脱硫发电厂激光烟尘分析仪

实验室只有16157标准，发电厂的烟尘限值5毫克每立方米，有没有什么方法出结果不是小于20的值

阐述燃煤发电厂的脱硫问题

烟气烟尘分析仪(执行标准HJ/T 47-1999《烟气采样器技术条件》HJ/T 48-1999《烟尘采样器技术条件》JJG 968-2002《烟气分析仪》JJG 680-1990《烟尘测试仪》烟气烟尘分析仪(适用范围锅炉、炉窑烟尘排放浓度、折算浓度和排放总量测量配油烟、沥青烟取样管，可进行油烟、沥青烟采样烟气连续在线检测系统(CEMS)的准确度评估和校准脱硫除尘设备效率的测定烟气烟尘分析仪(主要特点一机多用(可测烟尘、烟气、油烟、沥青烟)高性能长寿命烟气采样泵，负压高达60KPa烟气恒流抽取，测定值更加稳定准确实测NOx=NO+NO2二氧化碳(CO2)浓度可计算，可实测(NDIR)先进可靠的SMT工艺数字版大容量数据存储(1000组)内置打印机，打印更方便坚固外壳，可在恶劣环境下使用

DL/T 502.11-2006 火力发电厂水汽分析方法 硫酸盐的测定（分光光度法）[img]http://www.instrument.com.cn/bbs/images/affix.gif[/img][url=http://www.instrument.com.cn/bbs/download.asp?ID=192490]DLT 502.11-2006 火力发电厂水汽分析方法 硫酸盐的测定（分光光度法）.pdf[/url]

近年来，我国通过自主研发和引进、消化吸收、再创新，烟气脱硫产业化取得了重大进展，国产化能力基本可以满足“十一五”时期减排二氧化硫的需要。一、火电厂烟气脱硫产业化取得重大进展 2005年底，我国建成投产的烟气脱硫机组容量由2000年的500万千瓦上升到了5300万千瓦，增长了近10倍，约占火电装机容量的14％，正在建设的烟气脱硫机组容量超过1亿千瓦。目前，已有石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法、电子束法等十多种烟气脱硫工艺技术得到应用。与国外情况一样，在诸多脱硫工艺技术中，石灰石-石膏湿法烟气脱硫仍是主流工艺技术。据统计，投运、在建和已经签订合同的火电厂烟气脱硫工艺技术中，石灰石-石膏湿法占90％以上。总体看，我国烟气脱硫产业已具备了年承担近亿千瓦装机脱硫工程设计、设备制造及总承包能力。 （一）脱硫设备国产化率已达90%以上。石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺中的关键设备，如浆液循环泵、真空皮带脱水机、增压风机、气气换热器、烟气挡板等，国内已具备研发和生产加工能力。如石家庄泵业有限公司生产的系列脱硫浆液循环泵已应用于96个脱硫工程；成都电力机械厂生产的脱硫增压风机已应用于100个脱硫工程；上海锅炉厂生产的气气换热器已应用于60个脱硫工程。从设备采购费用看，石灰石-石膏湿法脱硫工艺技术设备、材料国产化率达到90％左右，部分烟气脱硫工程国产化率超过了95%，其它工艺技术的设备国产化率大于90％。 （二）烟气脱硫主流工艺技术拥有自主知识产权。通过自主研发和引进、消化吸收再创新，我国已拥有了30万千瓦级火电机组自主知识产权的烟气脱硫主流工艺技术，并经过了一年以上的工程实践检验。如苏源环保工程股份有限公司研发的具有自主知识产权的石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，已成功应用于太仓港环保发电有限公司二期2×300MW烟气脱硫工程；北京国电龙源环保工程有限公司在引进德国技术基础上消化、吸收和再创新，拥有了自主知识产权的石灰石－石膏湿法烟气脱硫技术，并成功应用于江阴苏龙发电有限公司三期2×330MW烟气脱硫工程。以上两个工程项目经过一年多的实际运行检验，并通过了工程后评估，专家认为两公司拥有自主知识产权的烟气脱硫工艺技术都具有成熟、可靠、适用性强的特点，达到了国际先进水平。其它工艺技术我国大多也拥有自主知识产权，只是应用于机组容量20万千瓦及以下火电机组，有些刚刚投运或正在施工建设，有待实践检验。 （三）具备烟气脱硫工程总承包能力。截止2005年底，具备一定技术、资金、人员实力，且拥有10万千瓦及以上机组烟气脱硫工程总承包业绩的公司近50家；其中，合同容量超过200万千瓦装机的公司有17家，超过1000万千瓦装机的公司有7家。北京国电龙源环保工程有限公司总承包合同容量达到了2471万千瓦。 （四）脱硫工程造价大幅度降低。由于烟气脱硫设备国产化率大幅度提高及市场竞争等因素，烟气脱硫工程造价大幅降低，如30万千瓦及以上新建火电机组的烟气脱硫工程每千瓦造价已由最初的1000多元（人民币，下同）降到目前的200元左右。20万千瓦及以下现有火电机组的烟气脱硫工程每千瓦造价也降至250元以下。二、存在的主要问题 （一）烟气脱硫技术自主创新能力仍较低。截止目前，我国只有少数脱硫公司拥有30万千瓦及以上机组自主知识产权的烟气脱硫技术，大多数脱硫公司仍需采用国外技术，而且消化吸收、再创新能力较弱。采用国外技术，要向国外公司支付技术引进费和技术使用费。据初步测算，已向国外公司支付技术引进费约3.2亿元，技术使用费约3亿元。 （二）脱硫市场监管急需加强。近几年，由于脱硫市场急剧扩大，一批从事脱硫的环保公司如雨后春笋般诞生。但行业准入缺乏监管，对脱硫公司资质、人才、业绩、融资能力等方面无明确规定，脱硫公司良莠不齐，一些脱硫公司承建的烟气脱硫工程质量不过关。另外，对烟气脱硫工程招投标的监管不到位或监管不力，部分工程招投标存在走过场现象。 （三）部分脱硫设施难以高效稳定运行。据业内人士反映，目前已建成投产的烟气脱硫设施实际投运率不足60％，减排二氧化硫的作用没有完全发挥。主要原因：一是有些脱硫公司对国外技术和设备依赖度较高，没有完全掌握工艺技术，系统设计先天不足，个别设备出现故障后难以及时修复；二是部分老电厂的脱硫电价政策没及时到位；三是环保执法不严，对脱硫设施日常运行缺乏严格监管

