火電廠煙氣脫硝技術(shù)大全-SCR,SNCR,低氮燃燒技術(shù).ppt

1、火電廠煙氣脫硝技術(shù)發(fā)展與工程應(yīng)用,西安熱工研究院有限公司 Xian Thermal Power Research Institute Co., Ltd. 二一二年八月二十三日,張 強 博士,研究員,報告提綱,第一部分: 什么是NOX？對人及環(huán)境有什么危害 第二部分: 我國治理NOX的相關(guān)政策 第三部分: 主要的煙氣脫除技術(shù) 3.1 低氮燃燒 3.2 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR) 3.2 選擇性非催化還原脫硝技術(shù)(SNCR) 3.3 混合型煙氣脫硝技術(shù)(SCR+SNCR) 第四部分: 現(xiàn)階段火電廠脫硝的現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢,第一部分: 什么是NOX？對人及環(huán)境有什么危害,第一部分: 什么是NOX？

2、對人及環(huán)境有什么危害,1.1 概述 氮氧化物(NOX)是燃燒過程中產(chǎn)生的危害很大很難處理的污染物之一； 燃煤產(chǎn)生的NOX是空氣中此污染物的主要來源； 氮氧化物，如N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5等，其中NO和NO2所占比例最大，是重要的大氣污染物； 燃煤電站氮氧化物（NOx）指NO和NO2 ； 在爐內(nèi)NO占到95%左右，NO2 占5%左右； NO在大氣中可以氧化生成NO2 。,第一部分: 什么是NOX？對人及環(huán)境有什么危害,對人體的危害 NO2 對人體危害最大，主要破壞呼吸系統(tǒng)，引起支氣管炎和肺氣腫。人在100mg/L的大氣中停留1小時，或在 400mg/L的NO2環(huán)境停留5

3、分鐘就會死亡。 NO2 、SO2 、飄塵、臭氧等復(fù)合作用，形成復(fù)合污染。 對環(huán)境的污染 形成光化學煙霧及形成酸雨。,第二部分: 我國治理NOX的相關(guān)政策,火電企業(yè)裝機及節(jié)能減排情況 中國環(huán)境污染現(xiàn)狀 我國治理NOX的相關(guān)政策,截止2010年底，全國發(fā)電裝機容量9.7億千瓦，其中：火電7.1億千瓦，占73.4%；水電2.2億千瓦，占22.4%；核電1082萬千瓦，占1.1%；并網(wǎng)風電2958萬千瓦，占3.1%。,1 發(fā)電行業(yè)“十一五”節(jié)能減排經(jīng)驗與“十二五”趨勢,“十二五”發(fā)電行業(yè)節(jié)能減排預(yù)測與展望,2015年總裝機容量約14.4億千瓦,2010年總裝機容量9.7億千瓦,“十二五”電力工業(yè)發(fā)展展

4、望,節(jié)能減排水平 全國火力發(fā)電節(jié)能減排水平持續(xù)提高，平均供電煤耗、單位火電發(fā)電量二氧化硫排放量等指標已達到或接近世界先進水平。,截至2010年底，全國已投運煙氣脫硫機組超過5.6億千瓦，脫硫機組比例從2005年的12%提高到86%，2010年電力行業(yè)二氧化硫排放總量降至926萬噸，比2005年降低了30%以上。,截至2010年底，已投運煙氣脫硝機組容量約9000萬千瓦，占煤電機組容量的14，在建、規(guī)劃(含規(guī)劃電廠項目)的脫硝工程容量超過1億千瓦,以煤為主的化石能源消耗,大氣污染物大量排放,我國大氣環(huán)境的煤煙型污染嚴重，并出現(xiàn)向混合型污染轉(zhuǎn)變的趨勢，煙塵、SO2 、 NOX、Hg排放總量已居世界

5、第一，SO2 和 NOX 的排放量均超過環(huán)境自凈能力； 環(huán)境狀況形勢十分嚴峻，經(jīng)濟發(fā)展、群眾健康、社會穩(wěn)定受到嚴重威脅。,中國環(huán)境狀況與目標,我國主要城市PM2.5細顆粒年均濃度與國外城市比較（單位：g/m3) （2009，劉炳江）,全球氮氧化物 濃度分布（左圖） （2004年，德國IUP Heidelberg）,全國酸雨 （2009年，中國環(huán)境狀況公報）,脫硝政策法規(guī),火電廠氮氧化物防治技術(shù)政策 2010年1月27日環(huán)保部發(fā)布(環(huán)發(fā)201010號),包括總則、防治技術(shù)路線、低氮燃燒技術(shù)、煙氣脫硝技術(shù)、新技術(shù)開發(fā)、運行管理、監(jiān)督管理等. 防治技術(shù)路線 2.1倡導合理使用燃料與污染控制技術(shù)相結(jié)合

