双膜干式贮气柜对净化后的沼气进行贮存。贮气柜由外膜和内膜组成，其中外膜保护并维持贮气柜结构，内膜收集并贮存沼气。通过支撑鼓风机向内外膜中间的夹层充气，维持一定压力（一般为1.2~1.5kPa）能够承载设计范围内的风、雨、雪等荷载，同时将内膜内的沼气送入输气管道。　　三、沼气、沼肥利用　　1、 沼气高值利用　　1） 热电联产　　大型沼气工程通常采用热电肥联产模式。以鸡粪为原料进行发酵，产生沼气用于发电，电效率为38%，热效率为42%，总效率为80%。发电机组烟道气通过余热锅炉换热，以蒸汽的形式回收，提供给发酵系统自身增温，多余热量并入养鸡场内蒸汽总管网用于鸡舍供暖。　　发电机组缸套水余热以热水形式在热水罐内贮存，通过管道泵和厌氧罐壁外的盘管对厌氧罐体进行增温。　　2） 沼气用于新农村集中供气　　除沼气发电并网外，还可为邻近的村落提供生活用管道燃气。　　2、 沼肥利用　　发酵后的沼液和沼渣含有丰富的N、P、K等营养物质，可作为周围果蔬的优质有机肥。　　四、温室气体减排　　沼气工程在减排温室气体方面具有显著的作用。畜禽粪便发酵产生的CH4的温室气体效应是CO2的21倍，大气中温室气体效应20%来源于CH4。沼气工程将畜禽粪便收集利用，大大减少了温室气体排放量。一个日产沼气10000m3的沼气工厂，每年可实现温室气体减排4万tCO2当量。　　五、结语　　生物沼气工程由于其清洁、高效、安全和可再生的特点以及减排温室气体效果显著越来越受到关注。鸡粪厌氧发酵沼气工程存在诸多难点，如含砂量大、氨氮含量高、沼气中硫化氢含量高等。本文主要介绍大型养鸡场鸡粪热电肥联产沼气工程的技术要点，仅为规模化鸡粪沼气工程的设计和建设提供参考，如有不当欢迎指正！　　（来源：沼气圈）　　

　　pH是沼气发酵重要的影响因素，超过pH范围时，会引起更严重的后果。低于pH下限并持续过久时，会导致产甲烷菌活力丧失殆尽，而产乙酸菌大量繁殖，引起反应系统的“酸化”，严重酸化发生后，反应系统难以恢复至原有状态。本文对“酸化”的原因现象进行了简单介绍，并就其恢复措施进行了探讨。　　一、厌氧反应器三个重要参数　　1、碱度(ALK)　　厌氧处理系统中，较强的酸碱缓冲体系能够降低系统pH的变化幅度，而与酸碱平衡有关的共轭酸碱对包括：H2CO3/HCO3-、HCO3-/CO32-、NH4+/NH3、H2S/HS-、HS-/S2-和HAc/Ac-等。当废水中的pH发生变化时，这些酸碱对的浓度也会发生相应的变化。理论上，总碱度将包括水中的[HS-]、[CO32-]、[NH3]、[HCO3-]、[Ac-]、[OH-]和[S2-]等，常称之为“挥发性酸碱度”，也称“VFA”，因为一般厌氧体系的pH值为6.0~8.0，上述致碱物质中的[OH-]和[S2-]的浓度会相对较小，可以忽略不计。　　废水中有足够的碱度时，能够通过控制反应器的pH来监控VFA的积累，只有在厌氧体系中有足够的碳酸氢盐碱度才能保证稳定的pH值环境。PAQUES公司认为：水解酸化池的出水碱度必须保持至少在600~900mg/L(该数值为低限，在高浓度废水中，碱度要高出此许多)，这样可防止当挥发性脂肪酸积累的情况下反应器的pH值骤然下降。　　2、酸化度(VFA/COD)　　在厌氧工艺的研究中，将酸化度(VFA/COD)作为废水酸化程度的指标，但查阅相应的厌氧处理技术资料后发现，明确提出将酸化度(VFA/COD)作为厌氧反应器进水的一项重要水质指标的并不多。穆军等将挥发酸产率(VFA/COD)作为废水处理中的一个重要性质，研究了蔗糖-蛋白胨人工配水的酸化过程，在此基础上提出和定义了废水可酸化性和酸化度的概念，并构建了废水厌氧酸化过程的评判标准。　　部分学者认为有机废水完全预酸化对厌氧反应是有害的，因为预酸化出水中含有细小的发酵产酸菌污泥，这些污泥会置换出反应器中的部分产甲烷菌，使产甲烷菌过多流失，使污泥增长速度变慢，严重时会导致反应器“酸化”。所以，建议在厌氧处理前采用轻微的预酸化，酸化率为20~40%，有时甚至更低就可以达到要求。　　PAQUES公司认为：厌氧反应器进水COD达到至少30%的预酸化度是必要的，这能够使反应器内部的酸化菌和产甲烷菌达到良好的混合比率。而预酸化程度过低(50%)都会改变这些细菌的种群比例，从而影响颗粒污泥的结构。一般情况下，可以通过延长预处理系统中的调节池或预酸化池的水力停留停留时间或添加碱性药剂提高pH值以达到较高的预酸化度。　　3、VFA/ALK　　VFA表示厌氧处理系统内的挥发性有机酸的含量，ALK则表示厌氧处理系统内的碱度。厌氧消化系统正常运行时，VFA一般在50~2500mg/L之间，ALK一般在1000~5000mg/L(以CaCO3计)之间，必须维持碱度和挥发性有机酸浓度之间的平衡，才能保持消化液pH值在6.5~7.5的范围内。　　VFA/ALK反映了厌氧处理系统内的中间代谢产物的积累程度，正常运行的厌氧处理装置的VFA/ALK一般在0.3以下。如果VFA/ALK突然升高，往往表明中间代谢产物不能被甲烷及时分解利用，即系统已经出现异常，需要采取措施进行解决。　　如果VFA/ALK刚刚超过0.3，在一定时间内，还不不会导致pH下降，还有时间分析造成VFA/ALK升高的原因以进行控制；如果VFA/ALK超过0.5，沼气中CO2含量开始升高，如果不及时采取措施控制，会很快导致pH下降，使甲烷菌的活动受到抑制；如果VFA/ALK超过0.8，厌氧反应器内pH开始下降，沼气中甲烷的含量往往只有42%~45%，沼气不能燃烧；如果pH持续下降到5以下，甲烷菌将全部失去活性，需要重新培养厌氧污泥。　　二、“酸化”现象原因及表象　　1、酸化的产生　　厌氧消化中非产甲烷菌降解有机物的过程可产生大量的VFA和CO2，明显降低系统pH；而产甲烷菌则在利用乙酸、甲酸、氢形成甲烷的过程中消耗有机酸和CO2。两者的共同作用可使反应体系内pH稳定在一个适宜的范围内，并使废水中COD顺利地降解为甲烷、CO2而去除。然而，相对于非产甲烷菌而言，产甲烷菌对温度、pH、氧化还原电位(ORP)、碱度及有毒物质等均很敏感，各种生态因子的生态幅均较窄，对生态因子的要求更加苛刻。所以当系统中温度、pH、ORP等生态因子或有机负荷剧烈变化时，产甲烷菌的活性会受到一定程度抑制，而非产甲烷菌活性所受的影响较小，其产生的VFA不能全部被产甲烷菌利用，使得厌氧体系内VFA大量积累，两大类细菌的代谢平衡被破坏。因而温度、pH、ORP、有机负荷等条件均导致厌氧酸化现象的产生。　　此外，沟流问题也常会导致厌氧反应器的酸化现象。当厌氧反应器内污泥粒度过细、密度大、液流分布不均匀时会出现沟流现象，由于活性污泥不能与进水有效接触，易造成反应器局部VFA的大量积累，进而导致反应器酸化；而酸化会降低产气量、加大污泥黏度、增大反应器“死区”体积，导致沟流问题进一步恶化。　　2、酸化的表象　　厌氧反应器出现“酸化”现象时会显示出如下“症状”：　　①沼气产量下降；　　②沼气中甲烷含量降低；　　③消化液VFA增高；　　④有机物去除率下降；　　⑤消化液pH值下降；　　⑥碳酸盐碱度与总碱度之间的差值明显增加；　　⑦洗出的颗粒污泥颜色变浅没有光泽；　　⑧反应器出水产生明显异味；　　⑨ORP(氧化还原电位)值上升等；　　⑩微生物种群“畸变”或减少。　　三、厌氧反应器“酸化”恢复措施　　1、化学恢复法　　（1）投加氢氧化物　　投加NaOH、Ca(OH)2等氢氧化物可有效提升反应器pH，实现短期内厌氧体系中pH的恢复。然而投加的氢氧化物如Ca(OH)2大多被碳酸盐所消耗，由于缺乏酸碱缓冲能力，厌氧反应器内pH会出现大幅震荡过程，难以保持长期稳定，不利于耗氢产乙酸菌及产甲烷菌的活性恢复，部分情况下甚至会导致反应器崩溃；其次，氢氧化物会消耗产甲烷过程中所需的CO2，破坏产甲烷的进行，对产甲烷菌的恢复不利，因此这种方法目前已不常用。　　（2）投加NaHCO3　　仅从理论角度讲，NaHCO3的投加能够在不干扰微生物敏感的理化平衡的情况下平稳地将pH调节到理想状态，且不影响CO2的含量，pH的波动相对其他化学药品也较小；但NaHCO3饱和溶液的pH值仅为8.2，在不考虑NaHCO3随出水流失以及与VFA反应的消耗量，将容积为800m3反应器的pH值从6.0提升到7.0需固体NaHCO3质量为12t，况且将反应器中pH值和VFA都恢复正常并不是一两天的事，需要一定的恢复期，所以有可能需要长期投加NaHCO3。显然，这是一个相当沉重的经济负担，虽然试验中有较好的效果，但在工程实际中，不宜采用NaHCO3。　　2、物理恢复法　　（1）提高混合程度　　通过增加反应器水力停留时间（HRT），或改进反应器的设计，可提高厌氧反应器混合程度，降低“死区”范围，进而抑制或减少沟流现象。例如，改变ABR导流挡板的角度与安插方向，可促进水流在反应器底部的均匀分布，最大限度地增加反应器的混合程度。此种方法通常用于预防酸化或对酸化进行辅助恢复。　　（2）降低进水浓度　　通过降低进水浓度（通常　　（3）处理出水回流　　处理出水回流是保障厌氧反应器进水负荷的条件下，降低其进水浓度的一种有效措施。采用该方法，回流水中产甲烷阶段产生的碱度，可在酸化阶段被充分利用，大幅降低了反应器进水碱度的需求。此外，该方法不会引起反应器内CO2含量的剧烈变化，可以平稳地提升反应器pH；由于回流水温度与反应器温度基本一致，容易实现反应器温度的恒定；回流水溶解氧较低，不会对反应器内厌氧颗粒污泥产生不良影响，因而恢复效果明显。研究表明：轻度酸化后采用该方法，厌氧反应器pH仅需36h，即可恢复至6.5，因而该方法比较适用于高效厌氧反应器的酸化恢复。　　（4）处理出水置换　　处理出水置换是利用储存的反应器出水一次性置换反应器内含高浓度有机酸的污水。由于反应器正常出水中有较高的碱度，在换水的同时相当于加入大量的碱，因而该方法既不需要额外的投资(加碱的费用)，也不需要考虑加碱量，是一种较经济的恢复办法。研究显示，采用该方法仅8d，反应器出水pH就可以从酸化时的5.35回升到6.58，气体产量上升，出水中挥发酸含量恢复到反应器正常运行水平。　　3、生物恢复法　　（1）投加颗粒污泥　　投加新鲜、成熟的颗粒污泥可以快速补充反应器中微生物数量，降低污染负荷，因而是一种时间短、效果好的酸化恢复方法。然而，由于缺乏必要的厌氧颗粒物污泥活性保持技术的支持，颗粒污泥投加常伴随高昂的成本，因而该方法目前多局限于实验研究。随着厌氧颗粒污泥活性快速恢复及活性激活技术的逐渐发展及推广，该技术有望在实际工程中得到应用。　　（2）投加关键微生物种群　　厌氧反应器的过渡酸化直接来源于产氢产乙酸菌无法及时降解VFA而导致VFA积累，因而通过采取一定的工程措施，使厌氧消化系统中的产氢产乙酸获得优先生长，提高VFA转化为乙酸的效率，使后续的产甲烷菌群获得更多可直接利用的营养底物，将有助于加快厌氧消化链反应的恢复。　　对比研究显示，仅仅采用降低COD的自然恢复法，酸化反应器需要近3个月才能重新正常运行，这与重新接种、驯化并培养污泥的时间接近。单独采用碱性药剂投加法很难长期实行，无法达到恢复酸化的目的。而采用投加碱液+降低COD、间歇稀释进水+加碱、出水回流稀释、投加颗粒污泥法和换水法5种恢复方法结果表明，这5种方法均能促进反应器快速恢复正常，其中投加颗粒污泥法和换水法效果较好，其次为出水回流稀释法和投加碱液+降低COD法。　　pH值是影响厌氧消化过程的重要因素，厌氧消化需要一个相对稳定的pH值范围。如果生长环境的pH值过低，而出现“酸化”现象，产甲烷菌的生长代谢和繁殖就会受到抑制，进而对整个厌氧消化过程产生不利影响。因此当厌氧反应器出现“酸化”现象时，要分析其产生的原因，并及时采取一定的措施对反应器运行进行调节和控制，以保证厌氧消化稳定的运行环境。　　（来源：沼气圈）　　

　　沼气工程是以开发利用畜禽粪污、生活垃圾、污水等废弃物为对象，以获取能源和治理环境污染为目的，实现农业生态良性循环的农村能源工程技术。　　沼气工程包括厌氧发酵主体及配套工程技术，主要是通过厌氧发酵及相关处理降低粪水有机质含量，达到或接近排放标准并按设计工艺要求产沼气；沼气利用产品与设备技术，主要是利用沼气或直接用于生活用能，或发电、或烧锅炉、或直接用于生产供暖、或作为化工原料等；沼肥制成液肥和复合肥技术，则主要是通过固液分离，添加必要元素和成份，使沼肥制成液肥或复合肥，供自身使用或销售。图1、沼气工程建设原理图　　一、建设基本原则　　1、 最大程度的废物资源化原则　　资源化利用是农业废弃物污染防治的核心内容。农业废弃物是一种有价值的资源，经过处理后可作为燃料、肥料、饲料、工业原料等，具有很大的经济价值。利用好农业废弃物资源，不仅可减轻对环境的污染，还可改良土壤理化性状，提高土壤肥力，提高农产品产量和品质，增加产品竞争力。　　2、 清洁化原则　　畜禽养殖场污染排放量大，在污染防治上着重于污染减量化原则，即通过生产结构调整及开展清洁生产减少污染物产生量，对环境起到一个清洁作用，从而降低处理难度及处理成本，同时也可使农业废弃物的肥效得以最大限度的保存和处理利用。　　3、 无害化原则　　农业废弃物，尤其是畜禽粪便中大量的病原体，会给人畜带来很多潜在的危害。故在利用之前要进行粪便和污水的无害化处理，使其在利用时不会对牲畜和作物的生长产生不良影响；排放的污水和粪便不会对土地、地下水和地表水产生污染等；污水必须根据国家规定的标准，选择适宜的处理工艺和技术达标排放。而应用于还田的固体废弃物需要进行干燥和堆肥处理，达到无害化标准，以防治生物性污染。　　4、 生态化原则　　根据物质循环、能量流动和生态良性循环基本原理，将种植业与畜牧业、新能源、渔业紧密结合，以农养牧、养渔，以牧、渔促农，实现生态系统的良性循环，是解决农业废弃物污染的主要途径之一。　　1、 地埋式沼气池　　比较常见的沼气池是传统地埋式的，地埋式又通过用材不同，有之前比较老的是用砖砌成的，这种优点是造价便宜，缺点是容易漏气，使用寿命不会很长。　　现在地埋式主要是用钢筋混凝土，这种寿命长，也不容易漏气，非常有保障，目前在南方比较普遍，北方不适用。　　2、 连续搅拌反应器系统（CSTR）　　性质：连续搅拌反应器是指带有搅拌桨的槽式反应器。搅拌的目的在于使物料体系达到均匀状态，有利于反应的均匀和传热。反应过程包括体系中物料的物理和化学的变化，其体系特征的参数包括温度、压力、液位及体系组分等。　　原理：在一个密闭罐体内完成料液的发酵、沼气产生的过程。消化器内安装有搅拌装置，使发酵原料和微生物出于完全混合状态。投料方式采用恒温连续投料或半连续投料运行。新进入的原料由于搅拌作用很快与发酵器内的全部发酵液菌种混合，使发酵底物浓度始终保持相对较低状态。　　设备组成部分：刚性顶的拼装罐体、搅拌机、正负压保护器、增温控温系统、溢流槽、带刮板视镜、透光孔、取样口。　　搅拌方式：顶入搅拌、侧搅拌、沼气搅拌。　　使用领域：应用于屠宰废水，牛、猪、鸡等养殖场中畜禽粪便的处理和沼气生产、发电工程；城市生活污泥等SS较多的高浓度有机废水处理工程。　　设备优点：　　1） 适应于北方寒冷地区；　　2） 高径比较大，利于厌氧反应，保证产气量；　　3） 顶入式搅拌强度大，特别适用于固体含量较高的物料发酵；　　4） 该工艺占地少、成本低，是目前世界上最先进的厌氧反应器之一。　　三、沼气的6种循环利用模式　　1、“粮→猪→沼→粮”模式。即用粮食作物秸秆配合饲料喂猪，猪粪尿下池产沼气，沼气煮饭点灯，沼肥用于肥田，沼液喂猪。　　2、“猪→沼→鱼”模式。适合畜牧、水产养殖专业户。利用沼液和部分畜粪养鱼，塘泥返田作肥料，沼气点灯诱蛾灭虫喂鱼。　　3、“鸡→猪→沼→菜”模式。即猪圈上建鸡舍养鸡，鸡粪落下来喂猪，猪圈下建沼气池，沼气煮食，沼肥返地种菜。此模式适合城镇附近的农户，以向城提供镇商品肉食、蛋品和蔬菜为主。最大的特点是能够充分利用时间、空间和劳力，实现“以沼促菜、以菜促猪，以猪促沼”的良性循环。　　4、“猪→沼→果”模式。适合田少山地多，以栽种经济作物和果木为主的农户，即以沼气为纽带，连动畜牧业、果业、种植业等相关产业共同发展。猪粪下池产气，沼气用于炊具照明，沼液喂猪，沼肥施果树。　　5、“猪→沼→菇”模式。即猪粪下池产气，沼渣培育食用菌，菌糠肥料下田，沼液喂猪。这种模式适合经济不发达地区，沼渣经过沼气池厌氧灭菌处理，没有粪虫，用沼渣作培养料，杂菌污染的可能性小。　　6、“鸡→猪→沼→孵鸡”模式。即鸡粪喂猪，猪粪下池，沼气用于孵鸡，沼渣饲养蚯蚓，沼液种青饲料，蚯蚓和青饲料再用来喂鸡和猪。该模式利用沼气孵鸡，可降低成本，不受煤、油、电不足的制约。　　四、结语　　沼气工程是实现农业废弃物资源化利用和减少环境污染的重要途径，并且能在一定程度上缓解我国的能源压力。沼气工程的建设应遵循文中提到的基本原则，工艺及循环利用模式可根据实际情况进行选择，尽量做到工程标准化、建设模块化、运行维护专业化、管理规范化。　　（来源：沼气圈）　　