DL/T 502.6-2006 火力发电厂水汽分析方法 总碳酸盐的测定[~191770~]

DL/T 502.1-2006 火力发电厂水汽分析方法 总则[~191763~]

[img]http://www.instrument.com.cn/bbs/images/affix.gif[/img][url=http://www.instrument.com.cn/bbs/download.asp?ID=44788]火力发电厂水汽分析方法--2006版1[/url][img]http://www.instrument.com.cn/bbs/images/affix.gif[/img][url=http://www.instrument.com.cn/bbs/download.asp?ID=44789]火力发电厂水汽分析方法--2006版2[/url][img]http://www.instrument.com.cn/bbs/images/affix.gif[/img][url=http://www.instrument.com.cn/bbs/download.asp?ID=44790]火力发电厂水汽分析方法--2006版3[/url]

电厂脱硫废水由于其高浊度、高硬度，高含盐量、污染物种类多，且不同电厂水质波动大等特点，因此电厂脱硫废水处理成为燃煤电厂中成分最为复杂、处理难度最大的工业废水。成都废水处理公司总结电厂脱硫废水具体特点：1、含盐量高。脱硫废水中的含盐量很高，变化范围大，一般在30000～60000mg/L 。2、悬浮物含量高。脱硫废水中的悬浮物大多在10000mg/L以上，并且由于受煤种的变化和脱硫运行工况的影响，在某些极端情况下，悬浮物质量浓度甚至可高达60000mg/L 。3、硬度高导致易结垢。脱硫废水中的Ca2+、SO42-、Mg2+ 含量高，其中SO42-在4000mg/L以上，Ca2+在1500～5000mg/L，Mg2+在3000～6000mg/L，并且CaSO4处于过饱和状态，在加热浓缩过程中容易结垢。4、腐蚀性强。脱硫废水中的盐分高，尤其是Cl－含量高，且呈酸性(pH为4～6. 5)，腐蚀性非常强，对设备、管道材质防腐蚀要求高。5、水质随时间和工况不同而变化。电厂脱硫废水中主要含有 Ca2+、Mg2+、Cl-、Na+、K+等各种重金属离子，并且组分变化大。

