燃煤发电厂CEMS比对监测影响因素研究

李 跃，谢 华，易送祥

（1.湖南省郴州生态环境监测中心，湖南 郴州 423000；2.长沙华时捷环保科技有限公司，长沙 410000）

2020年，国内原煤产量加国外进口量为43 亿t，其中大部分用于火力发电。2020年末，全国发电装机容量为220 058 万kW，其中火电装机容量124 517万kW，占比为56.58%，火电装机容量中燃煤发电占据绝对优势。燃煤发电排放的SO、NO、CO等是全社会排放总量的主要组成部分，目前，以煤炭为主的能源消费结构是引起我国空气污染的最重要原因，控制燃煤发电SO、NO等的排放量是我国实现节能减排、碳中和、大气环境质量改善的主要突破口。

烟气排放连续监测系统（CEMS）可连续、实时地监测排污单位大气污染物的排放状况，是环境主管部门实行管理与执法的一把利剑。燃煤发电厂CEMS是否有效运行以及监测数据的准确性是环境主管部门监管的重点，其监管方式主要是比对监测。比对监测是指采用手工监测作为参比（标准）方法，在排污单位正常生产工况下，与CEMS 实施同步采样分析，验证CEMS 监测结果的准确性。比对监测结果既是判定CEMS 是否有效运行以及监测数据准确性的重要依据，也是打击排污单位自动监测数据弄虚作假违法犯罪的重要手段，因此意义重大。在燃煤发电厂CEMS比对监测过程中，除监测仪器故障、性能不佳外，多重因素会造成双方监测数据有较大差异，从而出现与实际不符的比对监测结论，使人对CEMS 监测数据的准确性、有效性做出错误评价。

1 比对监测的主要影响因素

1.1 CEMS 数据选取不当

CEMS 颗粒物监测的方法原理是激光散射法，激光散射装置直接安装在烟囱上，可瞬时发出监测数据。CEMS 的SO与NO监测分析仪器则需要安装在地面站房内，采样探头布设在离地面数十米高的烟囱内部，燃煤发电厂烟囱高度超过100 m，从采样探头到监测分析仪器样气输送管道的长度普遍有几十米，甚至达到70 m。SO、NO分析仪器的采样流量为0.5 L/min，样气输送管线内径为8 mm，以50 m 长输送管线为例，计算样气从烟囱采样探头到SO、NO分析仪器所需要的时间。经计算，当样气输送管线长度为50 m 时，样气从烟囱采样探头到SO、NO分析仪所需时间为5 min，样气进入分析仪器到监测值稳定还有一段响应时间，时间大约为2 min，样气输送时间加上烟气分析仪响应时间约为7 min。手工监测仪器样气传输距离约为3 m，且定电位电解法烟气分析仪的采样流量为1.0 L/min，从采样到显示结果，整个流程只需要1 min 左右，对于同一股烟气，CEMS监测数据比手工方法滞后约6 min。手工方法测SO、NO，一个有效的监测数据需要测5 ～15 min，在现实中，手工监测普遍选择测5 min。在进行监测数据比对计算时，以手工监测数据时间段为主，然后选取CEMS 同时段分钟数据进行比对计算，由于烟气中SO、NO浓度会波动起伏且CEMS 数据滞后，选双方同时段数据计算得到的比对监测结果不能真实地反映CEMS 运行状态及数据的准确性。

1.2 仪器方法原理不同

燃煤发电厂CEMS比对监测中，最重要的监测项目是颗粒物、SO、NO。对于上述三个项目，相关标准及监测技术规范并没有规定比对监测需要采用同一方法原理，因此在实际比对监测中，两者的方法原理并不一致。

目前，承担比对监测工作任务的是市级和县级环境监测站，手工监测使用的仪器相对简易。颗粒物采样分析使用的是手工称重法，方法来源于《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》（GB/T 16157—1996）和《固定污染源废气 低浓度颗粒物的测定 重量法》（HJ 836—2017）；SO、NO的监测分析大多数用的是定电位电解法，方法来源于《固定污染源废气 二氧化硫的测定 定电位电解法》（HJ 57—2017）和《固定污染源废气 氮氧化物的测定 定电位电解法》（HJ 693—2014）。

国内燃煤发电厂CEMS 颗粒物分析方法普遍为激光散射法，方法来源于地方标准，如《固定污染源废气 颗粒物的测定 激光散射法》（DB 23/T 2482—2019）；SO、NO分析方法以非分散红外吸收法和紫外差分吸收光谱分析法为主，方法来源于《固定污染源废气 二氧化硫的测定 非分散红外吸收法》（HJ 629—2011）、《气体分析 二氧化硫和氮氧化物的测定 紫外差分吸收光谱分析法》（GB/T 37186—2018）、《固定污染源废气 氮氧化物的测定 非分散红外吸收法》（HJ 692—2014）。由于各种监测方法原理的精密度、准确度、抗干扰能力有区别，因此在监测同股烟气时，不同方法原理的仪器监测结果会出现差异。