　　UASB法由荷兰Lettinga教授于1977年发明，与其他厌氧生物处理工艺一样，包括水解，酸化，产乙酸和产甲烷等。UASB法具有不少优点，但该法一般不适用于处理含高浓度悬浮固体的废水。近年来，国内对其设计研究及工程应用增多，技术发展亦较快。　　1、UASB反应器的反应原理　　UASB反应器可分为两个区域，反应区和气、液、固三相分离区。在反应区下部，是由沉淀性能良好的污泥（颗粒污泥或絮状污泥），形成厌氧污泥床。　　当废水由反应器底部进入反应器后，由于水的向上流动和产生的大量气体上升形成了良好的自然搅拌作用，并使一部分污泥在反应区的污泥床上方形成相对稀薄的污泥悬浮层。　　悬浮液进入分离区后，气体首先进入集气室被分离，含有悬浮液的废水进入分离区的沉降室，由于气体已被分离，在沉降室扰动很小，污泥在此沉降，由斜面返回反应区。　　在废水的厌氧生物处理过程中，废水中的有机物经大量微生物的共同作用，被最终转化为甲烷、二氧化碳、水、硫化氢和氨。在此过程中，不同的微生物的代谢过程相互影响、制约，形成复杂的生态系统，此生态系统在UASB反应系统中直观表现为颗粒污泥，它们的厌氧降解过程可分为四个阶段：　　(1)水解阶段，微生物利用酶将大分子切割成小分子；　　(2)发酵（或酸化）阶段，小分子有机物被发酵菌利用，在细胞内转化为简单的化合物，这一阶段的主要产物有挥发酸、醇类、乳酸、二氧化碳、氢气、氨和硫化氢等；　　(3)产乙酸阶段，此阶段中上一阶段的产物被进一步转化为乙酸等物质；　　(4)产甲烷阶段，在此阶段乙酸、氢气、碳酸等被转化为甲烷、二氧化碳。上述四个阶段的进行，大分子有机物被转化为无机物，水质变好，同时微生物得到了生长。　　2、UASB反应器运行的三个重要前提　　(1)反应器内形成沉淀性能良好的颗粒污泥或絮状污泥。　　(2)由于产气和进水均匀分布所形成的良好自然搅拌作用。　　(3)合理的三相分离器使沉淀性能良好污泥能保留在反应区内。　　3、UASB反应器启动运行的五个阶段　　(1)第一阶段：启动前的准备　　UASB投入运行前必须进行充分实验和气密性实验，充分实验要求无漏水现象。气密性实验要求池内加压到350mm水柱，稳定15分钟后，压力降小于10mm水柱。而且在厌氧污泥培养和驯化之前使用氮气吹扫。　　(2)第二阶段：启动运行初始阶段　　选用接种污泥　　①选用颗粒污泥或污水厂污泥消化池的消化污泥接种。　　②选用同类废水同一温度范围的（中温污泥）种污泥。　　③添加部分颗粒污泥或破碎的颗粒污泥，也可提高颗粒化过程。　　④也可以从市政下水道及污水集积处等处于厌氧环境下的淤污泥。甚至还可以使用好氧活性污泥法的剩余污泥进行转性培养，但培养时间相当长。　　⑤牛粪和各类粪肥也可以用于接种污泥，但各类污泥中均不应当有太多的砂子。　　接种污泥方法：接种污泥量、接种污泥的浓度　　①方法：将含固80%的接种污泥加水搅拌后，用污泥泵均匀的输入到UASB反应池各布泥点。　　②接种污泥量：接种污泥量为UASB反应器的有效容积的30%~50%，最少15%，一般为30%。接种污泥的填充量不超过UASB反应器的有效容积的60%。　　③接种污泥的浓度：初启动时，稠型污泥的接种量为20~30kgVSS/m3，浓度小于40kgTSS/m3的稀消化污泥接种量可以略小些。　　接种污泥时的水质　　①配制低浓度的废水有利于颗粒污泥的形成，但浓度也应当足够维持良好的细菌生长条件，因此，初始配水最低COD浓度为1000毫克/升，然后逐步提高有机负荷直到可降解的COD去除率达到80%为止。　　②当进水COD浓度高时，可采用出水循环或稀释水进水,出水循环回流比为30~50%，调节到适宜的COD浓度值。　　(3)第三阶段：初始运行阶段(预计45天)　　初始阶段是指反应器负荷低于2kgCOD/m3?d的运行阶段，此阶段反应器的负荷由0.1kgCOD/m3?d开始，内循环一个周期后，逐步分多次提升到2kgCOD/m3?d。　　提升COD浓度标准：当可生物降解的COD去除率达到80%后方可提高，直到达2kgCOD/m3?d为初始阶段。　　在这段运行中，有少量的非常细小的分散污泥带出，其主要原因是水的上流速度和逐渐产生的少量沼气。　　初始运行阶段，每日测定进/出水流量、pH、COD、ALK、VFA、SS等项目，经测定结果判断，若出水VFA＜3mmol/L，VFA/ALK=0.3以下，表示UASB系统运行正常。　　(4)第四阶段：反应器有机负荷提升阶段(预计45天)　　此阶段的反应负荷由2kgCOD/m3?d开始，每次0.1kgCOD/m3?d有机负荷提升，也可以每次负荷增加20%，每次操作所需时间长短不同，有时可长达两周，有时仅几天，经过多次重复操作可达到4.9kgCOD/m3?d的设计指标。　　但提升有机负荷的标准与监测项目判断运行正常的方法同初始运行阶段。　　在这段运行中，由于提升水量大，COD浓度高，产气量和上流速度的增加引起污泥膨胀，污泥量带出量多，大多为细小非分散的污泥或部分絮状污泥。这种污泥的带出，有利于颗粒化污泥的形成。　　(5)第五阶段：稳定运行阶段(预计30天)　　这一阶段是指反应器的有机负荷达到设计指标4.9kgCOD/m3?d，以后的稳定运行阶段。在这段的运行中，pH值、温度、有机负荷、VFA、ALK等各项操作参数严格控制，逐步形成颗粒污泥。　　注：　　①自初始阶段开始，每日监测项目一次，进、出水pH值、COD、SS、VFA、ALK、流量。　　②根据监测结果进行分析、判断、及时调整进水量、浓度、保持稳定运行。　　4、UASB反应器调试运行控制工艺参数　　(1)温度　　35±2℃，指反应器内反应液的温度，高出细菌的生长温度的上限，将导致细菌死亡。当温度下降并低于温度范围的下限时，从整体上讲，细菌不会死亡，而只是逐渐停止或减弱代谢活动，菌种处于休眠状态。　　(2)pH值　　pH值范围为6.8~7.8，最佳pH值范围为6.8~7.2。pH值范围是指UASB反应器内反应区的pH，而不是进液的pH。因为废水进入反应器内，生物化学过程和稀释作用可以迅速改变进液的pH值。对pH值改变最大的影响因素是酸的形成，特别是乙酸的形成。　　因此含有大量溶解性碳水化合物（如糖、淀粉）等废水进入反应器后pH将迅速降低。而乙酸化的废水进入反应器后pH将上升。对于含大量蛋白质或氨基酸的废水，由于氨的形成，pH会略有上升。对不同的废水可选择不同的进液pH值。　　(3)出水VFA的浓度与组成　　因为VFA的去除程度可以直接反映出反应器运行的状况，在正常情况下，底物由酸化菌转化为VFA，VFA可被甲烷菌转化甲烷，因此甲烷菌活跃时，出水VFA浓度较低，当出水VFA浓度低于3mmol/L（或200mg乙酸/L）时，反应器运行状态最为良好。　　(4)营养物与微量元素　　主要营养物氮、磷、钾和硫等以及其他的生长必须的微量元素。例如（Fe、Ni、Co）应当满足微生物生长的需要。一般N和P的要求大约为CODBD：N：P=（350~500）：5：1，但由于发酵产酸菌的生长速率大大高于甲烷菌，因此较为精确的估算应当是CODBD：N：P：S=（50/Y）：5：1，其中Y为细胞产率，对于发酵产酸菌Y=0.15；对于产甲烷菌Y=0.03，此外甲烷菌细胞组成中有较高浓度的铁、镍和钴。　　(5)抑制物性化合物　　抑制物性化合物应当低于抑制浓度或应给于污泥足够的驯化时间。如：氨氮、无机硫化物、盐类、重金属、非极性有机化合物（挥发性脂肪酸）等，在运行中都要根据监测结果进行判断，及时调整处理。　　5、UASB反应器启动的注意事项　　UASB厌氧反应器启动分为初次启动和二次启动。初次启动指用颗粒污泥以外的其它污泥作为种泥启动的一个UASB厌氧反应器的启动过程。二次启动是指使用颗粒污泥作为种泥对UASB厌氧反应器的启动过程。　　(1)UASB初次启动过程注意事项　　①对初期启动UASB目标要明确。对UASB（第一阶段）启动初期，不要追求反应器的处理效率和出水质量。初期的目标是使反应器逐渐进入“工作”状态。是使菌种由休眠状态恢复、活化的过程。在这一过程中，当菌种从休眠状态中恢复到营养细胞的状态后，它们还要经历对废水性质的适应。在整个驯化增殖过程中，而原种污泥中可能浓度较低甲烷菌增长速度相对于产酸菌要慢得多。因此在颗粒污泥出现前的这一段相当长。这一段不可能快，也不能有较大的负荷。　　②当废水COD浓度低于2000毫克/升时，一般不需要稀释，可直接进液。当废水COD浓度高于2000毫克/升时，可采取出水回流方式，回流比一般在30%~50%之间。有效的回流可以降低进水浓度，增大进水量，促使处理设施水流分布均匀。　　③负荷增加的操作方法：启动最初负荷可从0.1~2.0kgCOD/m3?d开始，当降解的COD去除率达到80%后，再逐步增大负荷。负荷不应增加太快，只要略高于容积负荷0.1kgCOD/m3?d即可。水力保留时间大于24小时。连续运行。直到有气体产生。5天后检查产气是否达到略高于0.1m3/m3?d。如果5天后反应器产气量仍未达到这一数值，可以停止进水，3天后再恢复进液，直到产气量增加达到0.1m3/m3?d。检查出水VFA，VFA过高，则表示反应器负荷相当于当时的菌种活力偏高。出水VFA若高于8mmol/L，则停止进水，直到反应器内VFA低于3mmol/L后，再继续以原浓度、原负荷进水，如果出水VFA低于3mmol/L，说明反应器运行良好。　　④增加负荷量：增加负荷量可以通过增大进水量，或者降低进水稀释比的方法，负荷每次可提升20~30%，可以重复进行。每次操作所需时间长短不同，有时长达两周，有时仅需几天，要根据监测数据判断，直到达到设计负荷为止。　　⑤水力停留时间：水力停留时间对于厌氧工艺的影响是通过上升流速来表现的。一方面高的液体流速增加污水系统内进水区的扰动，因此增加了生物污泥与进水有机物之间的接触，有利于提高去除率。在采用传统的UASB系统的情况下，上升流速的平均值一般不超过0.5m/h。这是为保证颗粒污泥形成的重要条件之一。　　⑥运行中始终保持VFA/ALK=0.3以下。否则挥发性脂肪酸积累运行失败。　　(2)UASB二次启动过程注意事项　　①进水负荷。二次启动的负荷可以较高，一般情况下最初进液浓度可以达到3000~5000mg/L，进水一段时间后，待COD去除率达80%以上时，适当提高进水浓度。相应流量不宜过高。　　②进水悬浮物。进水悬浮物含量不能太高，否则将严重影响厌氧颗粒污泥的形成，其积累量大于微生物的增长量，最终导致厌氧污泥的活性大大下降，因为整个厌氧反应系统的容量是有限的。　　③进水种类的控制。厌氧反应器的进水需严格控制，在启动过程中应及时了解生产情况，对启动期间的厌氧反应器进水作出相应的选择。有废水需要处理的单位，也可以咨询具备类似污水处理经验的企业。　　④颗粒污泥的观察。启动期间需定期从颗粒污泥取样口提取污泥样品，观察颗粒污泥的生长情况，结合进出水COD值对厌氧反应器的启动情况做出判断。　　⑤出水pH值。对出水pH值做出相应记录，pH值低于6.8时需及时采取相应补救措施（调整进水负荷、必要时投加纯碱），为启动成功提供保障。　　⑥产气、污泥洗出情况。及时了解沼气的产出情况，产气量小时从进水负荷、温度、颗粒污泥形成三方面进行分析，寻求解决问题的办法。　　⑦进水温度。控制厌氧反应器内温度在34~38℃之间，通过调节进水温度使24h内温差变化不得超过2℃。　　（来源：沼气圈）　　

　　近年来，我国对环保重视程度不断提高，国家相关部门要求，火电厂需对排除的烟气等进行脱硫处理，目前较为成熟、且脱硫效果明显的脱硫工艺是石灰石-石膏湿法，但该工艺技术的使用不便之处为其在使用中会伴有脱硫废水的排放，需经过相应的处理达标后方能排放。　　常规的脱硫废水处理技术系统复杂、设备多、工作环境差，投资和运行费用高，并且无法去除废水中的CI-。废水烟道处理技术将脱硫废水雾化后喷入空预器和电除尘器间的烟道，利用烟气余热使废水完全蒸发，废水中的污染物转化为结晶物或盐类等固体，随烟气中的飞灰一起被电除尘器收集下来，从而除去污染物，该技术能够在低投入的情况下，实现烟气脱硫废水的零排放。　　一、火电厂脱硫废水烟道蒸发处理技术可行性　　图1、基于烟道蒸发技术的火电厂脱硫废水处理原理图　　利用烟道气处理火电厂脱硫废水过程中，喷入烟道的雾化脱硫废水迅速在烟道中蒸发，造成烟气含湿量增加，脱硫废水中的固体物（包括重金属、杂质以及各种金属盐）和灰一起悬浮在烟气中。火电厂脱硫废水烟道蒸发处理技术可行性:　　1) 由于喷雾后烟气湿度增大，烟气中超细颗粒容易粘在一起成为较大颗粒，粒径增大，粒径增大至微米级的细小固体颗粒更容易被电除尘器捕获，它们和灰一起悬浮在烟气中并随烟气进入电除尘器被电极捕捉，随灰一起外排。　　2) 喷雾后一定程度上降低了烟气中灰的比电阻，提高了除尘器的除尘效率。喷雾后烟气湿度增加，可以防止和减弱高比电阻粉尘的反电晕。　　3) 喷雾后烟气流量会有所增加，但比例很小，为了保证电除尘器的除尘效率需要适当增加电晕功率，综合上述二者的影响可以认为喷雾后对除尘器的输入能量不会产生明显影响。　　4) 废水蒸发后，烟气中水蒸汽含量一定程度上会有所增加，水蒸汽随烟气外排，导致进入电除尘器的烟气温度会适当的降低，但不会低于露点温度。　　5) 由于脱硫废水中固体量和各种金属盐含量限低，对灰的物性及综合利用不会产生影响。　　二、应用情况及试验案例　　1、国外应用情况　　国外电厂脱硫废水烟道蒸发处理应用情况见表1。表1、国外电厂脱硫废水烟道蒸发处理应用分析　　2、工程试验　　以某电厂300MW机组为例，设置脱硫废水烟道处理装置，处理能力为2t/h。各种典型工况下，蒸发2t/h废水对烟气温度的影响计算结果如表2所示。计算结果表明，喷入废水后，对烟气温度的影响在3~5℃，高于烟气的露点对除尘器等下游设备无影响。表2、不同工况下喷入脱硫废水烟气温度变化　　在试验过程中，当锅炉负荷稳定在240MW时，进入除尘器之前，A侧和B侧烟道中烟气的原始温度分别为127.05℃和124.64℃。当废水喷射量为1t/h时，A侧和B侧烟道的烟气温度变为124.06℃和122.41℃，温降分别为2.99℃和2.23℃，当喷射量为1.5t/h时，A侧和B侧烟道的烟气温度变为122.54℃和119.90℃，相对原始烟气温度，温降分别为4.51和4.74℃。喷射之后烟气温度降在合理的范围之内，喷射之后烟气的温度高于115℃，仍在酸露点之上，因此不会对下游设备和烟道造成腐蚀。试验期间电除尘器运行稳定，落灰无异常。　　三、运行过程中出现的问题及解决措施　　1） 若进入烟道中的雾化后的脱硫废水不能完全蒸发时，脱硫废水中含有的硫酸根、亚硫酸根及一些其他重金属离子将会对烟道和除尘器造成腐蚀。同时，若进入脱硫系统烟气含湿量过高时，对烟道、膨胀节及烟囱等设备造成腐蚀。　　解决措施：对废水进行调质，加快蒸发速率。废水呈中性时，完全蒸发时间最短；其次是碱性状态时，酸性状态时，完全蒸发时间最长。　　2） 喷嘴堵塞与磨损。　　解决措施：控制进入喷嘴的脱硫废水水质，减少废水中固体颗粒物含量；做好喷嘴的防护与维护工作；定期检查喷嘴状况，发现损坏的喷嘴停止使用并及时更换；细化液滴粒径；增加空气吹扫次数，加大空气吹扫压力。　　四、结语　　当脱硫废水中悬浮物含量偏高时，脱硫废水在雾化过程中因固体颗粒物的大量存在，极易造成喷嘴的堵塞，对脱硫废水水质调节也是脱硫废水雾化的一项前期工作，如电厂现有脱硫废水处理设施，建议投运原有的脱硫废水处理设施，控制出水的pH值、悬浮物指标，以保证雾化装置的正常运行及雾化效果满足设计要求。　　（来源：工业过程气体监测技术）　　　　