6、、燃燒控制技術(shù)和煙氣脫硝技術(shù)相結(jié)合的綜合防治措施，以減少燃煤電廠氮氧化物的排放。 2.2燃煤電廠氮氧化物控制技術(shù)的選擇應(yīng)因地制宜、因煤制宜、因爐制宜，依據(jù)技術(shù)上成熟、經(jīng)濟上合理及便于操作來確定。 2.3低氮燃燒技術(shù)應(yīng)作為燃煤電廠氮氧化物控制的首選技術(shù)。當采用低氮燃燒技術(shù)后，氮氧化物排放濃度不達標或不滿足總量控制要求時，應(yīng)建設(shè)煙氣脫硝設(shè)施。,12,火電廠煙氣脫硝工程技術(shù)規(guī)范 （2010.2.3發(fā)布，4.1實施） 選擇性催化還原法(HJ562-2010) 選擇性非催化還原法(HJ563-2010),13,1991年 燃煤電廠大氣污染物排放標準 無排放限制； GB13223-1996火電廠大氣污染物

7、排放標準 按鍋爐類型分類控制； GB13223-2003 按燃煤揮發(fā)份分類控制； GB13223-2011 按新建機組和現(xiàn)有機組，以及地區(qū)分類控制。 歷次 NOx排放標準的提高，都推動了我國NOx 控制技術(shù)的進步和脫硝設(shè)備的升級。,NOx排放標準的發(fā)展,1200-2100mg/m3,450-1000mg/m3,1996,2003,2011,NOx排放限值走向,100-200mg/m3,新標準區(qū)分現(xiàn)有和新建火力發(fā)電鍋爐及燃氣輪機組，分別規(guī)定排放控制要求。,最新標準 （GB13223-2011） 時間段的銜接,國家政策及法規(guī)的要求 2011年7月29日，國家環(huán)境保護部和國家質(zhì)量監(jiān)督檢驗檢疫總局發(fā)布

8、了最新的火電廠大氣污染物排放標準。 標準中規(guī)定氮氧化物： 自2012年1月1日起，對于新建火力發(fā)電鍋爐及燃氣輪機機組執(zhí)行100 mg/m3的氮氧化物限值； 自2014年7月1日起，現(xiàn)有的火力發(fā)電鍋爐和燃氣輪機機組執(zhí)行100 mg/m3的氮氧化物限值； 重點地區(qū)的火力發(fā)電鍋爐和燃氣輪機機組執(zhí)行100 mg/m3的氮氧化物限值； 只是對W型火焰爐、循環(huán)流化床及2003年12月31日之前建成投產(chǎn)或通過項目環(huán)境影響報告審批的鍋爐可執(zhí)行200 mg/m3的氮氧化物限值。,未來政策趨向： 總量約束：“十二五”規(guī)劃將延續(xù)“十一五”總量控制的原則，大氣排放中的NOx也將作為總量控制指標，進行硬約束。 補貼電價

9、：參照脫硫電價補貼。 氮氧化物是“十二五”規(guī)劃中主要控制的污染物之一。,火電廠NOX減排面臨的挑戰(zhàn),煤電矛盾日益突出，存在著“市場煤、計劃電”的不協(xié)調(diào) 據(jù)了解,今年煤炭市場發(fā)生了逆轉(zhuǎn)，主要原因：（1）受世界經(jīng)濟持續(xù)低迷和國內(nèi)經(jīng)濟下行壓力不斷增大的影響，國內(nèi)主要的用煤行業(yè)需求明顯回落。（2）新增煤炭產(chǎn)能的釋放，打破了供需平衡，致使煤炭供大于求。（3）進口煤炭增加對國內(nèi)市場的沖擊。（4）南方多雨，水電擠壓火電。,火電企業(yè)大面積虧損 電煤價格持續(xù)高攀，發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營壓力巨大。,形成機理 燃燒過程中形成的NOX, 分成“熱力型NOX” 、 “燃料型NOX” 和 “瞬態(tài)型NOX” 三種. “瞬態(tài)型NO