燃煤锅炉烟气脱硫途径通常可分为三种：1，燃烧前脱硫，如机械浮选法、强磁分离法等；2，燃烧中脱硫，如炉内喷钙以及采用CFBC等；3，燃烧后脱硫，即烟气脱硫（FGD），这是当今世界上普遍采用的方法。而烟气脱硫按反应产物的物质形态（液态、固态）可分为湿式、半干式和干式三种，湿法烟气脱硫技术占85%左右,其中石灰石石膏法约占36.7%,其它湿法脱硫技术约占48.3%；喷雾干燥脱硫技术约占8.4%；吸收剂再生脱硫法约占3.4%；炉内喷射吸收剂及尾部增湿活化脱硫法约占1.9%；其它烟气脱硫形式有电子束脱硫、海水脱硫、循环流化床烟气脱硫等。由于对环境保护的日益重视和大气污染物排放量的更加严格控制，我国新建大型火电厂和现役电厂主力机组必须安装相应的烟气脱硫装置以达到国家环保排放标准。 就我国的烟气脱硫技术而言，西南电力设计院早在80年代就完成了旋转喷雾干燥法烟气脱硫技术的研究，并在四川白马电厂建立了处理烟气量为70000Nm3/h的旋转喷雾干燥法脱硫工业试验装置，1991年正式移交生产运行。“八五”期间电力部门在有关部门的支持下进行了华能珞璜电厂2台360MW机组石灰石-石膏法湿式烟气脱硫、山东黄岛电厂旋转喷雾干燥法烟气脱硫、山西太原第一热电厂高速水平流简易石灰石-石膏法湿式烟气脱硫、南京下关电厂2台125MW机组的炉内喷钙尾部增湿活化脱硫、四川成都热电厂电子束烟气脱硫、深圳西部电厂300MW机组海水脱硫等不同工艺的中外合作示范项目或商业化试点脱硫项目。国家经贸委在《“九五”国家重点技术开发指南》中确定了燃煤电厂脱硫主要技术开发内容有1，石灰/石灰石洗涤法脱硫技术；2，喷雾干燥法脱硫技术；3，炉内喷钙及尾部增湿活化脱硫技术；4，排烟循环流化床脱硫技术，这给我国烟气脱硫技术的研究与开发指明了方向。其中湿式石灰/石灰石洗涤法脱硫技术已经由国家电力公司引进国外技术消化吸收并形成国产化；喷雾干燥法脱硫技术我国通过多年的研究和试验已基本掌握设计、制造100MW机组烟气脱硫技术的实力。 纵观当今烟气脱硫技术的现状，目前世界上大机组脱硫以湿法脱硫占主导地位，选用湿法脱硫装置的机组容量占总数的85%，但湿法脱硫一次性投资昂贵、设备运行费用较高。随着经济的发展，发展中国家的环保形势越来越严重，为适应这些国家脱硫市场的需要，许多国家都在致力开发高效干法脱硫技术。本文简单介绍目前有广泛市场前景的几种干式烟气脱硫技术，结合这些脱硫方法的特点和我国特别是上海地区的实际情况，提出并着手研究开发高钙粉煤灰增湿活化脱硫和循环流化床烟气脱硫，并建立国内规模较大的多功能烟气脱硫试验台。1， 炉内喷钙及尾部增湿润活化脱硫技术 LIFAC（Limestone Injecyion into Furnace and Activation of Unreacted Calcium）烟气脱硫工艺即锅炉炉膛内喷射石灰石粉，并配合采用锅炉尾部烟道增活化反应器，使未反就的CaO通过雾化水进行增湿活化的烟气脱硫工艺。目前世界许多厂商研究开发的以石灰石喷射为基础的干法脱硫工艺中，芬兰Tampella和IVO公司开发的这种脱硫工艺最为典型，并于1986年首先投入商业性运行。LIFAC工艺主要包括以下几个子系统：（1） 石灰石粉系统 包括石灰石粉的制备、计量、运输、贮存、分配和喷射等设备。（2） 水利化反就器系统 包括水利化水雾化、烟气与水混合反应、下部碎渣与除渣、器壁防垢等设备。（3） 脱硫灰再循环系统 包括电除尘器下部集灰、贮存、输送等装置。（4） 烟气再热系统 包括烟气再热装置和主烟气混合用喷嘴等。LIFAC脱硫工艺的基本原理如下： 炉膛内喷钙脱硫的基本原理：石灰石粉借助气力喷入炉膛内850~1150度（摄氏）烟温区，石英钟灰石煅烧分解成CaO和CO2，部分CaO与烟气中的SO2。炉膛内喷入石灰石后的SO2。反应生成CaSO4，脱除烟气中一部分SO2。炉膛内喷入石灰石后的SO2脱除率随煤种、石灰石粉特性、炉型及其空气动力场和温度场特性等因素而改变，一般在20%~50%。 活化器内脱硫的基本原理：烟气增湿活化售硫反应的机理主要是由于脱硫剂颗粒和水滴相碰撞以后，在脱硫剂颗粒表面形成一层水膜，脱硫剂及SO2气体均向其中溶解，从而使脱硫反应由原来的气-固反应转化成水膜中的离子反应，烟气中大部分未及时在炉膛内参与反应的CaO与烟气中的SO2反应生成CaSO3和CaSO4。活化反应器内的脱硫效率通常在40%~60%，其高低取决于雾化水量、液滴粒径、水雾分布和烟气流速、出口烟温，最主要的控制因素是脱硫剂颗粒与水滴碰撞的概率。 由于活化反应器出口烟气中还有一部分可利用的钙化物，为了提高钙的利用率，可以将电除尘器收集下来的粉尘返回一部分到活化反应器中再利用，即脱硫灰再循环。活化器出口烟温因雾化水的蒸发而降低，为避免出现烟温低于露点温度的情况发生，可采用烟气再加热的方法，将烟气温度提高至露点以上10~15度（摄氏）加热工质可用蒸气或热空气，也可用未经活化器的烟气。 整个LIFAC工艺系统的脱硫效率η为炉膛脱硫效率η和活化器脱硫效率η之和，即η=η1+（1-η1）η2，一般为60%~85%。LIFAC脱硫方法适用于燃用含硫量为0.6%~2.5%的煤种、容量为50~300MW燃煤锅炉。与湿式烟气脱硫技术相比，投资少，占地面积小，适合于现有电厂的改造。2 新型一体化脱硫技术 NID技术是瑞典ABB公司80年代初开发的新颖脱硫技术，借鉴了旋转雾干燥法的脱硫原理又克服了使用制浆系统的种种弊端，既具有干法的廉价、简单等优点，又有湿法的高脱硫效率，且原料消耗和能耗都比喷雾干燥法有大幅度下降。1996年在波兰的2*125MW样板机上运行成功，进一步拓展了它在欧洲的垃圾焚烧、煤粉炉及其它工业炉中的脱硫市场份额，迄今已有10套装置在欧洲各国运行。 NID烟气脱硫系统，从锅炉或除尘器排出的未经处理的热烟气，经烟气分布器后进入NID掇应器，与增湿的可自由流动的灰和石灰混合粉接触，其中的活性组份立即被子混合粉中折碱性组份吸收，同时，水分蒸发使烟气达到有效吸收SO需要的温度。对烟气的分布、混合粉的供给速率及分布和增湿用水量进行有效控制，可以达到最佳期脱硫效率。经处理的烟气进入除尘器（布袋除满面春风器或静电除尘器）除去其中的粉尘，再经引风机排入烟囱。除尘器除掉的粉尘经增湿后进入NID反应器，灰斗的灰位计控制副产品的排出。 NID系统可以采用生石灰（CaO）或消石（Ca（OH）作为吸收剂。采用生石灰时，，生石灰要在一体式的消化器中消化。如果采用消石灰，则不需提供石灰消化器。加入NID系统的水量取决于进入和排出NID反应器的烟气温度差（即喷水降温量）。温差越大，需要蒸发的水量也越大。一般情况下，吸收效率和石灰石利用率与离开反应器的烟气的相对湿度有关。出口温度低限受最终产物的输送特性限制，最佳状态是将“接近温度”保持在15~20度（摄氏）。 增湿润搅拌机是NID工艺的主要部件之一，增湿搅拌机根据控制出口烟气温度和SO脱除效率的要求，按需要的比例混合石灰、循环飞灰和水。培湿搅拌机独特的设计，保证在搅拌时间很短的情况下能达到良好的搅拌效果。加入的水在粉料微粒表面上形成一层几μm的水膜，从而增大了酸性气体与碱性粉料的接触表面。大面积的密切接触保证了吸收剂和SO之间几乎是瞬间的高效反应，所以可以将反应器的体积保持在最小。二氧化硫与氢氧化钙反应生成容易处理的亚硫酸钙/硫酸钙。

DL/T 502.5-2006 火力发电厂水汽分析方法 酸度的测定[~191767~]