　　造纸工业是世界六大工业污染源之一，占我国工业总废水量的10%左右。造纸废水主要为高浓度有机废水，其水量大，COD质量浓度高，废水中的纤维悬浮物多，而且含二价硫元素，色度高，有硫醇类恶臭气味。　　一、生物法处理造纸废水　　1、好氧处理法　　在有氧条件下，借助好氧微生物（主要是好氧菌）的作用来降解污染物的方法。　　2、厌氧处理法　　利用兼性厌氧菌和专性厌氧菌在无氧的条件下降解有机污染物的方法。复杂的有机化合物被降解和转化为简单、稳定的化合物，同时释放能量，其中大部分能量以甲烷的形式出现。　　3、厌氧-好氧组合处理法　　充分发挥厌氧微生物承担高浓度、高负荷与回收有效能源的优势，同时也能利用好氧微生物生长速度快、处理水质好的优点。特别适用于高浓度有机废水的处理。　　二、造纸废水产沼气　　造纸废水产的沼气甲烷、硫化氢含量较高，氧含量较低；如在厌氧过程中混入空气，沼气中会含有少量氮气；其中水的含量与温度有关。表1、废水处理后产生的沼气成分　　沼气利用方式：　　1、火炬燃烧；　　2、直接民用取暖、照明或炊事等；　　3、直接燃烧产生蒸汽，用于工业供热；　　4、内燃机发电自用或上网；　　5、经净化提纯后并入天然气管网或用作车用燃料等。　　三、沼气提纯后的资源化利用　　图2、沼气能量利用效率比较　　沼气提纯净化制取生物质天然气（BNG）的能量损失最小（14.6%），且得到的可输送能量最多（79.6%）。　　1、提纯制备天然气　　沼气的输送距离有限，供应具有非常强的区域性，实际利用效率较低，适合现场利用。　　沼气通过提纯制取天然气，通过脱硫、脱碳和深度脱水，不仅能减轻环境污染，还能增加燃烧的热值，达到商业天然气标准，进入城市燃气管道，或制成CNG作为车用或工业天然气，极大地拓宽沼气的用途，是一种综合效益较好的沼气利用方式。表2、沼气提纯后品质要求　　2、提纯天然气与粗沼气比较　　1）通过沼气提纯制取的天然气中甲烷含量在95%以上，因此热值更高，燃烧起来火力更强，能源利用率高；　　2）沼气中含有硫化氢气体，直接用于燃烧会产生二氧化硫，排放后对环境造成较严重的污染，而天然气基本上不含有硫化氢，属于清洁燃料；　　3）沼气中二氧化碳含量较高，二氧化碳的存在有灭火阻燃的作用，在燃烧时会降低燃烧热的利用率、降低火焰温度、降低燃烧室的容积利用率，导致燃烧放热过程的成本增加。　　4）沼气中含有的水分也会降低燃烧效率，耗费能源。表3、沼气利用经济效益对比　　四、江苏某造纸厂废水沼气提纯生产管道天然气项目案例　　项目规模：沼气处理能力30000Nm3/d，天然气产量20000Nm3/d。　　1、造纸废物产出沼气现状　　1）秸秆浮渣　　秸秆制浆现因产能有限，日产沼气4000m3/d，以前由燃烧塔空排。该部分沼气中CH4含量约为65%。　　2）污水　　污水厌氧处理制备沼气设计产能30000m3/d，沼气产量约为26000m3/d。污水处理系统已扩建完成。该部分沼气中CH4含量约为80%。　　3）制浆轻排渣　　该部分造纸废物产生的可燃气体，由造纸厂另案自行利用，不包含在本项目中。　　2、生物质天然气产量　　表4、生物质天然气产量　　本项目利用工业沼气提纯净化为生物质天然气，最终产品直接进入城市燃气管网，气质符合甚至优于强制性国家标准GB17820-2012《天然气》的二类天然气标准。　　图3、造纸沼气提纯进入天然气管网　　五、结语　　造纸废水产沼气的利用方式有多种，可供选择的工艺路线也较多，不同的工艺适应不同工况，且成本有差异。经过上文分析，造纸沼气提纯后制取生物质天然气是沼气高值化利用的一种方式，但应用这种工艺要根据沼气产地条件和天然气管网的实际情况加以利用，实现最大化提升沼气利用附加值的目标。　　（来源：沼气圈）　　

　　一、好氧堆肥与厌氧发酵　　1、好氧堆肥　　好氧分解过程一般在有氧和有水的情况下产生，它的形成如下所示：　　有机物质+好氧菌+氧气+水→二氧化碳+水（蒸气状态）+硝酸盐+硫酸盐+氧化物　　2、厌氧发酵　　厌氧过程一般在缺氧状态下产生，它的形成如下所示：　　有机物质+厌氧菌+二氧化碳+水→气态甲烷（沼气）+氨+最后产物　　好氧堆肥和厌氧发酵都是在微生物作用下有机物的降解过程，他们既有相同点又有不同点。本文将从原理、工艺流程、发酵阶段、影响因素等方面详细说明。　　二、好氧堆肥与厌氧发酵相同点　　都是微生物作用下的有机物降解过程，需要微生物培养的条件，包括营养元素合理分配、温度、pH等；降解有机污染物，杀灭病原体，提高N、P的比例，使生肥变成植物更易于吸收的熟肥。　　三、好氧堆肥与厌氧发酵不同点　　1、原理不同　　好氧堆肥是在有氧条件下，好氧菌对废物进行吸收、氧化、分解。微生物通过自身的生命活动，把一部分被吸收的有机物氧化成简单的无机物，同时释放出可供微生物生长活动所需的能量，而另一部分有机物则被合成新的细胞质，使微生物不断生长繁殖，产生出更多生物体的过程。厌氧发酵是废物在厌氧条件下通过微生物的代谢活动而被稳定化，同时伴有甲烷和CO2的产生。　　2、过程不同　　1）好氧堆肥　　工艺流程主要是：前处理→主发酵→后发酵→后处理→贮存　　①原料的预处理　　包括分选、破碎以及含水率及碳氮比的调整。首先去除废物中的金属、玻璃、塑料和木材等杂质，并破碎到40毫米左右的粒度，然后选择堆肥原料进行配料，以便调整水分和碳氮比，可以使用纯垃圾，垃圾和粪便之比为7：3或者垃圾与污泥之比为7:3进行混合堆肥。　　②原料的发酵阶段　　我国大都采用一次发酵方式，周期长达30天，目前采用二次发酵方式，周期一般用20天。一次发酵是好氧堆肥的中温与高温两个阶段的微生物代谢过程，具体从发酵开始，经中温、高温然后到达温度开始下降的整个过程，一般需要10-12天，高温阶段持续时间较长。　　二次发酵指物料经过一次发酵后，还有一部分有易分解和大量难分解的有机物存在，需将其送到后发酵室，堆成1-2米高的堆垛进行二次发酵并腐熟。当温度稳定在40℃左右时即达腐熟，一般需20-30天。　　③后处理阶段　　是对发酵熟化的堆肥进行处理，进一步去除堆肥中前处理过程中没有去除的杂质和进行必要的破碎过程、经处理后得到的精制堆肥含水在30%左右，碳氮比为15-20。　　④贮存阶段　　贮存是指堆肥处理前必须加以堆存管理，一般可直接存放，也可袋装存放。但贮存时要注意保持干燥通风，防止闭气受潮。分为三个阶段：起始阶段、高温阶段、熟化阶段。　　2）厌氧发酵　　第一阶段为水解发酵阶段，是指负责地有机物在微生物胞外酶的作用下进行水解和发酵，将大分子物质破链形成小分子物质如：单糖、氨基酸等为后一阶段做准备。　　第二阶段为产氢、产乙酸阶段，该阶段是在产酸菌如胶醋酸菌、部分梭状芽孢杆菌等的作用下分解上一阶段产生的小分子物质，生成乙酸和氢。这一阶段产酸速率很快，致使料液pH值迅速下降，使料液具有腐烂气味。　　第三阶段为产甲烷阶段，有机酸和溶解性含氮化合物分解成氨、胺、碳酸盐和二氧化碳、甲烷、氮气、氢气等。甲烷菌将乙酸分解产生甲烷和二氧化碳，利用氢将二氧化碳还原为甲烷，在此阶段pH值上升。　　3）影响因素不同　　①堆肥过程影响因素　　供氧量要适当，实际所需空气量应为理论空气量的2-10倍；含水量在50%-60%为宜，55%最理想，此时微生物分解速度最快，水的作用有二：一是溶解有机物，参与微生物的新陈代谢，二是调节堆肥温度，温度过高时通过水分的蒸发，带走一部分热量：碳氮比要适当，一般认为城市垃圾为20-35之间；碳磷比为75-150；pH值，当有机污泥做堆肥原料时，需要进行pH调整，堆肥过程开始时，由于酸性菌作用，pH为5.5-6.0，堆肥结束后，pH为8.5-9.0.　　②厌氧发酵原料配比　　厌氧发酵的碳氮比以20-30为宜，当碳氮比在35时产气量明显下降；温度在30-40℃为宜；pH值对于甲烷细菌来说，维持弱碱环境是绝对必要的，它的最佳pH范围为6.8-7.5，pH值低，它使CO2大增，大量水溶性有机物和H2S产生，硫化物含量的增加抑制了甲烷菌的生长，可以加石灰调节pH，但是调整pH的最好方法是调整原料的碳氮比，因为底质中用以中和酸的碱度主要是氨氮，底质含氮量越高，碱度越大，当VFA（挥发性脂肪酸）>3000时，反应会停止。　　四、结论　　无论是好氧堆肥还是厌氧发酵都有其优点和缺点，它们既有相同点又有不同点，针对有机垃圾的处理需求，用户可根据实际情况来选择相应的处理方式，将有机垃圾进行高值化、无污染处理。　　（来源：沼气圈）　　

天然气作为一种常规的清洁、高效的能源，在煤炭、石油之后已成为全球能源结构中最重要的能源之一，然而常规天然气是不可再生的，如何使其持续发展是当今能源领域专家们一直探讨的话题。沼气一直认为是最有希望替代或者部分替代天然气的可再生清洁能源。为了使沼气能够在现有的输气管网中进行混输，我们必须要求其气质符合一定的要求。在德国邻国（如瑞典、瑞士）已经有成熟的沼气混输天然气的技术经验。根据最新预测估计，沼气将在2020年至少满足德国10%的天然气需求量。下面本文将就德国沼气如何达标注入天然气管网，并实现终端用户安全使用进行介绍。沼气注入天然气管网气质要求沼气的组成：CH4—50%~70%；CO2—30%~40%，还有少量的CO、H2、O2、H2S等气体。其中，除CO2以外的少量气体经一定的净化设备都可以去除，以达到城镇燃气标准。尽管沼气和天然气的主要可燃组分都是CH4，但是两者在CH4、CO2、H2S含量以及热值、密度、华白数等方面均存在较大差异。因此，一些研究者便提出了“沼气+其他燃气”混合注入管网的研究，但还存在如下问题：（1）CO2不具有热能利用价值，对燃气的热值、燃烧势等影响很大。如果沼气不脱碳（或只浅度脱碳）就注入天然气管网，需要控制其混合比例，研究沼气与天然气混合气体与管网天然气的互换性问题。（2）目前常用的气体混合装置有文丘里混合器，比例混合阀和随动流量混合器等，但是选哪种混合装置最合适还需要进行实验研究。另外，还需要设置混合气体热值检测仪和安全连锁保护系统等，以确保产品质量和系统安全。（3）沼气按一定比例注入天然气管网后，势必会对原有天然气的热值，燃烧势等造成影响。如何说服燃气管网经营企业接收沼气入网，重新合理地为燃气定价和说服消费者放心使用等，也需探讨。因此，沼气能否不经过提纯注入市政天然气管网，替代天然气，还有待进一步研究。而沼气经净化提纯后得到的生物甲烷，其性能与化石燃料天然气几乎没有差异，只要达到天然气技术指标，便可直接注入天然气管网。天然气技术指标（GB17820—2012）在德国，天然气的运输、储存和消费等规范主要参照DVGW（德国科学与技术协会下属的空气与水检测部门）发布的技术守则和标准，其中生物甲烷注入天然气管网主要遵守其中的G260和G262。在整个过程中气体质量由沼气供应商负责达到H形（高热值天然气）和L形（低热值天然气）质量标准，而不同气体燃烧特性的兼容性问题由管网运行商负责。另外，当生物甲烷并入超大跨区域管网时，还必须遵守DIN（德国标准化学会）的相关标准。德国沼气如何注入天然气管网沼气入网设施需要根据当地天然气管网类型、天然气特性和沼气提纯程度因地制宜。在德国，首先要根据管网类型进行初步设计，管网类型主要包括局域分布式气网（低压：3~10kPa）、区域气网（中压：400~1600kPa）和跨区域气网（高压：3200~12000kPa）。然后根据标准DVGW VP 265中的要求，设计所需的标准部件，主要包括：压力调整、过程控制、安全监督、气体质量监控、流量控制、热值调整、数据监控、管网连接和加臭等装置。压缩装置需要根据管网的输送压力和进口压力进行选择，需要的压力越大，能耗便越大。需要注意的是，根据DVGWG260，生物甲烷不应含有油和灰尘，而压缩机使用的润滑油可能会污染生物甲烷，因此在选择时，应尽量选择不使用润滑油的压缩机，当然随之带来的机器损耗和气体损失也会随之上升。另外，也可根据初始压力、所需压力和流速来进行压缩机类型的选择。当流速较低时，可以选择螺杆式或活塞式压缩机。当生物甲烷注入高压管网时，往往需要采用两级压缩，螺杆压缩机作为一级压缩，而活塞式压缩机作为二级压缩。通常当生物甲烷注入低压气网时，还需要进行气体的压力测量和调节，从而降低入网压力的波动幅度，使其达到一个统一的低压传输压力。要达到标准所规定的的气体质量，气体组分监控特别是燃烧特性的监控必不可少。监控的项目主要包括：CH4、CO2、O2、H2、热值、华白数、密度、水露点和烃露点等。其中用于测量气体组分的方法一般可以采用非分光红外(NDIR)气体分析技术，如四方仪器红外气体分析仪Gasboard-3100，一台仪器可同时测量生物甲烷气中的CH4、CO2、O2、H2等气体浓度，并自动计算、显示其热值，替代传统的燃烧法热值仪。8组分红外气体分析仪内部结构图（监测组分可根据用户需求定制）当生物甲烷注入H形气网（高热值天然气输送管网）时，需要加液化石油气调高热值；而当生物甲烷注入L形气网（低热值天然气输送管网）时，则需要加入空气以降低热值。液化石油气调节装置主要包括进料器、测量计、调节装置和液化石油储存器。空气调节装置主要包括气体混合器、空气压缩机、测量计和调节装置。通常液化石油气加入量取决于沼气中CO2的分离程度，若注入的生物甲烷比例较低，则不需要进行热值调整，直接加一个混合器注入管网即可。根据DVGWG260和G262，沼气可作为补充气源或调价气源注入燃气管网，当作为补充气源时，沼气燃烧特性必须与局域分布气网基准气的燃烧特性一致，气体组分也仅允许些许差别。当作为添加气源时，沼气燃烧特性和气体组分均可以在规定的范围内与天然气存在差别。法规G685规定，客户终端的热值与规定的标准热值间最大偏差为2%。因此，天然气管网气体流速和沼气的燃烧特性共同决定了沼气注入的量。根据DVGW相关规定，可通过以下几种方法进行气体间的互换：采用液化石油气进行热值调整；基于计算机的热值重构；以一定的热值对气网进行分区；以补充气源或添加气源形式注入。采用液化石油气调整生物甲烷的热值，以达到燃烧气管网入网标准，是法规DVG-WG685规定的标准方法。当然除了调整热值外，还需要调整华白数和相对密度等燃烧特性以达到管网要求。根据DIN51622标准，通常用于热值调整的液化石油气中丙烷和丁烷应该分别占95%和5%，同时该标准还规定了硫、烯烃以及其他微量元素的含量。另外，若要应用于发动机，CH4含量也很重要，通常甲烷含量至少要高于70%。在管网输送过程中，CO2的冷凝是一个潜在的安全隐患，因此CO2含量也是液化石油气调整过程中需要考虑的。尽管添加液化气石油气调整热值的方法已被广泛使用，但是其成本较高，因此许多生厂商不得不另辟蹊径。基于计算机的热值重构法可降低热值调整过程中的投资成本，避免液化石油气添加带来的运行成本。基于计算机的热值重构系统是一种数学模型，它可以为整个管网系统，包括管道、闸阀、入气口等部件构建动态图像，然后根据测量点的压力、气体质量和体积等参数在管网内不同的点设计不同的气体流速、气体质量和混合度。但是，只有当重构所需参数齐全时，该方法才可行，包括整个管网注入和输出的气体体积、监测系统获得的压力参数、每个入网点的气体组分、所有闸阀的位置、减压器和压缩器的操作模式，以及管网系统的其他信息。该方法经常用于超大跨区域管网或区域管网等气体进口和出口较少的管网类型。对于低压分布式管网，由于管网连接点的反混、回流等现象很难用数学模型模拟，因此应用较困难。在应用过程中，往往几个地区的分布式管网通过固定热值的形式形成区域管网。例如，区域管网可以以分布式管网的平均水平对并网的生物甲烷燃烧特性进行定义，只要根据DVGWG685所规定的生物甲烷热值便可算出客户终端的热值，从而无需液化石油气的添加。但是，此方法也存在缺陷，由于分布式管网中冬天和夏天流量波动较大，从而精确的模拟和计算较为困难。当生物甲烷作为添加气源注入管网时，其燃烧特性和组分均可不同于管网基准气，但是它的注入量是非常有限的，往往由下游混合气所需燃烧特性而定。通常基准气体的体积流速越大，所允许的生物甲烷与基准气的热值偏差也越大。因此该方法常用于超大跨区域输送管网。该方法的管网连接成本和运行成本低廉，但是必须注意入网过程中产生的反混合回流。综上所述，上述几种热值调整方法各有优劣，在选用时，应该根据管网的类型和实际情况而定。不同热值调整方式的优缺点比较 纵观国内，目前我国生物天然气并入天然气管网仍存在市场壁垒，虽从需求和技术角度看，生物天然气并入天然气管网已经具备条件，但因有关规章制度尚未建立，导致“并入”难以全面展开。对此，国家能源局就《关于促进生物天然气产业化发展指导意见（征求意见稿）》指出：要加快形成专业化投资建设的管理模式，建立县域生物天然气开发建设专营机制，合理确定适应资源条件的项目规模和布局，加快关键技术进步和工程现代化并培育和创新商业化模式，并推进生物天然气无障碍并入城市燃气管网及配电网，为我国生物质能产业化发展的一个新方向。来源：沼气圈