10、X” 數(shù)量極少,一般不予考慮.,第三部分: 主要的煙氣脫除技術(shù),熱力NOx的形成及控制措施 熱力NOX產(chǎn)生的條件是較高的燃燒溫度和較高的氧濃度. 反應(yīng)機理一般認為是過量的O2及O根與N2氧化反應(yīng)形成(Zeldovich equations): N2 + O NO + N N + O2 NO + O 高溫和高的氧濃度是產(chǎn)生熱力NOX的根源.,控制熱力NOX的措施: 減少燃燒最高溫度區(qū)域范圍. 降低燃燒峰值溫度. 降低燃燒的過量空氣系數(shù)和局部氧氣濃度.,燃料NOX的產(chǎn)生及控制措施 燃料中的氮在燃燒過程中與含氧物質(zhì)反應(yīng)形成NOX, 燃料中的氮并非全部轉(zhuǎn)化成NOX,依據(jù)燃料和燃燒方式的不同而存在一個轉(zhuǎn)

11、化率,一般為15-30%. 因此,控制燃料NOX的產(chǎn)生的措施有: 減少過量空氣系數(shù) 控制燃料與空氣的前期混合. 提高入爐的局部燃燒濃度. 利用中間生成物反應(yīng)降低NOX,控制NOX的方法 從NOX的形成特點,把NOX的控制措施分成燃燒前、燃燒中和燃燒后處理. 燃燒前脫氮主要將燃料轉(zhuǎn)化為低氮燃料,成本太貴,應(yīng)用很少. 燃燒中脫氮主要指各種降低NOX的燃燒技術(shù),費用較低,脫硝率不高,但也是目前主要的控制方式之一. 燃燒后脫氮主要指煙氣脫硝技術(shù),脫除效率高,隨著環(huán)保要求的日益嚴格,將是主要的發(fā)展方向. 各種控制NOX的技術(shù)方法如下圖所示,燃料 空氣,燃燒過程的改變 各種低 NOx 燃燒器 空氣分級燃燒

12、法 燃料分級燃燒法(再燃燒) 煙氣再循環(huán) 低NOX燃燒運行優(yōu)化 使用低N燃料,煙氣脫除 SCR (應(yīng)用最多) SNCR 及SNCR+SCR(應(yīng)用較多) 水,酸或堿液吸收法(應(yīng)用較少) 氧化吸收法(應(yīng)用較少) 吸收還原法(應(yīng)用較少),鍋爐,燃燒中 處理,燃燒后 處理,煙 囪,NOx 控制技術(shù),目前NOx減排的主要技術(shù),降低NOX 主要措施,煙氣脫硝 SCR,低氮燃燒技術(shù),爐膛噴射脫硝 SNCR,爐內(nèi)NOX控制效果,低氮燃燒技術(shù)是控制NOX最經(jīng)濟的手段,1）技術(shù)原理 主要是通過加裝低氮燃燒器或改造低氮燃燒器及燃燒系統(tǒng)，根據(jù)運行需要，調(diào)整配風方式，控制優(yōu)化燃燒過程，抑制減少NOx產(chǎn)生。 2）技術(shù)優(yōu)勢

13、 工藝成熟、系統(tǒng)簡單，改造難度小，投資和運行費用低。,3）低氮燃燒發(fā)展歷經(jīng)三代 第一代技術(shù)不對燃燒系統(tǒng)作大的改動。 第二代技術(shù)以空氣分級燃燒器為特征。 第三代技術(shù)則是在爐膛內(nèi)同時實施空氣、燃料分級的燃燒方式。 4）應(yīng)用狀況 2000年，約5000萬kW火電機組采用低NOx燃燒技術(shù)，占當年火電總裝容量的21.05%，2010年底這一比例高達70%。10年內(nèi)增長了三倍，預(yù)計到十二五末，將會達到95%以上。,燃燒中控制NOX技術(shù)的評價 采取這類方法,投資和運行費用都很低,但其脫硝率也較低. 這類方法是通過降低燃燒反應(yīng)溫度,減少過量空氣系數(shù),縮短煙氣在高溫區(qū)的停留時間等手段達到控制NOX的目的.這些方

14、法的大部分技術(shù)措施均有悖于傳統(tǒng)的強化燃燒的概念.根據(jù)NOX的生成原則組織燃燒技術(shù)與強化燃燒的觀念相矛盾,在實施這些技術(shù)時,會對鍋爐燃燒產(chǎn)生負面影響. 隨著環(huán)保要求的日益嚴格, 這類方法難以滿足要求.需要采用高效的煙氣脫硝技術(shù).,第三部分: 主要的煙氣脫除技術(shù) 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),1 背景 1970s年代后期，日本最早開始煙氣脫硝技術(shù)的研究與應(yīng)用；1980s年代中后期，歐洲與美國相繼引進煙氣脫硝技術(shù)，用于電站鍋爐煙氣脫硝。 20世紀90年代之前,歐洲和日本擁有較多的SCR裝置.下圖為1990年時全世界的SCR擁有量.,第三部分: 選擇性

