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烟气脱硫CEMS在烟气脱硫方面，国家加大了重点污染源烟气脱硫工程项目的建设力度，同时也加强了燃煤锅炉烟气脱硫CEMS系统的配套与投运。烟气脱硫设备应在脱硫前及脱硫后分别进行二氧化硫浓度监测。脱硫前的原烟气，由于燃烧的煤种或原料的含硫量不同以及燃烧工况不同，其二氧化硫浓度及排放量也不同，据此相应调整脱硫设备的运行工况及投放的脱硫辅料，在确保排放净烟气二氧化硫浓度及排放量达标的前提下，尽量降低脱硫设备的运行费用，确保脱硫设备的安全、经济、有效运行。我国规定烟气污染物的排放浓度是在标准状态下的干烟气数值（即干基测理），因此，近十年来国内烟气脱硫监测技术大部分采用冷干法CEMS，稀释法及原位法CEMS 由于属于湿基测量，在国内燃煤电厂中的应用已逐步减少。冷干法CEMS已经成为燃煤电厂烟气脱硫监测的主流技术。目前，脱硫前原烟气的CEMS监测技术已经成熟，脱硫后的净烟气监测，由于湿法脱硫后净烟气的温度较低，湿度高，SO2含量低，部分SO2在线尊龙凯时器存在检测灵敏度偏低和稳定性较差的问题。2011年国家新发布了GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》，其中对脱硫脱硝后的烟气排放标准已经提高了要求，对新建电厂烟气SO2的排放限值已修改为100mg/m3,现有电厂的排放限值也降低到200mg/m3，原有的部分CEMS对低浓度SO2的测量 范围偏大（0~1000mg/m3），存在灵敏度低、漂移较大和稳定性较差等问题，已经不适应目前的检测要求。按照新的排放标准，脱硫的烟气CEMS的SO2仪器测量范围对新建电厂＊好在0~300mg/m3，现有电厂＊好在0~500mg/m3.因此，脱硫后烟气CEMS必须解决低浓度SO2测量及其稳定性方面的要求，需要采用检测灵敏度更高的尊龙凯时器。

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  各行业的大气污染物排放标准中都有这样一项规定，实测的排放浓度必须折算为基准氧含量浓度，换句话说，性能考核时判断排放是否达标是以折算后的浓度为准。  以电厂为例，要求燃煤锅炉的烟气污染物排放浓度的折算氧基准是6%O2。为什么要进行这样的规定，其原因是：经过折算能够标准化污染物的排放值，使数值具有可比性。实际生产中，为使燃烧充分，一般都会加入过量空气(即过量的氧)，这也就产生了“稀释”作用，被“稀释”的污染物的排放浓度自然会降低。此外，当人为的增大烟气量，也就是提高了氧量，污染物的排放浓度也会降低。以折算后的数值作为评判标准就是为了保证排放浓度不因过剩空气数值的变化或人为的稀释而改变。   由于各工业的燃烧工艺对氧量的需求不同，所规定的氧基准通常就是以刚好充分燃烧时的排放浓度为准，这也是各行业的氧基准不同的原因。    随着环保形势的趋紧，排放标准的提高，VOCs废气污染防治有效措施中的RTO（蓄热式有机废气氧化炉）在实际运行过程中，按照标准规范，进口废气浓度要求低于1/4LEL，这样的话在遇到进口废气浓度较高状况时，就需要补充新鲜空气进行稀释，以保证RTO氧化过程的安全运行，故此按照现行标准核算基准氧含量可能就会自相矛盾。  不过，对于本行业的特殊工艺要求，国家生态环境部已经做出解释，对有机废气进行燃烧（焚烧、氧化）处理，排放浓度是否进行基准含氧量折算，需区分情况进行判断。为保证燃烧充分需补充空气（氧气）的，应以实测浓度折算为基准含氧量3%的大气污染物基准排放浓度，按此作为达标判定依据；若废气含氧量可满足自身燃烧、氧化反应需要，不需额外补充空气（氧气），且装置出口烟气含氧量不高于进口废气含氧量，则以实测质量浓度作为达标判定依据。 

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