1.3 定电位电解法抗干扰能力较差

手工监测中，SO、NO的监测普遍采用定电位电解法，但该方法原理有一定的局限性，主要原因是监测因子间以及燃煤锅炉废气中有其他共存因子对SO、NO传感器产生干扰，干扰产生的效应会使SO、NO监测值发生偏移。

1.3.1 SO

废气中的颗粒物易在传感器渗透膜表面凝结并造成SO传感器灵敏度降低，使监测值偏低；NO 会对定电位电解法测SO产生正干扰，使SO监测值升高；CO 对SO传感器的干扰最为显著，主要原因为CO、SO分子直径接近，部分CO 分子会透过传感器渗透膜，与SO分子共同进入电解槽，加上两者的电极电位接近，从而产生干扰。在实验室开展CO 对SO传感器的干扰试验，采用崂应3012H 型自动烟尘气测试仪测定4 种不同浓度的CO 标准气体（测定3次），试验前用一级SO标准气体对SO传感器进行了校准，CO 标准气体等级为一级，组分为CO 和平衡气N，SO含量为0 mg/m。分别记录三次试验结果并取平均值进行计算，计算结果如表1所示。

表1 CO 干扰试验结果

通过干扰试验可以得出，CO 对定电位电解法的SO传感器产生正干扰，干扰值为CO 标准气体浓度的3.6%左右。由于严格的排放标准限值，燃煤发电厂锅炉废气经净化处理后，SO浓度较低，普遍小于200 mg/m，而CO 浓度普遍高达数千毫克每立方米，用定电位电解法测烟气中的SO，会使监测结果严重偏高。

1.3.2 NO

燃煤发电厂锅炉废气中的颗粒物易在NO传感器渗透膜表面凝结，影响NO 和NO的测定；大部分燃煤发电厂会使用NH法脱硝，如NH添加量过多，烟气中的逃逸NH会对NO、NO的测定产生不同程度的干扰；SO气体对NO 的测定产生正干扰，使结果偏高；NO 和NO之间也会相互产生正干扰，使彼此监测结果偏高。

1.4 烟气含湿量大

燃煤发电厂锅炉废气经多级处理后一般呈现出高湿的特点，烟气湿度为12%～15%。烟气湿度过高会影响SO、NO的测定，具体表现如下：燃煤发电厂锅炉废气中水分易在定电位电解传感器渗透膜表面凝结，影响SO、NO传感器的性能；烟气中SO和NO易溶于水，分别反应生成HSO、HNO，造成监测结果偏低。

1.5 烟气传输烟温损失

燃煤发电厂CEMS 样气输送管道长达数十米，样气长距离输送会出现烟温大幅降低的现象，温降过大使样气中的水蒸气在输送管道中产生冷凝水，冷凝水吸附和溶解部分SO和NO并发生化学反应，特别是输送管路如果存在U 形、L 形管段，会存有大量冷凝水，起到类似吸收瓶的效应，从而导致CEMS 监测结果偏低。

1.6 标准气体及仪器校准

按照《固定污染源监测质量保证与质量控制技术规范（试行）》（HJ/T 373—2007）等相关污染源废气监测技术规范，CEMS比对监测开始前，要采用有证标准气体对手工监测仪器和CEMS 进行校准。

1.6.1 标准气体

标准气体具有复现、量值溯源的功能，标准气体质量会因等级、厂家、批次、浓度不同而有高低。标准气体按等级分为国家一级标准物质和国家二级标准物质，国家一级标准物质的纯度、均匀性、准确性、复现性和稳定性等指标均优于二级。标准气体质量关系到仪器校准的准确性以及监测仪器后期的使用，标准气体质量越好，检定、校准仪器的测量误差也会越小。目前，国内标准气体进入门槛较低，生产企业众多，产品质量有较大区别，比对监测校准仪器建议采用中国计量科学研究院和国家标准物质研究中心生产的一级标准气体。

1.6.2 仪器校准

现实情况中，环境监测机构通常在实验室完成手工监测仪器的校准，CEMS 运维机构则在比对现场用自备标准气体对CEMS 进行校准，在此过程中，双方校准所用标准气体生产厂家、浓度均不相同。比对监测双方应在监测现场用同一标准气体校准，采取高、中、低（接近烟气实际浓度）三点校准，从而使仪器的曲线达到最佳的拟合，同时便于发现仪器的系统误差和实现量值溯源。因实验室内温湿度、振动、电磁干扰、供电电源等与监测现场有区别，上述因素会对仪器的校准产生影响，手工监测仪器校准环境应接近使用环境，校准应在监测现场进行。校准时，气体的流量对仪器校准示值有影响，若流量大于仪器烟气泵设定的流量，会使校准示值偏高，反之，则校准示值偏低，校准全程要确保标准气体流量的稳定性和一致性，准确计量进样流量，防止由于流量的差异引起误差。