过程气体分析仪器仪表又称在线气体分析仪器仪表，是用于工业生产流程中对气体的成分及性质进行自动分析与测量仪器仪表的总称，是为燃烧控制、废气安全回收、流程工艺控制、质量监测所需的自动化分析产品，所显示的数据可反映生产中的实时状况。煤层气监测：防爆型红外气体分析仪Gasboard-3500 一、仪表选型一般原则1、选用过程气体分析仪表时，应详尽了解被分析对象工艺过程介质特性、选用仪表的技术性能及其它限制条件。2、应对仪表的技术性能和经济效果作充分评估，使之能在保证产品质量和生产安全、增加经济效益、减轻环境污染等方面起到应有的作用。3、所选用气体分析仪表检测器的技术要求应能满足被分析介质的操作温度、压力和物料性质，特别是全部背景组份及含量的要求。4、仪表的选择性、适用范围、精确度、量程范围、最小检测量和稳定性等技术指标，须满足工艺流程要求，并应性能可靠，操作、维修简便。5、对用于腐蚀性介质或安装在易燃、易爆、危险场所的气体分析仪表，应符合相关条件或在采取必要的措施后能符合使用要求。6、用于控制系统的气体分析仪表，其线性范围和响应时间须满足控制系统的要求。 二、取样与预处理装置1、取样要求（1）由取样点取出的样气应有代表性，在通过取样系统后不应引起组份和含量的变化。（2）样气应避免液体混入；若工艺管线管壁易附着脏物时，应将取样探头插入管线中心；当样气中含有固体颗粒时，则必须在取样处加装过滤器，并备有反吹接口。（3）根据取样的工艺状况，取样系统应具备相应的减压稳流、冷凝液排放、超压放空、负压抽吸、故障报警或耐高温等功能。（4）在取样过程中如出现凝结物时，必须采取保温伴热措施。（5）取样管路应尽量短，使滞后时间最小。样品输送系统的滞后时间一般不宜超过60s。取样管管径一般为Φ6×1mm，但最大取样管管径不应大于Φ14×2mm。（6）取样管材质一般采用不锈钢，若样气中含有对不锈钢管腐蚀的组份时，可采用聚氯乙烯、聚四氟乙烯等其它合适的材质。对无腐蚀性的干样气也可采用无缝钢管。另外，样气引导管线应采取防堵措施。 2、预处理装置（1）预处理装置一般包括冷凝器、冷却器、过滤器或净化器，以及为保证气体分析仪器选择性而采取的化学或物理方法的处理装置。其构成应根据具体样气条件和气体分析仪表的技术要求确定。一般宜由气体分析仪器厂成套配置。（2）样气通过预处理装置后应洁净，有代表性，并符合气体分析仪器仪表对样气检测的技术要求。（3）经过预处理装置后的样气，其待测组份的浓度或组份应不受影响。 3、样气的排放要求（1）被测样气有回收价值者，应考虑回收。（2）多种样气放空，若组份混合后无危险，且混合后背压波动对分析仪表影响不大时，可先接至集气管，然后排至适当高度空间。否则，应单独放空。（3）有毒气体在符合有关卫生标准要求时方可排放。（4）预处理系统的部件或管路材质应不与样气起反应，不会污染样气，不会吸附样气中的组份。 三、分析气相混合物组份的仪表选型1、含氢气体混合气体中含氢量在0~100%之间，背景气各组份的导热系数十分接近，而其导热系数与氢气的导热系数又相差较大，或背景气组成较稳定时，宜选用热导式氢分析仪。当待测组份含量低，而背景气组份含量变化大时，则不宜选用。（1）在非爆炸危险场所，含氢量在6%以下，其背景气可为大气、氮气、氩气、氧气等，要求分析精确度不高于±0.1%，响应时间允许为60s时，应根据背景气组成的不同，选用适合的热导式氢分析仪。热导式气体分析技术原理图（2）在非爆炸危险场所，当混合气为以煤为原料的合成氨厂中的半水煤气，含氢量在35%~75%之间，或混合气为合成氨装置中的新鲜气或循环气，其含氢量在50%~80%之间，要求分析精确度不高于2.5级，响应时间允许为60s时，应选用为小合成氨厂和大合成氨装置特制的氢分析仪。（3）在爆炸危险场所处，混合气含氢量在40%~80%、80%~100%、90%~100%范围内，应选用隔爆型氢分析仪，或采取相应的防爆措施。（4）在制氩过程中，过量的氢含量在0~3%、0~2%范围内，在电解氧中氢的含量浓度在0~2%要求测量精度不高于5级，可选用相应的热导式氢分析仪。 2、含氧气体气体中含氧量分析应根据不同背景气组份及含氧量多少，选用不同类型的氧量分析仪。微量氧分析应采用电化学式或热化学式氧量分析仪，常量氧分析应采用磁导式（磁风和磁力机械式及磁压力式）或氧化锆氧量分析仪。（1）在电解制氢的生产流程中，当电解槽出口的氢气中含氧量在0~1%之间，响应时间允许为90s时，应选用热化学式氧分析器（含氧量在0~0.5%之间时，仪表精确度为5级；含氧量在0~1%时，其精确度为10级）。若用于有爆炸危险场所时，应要求厂方配备隔爆型仪器。（2）在非爆炸危险场所，含氧量在21%以下，背景气中不含腐蚀性气体和粉尘及一氧化氮、二氧化氮等正磁化率的组份，且背景气的热导率、热容、粘度等在工况条件下变化不大，要求响应时间允许为30s，分析精确度在2.5级到10级之间时，应选用磁导式（磁风原理）氧分析器。仪表的测量范围及精确度见下表。（4）在非爆炸危险场所，含氧量在0~100%之间，要求多种量程测量或起始量程不为零，最小量程跨度为0~1%，要求测量精度为1级，响应时间小于2s时，可选用磁力式氧气分析仪。（3）在非爆炸危险场所，含氧量在0~1%、0~2.5%、0~5%、0~10%、0~25%及0~100%范围内，背景气中不含腐蚀性气体、粉尘及一氧化氮和二氧化氮等正磁化率的组份，且允许背景气的热导率、热容、粘度等有所变化，要求基本误差不高于2级，响应时间允许为7s时，应选用磁力机械式氧分析器。该类仪表的气样压力可为正压，也可为负压。（5）在非爆炸危险场所，对于含氧量在0~5%或0~10%范围内的工业锅炉烟道气或其他燃烧系统烟道气，要求分析精确度不高于2级，响应时间要求短时，可选用氧化锆氧量分析仪；要求分析精度达1级，响应时间小于2s时，可选用磁压力式氧分析仪。（6）测量高纯度气体如氢气、氮气、氩气等气体中的微量氧或其他非酸性气体中的微量氧含量，测量范围在0~10~50ppm、0~20~100ppm、0~50~200ppm，要求测量精度不大于满刻度的±10%，应选用电化学式微量氧分析仪。长寿命电化学气体分析技术原理图 3、含一氧化碳或二氧化碳气体气体中一氧化碳、二氧化碳的微量分析，一般选用电导式或红外气体分析仪。常量分析一般用红外气体分析仪。若气样中含有较多粉尘和水份时，必须去除，或用热导式分析仪。（1）混合气体中或合成氨生产中微量一氧化碳和二氧化碳，背景气为干净的氢、氮气或高纯度氮、氧、氩气等，且不含有硫化氢、不饱和烃、氨及较多水份，被测气体温度在5~40℃之间，压力大于0.5MPa，一般应选用红外吸收式微量气体分析仪；要求测量精度不高时，可选用电导式分析仪。见下表：（2）混合气中一氧化碳或二氧化碳含量在0~50%范围内（可扩充到0~100%）。背景气须干燥清洁、无粉尘、无腐蚀性，在要求分析精确度不高于5级时，宜选用红外气体分析仪。红外气体分析技术原理图（3）在非爆炸危险场所，二氧化碳含量在0~20%范围内的锅炉烟道气或二氧化碳含量为0~40%的窑炉尾气，背景气中允许含有少量一氧化碳、二氧化硫及较多的粉尘和水份，在要求分析精确度不高于2.5级时，可选用热导式二氧化碳分析仪，热导式分析仪要求背景气组份的含量不能波动太大。 4、混合气体中其他组份分析（1）用于监测混合气中甲烷、氨气、二氧化硫及烃类化合物的含量，当背景气干燥清洁、无粉尘、无腐蚀性时，宜选用红外气体分析仪，其测量精确度可达1级，响应时间取决于气样通过预处理装置的时间，并可用于有爆炸危险的场所。其适用的测量气体和最小测量范围见下表：最大测量范围为0~100%，标准测量范围为0~2%、0~3%、0~5%、0~10%的倍率和0~15%、0~40%、0~80%，并且仪器最多可有四种量程供切换，量程转换比一般不大于1:4。（3）混合气或炉窑排放气中的氮氧化合物、二氧化硫、硫化氢、氯气等，背景气清洁、干燥、无粉尘，要求测量精度不高于2级，可选用组装紫外光谱气体分析仪，响应时间取决于气体通过预处理装置的时间，见下表。 最大测量范围为0~100%，标准测量范围为0~250ppm、0~500ppm或0~1%、0~2.5%、0~5%的倍率。 紫外光谱气体分析技术原理图（3）混合气中二氧化硫含量分析①　在非爆炸危险场所，用于监测环境大气中二氧化硫浓度或生产流程中混合气中的二氧化硫含量在0~0.5、0~1、0~2、0~4mg/m3范围内，背景气可含少量臭氧、碳氢化合物、二氧化氮、氯气等，要求测量精确度不高于5级，响应时间允许为5min时，可选用库仑式二氧化硫分析器。②　在非爆炸危险场所，混合气中二氧化硫含量在0~15%之间，背景气中含有酸雾（如硫酸生产流程中转化炉的进口气），要求测量精确度不高于5级，响应时间允许为1.5min时，可选用热导式二氧化硫分析器。③　在非爆炸危险场所，混合气中含有一氧化碳、二氧化碳及少量酸雾、水份、机械杂质和粉尘等，而二氧化硫含量小于8%，要求测量精确度不高于10级，响应时间允许为3min时，可选用工业极谱式二氧化硫分析器。（4）混合气中微量总硫（有机硫、无机硫）含量分析以天然气为原料的合成氨装置，在加氢脱硫过程中其净化气中的微量硫含量要求不大于1mg/L，或天然气脱硫厂及配气站的输气管中硫含量要求低于30mg/m3，气样中应无机械杂质、粉尘、水份及脱胺液，背景气中含氢量应低于12.5%，测定气样中总硫含量，若要求测量精确度不高于5级，响应时间允许为2min时，宜选用库仑式微量硫气体自动分析仪，该仪表可用于爆炸危险场所。 5、混合气体中的多组份含量的分析（1）分析混合气中的单一组份或多流路多组份的含量，其浓度范围可从ppm级到l00%含量，要求分析精度小于1级时，宜选用工业气相色谱仪，响应时间取决于采样周期和气体预处理时间。（2）工业气相色谱仪常用的检测器有热导式和氢焰式两种，前者适合测量有机或无机样品，后者主要用于测量微量或半微量烃类有机物，也可测量烃类有机物中微量一氧化碳和二氧化碳含量。（3）色谱仪若用于控制系统或需快速获得准确分析数据，应选用智能式色谱分析程控和数据处理仪。（4）工业气相色谱仪的单一采样点分析周期一般为3~20min，每2min一组份，采样流路可为1~6路，单一采样点的分析组份可为1~6个和1~40个。（5）若色谱仪安装于爆炸危险场所，应选用防爆系列色谱仪。 6、气体中微量水份分析测量空气、惰性气体、烃类、氢气及其他不破坏五氧化二磷涂层及池体，在电极上不起聚合反应的气体中的微量水份，其浓度小于100ppm或1000ppm，要求测量误差小于±5%，应选用五氧化二磷电解法微量水份分析仪。要求取样管材质致密，内壁光滑清洁，管线要短，取样系统气密性要好。 7、气体露点测量（1）检测压缩空气等其他无腐蚀性干燥气体的露点，露点范围在－60~－40℃，要求测量误差小于±1.5℃，可选用绝热膨胀式露点仪。（2）检测含硫燃料锅炉尾气中硫酸的露点，露点温度在0~180℃和180~460℃，尾气温度在0~180℃和180~460℃，要求测量误差小于±1.5%，可选用酸露点仪。 8、可燃气体热值检测连续检测城市煤气、天然气、沼气等可燃气体的热值，热值范围700~15000kcal/m3（2900~62800kJ/m3），比重0.4~1.3kg/Nm3，气样含灰量小于5mg/m3，温度小于50℃，压力高于0.01~0.02MPa，要求响应时间不小于45s，精度低于1.5级，可选用燃烧法气体热值分析仪或红外气体分析仪替代燃烧法气体热值仪。国家重点新产品；国家发明、国际PCT专利；2017年湖北省发明专利金奖；2016中国仪器仪表学会“优秀产品奖”获奖产品。一套仪器同时测量CO、CO2、CH4、H2、O2、CnHm和热值，可取代传统的燃烧法热值仪、在线色谱和质谱。 选用分析仪时，应根据可燃气体的热值范围和重度范围选择相应量程的热值分析仪。被测气体压力小于0.01MPa时应配抽气泵，仪器的滞后时间主要取决于气体预处理时间。 9、可燃气体报警器的选用和配置（1）可燃气体报警器①　可燃气体报警器用于测量空气中各种可燃气体、蒸汽闪点下限以下的含量，并要求当被测气体浓度达到爆炸极限时，在规定的时间里报警。②　可燃气体报警器的指示范围应在0~100%LEL（最低爆炸极限），要求测量精度不低于5级，响应时间小于30s。③　单一可燃气体可选用单点报警器，多种可燃气体或多点可燃气体可选用多点组合式报警器，报警器应安装在控制室仪表盘上。④　各种可燃气体的爆炸下限浓度和上限浓度值参考国家劳动局有关规定。无交叉干扰；响应快，准确度高；使用寿命长；具备温度补偿、自动调零功能；可在无氧环境下使用。（2）可燃气体报警器检测器的选择和安装①　可燃气体报警的检测器主要有半导体气敏元件和催化反应热式（接触燃烧式），前者对可燃气体的反应较灵敏，但定量精度低，适合检测有无气体泄漏的场合，后者定量精度高，重复性好，适合检测各种可燃气体的浓度。②　在爆炸危险场所的检测器必须符合安装场所的防爆等级，有腐蚀性的介质，要求检测器与被测气体接触部分作防腐处理。③　可燃气体检测器应安装在能生成、处理或消耗可燃气体的设备附近和易泄漏可燃气体的场所，以及有可能产生和聚集可燃气体的控制室和现场分析仪表室内。④　检测器的安装位置应根据生产设备、管线泄漏点的泄漏状态、气体比重，结合环境的地形、主导风向和空气流动趋势等情况决定。⑤　检测器不能安装在含硫和碱性蒸汽等强腐蚀性气体的环境中。（3）检测器的设置①　检测器一般安装在建筑物内压缩机、泵、反应器及储槽等容易泄漏的设备及周围气体易滞留的地方。检测器的配置，提供如下情况供选择，但也可根据实际情况作修正。②　易泄漏设备周围按每隔10m设置一个以上检测器。③　在室外露天设备应在其周围及其气体容易滞留的地方设置检测器，其它地方按每隔20m设置一台以上检测器。④　有加热炉等火源的生产设备及容易滞留的场所设置检测器，设备周围每隔20m设置一台以上检测器。⑤　有毒性气体的灌装设备周围设置一台以上检测器。⑥　液化石油气储槽区的出入管口及其周围安装2台以上检测器，同时在管道及设备和易滞留的场所安装一台以上检测器。来源：工业过程气体监测技术