各位同仁，现在我需要有关发电厂锅炉水检验项目方法以及相应的设备，如果那位有这方面的资料可提供，我将是非常感激

1.引言火力发电厂是排放二氧化硫的主要排放源。二十世纪七十年代一些发达国家就开始对烟气排放的二氧化硫进行监测。烟尘分析对于电厂烟气排放也是一个主要指标。烟气连续监测系统（简称CEMS）是为烟气排放污染物连续监测而专门设计的在线监测系统。下面以西克麦哈克（北京）仪器有限公司的SMC-9021为例介绍一下CEMS在火电厂的应用。2. 系统构成该系统由SO2/O2/NOX分析仪、烟尘仪、流量计、压力变送器、湿度/湿度计及数据处理单元（DAS）组成。见下图： 图1：系统构成图2.1. 气态污染物监测系统气态污染物监测系统有三种设计方法：直接抽取法，稀释取样法和现场安装型。对于电厂的脱硫系统过程控制和环境监测，高温处理的直接抽取法是最适合的方法。这种方法的优点是维护方便、校准简单、测量准确。SMC-9021就是这种利用方法。SMC系统采用高温取样，高温输气和快速制冷脱水的方法，保证测量结果的准确性。高温取样探头包括进入烟囱/烟道中的取样管和在烟囱/烟道外的取样过滤器及其恒温控制器。见采样探头示意图。 图2： 采样探头示意图从烟囱/烟道中通过取样探头抽出的样气通过加热输气管线到达气体分析系统。输气管线是自热式的，利用加热材料的居里点进行控温。系统的预处理包括压缩机制冷器、泵、取样/校准/反吹电磁阀组、蠕动泵、细过滤器和流量控制器等。压缩机制冷器降温效果好，SMC-9021采用两级制冷，第一级将温度从140℃降至室温，随后经过泵输入到第二级制冷器把温度降到4℃±0.1℃。整个过程的时间小于5秒钟。因此，SO2可以认为没有损失。蠕动泵将冷凝水排出，收集在储液管中。系统还配备了温度报警、压力报警和湿度报警。对高温取样的状态、取样过滤器的堵塞和冷凝情况进行监控，与取样泵连锁，保证系统取样的准确和仪器工作的可靠性。2.2. 烟尘测定仪在线尘监测仪用得最多的是光学方法。其原理分浊度法测量和激光散射法测量两种。FW300设计中对光路采用两种方案，大烟囱采用单光路单光程，小烟囱采用单光路双光程，使量程和精度得到了兼顾。同时在软件设计中引入了消光值差的慨念，使灵敏度又提高了10倍。即0－100mg/m3的测量范围的灵敏度提高到0－10mg/m3。FW300配备了具有无故障连续工作的特点的2BH13型鼓风机，与清洗连接部件一起使仪器不受烟气的污染，该鼓风机还有故障报警功能。2.3. 气体流速仪气体流速测量有三种方法：压差法、热差法和超声波方法。热差法适宜于便携式测量，超声波法测量结果最好，皮托管差压法为常用方法。在此我们采用超声波方法进行气体流速测量。用的是FLOWSIC100UHA SSTi超声波型流量计。测量过程为非接触式，具有较高的测量精度，并可以进行烟气的温度测量。两套超声波的发射器/接收器成直线安装在烟道中，与烟气流向成一定的夹角a，声波的传输时间随气体的流向变化：在与气流方向相同的方向上，传播时间Tv被缩短；在与气流方向相反方向上，传播时间Tr被延长。声波的传输时间随气体的流向变化；气体流速计算公式为 设烟道横截面积为A，烟气体积流量为： 其中，Vm——测定烟道断面的烟气平均流速L——超声波在烟道中的传播路径a——烟道中心线与超声波的传播路径的夹角Tv——声波顺气流方向在烟道中的传播时间Tr——声波逆气流方向在烟道中的传播时间FLOWSIC100UHA SSTi超声波型流量计是通过测量超声波在烟气中顺流和逆流行进的时间差来计算烟气流速，与环境温度、压力及气体的具体成分没有关系，测量精度高。而且，测量所得是烟道横截面的平均流速，代表性很强。超声波发送器用钛制造，探头用SS316制造，耐腐蚀性很好。系统不需要进行反吹，操作简单。结合中国目前CEMS的安装使用情况，超声波流量计的成本过高，在一般电厂又常采用热差法来测量烟气流量。2.4. 湿度测量系统采用的是一种高温应用的湿度传感器HMP235，该系列湿度连续监测仪采用电容型传感器，湿度变化引起电容解质介电常数的变化，因而使电容量发生变化，通过测量电容就可以测量湿度。其外型图如下： 图5 湿度仪外形图2.5. 数据采集系统系统采用SMC-900型数据采集系统。该采集系统是以数据采集/控制仪为基础建立的，它是以工控机为主体设计的，具有强大的硬件和软件功能。其硬件有：CPU：P4 1.8G或以上、硬盘：40G、内存：256M、光驱：CD-ROM、软驱：3.5”1.44M、显示器：17’纯平、打印机：A4幅面激光打印机、模拟输入：24路4-20mA、状态输入：32路开关量、输入电流：4-20mA、用电量（KVA）：0.2、输入阻抗：250Ω、数字接口：RS232，RS485（可选）。软件主要功能有：使用含氧量计算折算浓度、使用湿度计算干气浓度、使用温度，压力计算标态浓度、计算总排放量、形成实时报表、自动生成日报表，月报表，年报表、记录故障事件、故障报警：声，光、缺失数据的处理、记录校准报告、通过数据通讯终端向上位机传送数据和报表，数据处理和表格型式符合HJ/T76-2001的规定。可以扩充的功能有：对气体分析系统的反吹，校准进行控制。对探头堵塞，加热输气管温度，气体湿度进行连锁控制。显示CEMS的流程图，帮助操作人员了解系统运行情形。形成趋势图，棒图、实现无线通信等。3. 结论 SMC-9021系统采用全新模块式设计，可以灵活地根据应用场合及用户的具体需要，进行自由设置和组合。系统可提供6种测量模块，可测量多达60种不同气体组分。在电厂运行中系统可与DCS系统连接并在控制室中进行监测。在古交电厂、合山电厂实际应用效果非常好。[IMG]http://[/IMG]

DL/T 502.4-2006 火力发电厂水汽分析方法 氯化物的测定（电极法）[~191766~]

DL/T 502.2-2006 火力发电厂水汽分析方法 水汽样品的采集[~191764~]

DL/T 502.3-2006 火力发电厂水汽分析方法 全硅的测定（氢氟酸转化分光光度法）[~191765~]