1.7 采样断面位置

燃煤发电厂CEMS 采样断面的位置按《固定污染源烟气（SO、NO、颗粒物）排放连续监测技术规范》（HJ 75—2017）设置，该技术规范严格规定了颗粒物、气态污染物监测布点的要求。燃煤发电厂废气烟囱高度超百米，烟囱高处的烟气流速比较稳定，各项污染物混合比较均匀，因此CEMS 的采样探头、取样管安装位置普遍较高，而参比方法手工采样受场地及安全方面的约束，往往选择在CEMS 上游布点监测，若间距过大，则监测的不是同股烟气，加上烟气流速、污染物分布均匀程度不尽相同，导致双方监测结果有差异。

1.8 负压大

由于风机的作用，烟气在烟道中存在正压区和负压区。如果采样断面处于高负压区，烟道内强大的负压对仪器的烟气泵形成倒吸作用，采样抽气泵必须克服烟道负压和采样系统本身阻力才能采到样气，导致仪器无法正常采集烟气，使烟气泵抽入仪器的实际流量偏小。定电位电解法要求流量恒定，且显示值与流量呈正相关，若SO、NO采样断面处于高负压区，会使监测数据偏低。

2 应对措施

2.1 采用抗干扰能力强的方法

手工监测燃煤发电厂锅炉废气时，定电位电解法干扰因素多、抗干扰能力差，监测精度、准确性、适用性有待提高，易造成比对监测误差。针对燃煤发电厂锅炉废气特征，手工监测燃煤发电厂锅炉废气时，SO宜使用《固定污染源废气 二氧化硫的测定 便携式紫外吸收法》（HJ 1131—2020）；NO宜使用《固定污染源废气 氮氧化物的测定 便携式紫外吸收法》（HJ 1132—2020）。

2.2 统一监测方法原理

CEMS 和手工监测中，各种监测方法原理都有一定的局限性，各方法原理的干扰因素、准确度、精密度会有差异，如果用不同的方法原理做比对监测，从管理的角度很难评判哪一方的数据准确反映或接近实际污染物排放情况，对于SO和NO的监测，比对监测双方可以采用同方法原理的仪器。

2.3 同一标准气体校准

比对监测双方应在监测现场同步进行仪器校准，校准仪器的标准气体要选用质量可靠的一级标准气体，采用高、中、低（接近烟气实际排放浓度）三种浓度校准仪器，用同一标准气体同步检验双方仪器的系统误差并实现量值溯源。

2.4 选择合理采样断面位置

采样断面位置应避开高负压区，同时CEMS 采样探头、取样管应在满足技术规范的要求下降低安装高度，以便开展比对监测。降低安装高度还可以缩短样气输送管路的长度，减少输送过程中的SO和NO损失。

2.5 精准选取在线监测数据

计算比对结果时，要选取双方同时段的监测数据，由于燃煤发电厂锅炉废气污染物浓度实时变化、波动起伏，因此数据的选取至关重要。对于同一股烟气的监测，CEMS 的SO和NO监测数据会比参比方法的数据滞后数分钟，因此在选取在线监测数据时，应先精确计算出CEMS 样气传输时间和仪器响应时间，再准确选取某时间段的监测数据，若CEMS 数据选取不对，会使比对监测失去意义。

2.6 做好烟气预处理

处理后的燃煤发电厂锅炉废气湿度大，针对此类烟气，CEMS 应在探头至分析仪器间的管路上装伴热管线，保证气体样品温度始终处于露点温度10 ℃以上，从而不发生水凝结，然后依靠分析仪器的内部装置快速除水；手工监测仪器需要采用除湿装置对样气进行除湿处理，以消除或减少水汽、冷凝水对仪器的污染以及SO和NO损失。燃煤发电厂锅炉废气湿度大，样气输送距离长，若无预处理措施，直接测定烟气中的SO和NO不能满足测量准确性的要求。

3 结论

比对监测是检验燃煤发电厂锅炉废气CEMS 是否有效运行及监测数据准确性的重要手段，除了仪器故障、性能不能满足要求外，方法原理、烟气湿度、共存气体干扰等多重因素会造成比对监测结果失真和异常，若针对上述影响因素采取相应措施，则能很大程度上减少比对数据异常，获得可靠、公正、权威的比对监测结果。同时，做好燃煤发电厂比对监测是环境监管的一个有力抓手，对实现节能减排、碳达峰、碳中和、资源高效节约利用发挥关键作用，进而推进环境空气质量改善，建设美丽中国。