据《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》改造后烟气中SO2和NOx排放的限值执行标准分别为35mg/m3、50 mg/m3，即国内烟气成分监测设备必须满足烟气中SO2和NOx的低量程测定需求。目前烟气成分监测技术主要分为两类，即单一组分监测技术与多组分监测技术。其中单一组分监测技术以紫外荧光法与化学发光法为主，多组分监测技术则大多采用非分光红外、紫外光谱吸收法。由于烟气成分复杂，单一组分监测技术无法满足实际监测需求，因此非分光红外、紫外光谱吸收法成为目前低浓度烟气检测技术的主流技术。 1、非分光红外吸收光谱法非分光红外吸收光谱法(NDIR)是基于被测介质对红外光有选择性吸收而建立的一种分析方法，该气体分析方法已经广泛应用于工业过程和环境监测等领域，其核心部件红外传感器根据应用特点的不同，又可分为双光束、微流、微音器等不同类型，而在固定污染源监测系统中被大量使用的是微流红外传感器，这种采用微流红外传感器检测气体成分的方法又可称为微流红外气体分析法，该气体分析方法具有如下特点：（1）可测量多组分气体，除单原子的惰性气体和具有对称结构无极性的双原子分子外；（2）测量范围宽，上限可达100%，下限可达几个ppm的浓度，当采取一定措施后，甚至可以进行ppb级的分析；（3）测量精度高，一般都在±2%FS；（4）响应时间快，一般在10s以内；（5）选择性好，特别适合对多组分烟气气体中某一待测组分的测量，而且当烟气中一种或多种组分浓度发生变化时，并不影响对待测组分的测量。 2、非分光紫外吸收光谱法非分光紫外吸收光谱法(DOAS)是一种光谱监测技术，其基本原理是利用空气中气体分子的窄带吸收特性来鉴别气体成分，并根据窄带吸收强度来推演气体浓度。DOAS基于朗伯-比尔定律，将气体的吸收截面分为随波长的慢变化部分和快变化部分。通过多项式拟合高通滤波方法去除光谱中的慢变化部分，剩下的则由于分子的窄带吸收造成的光源衰减。由于基于朗伯-比尔定律具有线性特性，烟气中气体的吸收可看做是线性叠加，故可采用最小二乘拟合方法，用气体标准差分吸收截面对测量得到的差分吸收光谱进行拟合，反演出烟气中气体的浓度。该气体分析方法具有高灵敏度，可实现多组分实时在线监测；机械、电子部件简单、无气路，维护简便；无需采样，高精度非接触测量；适用于活性较大的物质测量等特点，十分适宜烟气中SO2、NOx等多组分气体浓度的连续在线监测。 3、低排放标准下CO浓度监测的必要性随着环保新标准的实施，电站锅炉的技术改造不可避免，运行上锅炉减排的压力越来越大。由于煤质多变，现在锅炉运行中控制氧含量往往偏离最佳氧含量，容易造成热效率偏低和NOx浓度偏高；而且为了降低NOx排放浓度，低氮燃烧被众多电厂采用，容易造成CO排放浓度升高和机械不完全燃烧损失增大，降低锅炉热效率。相对于基于氧含量控制的燃烧运行优化，基于烟气中CO控制的燃烧优化被证明是一种更加有效的优化方式。CO含量与飞灰可燃物、排烟热损失等存在一定的关系，利用CO的监测，可以使锅炉在保证局部不缺氧的前提下保持较低的过量空气下运行，提高锅炉热效率，同时避免因炉内缺氧造成的结渣和高温腐蚀等，甚至及时发现炉内燃烧两侧的不均性。因此实现锅炉尾部烟气中CO的实时监测是实时监测锅炉运行状态和锅炉热效率的重要组成部分，对于提供锅炉运行的安全性和经济性有重大意义。但由于非分光紫外吸收光谱法对CO没有紫外吸收效应，不能用于检测CO浓度。而非分光红外吸收光谱法有，且目前主流的CO气体浓度监测的主要方法有：非分光红外吸收光谱法、电化学法等。因此，为了满足低排放烟气中SO2、NOx及CO浓度的同时监测，一般采用非分光红外吸收光谱法与非分光紫外吸收光谱法+电化学传感器技术两种方法。图1、烟气中主要组分红外吸收光谱图虽然电化学传感器是一项已使用了多年的成熟技术，且成本低、灵敏度大，但也存在如下缺陷：（1）寿命短。在高温、高浓度烟气环境下使用，传感器寿命短，一般正常使用寿命在一年以内，因此需经常更换。（2）有限的温度范围。因为其对温度非常敏感，所以传感器通常都需进行了内部温度补偿，尽可能保持温度稳定。（3）与其他气体的交叉灵敏度大。虽然这是一个优点，但同时也是一个缺点，即较容易受到来自其他气体的干扰。除以上，非分光紫外吸收光谱法+电化学的测量方法还在一定程度上增加了仪器的使用成本，原本电化学传感器应用的经济性也就不复存在了，而可同时测量SO2、NOx及CO浓度，且具有测量范围宽、灵敏度高、测量精度高、反应快、选择性好等优势的微流红外烟气分析仪器的经济性就尤为明显了。因此，微流红外烟气分析仪逐步成为行业低排放标准的配套仪器。 4、新型微流红外烟气成分监测技术应运而生根据《固定污染源烟气（二氧化硫、氮氧化物、颗粒物）排放连续监测系统技术要求及检测方法》(HJ/T76)，按低排放限值计算，SO2和NOx量程应不大于175mg/m3和250mg/m3。对此，四方仪器自控系统有限公司依托母公司武汉四方光电科技有限公司自主知识产权的微流红外气体传感器技术，创造性的采用隔半气室技术，实现了微流红外气体分析技术的技术升级，使其自主研发的烟气分析仪（低量程在线型）Gasboard-3000Plus在满足低浓度SO2、NOx的检测要求的前提下，实现CO浓度的同时测量。Gasboard-3000Plus采用的微流红外气体传感器包括红外光源系统、测量气室、窄带滤光片、微流红外探测器、信号处理及输出系统，其中测量气室一改传统单气室结构为隔半气室设计（参考图2），由被测气室与参考气室组成。图2、新型微流红外气体传感器原理图Gasboard-3000Plus采用的隔半气室设计，其中密封的参考气室充入纯氮气，用作被测气室里被测气体的对比参考，当被测气室与参考气室分别被红外光源照射/遮挡后，在微流红外传感器上形成大小不一的两组信号波形，一个为红外光照射被测气室产生的信号波形，一个为参考气室产生的信号波形，如图3所示。图3、被测气体与参考气体信号波形由图3可知，即便红外光源的强度发生了波动，电子元器件老化或监测环境变化影响了被测气体与参考气体产生的信号波形，但不会影响被测信号与参考信号的强度之比，信号处理系统根据这个比值计算得出被测气体浓度，这样就最大限度的减小了光源不稳定、电子元器件老化或监测环境变化造成的漂移，从而保障了仪器测量的准确性与稳定性。此外，Gasboard-3000Plus采用了特制陶瓷机械调制红外光源系统，光源使用寿命与稳定性大大增强。同时该系统的红外光源与传统电调制红外光源相比功率更大，可达10~20W，而传统电调制红外光源功率一般小于2W，大功率光源更利于探测低浓度被测气体的变化，实现低浓度烟气组分的准确测量。 5、结论与建议（1）随着环保新标准的实施，电站锅炉的技术改造不可避免，运行上锅炉减排的压力越来越大，而为了降低NOx排放浓度，低氮燃烧被众多电厂采用，容易造成CO排放浓度升高和机械不完全燃烧损失增大，降低锅炉热效率。为了提高锅炉热效率，对锅炉尾部烟气中CO浓度进行实时监测是十分必要的。因此，烟气分析仪除了要具备检测低浓度SO2、NOx的功能，还应该满足CO浓度同时测量的需求。（2）由于排烟环境与烟气成分的复杂性，通过微流红外气体传感器的技术升级，排除光源不稳定、外部环境等因素对其检测结果的影响，可实现对低排放烟气成分的测定。（3）在微流红外气体分析法的基础上创造性的采用隔半气室气路设计属国内首创，可为我国超低排放改造中烟气在线监测仪器的选型提供全新的技术参考，助力我国环保产业的发展。来源：工业过程气体监测技术

　　01项目背景　　 项目简介　　国电长源湖北生物质气化科技有限公司于2012年10月成立。公司主营业务为生物质气化技术的研发、应用，生物质发电、热力供应。该公司目前经营管理的生物质气化再燃发电工业示范项目，位于湖北省荆门市，是国内首家燃煤电站锅炉秸秆气化再燃系统工业示范项目，该项目形成了生物质——电能——化工循环产业，将国内生物质循环流化床气化炉处理能力提高了一倍，开创了将生物质气化——再燃发电技术运用到现代大型火力发电机组的先河。　　 项目需求　　项目以国电长源荆门发电厂7号机组（640MW燃煤机组）为发电机组，建设了一套大型生物质高速循环流化床气化装置，采用稻壳、秸秆等废弃农作物进行生物质气化生产煤气，送入现有大型火电机组锅炉燃烧，进行生物质气化再燃发电，渣质作为生产有机肥料的原料综合利用。　　煤气生产过程中采用我司在线气体分析系统连续在线自动化监测煤气成分及热值，以及CO、CO2、CH4、CnHm、H2、O2等气体的体积浓度。远程监测锅炉运行情况，改进生产工艺，提升煤气质量及产量，保证项目现场安全生产。国电长源荆门热电厂　　02项目原型　　 产品特性　　 主要参数　　　　03项目实施　　 方案概述　　国电长源荆门热电厂的生物质气化发电项目采用武汉四方光电子公司-四方仪器自控系统有限公司的在线气体分析系统Gasboard-9021进行在线监测，该气体分析系统由预处理单元、控制单元、分析单元三部分组成，测量点设置在引风机出口管(燃气母管)上。　　在线气体分析系统Gasboard-9021气体分析单元采用我司在线红外煤气分析仪Gasboard-3100，配置NDIR红外气体分析、TCD热导分析、H2热导传感器、O2电化学传感器等核心技术，精度高、响应快、寿命长、稳定性高，可实时快速检测煤气中CO、CO2、CH4、H2、CnHm、O2多种气体成分的浓度；自动计算煤气热值，可帮助企业改进生产工艺，提高煤气品质及产量；采用旁流扩散式的热导检测池，准确检测H2含量；可实现远程连续在线监测，为现场工艺调整提供实时依据。　　 技术方案　　预处理单元：采用先进水洗器、一级活性炭过滤器、气水分离器、电子冷凝器除去样气中的粉尘、焦油、水分等诸多杂质，为分析仪表提供洁净样气，同时具备可再生能力，保证系统运行稳定。　　控制单元：采用SIEMENSPLC作为核心控制元件，OMRON中间继电器作为输出元件，控制系统自动运行。采用MCGS触摸屏作为HMI人机交互界面，可以查看当前运行状态，阀门状态以及根据现场情况授权修改参数。　　分析单元：采用我司拥有自主知识产权的煤气分析仪Gasboard-3100，能够同时测量煤气、生物燃气的热值，以及CO、CO2、CH4、H2、O2、CnHm浓度。具有在线动态补偿功能，能有效消除CO、CH4、C2H2气体对H2检测的影响。　　04方案价值　　国电长源荆门热电厂采用我司在线分析系统Gasboard-9021用于在线监测煤气中煤气成分、主要气体成分的浓度及煤气热值，有效提高生物质气利用效率、节能降耗、保证安全生产。检测数据通过输出接口传输到上级集中控制系统，为远程监测、工艺调整提供了实时依据。　　在线分析系统Gasboard-9021可自动完成采样、排水、反吹、故障处理等操作，长期稳定、准确、连续自动在线运行，实现24小时无人值守，大大减少了人工负荷。　　05项目现场国电长源荆门热电厂项目监测现场项目现场预处理技术方案探讨Gasboard-3100在项目现场的应用取样位置Gasboard-9021在项目现场的应用　　

　　1.项目背景　　 ■ 项目简介　　海泉风雷新能源发电股份有限公司隶属于安徽海泉投资控股集团，公司以其独有的稻壳等生物质气化多联产技术，打造了5兆瓦发电厂配套年产6万吨炭基复合肥厂的项目包，项目现场位于海泉集团旗下鑫泉米业工业园内，生物质气化原料为鑫泉米业生产产生的稻壳，可用于产气发电并网和园内生产使用，项目不消耗其他任何能源、对环境没有污染、可实现零排放。　　项目现场采用无锡湖光工业锅炉有限公司生产的湖光牌气化炉，同时由无锡湖光提供技术支持和安装建设，无锡湖光采购的我司在线气体分析系统进行汽化炉的煤气成分监测。无锡湖光工业炉有限公司是国内专业设计和生产生物质气化系统和热处理工业炉的大型厂家，公司大小型加工设备及测试仪器齐全，技术力量雄厚。　　■ 项目需求　　项目现场采用稻壳等原料进行生物质气化生产煤气，把经过适当处理的稻壳送入气化炉内,在一定的温度和压力下,通过氧化剂(空气或氧气和蒸气)以一定的流动方式(移动床、流化床或携带床)转化成气体，产生的煤气送入发电机组发电并网。　　煤气生产过程中采用我司在线气体分析系统自动化监测煤气成分及热值，可远程监测气化炉运行情况，帮助企业改进生产工艺，提升煤气质量及产量，保证项目现场的安全生产。安徽鑫泉米业工业园　　2.产品原型　　■ 产品特性　　1.可根据不同焦油含量选择直管或蒸汽取样探头，有效去除样气中的焦油；配置单级制冷器去除样气中的水分，实现两级过滤，确保系统长期稳定运行。　　2.连续在线监测，具备远程诊断功能，无需人工值守，降低维护、运行成本。　　3.同时测量6种气体浓度，准确测量CH4和CnHm气体浓度并自动计算热值。　　4.消除CO、CO2、CH4等气体对H2检测的干扰，准确测量混合气中的H2浓度。　　5.系统配置进口采样气泵，可对微负压的样气管道进行采样。　　6.可选防爆机型。　　■ 主要参数　　3.项目实施　　■ 方案概述　　对项目现场生物质气化炉产出煤气进行采样监测的在线气体分析系统Gasboard-9021主要针对生物质气化，煤气化等项目多焦油，粉尘，水汽的特定工况设计，通过控制单元可自动化完成样气净化，保证系统长期稳定工作，降低运维成本。　　在线气体分析系统Gasboard-9021气体分析单元采用我司在线红外煤气分析仪Gasboard-3100，配置的CO/CO2/CH4/CnHm红外传感器，H2热导传感器，O2电化学传感器，精度高、响应快，可实时快速检测出煤气中各组分含量，帮助监测气化炉运行情况；分析煤气成分及热值，可帮助企业改进生产工艺，提高煤气品质及产量；分析单元可设定高低报警输出，防止安全事故发生；(4~20)mA模拟电流，RS-232通讯连接中控室，可为实现远程监测，为现场工艺调整提供实时依据。　　■ 技术方案　　预处理单元：采用先进水洗器、一级活性炭过滤器、气水分离器、电子冷凝器除去样气中的粉尘、焦油、水分等诸多杂质，为分析仪表提供洁净样气，同时具备可再生能力，保证系统运行稳定。　　控制单元：采用SIEMENSPLC作为核心控制元件，OMRON中间继电器作为输出元件，控制系统自动运行。　　分析单元：采用我司自主研发的煤气分析仪Gasboard-3100，用于在线测量煤气中CO、O2等气体浓度并自动计算显示煤气热值，为工艺运行提供数据参考。　　其它配备：校准装置，包含标准气体、减压阀、校准管线和接头等。　　4.价值方案　　海泉风雷新能源发电股份有限公司在电捕焦装置前端采用我司在线气体分析系统Gasboard-9021用于O2含量监测，帮助企业将煤气O2含量控制在0.8%以下，以确保电捕焦装置的正常运行，保证工艺现场安全；实时监测煤气化炉运行情况，分析煤气成分并计算自动显示煤气热值，为工艺运行提供数据参考，帮助企业改进生产工艺，提高煤气生产品质及产量。　　整套设备具有技术方案先进、结构简明、部件性能可靠、自动化程度高、操作简便、维护量小的优势，大幅减轻了企业人工成本。　　5.项目现场海泉风雷新能源项目现场防尘分析仪小屋湖光牌生物质气化炉

　　一、背景　　据资料显示，预计我国2020年一年至少要消耗5亿多吨原油，而汽车用油将占国家总用油量的55%，中国原油消耗量己经位居世界第二，其中汽车用油接近占总耗油量的一半。又由于汽油等为易挥发性轻质油品在生产、储存、运输、销售、使用等过程中挥发出大量的油气，扩散到空气，从而导致油品的严重的挥发性损耗，经粗略计算将导致经济损失人民币高达数十亿元。　　据相关资料可得，汽油在销售过程中，油品挥发性损耗约占销售总量的1%。在加油站进油向地下储油罐卸油以及给客户汽车油箱加油时，都会导致大量的汽油挥发，挥发出油气的体积约等于加注汽油的体积。每吨汽油的体积约1.4m3，两次共排放油气约2.8m3。为了有效回收挥发的油气，控制环境污染，加油站必须加强建立或进行油气回收系统改造。　　二、油气回收的意义　　油气的挥发污染物主要以非甲烷总烃为主，这类有机物经紫外线照射后，会与空气中的氮氧化物发生物理化学反应，转化生成臭氧和细颗粒物PM2.5，是造成光化学烟雾、灰霾等大气污染现象的重要原因。　　而加油站的地下储油罐和输油管泄露的石油，也会对土壤和地下水资源构成污染。此外，加油站油气的挥发和泄露对人类生存环境构成了威胁。油气在收发过程中会产生大量的碳氢化合物，属于挥发性有机物，多属致癌物质，因此，油气挥发物被吸入人体后，会对人体产生直接的危害。　　加油站增设安装油气回收和检测装置，能够使加油站储罐和汽车油箱里的油气在回收系统内密闭运行，从而减少乃至消除油气的无序排放，达到节能减排、减少环境污染、消除安全隐患的效果。　　三、油气回收技术方法　　1、一次回收（卸油油气回收）　　一次油气回收阶段是通过压力平衡原理，将在卸油过程中挥发的油气收集到油罐车内，运回储油库进行油气回收处理的过程。 图1、一次油气回收系统基本原理图　　2、二次回收（加油油气回收）　　二次油气回收阶段是采用真空辅助式油气回收设备，将在加油过程中挥发的油气通过地下油气回收管线收集到地下储罐内的油气回收过程。图2、二次油气回收系统基本原理图　　3、三次处理（油气排放处理装置）　　由于汽油非常容易挥发，当油罐系统温度升高时，汽油蒸发加剧，会引起呼吸阀排放油气；由于热胀冷缩现象，当油罐系统温度降低时，呼吸阀会吸入空气，当油罐系统温度再次升高时，也会引起呼吸阀排放油气。　　图3、三次油气回收系统基本原理图　　目前国内外对加油站三次油气回收的治理主要有冷凝法、吸收法、吸附法、膜分离法几种方法，以及它们的组合工艺。　　（1）冷凝法　　是利用油气在不同温度和压力下具有不同的饱和蒸气压，通过降低温度或增加压力，使油气首先凝结出来。　　（2）吸收法　　是通过油气和吸收剂(轻柴油、低温汽油、有机溶剂)的逆流接触，利用油气中各组分在吸收剂中溶解度的不同而进行分离。　　（3）吸附法　　是利用油气中各组分与吸附剂(活性炭、活性炭纤维、硅胶、分子筛等)间结合力不同，实现难吸附组分与易吸附组分的分离。因为所用吸附剂价廉易得，处理效果好，所以应用最为广泛。　　（4）膜分离法　　在压力驱动下，借助气体各组分在高分子膜表面的吸附能力以及在膜内渗透速率的差异进行分离。　　表1、膜法油气回收系统与其他回收系统的比较　　膜分离法是传统的压缩、冷凝法与选择性渗透薄膜技术的结合。膜分离技术较为先进，工艺相对简单，排放浓度低，回收率高。下文将针对膜分离技术及处理后的油气排放做出介绍。　　四、膜分离技术　　1、膜分离法机理　　膜法油气回收装置，是采用对于油品蒸发排放混合气中油气的回收，关键技术在于怎样分离油气和空气。膜法气体分离的基本原理就是根据混合气中各组分在压力的推动下透过膜的传递速率不同，从而达到分离目的。　　2、膜法油气回收利用实例　　（1）1988年第一套用于油库油气回收的膜装置是由日本NKK公司建造的，用于处理含烃类VOCs15%-20%的汽油油气/空气混合物，处理后外排气体中残存的烃类VOCs含量低于5%。　　（2）1989年德国GKSS研究中心建成第一套膜分离法油气回收处理装置后，20世纪90年代末又在世界上首次推出了面向加油站发油过程的膜分离法油气回收处理装置。　　据了解，德国的GKSS公司、日本的日东电工和美国的MTR公司都在膜法油气回收方面实现了工业应用。欧洲建造了很多安装在输油管线终端的大型膜装置，用来从输送过程产生的气流中分离和回收油气。　　五、处理后的油气排放及检测　　1、我国油气排放限值　　2007年6月22日，环境保护部联合国家质量监督检验检疫总局颁布了《储油库大气污染物排放标准》、《加油站大气污染物排放标准》和《汽油运输大气污染物排放标准》三个强制性国家标准，对汽油储存、运输、销售过程排放的油气中所允许的非甲烷总烃的排放限值作了明确规定。　　三个标准都明确规定了储油库及加油站在储存、收发和加注汽油过程中的油气排放限制、控制技术要求和检测方法。如储油库应采用底部装油方式，装油时产生的油气应进行密闭搜集和回收处理；油气回收系统和回收处理装置应进行技术评估并出具经国家有关主管部门审核批准的报告；油气回收处理装置的油气排放浓度≤25g/m3，油气处理效率≥95%等。　　2、油气排放前CnHm浓度检测　　为达到油气排放标准及油气处理效率，通常需要在油气三次回收即油气排放处理装置中安装浓度检测仪器，在排放前检测油气中CnHm的浓度。　　通过对烷烃组分气体进行实验分析，证实甲烷、乙烷、丙烷在近红外区域，对红外具有吸收现象。CH4、C2H6、C3H8、C4H10、C5H10等烷烃气体在近红外区域不但具有吸收现象，每种烷烃组分气体的吸收光谱不尽相同。因此，如果对非分光红外气体传感器的光源调制到对应烷烃气体的吸收特征波长，利用非分光红外气体传感器检测油气具有可行性。图4、1.6~1.8μm烷烃光谱吸收曲线对比图　　（1）非分光红外NDIR法检测CnHm浓度　　随着红外光源、传感器及电子技术的不断发展，国内部分企业对NDIR红外气体传感器进行了创新与升级，可实现CnHm气体浓度在混合背景气体中的实时快速测量。如四方仪器自控系统有限公司依托母公司武汉四方光电科技有限公司百万级传感器生产能力与世界五百强企业OEM/ODM配套经验，最新研发的红外CnHm变送器CJH-CnHm，采用新型红外传感器及电调制光源等，具有较高灵敏度与稳定性，目前已在油气回收排放处理装置中得到成功应用。　　为保证油气中CnHm成分测量的准确性，同时减少因光源不稳定及电子元器件老化造成的零点和量程漂移，红外CnHm变送器CJH-CnHm基于NDIR气体分析技术，采用国际上最新研制的一种电调制红外光源，该光源采用导电不定型碳（CAC）多层镀膜技术，热容量很低，因此升降温速度很快，其调制频率最高可达到100Hz。红外光源发射窗口上安装有透明窗，一方面可以保证发射的红外光波长在特定范围内，另一方面还可以阻止外界环境对光源温度的影响，确保光源的稳定性。图6、红外光源　　红外CnHm变送器CJH-CnHm采用单光源双光束法测量CnHm体积浓度。光源经过两个不同波长的滤光片，进行滤光处理，得到两个不同波长的信号：检测信号与参考信号。其中检测信号通过的滤光片为窄带滤光片，仅让被测气体的吸收波长通过，使传感器的信号变化不受背景气体影响，保证仪器测量的准确性；同时，检测信号与参考信号的强度之比与光源强度的波动及电子元器件的老化等因素无关，这样就最大限度的减小了光源不稳定及电子元器件老化造成的零点、量程漂移，从而保障了仪器测量的稳定性。图7、红外CnHm变送器CJH-CnHm的双光束红外分析原理　　（2）通过CnHm的检测判断膜装置的处理效率　　红外CnHm变送器CJH-CnHm通常安装在膜分离后、油气排放前，用以检测分离后的气体是否满足尾排标准。通过在储油罐上加装气体内循环装置，使用膜分离技术，多级，多次，循环进行油气分离。当分离后的气体（空气）中油气浓度≤25g/m3，会经由循环装置上的排放管排空。反之，就会继续下一轮循环过滤分离。如果长时间排放不达标，就应考虑是否需要更换膜。　　由此可以得出，通过安装红外CnHm变送器CJH-CnHm，不仅可精确测量尾排油气中CnHm的浓度，还可通过CnHm的浓度数据判断膜装置的工作状态，如出现故障，可以及时得到维修更换。　　六、结语　　红外气体检测技术是一种被广泛应用于气体成分浓度检测的现代检测技术，它操作简单、成本较低，非常适用于现场快速分析。随着研究的深入，红外气体检测技术在油气快速分析领域取得了较大进展，它摆脱了传统标准方法的繁琐操作，实现了快速、便捷、准确、无损检测，目前已在油气回收排放检测领域成功应用，并给油气回收领域带来巨大的经济效益和社会效益。　　（来源：工业过程气体监测技术）　　