治理雾霾，必须先弄清一个城市的污染源。按照环保部要求，北京、天津、石家庄三地要在今年6月底前完成源解析。　　目前，北京已发布了PM2.5源解析数据，而石家庄市环保局近日透露，源解析初步结果已上报给市委市政府，将在6月底前公布。“初步分析结论”显示，石家庄PM2.5的最大“祸首”来自煤烟尘，PM10中则是扬尘占比最高。　　石家庄机动车尾气污染只占15%　　在石家庄世纪公园内，全国首个由环保监测部门设立的“大气梯度监测站”建在280米高的电视塔上。这里正好处在城市的主风道上，监测站在电视塔的20米、86米、116米、200米四个梯度，分别设立了监测平台，实时自动监测气象五参数以及空气中的PM2.5、PM10、SO2、O3、CO等污染物。　　市环境监测中心气站管理室主任王建国说，一般的监测站只能测近地面3米至15米高度的空气污染物，而梯度监测站却可以捕捉更大范围不同高度的污染物分布状况，了解污染扩散情况。　　目前，石家庄PM2.5源解析初步结果已上报市委市政府。石家庄市环保局副局长牛新国透露了一些“初步结论”：石家庄的细颗粒物PM2.5中，煤烟尘是第一位，其次依次是硫酸盐、硝酸盐、扬尘、建筑水泥尘、有机物等；而在大颗粒物PM10中，比例最高的是扬尘，其次为煤烟尘。　　至于石家庄机动车的尾气排放，牛新国说“无论是PM2.5还是PM10，占比都在15%左右”。记者注意到，这与北京机动车尾气排放占比31.1%大不相同。　　石家庄治污重点是压煤抑尘　　上述数据都表明，石家庄的大气污染以尘污染为主要特征。据介绍，像煤炭在石家庄能源消费结构中占据主导地位，石家庄每年耗煤约6000万吨，是北京耗煤量的3倍。　　石家庄环保局局长王华平对此指出，将有针对性地开展大气污染治理。一是“压煤”，包括削减燃煤、对工业生产进行改造等。二是“抑尘”，治理施工工地的扬尘、渣土车密闭改造等。“争取到2017年，石家庄PM2.5浓度比2012年下降33%，到2022年基本消除重污染天气”。　　■探访　　60年热电厂脱硫升级改造　　华电石家庄热电有限公司是一家有60年历史的老企业，曾是国家“一五”重点工程之一，现在依然担负着石家庄三分之一的供热任务。　　目前这家热电厂正在进行脱硫、脱硝、除尘一体化升级改造。4月9日，走进厂区，闻不到呛人的煤烟味，也不见灰黑的煤。“我们用的是全封闭储煤罐储煤，就是为了防煤灰和扬尘”，工作人员说。　　新引进的2台200MW双抽供热机组正在机房运行，配套建的4台“循环流化床锅炉”炉内脱硫效率达90%，产生的白烟大部分是水蒸气。每台锅炉还配了电袋复合式除尘器，除尘率达99.95%。　　“我们的二氧化硫排放达到每立方200毫克以下，满足今年7月1日起将实行的新排放标准。”华电石热总经理助理李文凯说，改造项目已进入尾声，届时二氧化硫、氮氧化合物、烟尘的排放浓度将更低。而为配合改造升级，公司的两台机组已停止运行，这两台机组每小时能发电40万度，经济损失很大，“但相比大气污染治理后的长远效益，我们愿意承受。”

[img]http://www.instrument.com.cn/bbs/images/affix.gif[/img][url=http://www.instrument.com.cn/bbs/download.asp?ID=103303][url=https://insevent.instrument.com.cn/t/3p][color=#3333ff]离子色谱[/color][/url]测试技术在发电厂化学分析中的应用[/url]

根据《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理方法》的第十四、十五条规定，省级环保部门和省级电网企业负责实时监测机组燃煤机组脱硫设施运行情况，监控脱硫设施投运率和脱硫效率；燃煤电厂建议脱硫设施时，必须安装烟气自动在线监测系统，并与省级环保部门和省级及以上电网企业联网，向省级环保部门和省级电网企业实时传送监测数据。上述管理方法在2007年7月1日正式实施。管理方法中将具体的方案要求各地电企业负责实施，各位专家，有这方面的东东吗？[~72314~]

为减少二氧化硫排放，进一步保护环境，国家发展和改革委员会、原国家环保总局于2007年联合发布《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》，明确规定了脱硫设施建设安装、在线监测、脱硫电厂电价加价、运行监管、脱硫产业化等方面的政策措施。 　　发展改革委有关负责人表示，出台上述管理办法的目的，是为了贯彻落实国务院节能减排工作部署，加快燃煤机组烟气脱硫设施建设，提高脱硫设施投运率，减少二氧化硫排放。 　　根据上述办法，新（扩）建燃煤机组必须按照环保规定同步建设脱硫设施，其上网电量执行发展改革委公布的燃煤机组脱硫标杆上网电价；现有燃煤机组应按照发展改革委、国家环保总局印发的《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》要求完成脱硫改造，其上网电量执行在现行上网电价基础上每千瓦时加价１．５分钱的脱硫加价政策。 　　这部文件规定，煤炭平均含硫量大于２％或者低于０．５％的省（区、市），脱硫加价标准可单独制定，具体标准由省级价格主管部门提出方案，报发展改革委审批。 　　上述办法要求发电企业安装的烟气脱硫设施必须达到环保要求，并安装烟气自动在线监测系统，由省级环保部门和省级电网企业负责实时监测。发电企业要保证脱硫设施的正常运行，不得无故停运。脱硫设施投产运营率达不到要求的，由省级价格主管部门扣减脱硫电价，并向社会公告。 　　上述文件鼓励新（扩）建燃煤机组建设脱硫设施时不设置烟气旁路通道，鼓励专业化脱硫公司承担污染治理或脱硫设施运营并开展烟气脱硫特许经营试点。这部文件还规定了对发电企业、电网企业、省级环保部门、价格主管部门违法违纪行为的处罚措施，要求加强对电厂脱硫的监督检查和新闻舆论监督，鼓励群众举报。

DL/T 502.10-2006 火力发电厂水汽分析方法 铝的测定（铝试剂分光光度法）[~191778~]

21世纪经济报道10月29日报道 10月25日，吴江市平望镇。吴江绿洲环保热电有限公司的保安正在加固厂区大门。京杭大运河在该厂脚下流淌，河上船来船往。吴江市决定停建这家垃圾焚烧发电厂。该厂原本打算21日点火试运营。停建缘于在建电厂周围居民的反对。“我家在电厂后面，塑料烧垃圾出来的烟有二恶英，致癌的，我们不要建电厂”，50多岁的平西村村民张秀英（化名）说。电厂后续如何处置，企业与政府都在紧张思考。电厂投资方东方市场董秘高健告诉记者：“企业的底线是投资由政府全部埋单。”吴江市委宣传部一位官员表示：“垃圾焚烧发电项目已停止建设，施工队伍也全面撤离，但资产处置利用，在时间和程序上还需要一个过程，市里还在研究，毕竟10月24日才宣布停建。”环保部环评司一位官员表示，总的来说，对垃圾焚烧发电厂是比较支持的，因为现在垃圾量太大了，尤其在东部找不到地方填埋，但也要看具体的地方情况。以上海为例，每人每天产生1公斤垃圾，2000万人口就是2000万公斤生活垃圾，没有足够的垃圾填埋点。“其实垃圾填埋厂也有污染，填埋也找不到地方。”江苏环保厅一位官员说。“执行欧盟标准”居民们最担心的是，塑料垃圾焚烧后的废气会产生致癌物质二恶英。二恶英包括210种化合物，难以自然降解，毒性大，是氰化物的130倍、砒霜的900倍。据《吴江市垃圾焚烧发电厂项目环境影响评价报告书》，工程预计总投资32001万元人民币，其中环保投资5000万元人民币，占项目总投资的15.6%。报告书设定的垃圾焚烧厂卫生防护距离为300米，称将从控制来源、减少炉内形成、避免炉外低温再合成等三方面入手减少二恶英产生。环保部环评司一名官员解释说，国家规定300米是最低的防护距离。具体防护距离有一系列公式、模型计算，还要取参数，必须考虑气象条件、温度湿度，风速等，“算出来小于300按300算，大于300，按较大数字算”。此外，他介绍说，二恶英国家国家标准是1.0TEQng/m3，但环评司实际审批标准为0.1TEQng/m3，是欧盟标准，比国家标准严格10倍，“这样比较保险”。至于工艺，其中烟气净化拟采用石灰半干法脱酸+活性炭喷射+袋式除尘器串联的方式。垃圾焚烧后炉底排出的残渣外运综合利用，飞灰进行固化处理后安全填埋。上述环保部官员称，“这是大多数国家采用的处理方式，如果企业严格按批复要求做，是没有问题的，报告是专家严格审批过的”。“设备和方法没有更先进的了，如果严格控制生产流程的话，二恶英的排放也不会超过标准”，在分析完报告书后，江苏省一位从事环境影响评价的高级工程师也做同样表示。不过他透露，一些垃圾焚烧电厂确实存在二恶英超标的问题，比如，可能达到0.14TEQng/m3。“一些国内设备仿照国外技术可能有一些问题”。二恶英无法在线监测一个疑问是，即使项目审批环节没有问题，防护距离也够，谁来保证企业生产过程中严格执行环保标准？环保部的官员称，现在国际上二恶英还无法实现在线监测。但会有一些间接手段，比如活性炭投入量来计算二恶英的排放量，此外还有抽查。“国家规定，试运行半年以后验收， 5年以后还要进行回顾性验收”。江苏环保厅的官员称。不过，他表示，二恶英监测也有简单办法，“垃圾发电厂大门口必须有个显示屏，只要炉内温度不低于850摄氏度，就不会有二恶英产生。”中国环境科学院研究院研究员赵章元是反垃圾焚烧派。他分析说，该工程的主要污染源是焚烧炉，而不是“垃圾库和污水处理站”。对于焚烧炉而言，应考虑的是环境防护距离，而不是卫生防护距离。国外并没有规定具体垃圾焚烧炉的距离，是按照工艺方法，处理垃圾的量，垃圾分类情况，以及天气状况，以模型计算的方法测定安全距离。赵章元称，“日本原来有6000多个焚烧厂，现在拆了4000多个”。环保部官员对此回应，“据我们调研，日本并没有拆那么多焚烧炉，一些垃圾焚烧电厂可能就在居民区，小区里面，可能还不如我们严格。我们还有一定的防护距离，他们不一定有防护距离”。值得注意的是，日本的垃圾分类率是远远高于中国，因而焚烧炉中并没有太多燃烧产生二恶英的物质，比如塑料、工业废料。环评程序中的公众参与如果项目环评一开始就论证充分，或迁址，或提高防护距离，也不至于在点火关键时刻被叫停。环保部官员回忆，从环评报告书面来看，企业确实做了公证参与的过程，但是也有样本参与率，不能要求人人都被调查。江苏环保厅的官员还表示，按规定，环评单位要做大概100份调查表，征求附近居民意见。大中型建设项目环评估程序是，项目机构委托环评机构开展环境影响评价，环评机构完成报告书（草案）后在当地公示，随后，由环保部国家环境评估中心随机抽取专家评估。至于听证会，上述工程师表示，“只有环境敏感项目才会组织公众座谈，召开听证”。“听证是行政复议的时候做，刚开始并不做，比如说居民反对建设，可以选出群众代表要求举行听证”，江苏环保厅官员回应称。3亿元投资谁埋单？这个注册资本7000万，账上使用资金2000多万，一期工程概算达32001万元的项目已经矗立运河东侧，其中2亿多资金来自银行贷款。“东方市场股权中30%以上是国有股东，项目选址也是省发改委批准的，项目投资方江苏吴江中国东方丝绸市场股份有限公司董秘高健说。吴江市委宣传部一位官员透露，正在协商，是否能将企业设备转让，尽量挽回损失。高健介绍，项目早在2006年11月就由江苏省发改委立项批准，环境影响报告书也经环保部专家评估。并在2006年11月和2007年3月在吴江网站分别进行了为期一周的公示。2007年11月，“绿洲”电厂获国家环保总局的批复；同年底获江苏省发改委批复同意。2008年5月正式动工建设，已完成设备安装调试工作。她说，停建后为了避免股价波动，公司已与前10位股东沟通，希望他们不要抛售，现在看来股价还算平稳。其介绍，“绿洲”除了注册资金7000万以外，其他都是当地银行按长期贷款6%利率贷得，以项目作为抵押。企业形式为BOO（建设、拥有、运营），期限30年。一期工程计划理论值是日处理垃圾700吨，1吨发电的理论值为200到250度电，机器每年要检修一个月。上网电价上政府补贴加上统购电价共0.67元每度（含税），扣完税为0.57元每度。此外，企业的收益还包括每吨垃圾处理政府补贴95元。实际上，垃圾焚烧厂无法离开政府补贴，因为垃圾焚烧电厂经常无法获得足够的垃圾，垃圾品质也无法达到理论热值。高健说，如果完全按照每天足量700吨，发电200到250度来计算的话，垃圾发电厂的年收益率为8%到10%。 (本文来源：21世纪经济报道 作者：邓丽)