　　从焦炉推出的约950~1050℃左右的红焦，为了便于存储、运输和避免燃烧，必须将红焦温度降到250℃以下。目前多数焦化厂采用湿法和干法熄焦工艺，干法熄焦以能改善环境、提高焦炭质量，且能够利用红焦大量的显热，是目前国内外钢铁企业焦化厂广泛应用的一项先进的熄焦技术。本文主要针对干熄焦主要工艺技术指标之一的循环气体成分的分析和控制做一探讨。　　一、循环气体运行工艺流程　　由循环风机把经过给水预热器后115~130℃的惰性气体送到干熄炉底部，通过鼓风装置，循环气体均匀上升，穿过红焦层，逆向流动进行热交换，惰性气体升温到900~960℃成为高温烟气，烟气经过炉内环形通道进入一次除尘，分离粗颗粒焦粉后进入余热锅炉进行热交换，温度降至160~180℃的循环气体再进入二次除尘，进一步分离细颗粒焦粉后，由循环风机送入给水预热器冷却至约115~130℃，再进入循环风机，进行一次循环。余热锅炉产生的高温高压蒸汽供汽轮发电机组发电。　　图1、循环气体运行工艺流程图　　二、循环气体成分分析的必要性　　循环气体组分中主要控制的是H2、CO、O2和CO2。在循环气体中含有的是易燃易爆气体，在合理范围内是安全的，但若超出控制标准会给干熄焦生产带来一定的困难甚至危险：与可燃气体相混合可能发生爆炸；同时会烧损大量的焦炭，使成焦量下降。　　1、保证干熄焦工艺的安全性　　在干熄焦工艺中，一般采用向循环气体中连续导入N2的措施，随着循环过程的进行，循环气体中的H2和CO成分逐渐增多，并很快形成了由H2、CO等组成的爆炸性气体。正常生产时，循环系统中的O2含量较低，不会引起爆炸，但当设备出现泄漏点或是在循环风机停止运转时，有空气进入就会发生危险，因此，及时、准确地检测循环气体中O2、CO、H2的浓度，对保证干熄焦工艺安全生产有重大意义。　　2、保证焦炭生产的经济性　　在干熄焦操作过程中，O2主要来自系统负压段漏入的空气，包括预存段压力负压偏大，从常用放散、路口等处漏入的空气；操作不当从1DC、2DC漏入的空气；循环气体成分调控方法使用不当而导入过多的空气；导入的N2中会含有少量的O2等。这些O2与循环气体中CO接触，会发生化学反应生成CO2，而气体中的CO2又与炽热焦炭发生碳溶反应，生成CO，从而导致焦炭损耗，这个过程的循环发生也是造成焦炭烧损的主要原因。因此，及时、准确地检测循环气体中O2、CO、CO2的浓度，对保证焦炭产量与生产经济性同样具有重大意义。　　三、循环气体成分的分析与控制　　为了保证干熄焦工艺过程的安全及经济生产，一般需要采用在线气体分析系统对循环气体进行在线、连续监测，保证循环气体中H2：2~4%；CO：6~8%；O2：≤1%；CO2：8~12%。若通过在线气体分析系统监测发现循环气体超过正常范围，可采取相应的调整措施以保证循环气体浓度值在允许范围内。　　1、循环气体成分的分析　　在干熄焦行业中，对循环气体分析主要是采用电化学传感器技术、红外气体分析技术、热导分析技术相结合的分析方法来测量O2、CO、CO2和H2。对循环气体的分析点一般位于循环风机后，此处气体温度为180~260℃，压力为6kPa(表压)，粉尘浓度约1000mg/m3。如甘肃某钢铁干熄焦项目采用四方仪器自控的在线气体分析系统Gasboard-9021进行在线监测，测量点设置在循环风机后。该气体分析系统由预处理单元、控制单元、分析单元三部分组成，可自动、连续、准确、可靠地分析CO、H2、CO2、O2等气体的体积浓度。图2、一级除尘图3、二级除尘　　1）预处理单元　　在线气体分析仪要求样气干净、干燥，不含油、水、粉尘及腐蚀性成分，有时候要求对气体的压力和流量进行控制。所以采用有效的样气预处理系统是在线气体分析仪器完成可靠检测、分析的关键。由于干熄焦循环气体中粉尘与焦油的含量较高，易导致采样装置过滤系统发生堵塞，因此需要预处理装置对循环气体进行净化。　　在系统中，样气首先通过取样探头除去大量粉尘，再经采样管输送至多级煤油清洗过滤器，深度溶解焦油。经过多级煤油清洗过滤器后样气可能还存有少量焦油与粉尘，为了进一步净化样气，样气被输送至水洗器，由水洗器将剩余的焦油分离出来，同时也分离出样气中携带的粉尘。经过以上处理，样气得到了初步的净化，焦油粉尘含量明显减少，同时样气的待测成分得以完整保留。图4、全自动水洗器，去除样气中的焦油　　其中，水洗器采用了全自动工作方式，相关阀门均为进口电磁阀，由PLC控制工作时序，实现周期性自动换水，从而使水洗器中的洗涤水得到及时更换，保证了水洗器的洗涤效果，也减少了人工维护量。　　在进一步的净化中，系统采用了一级过滤精度为5μm的气水分离器，过滤样气的同时分离样气中的液态水，采用了一级过滤精度为0.1μm的精密过滤器作为样气进入分析仪表前的最后一级过滤元件，保证样气达到分析仪表使用要求。　　为去除样气中含有的气态水，系统采用了一台电子冷凝器，输出样气露点≤5℃。另外，系统采用一台抽气能力为6L/min的德国KNF采样泵提供系统样气的输送动力。为保证仪表的安全运行，系统配置了一套湿度报警模块，与精密过滤器配套使用，当系统除水功能意外失效时，信号反馈到PLC，PLC将切断系统运行，关闭阀门，并在现场及向远端控制中心发出报警信号。　　2）控制单元　　系统采用SIEMENSPLC作为核心控制元件，OMRON中间继电器作为输出元件，控制系统可自动完成采样、水洗器换水、故障处理等操作。采用MCGS触摸屏作为HMI人机交互界面，可以查看当前运行状态，阀门状态以及根据现场情况授权修改参数。　　3）分析单元Gasboard-3100　　系统气体分析仪表采用四方仪器自控系统有限公司拥有自主知识产权的煤气分析仪Gasboard-3100，能够同时循环气体中CO、CO2、H2、O2等气体浓度，并且具有在线动态补偿功能，能有效消除CO、CH4等气体对H2检测的影响。同时，Gasboard-3100于2016年获得中国仪器仪表学会“优秀产品奖”，2017年获湖北省发明专利金奖。　　①一套仪器完成全组分检测　　传统的干熄焦循环气体成分分析是采用顺磁氧分析仪、红外气体分析仪、热导氢气分析仪来分别测量O2、CO、CO2和H2的浓度，但这无疑增加了设备的采购与运行成本，因此，一台仪器解决干熄焦循环气体的全组分检测成为主流。　　对于CO、CO2分析，Gasboard-3100采用了NDIR非分光红外双光束气体传感器技术，寿命长，仪器维护量少。该技术2004年通过了科技部的科技鉴定，达到国际先进水平，目前已经生产的传感器数量超过100000套，成熟可靠的技术，确保了产品的稳定性。　　图5、红外双光束气体传感器原理图　　Gasboard-3100的TCD热导H2传感器采用MEMS器件，配合特有的专利技术，稳定性比以往技术大大提高。仪器采用了先进的数字化技术和嵌入式软件，精度达到国际同类产品先进水平。　　对于O2分析，Gasboard-3100采用了长寿命电化学O2传感器，它根据电化学原电池的原理工作，利用待测气体在原电池中阴极上的电化学还原和阳极的氧化过程，产生电流，待测气体电化学反应所产生的电流与其浓度成正比并遵循法拉第定律，通过测定电流的大小就可以确定待测气体的浓度。　　图6、长寿命电化学传感器及原理图　　在线气体分析系统Gasboard-9021实现了一套仪器完成干熄焦循环气体中O2、CO、CO2和H2浓度的同时测量，其核心仪器Gasboard-3100的批量生产，不仅降低了仪器的购买费用，同时对客户今后的维护和保养也是一个良好的保障。　　②确保H2测量的准确性　　热导传感器主要用于测量二元气体，如A、B混合气中的A或B，并且以另外一种气体作为背景气。而如果用于测量多种混合气体时，必然要考虑到其他气体的影响因素。一般而言循环气体中含有CO、CO2、CH4、H2、O2、N2等多种气体成分，而且其热导系数各异，如下表所示：　　　　从上表可以看出，循环气主要成分中CO、O2与背景气N2的热导系数相当，对H2的测量结果影响不大，但是CO2、CH4对H2测量影响明显。通过理论分析及实验表明，如果气体成分中含有CO2，会使H2的测量读数偏低；如果气体成分中含有CH4，会使H2的测量读数偏高。因此，为了得到准确的H2含量，应对H2进行CO2、CH4的校正。　　四方仪器通过对Gasboard-3100进行严格试验并将各种气体的相互影响进行了修正和补偿，消除循环气中其他成分对H2的影响，保证了H2测量值的准确性。　　③流量变化对H2测量无影响　　由于热导传感器的基本原理是通过对气体流动带走的热量进行换算，如果采用直接流通式的热导检测池，很难控制气流，流量大小直接影响H2的读数。Gasboard-3100采用了旁流扩散式的热导检测池，流量在0.3~1.5L/min的范围内变化对热导的读数没有影响。　　在线气体分析系统Gasboard-9021是专门针对样品气中含尘、含湿、含焦油的特定工况而设计的，采用PLC程序控制，自动完成采样、排水、故障处理等操作，可实现24小时无人值守，保证系统长期稳定、准确、连续自动在线运行，大大减少了人工负荷。分析仪表Gasboard-3100用于在线测量循环气中CO、CO2、H2、O2等气体浓度，是提高焦炭产量、保证安全生产的关键装置。此外，检测数据通过RS232或RS-485、4～20mA输出接口传输到上级集中控制系统，也为远程监测、工艺调整控制提供了实时依据。　　2、循环气体成分的控制　　1）导入空气燃烧法和充N2稀释法　　一般情况下，循环气体成分含量的调整可采用导入空气燃烧法和充入N2稀释法。两种的原理不同，适用情况也就不同：　　①O2含量高，而CO、H2等可燃成分低时，可采用充N2稀释法或减少空气导入量的手段实现控制调节；　　②O2含量高，而CO、H2等可燃成分也高时，可采用充N2稀释法或增大空气导入量的手段实现控制调节。锅炉入口温度在600~800℃时，采用导入空气来降低可燃成分；锅炉入口温度高于800℃或低于600℃时，采用充N2法。　　③O2含量低，而CO、H2等可燃成分高时，可采用充N2稀释法或增大空气量的手段实现调节控制。H2上升、CO上升，而锅炉入口温度在600~800℃时，采用导入空气来降低可燃成分；H2上升、CO上升，而锅炉入口温度高于800℃或低于600℃时，采用充N2法，在风机后排出多余气体的方法来控制H2、CO浓度。　　2）特殊情况下循环气体成分控制方法　　当循环气体中O2含量明显升高且焦炭处理能力明显下降时，可判断负压段可能泄露，应立即寻找漏点进行焊补；当循环气体中H2的含量远远大于正常值时，可初步判断是锅炉爆管，应立即停炉进行处理；当循环气体中H2、CO、CO2含量高，而O2含量正常时，应加大常用放散阀开度，以释放炉顶汇集的挥发分热解气。　　四、结语　　总之，循环气体成分是干熄焦生产过程中必须严格分析与控制的关键参数，在实际生产过程中，要采用必要的在线气体分析系统连续分析循环气体的含量，并结合具体情况采用不同的方法适时调整控制，对异常状况要及时检查与处理，以保障干熄焦工艺的安全、经济、稳定运行。　　（来源：工业过程气体监测技术）　　

　　煤矿井下采掘过程中从煤岩中涌出的有害气体总称为瓦斯，瓦斯的主要成分是CO、H2S、CH4等烃类化合物。近年来，我国煤矿多次发生井下事故，伤亡人数超过全部重大事故伤亡人数的一半。常见的井下瓦斯灾害主要有三种不同的类型：瓦斯爆炸、瓦斯突出和瓦斯燃烧。为避免煤矿事故的发生，井下气体的检测非常重要。　　一、煤矿中CH4的检测　　煤矿事故中，瓦斯爆炸和瓦斯燃烧造成火灾占很大比例，而且二者常常伴随发生。发生瓦斯爆炸的主要原因是瓦斯在矿井中的聚集，瓦斯的主要成分是甲烷（CH4），约占83-89%，它是在成煤过程中形成并储存于煤层中的气体，是煤矿井下危害最大的气体。　　甲烷气体无色、无味、无嗅，密度为0.7164kg/m3，它本身无毒，对人体的主要危害是超限时能引起人窒息死亡，但它具有易燃、易爆等特点，与空气混合达到一定浓度后，遇高温火源引起燃烧或爆炸，按体积计算，甲烷浓度在5.3-15.0%时具有爆炸性，甲烷气体在矿井中的积累成为困扰煤矿安全生产的重大难题。　　在我国煤矿安全事故中，瓦斯爆炸造成的伤亡占所有重大事故伤亡人数的50%以上，给国民经济、人民的生命安全造成巨大损害。　　《煤矿安全规程》规定用于井下甲烷气体检测的仪器以1%为警报限，由于甲烷气体比较轻，在矿井下经常聚集在顶棚附近或掘井工作面，这些地方又不适合安装甲烷探测器，所以研究开发远距离探测仪器来实现对甲烷浓度的监测是非常必要的，通过实时监测甲烷浓度是消除或减少瓦斯爆炸的重要措施。　　二、常用的CH4检测方法　　检测甲烷气体浓度的测量方法有：载体催化型、光干涉型、热导型和红外光谱吸收型，几种检测方法的特点见下表：　　　　通过比较以上几种甲烷气体浓度的测量方法，采用激光红外光谱吸收方法检测甲烷具有以下优点：本质安全、抗干扰能力强、灵敏度高、响应速度快、寿命长等。　　三、煤矿事故中的CO　　煤矿发生火灾或瓦斯、煤尘爆炸事故时，都会产生大量的一氧化碳。而且在煤矿井下，CO也是引起瓦斯爆炸的主要气体之一。可见无论是瓦斯爆炸产生的原因还是瓦斯爆炸过后的产物都和CO有关。　　CO是一种无色、无味、无嗅、毒性极强的气体，比重为0.967，几乎不溶于水，在正常状态下性质不活泼，当与空气混合达到12.5%-75%时遇火能爆炸。CO是一种有剧毒性的气体，被人体吸入后会导致组织缺氧，抑制组织呼吸，危及人们的健康及安全。　　《煤矿安全规程》规定在煤矿井下环境空气中，CO最高容许浓度为0.0024%。另外，煤在低温氧化阶段产生CO，且CO的涌出量变化稳定，能客观地反映煤炭的自燃基本规律，CO也是早期预测矿井火灾的敏感指标。　　四、利用传感器检测CO　　CO传感器在民用、工业应用、环境检测等方面也有着重要应用。实时、准确地测出井下CO气体的浓度，对保障煤矿工业安全生产、提高人们生活质量具有十分重要的意义。及时监测矿井空气中的一氧化碳浓度，还是早期预防井下火灾的有效办法。目前常用的CO传感器有电化学气体传感器、催化传感器、固态传感器和红外气体传感器四种不同的类型。　　以上提到的前三种传感器探测范围小，探头容易中毒老化，不能有效地进行大空间的可燃气体的安全检测，因此它们不是理想的CO检测方式。目前随着红外检测技术的发展，利用红外吸收原理检测气体越来越受到人们的重视，因此利用红外检测技术来检测煤矿井下的CO气体是今后的发展方向。　　五、红外气体分析仪保障煤矿安全生产　　为了有效地控制井下事故发生，最大限度地减少人员伤亡事故，应建立危险气体监控系统，加强对CH4和CO在井下环境空气中浓度的实时检测。红外气体分析仪能够实现连续在线监测，及时掌握CH4和CO浓度的变化，对预防煤矿事故的发生具有重要意义。　　如四方仪器Gasboard-3500防爆型红外气体分析仪，采用国际领先的非分光红外气体分析技术及长寿命电化学传感技术，不仅可在线测量CO、CH4的体积浓度，还可同时测量CO2、C3H8、H2S、O2等气体的体积浓度，测量准确度高，工作性能稳定。其采用防爆设计，隔爆外壳使设备内部空间与周围的环境隔开，确保发生爆炸时，外壳可承受产生的爆炸压力而不被损坏，使火焰不能穿越隔爆间隙点燃外部爆炸性环境，满足多领域易燃易爆场所气体检测，保障工业现场安全。　　晋城煤层气红外气体分析仪(防爆型）Gasboard-3500监测现场　　六、结语　　以矿井瓦斯的主要成分甲烷和井下主要毒性气体一氧化碳为监测目标气体，可以看出基于红外检测技术的多种气体在线监测技术是煤矿井下危险气体监测的主要方法。从安全、健康的角度讲，矿井下的环境监测还应该包括氧气浓度，未来多组分红外气体分析仪将在煤矿产业中有更好的应用前景。　　（来源：工业过程气体监测技术）