各位大师，最近我公司利用碳酸钙进行烟气脱硫，脱硫以后生成石膏，可是还没找到适当的分析方法，请和位大师推荐这方面的方法，最好是有关推荐国家或行业标准。谢谢！

谈沼气分析仪使用前的脱硫工艺沼气在使用前的必须要进行脱硫处理，脱硫工艺一般有三种：1.湿法脱硫　　湿法脱硫可以归纳分为物理吸收法、化学吸收法和氧化法三种。物理和化学方法存在硫化氢再处理问题，氧化法是以碱性溶液为吸收剂，并加入载氧体为催化剂，吸收H2S，并将其氧化成单质硫，湿法氧化法是把脱硫剂溶解在水中，液体进入设备，与沼气混合，沼气中的硫化氢与液体产生氧化反应，生成单质硫吸收硫化氢的液体有氢氧化钠、氢氧化钙、碳酸钠、硫酸亚铁等。成熟的氧化脱硫法，脱硫效率可达99.5%以上。　　在大型的脱硫工程中，一般采用先用湿法进行粗脱硫，之后再通过干法进行精脱硫。2干法脱硫　　干法脱除沼气气体中硫化氢的设备基本原理是以O2使H2S 氧化成硫或硫氧化物的一种方法，也可称为干式氧化法。干法设备的构成是，在一个容器内放入填料，填料层有活性炭、氧化铁等。气体以低流速从一端经过容器内填料层，硫化氢氧化成硫或硫氧化物后，余留在填料层中，净化后气体从容器另一端排出。3.生物脱硫　　生物脱硫技术包括生物过滤法、生物吸附法和生物滴滤法，三种系统均属开放系统，其微生物种群随环境改变而变化。在生物脱硫过程中，氧化态的含硫污染物必须先经生物还原作用生成硫化物或H2S然后再经生物氧化过程生成单质硫，才能去除。在大多数生物反应器中，微生物种类以细菌为主，真菌为次，极少有酵母菌。常用的细菌是硫杆菌属的氧化亚铁硫杆菌，脱氮硫杆菌及排硫杆菌。最成功的代表是氧化亚铁硫杆菌，其生长的最佳pH值为2.0～2.2。转载的

一直以来，电厂脱硫上我们国家一直用进口的脱硫阀，价格昂贵，货期长。现在我们终于不用再看外国人的眼色了，因为我们有了自己的电厂脱硫专用阀－－－陶瓷球阀，我国现在国内已经有好几家陶瓷球阀生产厂家了[em32]烟气脱硫,污水处理,为中华环保贡献一份力量! [em61]电动陶瓷调节阀作为电厂脱硫系统中不可缺少的必备军！

炼焦行业中焦炉煤气燃烧给焦炉加热时会产生大量的大气污染物，包括二氧化硫(SO2)、氮氧化物(NOx)及烟尘等，此类污染物经焦炉烟囱呈有组织高架点源连续性排放至大气中，对环境造成严重污染，尤其是SO2和NOx这两类有害气体不仅会形成酸雨，破坏臭氧层，而且还是PM2.5的主要气态物质，严重危害人体健康。鉴于此，国家于2012年6月颁布了《炼焦化学工业污染物排放标准》(GB16171—2012)，明确规定了现有焦化企业2015年1月1日后焦炉烟道气中污染物的排放限值和特别限值，部分地区更是提出了更为严格的要求，以临汾市为例，《临汾市大气污染防治2018年行动计划》里明确要求：焦化行业分步实施大气污染物特别排放限值改造，2018年10月1日前50%的焦化企业完成大气污染物特别排放限值改造，2019年10月1日前全市焦化企业全部完成大气污染物特别排放限值改造。　　在此严苛的环保形势下，位于临汾市洪洞县的山西焦化股份有限公司新上了脱硫脱硝工艺装置，山西焦化股份有限公司2#、3#焦炉烟道气中前期NOx、SO2及颗粒物的排放量分别为1 200mg/m3、200mg/m3 和30mg/m3，不能满足炼焦化学工业污染物排放标准(GB16171-2012)的要求，因此山西焦化股份有限公司于2018年6月建成了焦炉烟道气脱硫脱硝及余热回收工艺装置，该工艺采用“SCR脱硝+余热回收+半干法脱硫”的路线，保证了出口NOx、SO2及颗粒物排放量分别低于150、30、15mg/m3。　　1 工艺流程　　脱硫脱硝与余热回收工艺流程示意图，如图1所示。焦烟道气自2#、3#焦炉原有地下烟道分别引出汇合经脱硝预处理后，进入脱硝系统，在脱硝反应器上游设置喷氨格栅，将氨气送入烟气中充分混合，混有氨气的烟气进入脱硝反应器中，在催化剂作用下进行还原反应生成N2和H2O，经过脱硝后的烟气继续进入热管式余热锅炉进行热量回收，产生的饱和低压蒸汽输送到公司热力管网，冬季供居民采暖使用，降温后的烟气则进入脱硫系统，脱硫系统采用半干法脱硫，脱硫后的烟气经除尘后通过引风机增压排放至原有烟囱，实现烟气的达标排放。image.png　　1.1 烟气脱硝系统　　本系统选择中低温SCR脱硝技术，还原剂采用NH3。其脱硝的原理是NOx在催化剂作用下，在一定温度条件(中低温230℃～300℃)下被氨气还原为无害的氮气和水，不产生二次污染，SCR 脱硝的化学反应式见式(1)～式(5)：　　4NO+4NH3+O2——4N2+6H2O(主反应)(1)　　6NO2+8NH3——7N2+12H2O (2)　　6NO+4NH3——5N2+6H2O (3)　　NO+NO2+2NH3——2N2+3H2O (4)　　2NO2+4NH3+O2——3N2+6H2O (5)　　来自液氨站的氨气与稀释风机来的空气在氨/空气混合器内充分混合后与焦炉烟道气一起进入SCR脱硝反应器，反应器内混合烟气竖直向下流动，反应器入口设有气流均布装置和整流装置，确保混合烟气流场均匀；反应器内装有专用的中低温催化剂，催化剂的活性温度230℃～300℃，催化剂能够满足烟气最大量时脱硝效率达到87.5%以上的需求，同时SO2/SO3的转化率控制在1%以内。另外，催化剂采用“2+1”布置方式，具有较高的化学稳定性、热稳定性和机械稳定性，从而保证了SCR脱硝反应器出口氨逃逸不大于10×10-6。该SCR脱硝反应器适应焦炉50%～100%工况之间任何负荷运行。　　1.2 余热回收系统　　余热锅炉采用立式布置，自脱硝系统处理后的烟道气竖直进入锅炉蒸发器、省煤器后进入后续脱硫系统。来自供气的除氧水进入省煤器，预热后送入锅筒。在锅筒内部汽水通过上升、回流管路参与蒸发器换热面的吸热循环，产生压力0.8MPa饱和蒸汽，经气液分离后输出，输出饱和蒸汽外送至蒸汽管网。锅筒、蒸发器、省煤器设有排污口，可定期清除内部残留污物及水垢。锅炉系统中共设置两个安全阀，在系统超压0.85MPa时，安全阀自动依次起跳，泄放压力，保证锅炉系统安全，当系统压力恢复正常时，安全阀回座。　　1.3 脱硫除尘系统　　烟道气从底部进入脱硫塔，与再循环灰和添加的碳酸钠溶液进行反应，反应除去烟道气中的SO2和其他酸性物质后烟道气到达脱硫塔顶部，供应的碳酸钠通过真空上料机送进碳酸钠粉仓，碳酸钠粉通过粉仓底部的星型卸料阀送至碳酸钠溶液箱内，在溶液箱内与水搅拌制成一定浓度的碳酸钠溶液，碳酸钠溶液通过多级离心泵打入脱硫反应器，通过调节溶液输送管道上的调节阀改变进入脱硫塔的碳酸钠溶液量，以达到最佳的雾化效果。反应后的烟道气以混合物形式从脱硫塔顶部离开进入布袋除尘器，在布袋除尘器进行气体和固体进行分离，分离的固体大部分通过螺旋输送机回到脱硫塔继续脱硫，少部分通过螺旋输送机出口的分料阀送至灰仓，灰仓内物料达到一定高度后经散装机通过运输车外送。布袋除尘器出口的烟道气粉尘含量降低到15mg/m3，除尘后的烟道气经过引风机送入原有烟囱。净化烟道气的排气温度在140℃以上，不会在烟囱周围产生烟囱雨，并可以避免烟气温度低于酸露点而引起的烟囱腐蚀。　　在脱硫塔内，碳酸钠浆液与脱硫塔内烟气接触迅速完成吸收SO2的反应，在低温降下具有极高的SO2脱除效率，由于喷入塔内的碳酸钠浆液是小雾滴，因此完成脱硫反应后的脱硫产物也为极细的颗粒，并且完成反应的同时也即迅速干燥。碳酸钠转化成亚硫酸钠和硫酸钠的反应方程式，见式(6)～式(7)：　　SO2+Na2CO3 →Na2SO3+CO2 (6)　　2Na2SO3+O2 →2Na2SO4 (7)　　2 技术特点　　(1)直接利用焦炉烟道气原有温度进行脱硝，最大程度的保证了脱硝温度在较高的温度范围内，同时免去了对烟气进行加热产生的能源消耗，且烟气经过SCR反应器后，温度损失5℃～10℃，不影响后序余热回收系统运转，符合热能回收利用的要求；(2)余热回收系统可以对焦炉尾气显热高效回收利用，实现了按温度梯度进行热量梯级利用，符合国家对企业环保节能的要求；(3)脱硫系统脱硫效率高。　　3 工艺运行指标　　截止到2019年2月，装置已运行半年多，取得了良好的效果，焦炉烟气各项污染物如NOx、SO2和粉尘质量浓度均符合《炼焦化学工业污染物排放标准》排放限值规定，脱硫脱硝除尘工艺性能参数，如表1所示。image.png　　4 结语　　山西焦化股份有限公司焦炉烟道气脱硫脱硝及余热回收技术工艺流程设计简单，布置合理，占地面积小，能耗低，热能回收充分，运行成本低，烟道气治理效果好，可有效提升企业环保管理水平和治理能力，该套技术的成功投用，为焦化行业相关企业焦炉烟道气脱硫脱硝提供了经工业验证的技术选择。

DL/T 502.9-2006 火力发电厂水汽分析方法 铝的测定（邻苯二酚紫分光光度法）[~191777~]

DL/T 502.8-2006 火力发电厂水汽分析方法 游离二氧化碳的测定（固定法）[~191776~]

DL/T 502.7-2006 火力发电厂水汽分析方法 游离二氧化碳的测定（直接法）[~191773~]