目前，天然气组分分析通常采用气相色谱分析方法，但气相色谱仪运行时需要有多个色谱柱和分离分析步骤，较为复杂费时。激光拉曼光谱分析技术为一项通过测定物质的光散射信号来实现目标分析物的分析方法，具有实时、简便、快捷的技术优势，目前已广泛应用于固体及液体样品的分析。通过分析比对现有的天然气分析方法的技术特点，结合激光拉曼技术在气体分析方面的技术发展，提出了将激光拉曼光谱发展成为天然气组成快速分析的方案，并探讨了激光拉曼天然气分析应用情况，为激光拉曼天然气分析技术发展探路。在定性分析方面，不同于传统的通过拉曼位移识别谱峰，而是通过特定的天然气标准气体物质系列的激光拉曼光谱分析，可快速准确获取天然气中烃类组分的特征谱峰，从而进行天然气中各个组分的定性分析，然后用外标法定量，即采用天然气气体标准物质进行单点校准，可进行定量分析。采用激光拉曼光谱法测定了2个典型的天然气样品，分析结果表明激光拉曼光谱法和气相色谱法水平相当。 1天然气分析现状简介天然气一般采用长输管道输送，GB17820-2012《天然气》涉及到的管输天然气的质量指标包括高位发热量、总硫、硫化氢、二氧化碳、水露点及颗粒物含量指标。因此，天然气分析主要包含取样、组成分析、硫化物测定、水含量测定及有毒有害物质分析，天然气的组成分析一般是指甲烷、乙烷至己烷及更重组分(C6+)、氮气、二氧化碳等大量组分，有时还包括氦、氢、一氧化碳等少量组分的分析，目前普遍采用气相色谱法。天然气中硫化氢的测定方法有碘量法、亚甲蓝法、醋酸铅反应速率法等，这些方法需要特定的试剂及分析仪器。天然气中总硫含量的测定，既可采用将天然气样品燃烧，将其中的硫化合物转化成二氧化硫，检测二氧化硫含量的方法，也可采用将样品中所有的硫化合物加氢生产硫化氢，进而检测生成的硫化氢含量的方法。此外，还可采用气相色谱法，分析天然气中的各个硫化合物的含量，随后再将各组分的含量进行相加的方法获得天然气中总硫的含量。天然气中水含量分析方法很多，归纳起来有露点法、卡尔费休法、吸收称量法、电解法等。由此可见，天然气分析是一项较为复杂的工作，需要采用各种定制方法及分析仪器共同完成，随着天然气工业的发展，未来天然气分析测试技术将走向在线化、自动化及快速化。近年来，拉曼光谱作为一种强有力的分子结构鉴别手段，在分析检测领域也得到了充分的重视。拉曼光谱不仅能区分多种振动模式，同时还具有微观(微区、微量)、特征、灵敏、原位无损、多相态、稳定性好等特点。因此，采用该技术进行天然气质量检测，无需将天然气中各组分分离便可实现多组分(包含硫化氢等酸性气体)同步检测，减少分析时长，提高测量的实时性，实现快速分析，但由于无法检测天然气中的戊烷及更重组分，未来该技术主要用于不含C5以上组分的天然气，如页岩气、煤层气、煤制气及液化天然气等气质监控，也可以用于天然气原料气中硫化氢、二氧化碳和甲烷等主要关键组分含量的快速测定。 2拉曼光谱天然气分析简介自1928年印度物理学家Raman发现了激光拉曼光谱以来，经过近一个世纪的发展，其原理已十分成熟，并成为光谱学的一个分支，已广泛应用于材料、石油、化工、环保生物、医学、地质等很多研究领域。由于气体分子的密度远小于固体和液体分子的密度，其散射截面更小，从而导致散射强度很微弱，较难检测。因此，之前的激光拉曼光谱技术主要用于固体、液体的检测，在天然气分析中尚无成功的应用，朱华东等对激光拉曼光谱在天然气分析中的应用情况进行了综述。据报道，激光拉曼光谱天然气分析测定结果的重现性及准确度较差，且灵敏度低。仅有的几篇报道未见对天然气中的C5+组分检出，这可能是由于现有的激光拉曼光谱技术的灵敏度尚无法满足测定低含量C5+组分的要求。值得注意的是，由于硫化氢具有较大的拉曼散射横截面积，拉曼光谱在测定硫化氢时具有较高的灵敏度，可检测出天然气中微量的硫化氢，但是在定量分析方面的研究有待提高。在进行天然气中甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、氮气及二氧化碳的测定时，其准确度及重现性均有待提高。目前，较为成功的应用案例为2013年夏杰等将激光拉曼光谱技术用于天然气录井。该方法在10s内即可分析出天然气组分含量，而且实现了在线连续测定，通过川西油田天然气井、空气钻井等多口井的录井试验证实，激光拉曼光谱气测仪在油气发现、稳定性、准确性等方面效果显著。 3天然气拉曼光谱天然气定性分析探讨天然气组成分析主要有甲烷至戊烷、氮气、氢气、二氧化碳、一氧化碳、硫化氢。夏杰等在天然气录井中的应用研究表明(见表1)，氮气、氢气、二氧化碳、一氧化碳、硫化氢这些非烃类组分之间的拉曼频移相差较大，且与烃类组分的拉曼频移不发生重叠，较易识别。表1、天然气中常见气体组分的拉曼位移然而，烃类化合物为多原子分子，存在多种振动模式，对应着多条拉曼频移谱线，其拉曼位移容易发生重叠，往往无法选取其最强拉曼响应谱线作为定性定量分析依据。此外，由于拉曼位移与激光光源激发波长和稳定性有关，往往会发生漂移，在天然气分析时，由于天然气中组分多，考虑到天然气拉曼光谱分析中烃类组分间相互干扰的复杂性，需要考虑组分含量变化带来的影响，最可靠的方法为采用与实际天然气组分接近的气体标准物质进行仪器的标定，本文采用由武汉四方光电科技有限公司研发的激光拉曼天然气分析仪对天然气进行了分析测试。为了消除系统误差，采用特定的天然气标准物质系列(见表2)进行标定。表2中1号到5号标物依次增加了C3H8、i-C4H10、n-C4H10和n-C5，依次测定1到5号标准物质，得到5张拉曼谱图。表2、用于激光拉曼天然气定性分析的天然气气体标准物质由于甲烷摩尔分数高，信号太强，甲烷峰淹没了其他组分的拉曼谱峰(见图1)，为了清晰地观测到其他组分拉曼谱峰细节，截取了0~600像素区间的拉曼谱图，结果如图2所示。依次比对图2中1~5号谱图，可明显地发现各烃类组分的特征峰位置。图1、纯甲烷的拉曼光谱图2、天然气标准物质(见表 2)在0~600像素区间的拉曼光谱由此可见，可通过一组系列天然气标准物质的拉曼光谱测定即可找到天然气中烃类组分的特征谱峰，其中甲烷为952像素、乙烷为215像素、丙烷为176像素、异丁烷为154像素、正丁烷为166像素。 4天然气拉曼光谱天然气定量分析探讨4.1定量分析流程(1)在软件中设定各个组分的特征峰像素值。(2)开启激光拉曼光谱气体分析仪，预热10min。(3)向样品池通入纯氩气，采集谱图计算基底数据。(4)通入校准用天然气气体标准物质，在恒定压力(0.5MPa)下测定，从而给出各个组分的标定系数，校准后的系数植入软件。(5)在恒定压力(0.5MPa)测定待测样品。 4.2样品实验所用的2个样品分别来源于某天然气输气站和天然气净化厂，样品的组分及含量见表3和表4，其含量结果由气相色谱法测定给出，其中硫化氢含量为现场采用碘量法测定值。表3、天然气待测样品1组成表4、天然气待测样品2组成 4.3测试数据从操作软件界面可得到原始拉曼谱图，也可直接读取测定结果，样品1和样品2的原始拉曼谱图及局部放大后的拉曼谱图见图3至图6。图3、样品1测试结果软件界面截图图4、样品1局部放大拉曼谱图图5、样品2测试结果软件界面截图 图6、样品2局部放大拉曼谱图 4.4测定结果2个天然气样品的激光拉曼光谱法及气相色谱法测定比对结果分别见表5和表6。结果显示，两种方法的绝对误差在0~0.028，且拉曼光谱法的20次测量值的极差(波动范围)为0~0.003。将统计结果对照GB/T13610-2014《天然气的组成分析气相色谱法》的重复性要求，得到表7，可见激光拉曼光谱法和气相色谱法水平相当。表5、样品1测定结果表6、样品2测定结果表7、激光拉曼光谱法重复性 5结语(1)天然气分析将走向在线化、自动化及快速化，激光拉曼光谱有望成为天然气组成分析快速实时分析的解决方案。(2)天然气组分较为复杂，其拉曼光谱特征谱峰不易识别，采用与实际天然气组分接近的天然气标准物质体系进行标定可以实现快速准确的组分特征峰识别，从而进行天然气组成定性分析。(3)激光拉曼光谱法可应用于天然气组分分析，测定结果可满足GB/T13610-2014的相关要求。

四海升平时节好，方庆千秋兴致高。十载有余苦创业，五朝奋进谱华章。周而复始汗滴洒，年轮又转创辉煌。2018年5月22日，武汉四方光电科技有限公司（以下简称“四方光电”）迎来了十五周年庆典，四方光电与旗下全资子公司四方仪器全体员工欢聚一堂，分享喜悦和精彩。下午13:30，大雨过后的晴朗，伴随着阳光和微风，本次庆典仪式正式启动。董事长熊友辉博士上台致辞，致辞中，熊总与全体员工分享四方光电自创始以来的发展历程，对十五年来公司可持续发展的战略及全体员工的努力给予了充分的肯定。他讲到：四方光电发展至今，一直走务实发展、创新奋进的道路，今天的成就离不开所有伙伴的努力，并提出希望在新的十五年里，与大家一起共话未来，开启辉煌新篇章。四方光电成长至今，已经迈进了第十五个年头。在这十五年里，从无到有，从小到大，如今已经成长为一棵大树，进入了蓬勃的发展时期。在本次庆典中，公司五年和十年以上的老员工一起种下象征着希望的小树苗，希望公司在未来的日子里像小树苗一样茁壮成长。植树结束后，“15周年全员健康跑活动”正式开始，全程7.4公里。通过这次活动，公司员工们不仅锻炼了身体，磨练了意志，更是增加了企业团队之间的凝聚力。慢跑结束后，每个人脸上布满汗水却都洋溢着灿烂的笑容。 在健康跑活动中，15个“四方人”队伍还以创意造型的形式，表达了对公司15周年的美好祝福与公司未来发展的期许。冠军第三队亚军第十队季军第八队一队、二队、四队、五队风采 六队、七队、九队、十一队风采十二队、十三队、十四队、十五队风采同舟共济，感恩同行！觥筹交错，举杯畅饮！最后，公司总经理刘志强先生、董事长熊友辉博士及公司高层切蛋糕、开香槟，与全体员工举杯共祝四方光电十五岁生日快乐！一片欢声笑语中，四方光电十五周年庆典完美落幕！在过去的十五年里，我们微笑过、艰难过、也收获过；面对未来，我们满怀憧憬，激情澎湃。前方有更广更好的天地等着我们去开拓，更大的市场等着我们去征服，更壮观的事业等着我们去挥洒智慧和才能。我们相信，在下一个十五年、再一个十五年，四方人将不负众望，书写一个更加灿烂的未来！

预处理是整个沼气工程的咽喉，为实现沼气的工业化生产，要同时兼顾进料质量及效率。很多工程的单项技术是先进可行的，但由于预处理工艺及设备不配套，不能确保厌氧消化装置的进料质量及效率，导致厌氧工段运行不稳定，难以发挥最佳的产气能力。在沼气工程的建设和运行中，畜禽粪养殖废弃物中固体杂物的处理是困扰很多大、中型沼气工程项目，并导致其不能连续稳定运行的主要原因之一。本文具体分析介绍了几种除砂方法的原理和效果，希望对广大圈友有所帮助！在畜禽粪便厌氧制沼气过程中，一般的工艺类型是将干粪（或粪尿混合物）加水搅拌均匀后，送入厌氧发酵罐内进行发酵处理，处理后可进入二级发酵罐继续发酵或直接排出，排出的液体经固液分离机处理为沼液和沼渣。厌氧发酵罐一直处于厌氧状态，密闭性良好，发酵过程前期菌种的培养是长期并困难的过程，因此，一旦启动，厌氧罐就保持此状态长期运行。而在进料前，对粪便的处理非常重要，要尽可能的少带入杂质。目前国内畜禽粪便中的主要杂质是泥砂，泥砂在厌氧罐内大量的堆积，会直接导致整个系统运行的失灵，主要会导致以下问题：（1）杂质会减少罐内的有效容积，直接影响产气率和发酵过程；（2）杂质堆积后，影响进料系统，堵塞管路；（3）厌氧罐内大多有搅拌系统，杂质会给搅拌系统带来极大的危害；（4）罐内泥砂和粪浆混合凝固，无法清砂，导致厌氧罐实效。因此，必须在前期的预处理阶段就将粪便中的泥砂完全除去，保证厌氧发酵过程连续稳定的运行。 一、畜禽粪便中砂的来源畜禽粪便中砂的来源和很多大型养殖企业采用的养殖方式有关。很多企业采用的方式是在土地或沙地上散养。另外一些企业虽然在室内养殖，但也会给畜禽保留一定的土地运动场所，主要是为了提高其免疫力或提高肉、蛋的质量等。同时，在粪便收集过程中，很难将泥砂和粪便分离，加上在动物排泄过程随机且活动量大，已将粪便和泥砂混合的很充分，给单独收集粪便也带来难度。 二、畜禽粪便除砂的方法目前，国内沼气项目中除砂的方法主要有沉砂渠法、折板沉砂渠法、提升式除砂法、无轴螺旋除砂法和旋流式除砂法等。 1、沉砂渠法原理：通过砂子本身的重力沉降作用来除去畜禽粪便中的砂土。首先确定水流方向，沿水流方向设置挡水堰，在水流流动过程中，砂子由于重力作用沉降到渠的底部，被挡水堰拦截，保证溢流的上清液中不夹带泥砂，从而达到除砂的作用。优点：建设成本较低，处理能力大，适用范围广、便于操作等。缺点：占地面积大、处理效果差，往往在渠的末端，仍有大量泥砂通过，降低了使用效果。其中主要的原因是挡水堰高度、水流速度和处理量之间的合理配合较难确定。另外，沉砂后清砂也是困扰很多企业的难题。国外一些大型沼气项目也有采用沉砂渠方式来除砂，由于其自动化程度高，除砂多采用机械自动清砂，工人只需要进行设备控制即可。在国内，由于目前各沼气项目的资金、成本等方面存在问题，因此，除砂后的清砂大多采用人工清理方式，但会大大增加工人的劳动强度。2、折板沉砂渠法原理：折板沉砂渠法是一种改进型的沉砂渠，也是通过砂子本身的重力沉降作用来除去畜禽粪便中的砂土，当水流流入水渠中，遇到隔板，改变了水流方向，降低了流速，泥砂和水的密度不同，由于惯性作用能快速沉降，在隔板处沉积起砂堆，从而起到快速沉砂的作用。优点：由于增加了隔板，折板沉砂渠大大提升了沉砂效果，同时也减少了建筑面积，节约了成本，节省了空间。缺点：由于大量的泥砂沉积在隔板两侧，当处理量很大时，水位会不断提升，这就要求在设计时增加渠的深度。在使用一段时间后，前端的泥砂由于水流冲刷作用，也会向下游流动，砂堆会被逐渐推移到沉砂渠的末端，这样水流会携带大量的泥砂进入到下一处理工艺或处理设备中，导致丧失作用，所以为了满足使用，必须增加沉砂渠的长度。深度和长度的增加，就势必导致建筑成本的增加。目前，困扰折板沉砂渠应用最大的问题也是后续的清砂。增加了隔板，使沉砂渠的结构复杂化，通常的隔板空间空隙较小，给机械化操作清砂带来难度。单靠人工清砂，工作量大，劳动强度巨大。在运行时，前端的沉降度较大，往往在运行一段时间后，前端堆积大量的泥砂，如不及时清理，容易堵塞进水口，降低处理能力。 3、提升式除砂法原理：提升式除砂法的结构有很多种，其基本原理是利用高度差来解决除砂问题。提升式除砂法首先是将畜禽粪便混合物提升到一定高度后，利用泥砂的重力自然沉降，堆积在提升区的底部，然后定期开启底部排出泥砂或对底部泥砂进行抽取，处理后的畜禽粪便污水可直接溢流出去，从而达到除砂的目的。提升式除砂法在国内应用较为广泛，尤其是生产能力或处理量大的项目应用较为普遍。优点：处理能力大，除砂效果好，清砂方便，可直接采用机械化清砂。缺点：耗能大，设备容易堵塞或损坏。由于提升是将畜禽粪污、水和泥砂一起提升，这部分需要消耗一定的能量，处理量越大，有效干物质越少，相对能耗就越高。不过这部分如果通过合理设计，可降低部分高程差，来较少耗能。另外，在提升过程中，由于畜禽粪污中含有大量秸秆等纤维物质，泥砂含量也比较高，对设备的磨损比较大，并且容易造成泵、管道等的堵塞。 4、无轴螺旋除砂法原理：无轴螺旋除砂法属于提升式除砂中的一种，它与提升式除砂法的主要区别是单一的提升式除砂法将泥水混合物完全提升再利用沉降原理除砂，而无轴螺旋除砂法是只提升泥砂来达到除砂的目的。无轴螺旋除砂法是在泥砂的重力沉降后，将位于池底的泥砂用无轴螺旋提升至池顶部，然后可直接用车辆或机械运输泥砂。优点：除砂效率高，效果好，能耗低，可省略人工清砂步骤，节省大量人力资源。缺点：设备容易磨损，安装角度有较高的要求，但只要有合理的设计，更换设备或调整角度问题均可解决。 5、旋流式除砂法原理：主要利用机械叶轮的旋转，控制进入水流的流速与流态，使砂在离心力与重力的作用下，沿池壁呈螺旋线加速沉降，同时有机物在水流的作用下，随水流漂走，沉入池底的砂经空气或泵提升，与少量污水进入砂水分离器中进行分离后排出，清洗水回流至格栅井，从而达到除砂的目的。一般气提用罗茨鼓风机作提升动力，泵提用潜水排污泵作提升动力。优点：结构紧凑，占地面积小，设备投资省；传动效率及机械磨损小，设备故障少，节省能源，运行管理和维护方便；沉砂效果好，去除水源中无机物沙砾尤为显著；工艺布置灵活方便，易于配套组合，适应工程不同时期分段建设的需要。缺点：国外专有产品和设计技术，价格高；搅拌桨上会缠绕纤维状物体；砂斗内砂子因被压实而抽排困难，往往需高压水泵或空气去搅动，空气提升泵往往不能有效抽排砂粒；池子本身虽占地小，但由于要求切线方向进水和进水渠直线较长，在池子数多于两个时，配水困难，占地也大。 在沼气项目中，预处理工艺的除砂是保证沼气项目连续稳定运行的关键，针对不同工艺路线，需定制经济、合理并适合自身特点的除砂方法，减少下游工艺负担，提高效率，降低成本，保证整体工程的稳定运行。（来源：沼气圈）

针对日益严峻的大气污染现状，国家环保产业各细分行业规划和相关政策亦纷纷出台。例如《环境空气质量标准》、《关于继续开展燃煤电厂大气汞排放监测试点工作的通知》、《“十二五”主要污染物总量减排目标责任书》、《重点区域大气防治污染“十二五”规划》等。新的《火电厂大气污染物排放标准》规定SO2和NOx排放限值分别为35mg/m3和50mg/m3，这对现有的烟气浓度监测技术提出了很大的挑战，目前正在进行的超低排放改造执行上述烟气排放标准。因此，如何准确监测超低排放条件下烟气中SO2、NOx浓度的问题日益凸显。超低排放烟气具有SO2和NOx浓度低、烟气湿度大和湿度低的特点，对监测仪表的准确性、稳定性和可靠性提出了更高的要求。 一、低浓度大气污染物监测中存在的问题1、在线监测过程中气体污染物组分容易丢失国内大多数烟气排放连续监测系统采用的是加热抽取、冷凝除水的预处理方式，由于烟气过滤、伴热抽取、冷凝过程中或多或少都会丢失部分被测组分。对于超低排放来说，气体污染物组分相对比较低，预处理过程中丢失部分被测组分对测量的影响就更大，特别是冷凝过程中SO2丢失率最大，占到10%-20%以上。 即按照15mg/m3浓度的SO2，经过冷凝器，SO2的损失在3-6mg。2、气体分析仪测量精度和稳定性无法满足监测要求不同测量原理决定了测量的精度和稳定性，目前国内大多数烟气分析仪采用非分散红外法，由于非分散红外光对SO2、NOx与水气的吸收峰交叉重叠，水气的存在对测量结果的影响就很难消除，对低浓度SO2和NOx检测的影响将更加突出。针对当前超低排放后烟气浓度低和湿度大的特点，原用于高浓度气体污染物排放的监测仪器（非分散红外占70%左右）存在测量准确度低、检测下限高、抗干扰性和环境适应性差等突出问题，已难以满足新的排放监测要求。表1、低浓度污染物排放指标的检测标准 二、气体污染物监测分析技术对比气体污染物监测技术主要包括了化学法和光学法，细分为分散红外吸收光谱、紫外差分吸收光谱、紫外荧光和化学发光法。如表2和表3对比可知，非分散红外吸收法可测量程偏高，存在测量准确度低的问题；紫外荧光法和化学发光法测SO2和NOx的最小量程可达到0.1mg/m3，监测下限极低，但很难实现在线监测。这些方法一般只限于单点测量，故障率高，维护量大，需要定期维护更新。相比之下，紫外差分吸收光谱在低浓度污染气体监测分析中比较适用。表2、几种SO2监测技术分析仪主要参数的对比表表3、几种NOx监测技术分析仪主要参数的对比表 三、基于紫外差分吸收光谱气体分析技术的气体污染物监测紫外差分吸收光谱法，利用被测物质在紫外波段的窄带特征吸收光谱，经过一定的算法处理来测量气体浓度。应用在烟气测量时通常为短光程，直接式测量。同其他光学测量方法相比，排除采样探头机构的差异，单从原理上说，紫外差分吸收光谱法也同样是基于光吸收定律朗伯比尔定律，但引入了高分辨率光谱仪作为传感器，紫外差分吸收光谱技术能够得到较宽范围波段的连续光谱，这样通过相应的算法分析，能够同时计算出多种气体的浓度。随着紫外差分吸收光谱气体分析技术的进步，目前市面上推出一种超低量程的烟气分析仪，如四方仪器Gasboard-3000UV，采用独特算法，可同时测量烟气中SO2、NO、O2含量，其中烟气中气态水对SO2、NO测量基本无影响，烟气中采样流量对SO2、NO、O2测量基本无影响，多组分测量气体间无交叉干扰，抗干扰能力强，测量精度高，测量范围小于100mg/m3,检测下限达0.1mg/m3，满足国家环保超低排放、低浓度气体监测的要求。此外，仪器光机系统经过高信噪比、高稳定性设计，提高了仪器稳定性。超低量程紫外烟气分析仪Gasboard-3000UV内部结构图 四、结语污染源气体污染物的监测一直是环境监测的重要工作，面对超低排放的要求，利用紫外烟气分析仪是工业企业污染源烟气排放验收监测、比对监测、监督性监测工作中的重要举措。

在沼气工程运行过程中，需要采用仪器去感知生产过程的状态，还需要采用特定装置去执行控制指令以操控生产过程的状态。这些仪表和特定装置主要由检测仪表、显示仪表、控制仪表和执行器四类仪表组成。本期小沼汇总介绍了各大中小型沼气工程一般会用到的检测仪表，这些也是监测沼气工程运行状态的基础。沼气工程中主要包括：检测温度、压力、流量、液位等的热工测量仪表；检测固体悬浮物浓度、浊度、pH、COD、挥发性脂肪酸等物质性与成分仪表；沼气成分分析仪等。 温度检测仪表温度是影响微生物活性的主要因素之一，沼气发酵过程需要进行温度控制，因此，温度检测仪表不可或缺。温度传感器中，适用于检测沼气发酵料液温度的典型测温元件是热电阻，其测温电路采用不平衡电桥。温度传感器直接安装在沼气发酵装置上，与变送器的距离可能较远，传感器与变送器的连接通常采用三线制接法，即用三根导线，其中一根串联在电源支路里，另两根分别接在两个相邻的桥壁上。三线制接法可基本消除连接导线造成的测量误差。与温度传感器配接的二次仪表主要包括温度变送器、数字温度显示仪和温度巡检仪。温度变送器可安装在环境较差的生产现场，甚至安装在测温传感器的接线盒内，缩短了连接传感器导线的长度，从而减少了导线中信号传递失真。温度变送器输出的标准电信号，可直接与显示仪表、控制仪表或工控微机终端连接。数字温度显示仪自带变送器功能，直接与传感器连接，对温度变化信号进行放大、处理、转换后以数字形式显示被测温度，并输出标准信号。数字温度显示仪适合对单点温度的显示和变送。温度巡检仪采用单片机技术，对多个传感器的信号进行巡回检测，从而以较低的成本实现多点温度的集中监测管理。中温发酵沼气工程的温度监测，就可以在沼气发酵装置内不同位点设置多个温度传感器，再用一台巡检仪来汇集各点温度信息。 压力检测仪表电测试压力检测仪表是利用金属半导体的物理特性，直接将压力转换为电压或电流信号输出。也可以利用弹性体受压产生变形，通过电阻应变片将形变转换为电压或电流信号输出。为保证弹性元件工作在有效形变范围内，被测最大压力值不应超过满量程的3/4，最小压力值不应低于全量程的1/3。压力变送器和压力开关能方便地实现与后端仪表或工控微机相连。压力开关的作用是当压力达到设定值时发出控制信号，其工作原理是利用被测压力是弹性元件产生的位移变换，经过放大来控制水银开关、磁性开关或触头等的开闭，输出开关控制信号。由传感器、变送器或压力开关组成的压力检测仪可用于监测管道、沼气发酵装置以及储气装置内的压力。压力测量值常常用作报警参数。 流量检测仪表流量检测仪表包括测量单位时间流量的流量计和测量流体流过总量的积算仪，多数流量检测仪同时具备测量流量和总量的功能。检测流量的方式很多，近年来，随着科学技术的快速发展，尤其是在电子技术不断发展的背景下，流量计的种类也不断增加，以此满足各种不同介质的测量要求。与传统的压差式流量计、涡街流量计、热式流量计相比，由于沼气具有腐蚀性强、压力不稳等特点，超声波流量计在进行沼气流量测量时，具有更强的抗腐蚀性，更宽的量程比和更小的压损，能够满足强腐蚀性、压力不稳的沼气计量要求，并且不存在易于磨损的机械可动部件，能保证长期使用精度不变，具有较高的测量精确性。以超声波沼气流量计BF-3000B为例，该流量计不仅可以测量流量与总量，具备一般超声波沼气流量计抗腐蚀、宽量程、压损小等特点，还可以测量沼气中甲烷的体积浓度。此外，其创新旁路式结构设计，一改传感器安装于单一主管道内的设计方式，将超声波传感器设置在旁流管道的两端，通过测量旁流管道超声波顺流和逆流的时间差值，再应用线性回归法，确定旁流管道时间差值对应的主管道标准流量值之间的单调递增关系，使超声波沼气流量测量技术更好地应用于大管径沼气流量的测量，同时二氧化碳及冷凝水对于超声波信号的干扰问题也得到有效地解决，保证了沼气流量的精准测量。超声波沼气流量计BF-3000B工作原理 液位检测仪表液位检测仪表是沼气工程控制系统常用仪表，早期液位检测大多采用纯机械式仪表，现在已普遍采用渗透了电子技术的机电一体液位检测仪表。液位检测仪表按测量方式可分为连续测量和限位测量两类。连续测量仪表能不间断地测量液位变化情况，按测量原理可分为电容式、射频导纳式、静压式、超声波式等液位计。电容式液位计利用容器壁或测量管壁与插入容器的探头组成电容的一对电极，电容量取决于电极间介质的量（即液位的高度），通过测量电容量来计算出液位的高低。但对易挂料（易附着在电极上）的液体，不宜采用电容液位计。射频导纳式液位计从电容式发展而来，是可防挂料、更可靠、更准确的液位计。它用高频无线电波测量传感电极的复阻抗变化而不是电容变化，从而排除了挂料的影响。静压式液位计由传感器、变压器和导气电缆组成，传感器中的膜片在液体静压下变形，通过硅油将压力传递到硅电阻上使其电阻值变化，然后由变送器输出电流信号，导气电缆不仅传输电信号，还将大气引入传感器，故测得的是相对静压力。静压式液位计安装方便，工作可靠，液体黏度较高、有固体悬浮物和有腐蚀性的液体都可以采用它来测液位。超声波液位计由传感器定时向页面发出超声波脉冲信号，再接受液面反射回来的信号，由这两者的时间差计算出液位。超声波液位计能实现非接触式的液面检测，较适用于测量腐蚀性强、高黏度、密度不确定等液体的液位，调配池、污泥池的液位都可以用它来测量。限位测量仪表可称为液位开关，当液位处于设定位置时发出相应的开关信号，它在沼气工程自动控制中有诸多应用。常用的液位开关有球浮式液位开关、音叉式液位开关、电容式(或纳导式)液位开关、光电液位开关等。球浮式液位开关是常用的一种液位开关，通常它利用随浮球动作的磁性体来控制磁簧开关的动作。音叉式液位开关又称为电气浮子，安装在音叉基座上的一对压电晶体使音叉以一定振频振动，当液位上升或下降使音叉与被测液体相接触或不接触时，音叉的振幅和频率都将发生突变，智能电路对此进行检测并将这种变化转换为一个开关信号。电容式(或纳导式)液位开关的探头发送无线电频率对周围的环境进行连续分析，液体的介电常数和导电性均不同于空气，当探头接触到液体时将引起微小电容量（或复阻抗）突变，它被电路检测并转换成开关信号输出。光电液位开关的红外线发光二极管所发出的光线被导向插入池内传感器中的棱镜，液面低于或高于棱镜时，光线行进路线经过的介质分界面是不同的，因此产生了不同的折射和反射，这使光接收晶体所接收的光强不一样，通过感知这一变化来驱动内部的电子开关动作。 浊度检测仪表浊度是沼气工程出水水质指标之一。浊度检测仪依据光学方法，以一定强度和波长的光照射被测液体，用光敏元件在适当位置以适当的角度来检测透射光或散射光的强度，不同的光强引起光敏元件产生不同的电信号，经变送器转换为浊度值对应的标准电信号输出。 固体悬浮物/污泥浓度检测仪表固体悬浮物/污泥浓度检测仪表的检测原理与浊度检测仪表相似，可用于沼气工程进、出水的固体悬浮物的检测。此仪表需设置清洗光学测量部件的装置。正式使用前，应在实验室用蒸馏法获取测量点水样的固体悬浮物（或污泥）的真实浓度，以此对仪表进行标定。 pH检测仪表pH检测仪表的传感器可由测量电极和参比电极组成复合电极，测量电极通常采用pH玻璃电极，由于扩散作用，被测液体中的氢离子进入玻璃电极的球泡薄膜内部，在里面的电极上形成一定电位，参比电极提供一个与被测液体pH无关的恒定电位，通过检测测量电极和参比电极之间的电位差，便可确定被测液体的pH。COD、挥发性固体、挥发性脂肪酸等的在线自动检测目前还未得到很好的解决，虽然市场上也有这样的产品，例如傅里叶变换红外光谱仪作为在线参数传感器可以同时提供COD、总有机碳、挥发性脂肪酸等参数的测量，但仍需改进才能在沼气工程自动化控制系统中得到有效应用。 沼气成分分析仪厌氧发酵是一个复杂的过程，除了要采用以上仪表检测温度、压力、流量、液位，固体悬浮物浓度、浊度、pH、COD、挥发性脂肪酸物质性与成分外，还需要采用沼气成分分析仪检测沼气成分以掌握厌氧发酵产气效果，以便工作人员根据产气效果掌握发酵运行情况调整厌氧发酵沼气生产工艺，保障沼气工程高效运行。目前，国际上检测沼气成分的方法主要有奥氏气体分析法、热催化燃烧检测法、热导元件检测法、气相色谱GC检测法、红外气体分析法，五种沼气成分检测方法对比如下表。其中红外气体分析法相较于奥氏、热催化燃烧、热导元件、气相色谱GC检测方法，具有响应时间快、灵敏度高、使用寿命长、仪器操作方便等优势，是目前最有效且广泛应用的沼气成分检测方法。如在线红外沼气分析仪Gasboard-3200，基于红外气体分析技术与长寿命电化学技术，可同时测量沼气中甲烷、二氧化碳、硫化氢、氧气等多组分气体的体积浓度，且多组分气体间不交叉干扰；采用两点标定方法，进气口先后通入高纯氮气以及与待标气体对应的标准气体，可分别对仪器进行零点与终点标定，减小零点漂移与量程漂移，保证测量准确性；监测数据可通过RS-485与RS-232模拟输出接口传输至中控室，满足沼气工程自动化控制需求，无需人工值守便可实时在线监测沼气成分。已广泛应用于厌氧发酵、垃圾填埋、污水处理等领域沼气成分的实时在线监测。（来源：沼气圈）

2018年5月9日，由煤化客主办，中国化学会煤化工专业委员会、中石化炼化工程（集团）股份有限公司洛阳技术研发中心联合主办的“2018第四届中国（洛阳）新型煤化工国际研讨会”在河南洛阳顺利召开。四方仪器携煤气成分监测产品出席会议。据了解，本次会议以“技术创新驱动产业变革新趋势、清洁高效引领行业发展新纪元”为主题，针对现代煤化工产业发展政策、新形势下煤化工产业发展战略及创新方向、示范工程项目建设及运行经验、现代煤化工项目提标改造与过程优化、核心工艺技术创新及装备国产化研发应用进展、节能及环保技术突破等热点及难点问题展开重点交流。各大政府主管部门，研究院所及大专院校，煤炭、煤化工、冶金、石化、电力等企业，国内外煤化工相关技术、配套装备、工程设计、项目建设，咨询、金融机构等相关单位齐聚会议现场。作为行业领先的工业过程气体监测解决方案专家，四方仪器携自主研发产品——激光拉曼光谱气体分析仪LRGA-6000、红外煤气分析仪Gasboard-3100(P)亮相会议，吸引了众多业内人士参观、咨询。产品采用的最新激光拉曼技术与红外热导专利技术，可取代以往复杂昂贵的热值仪、色谱质谱仪，为现代煤化工过程优化、节能降耗提供科学依据。2012年由四方光电（四方仪器系其全资子公司）牵头承担的“激光拉曼光谱气体分析仪的研发与应用”项目获得“国家重大科学仪器设备开发专项”立项，其研发生产的LRGA-6000除可广泛应用于煤气发生炉、煤制天然气、合成氨、尿素、煤制油、甲醇、二甲醚、乙二醇等众多现代煤化工工业生产领域外，还能测量煤化工行业几乎所有合成气成分，如CO、CO2、CH4、C2H2，C2H4，C2H6，C3H8，iC4，nC4，N2，O2，H2，H2O，H2S等。此外，LRGA-6000还可集成多项功能，满足不同工业现场的应用需求。相较于气相色谱仪使用时需要载气与色谱柱，响应时间长，且需要专业的技术人员操作，LRGA-6000响应时间极短，无需载气与耗材，操作简单；质谱分析仪价格昂贵，维护成本高，操作也相对复杂，很少用于工业现场的在线分析，而LRGA-6000更适用于恶劣的工业现场。国家重点新产品，国家发明、国际PCT专利产品红外煤气分析仪Gasboard-3100(P)，于2017年荣获湖北省发明专利金奖，2016年获中国仪器仪表学会“优秀产品奖”，一套仪器可同时CO、CO2、CH4、H2、O2、CnHm和热值，取代传统的燃烧法热值仪、在线色谱和质谱。科学仪器设备是助力钢铁企业智能、高效、绿色发展的利器。今后，四方仪器还将继续加强企业自主创新与产品研发力度，为煤化工领域气体监测提供更加先进、完善的整套解决方案，助力我国煤化工核心工艺技术创新，装备国产化研发应用、节能及环保技术的发展。