15、催化還原脫硝技術(shù)(SCR),到2005年發(fā)生了戲劇性的變化,美國成為世界的領(lǐng)先者,擁有100000MW的SCR裝置.如下圖.,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),預(yù)計未來將有大量的SCR裝置在美國和亞洲,中國將占很大的比例.如下圖所示.,2 SCR技術(shù)原理,Urea + NOx - N2 + CO2 + H2O NH3 + NOx + O2 - N2 + H2O,催化劑,在沒有催化劑的情況下, NH3還原NOX較理想的溫度是800-900.然而,這一溫度窗口很狹窄,當溫度在1050-1200時,NH3會氧化成NO, 這時NOX的還原速度會很快降下來; 當溫度低于800,反應(yīng)速度會很慢

16、,此時需要添加催化劑.這也就是煙氣脫硝技術(shù)分成選擇性催化還原和選擇性非催化還原的根本原因. 根據(jù)選擇的催化劑的種類,反應(yīng)溫度可以選擇在250-420之間,甚至可以低到80-150.前者就是目前應(yīng)用的常規(guī)SCR技術(shù), 后者則為目前正在研究的低溫SCR技術(shù).,3 影響SCR脫硝技術(shù)的幾個關(guān)鍵因素 反應(yīng)溫度 一般來說,反應(yīng)溫度越高,反應(yīng)速度越快, 催化劑的活性也越高, 這樣單位反應(yīng)無所須的反應(yīng)空間小,反應(yīng)器體積變小.但是綜合反應(yīng)系統(tǒng)以及催化劑的適應(yīng)溫度范圍, 目前的SCR系統(tǒng)大多設(shè)定在300-400之間.,煙氣在反應(yīng)器內(nèi)的空間速度 空間速度是SCR的一個關(guān)鍵設(shè)計參數(shù),它是煙氣(標準溫度和壓力下的濕煙

17、氣)在催化劑容積內(nèi)的停留時間尺度.它在某種程度上決定反應(yīng)物是否完全反應(yīng),同時也決定著反應(yīng)器催化劑骨架的沖刷和煙氣的沿程阻力. 空間速度大,煙氣在反應(yīng)器內(nèi)的停留時間短,則反應(yīng)有可能不完全,這樣氨的逃逸量就大; 同時煙氣對催化劑骨架的沖刷也大.對于固態(tài)排渣爐高灰段布置的SCR反應(yīng)器,空間速度選擇一般是2500-3500.,煙氣流型及與氨的湍流混合 煙氣流型的優(yōu)劣決定著催化劑的應(yīng)用效果,合理的煙氣流型不僅能較高的利用催化劑,而且能減少煙氣的沿程阻力. 在工程設(shè)計中必須重視煙氣的流場,噴氨點應(yīng)具有湍流條件以實現(xiàn)與煙氣的最佳混合,實現(xiàn)明確的均項流動區(qū)域. 催化劑的類型、結(jié)構(gòu)和表面積 催化劑是SCR系統(tǒng)中

18、最關(guān)鍵的部分, 它的類型、結(jié)構(gòu)和表面積都對脫除NOX效果有很大影響.,4 系統(tǒng)組成及工藝流程 氨的儲存與供應(yīng) 氨與空氣混合系統(tǒng) 氨噴入系統(tǒng) 催化反應(yīng)器 反應(yīng)器及省煤器旁路 檢測及控制系統(tǒng),SCR系統(tǒng)工藝流程,5 SCR 的布置形式,Ref: Performance of SCR on Coal-Fired Steam Units (EPA Report Acid Rain Program (6204-J) 6/25/97),目前工程中應(yīng)用的電站SCR系統(tǒng),絕大部分都是采用高灰段布置,因此,下面的討論也主要是針對SCR高灰段布置進行,.,.,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),6 省煤

19、器旁路及反應(yīng)器旁路設(shè)計 省煤器旁路: 調(diào)節(jié)進入反應(yīng)器的溫度; 反應(yīng)器旁路: 反應(yīng)器檢修或更換催化劑時系統(tǒng)能正常進行. 缺點: 增加旁路煙道,支撐鋼結(jié)構(gòu),造成成本增加. 我們的觀點:只要條件許可就無需使用旁路設(shè)計.,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),7 SCR系統(tǒng)中使用的催化劑 按使用溫度范圍,分成高溫、中溫和低溫三類. 中溫300-400;高溫大于400;低溫小于300. 沸石催化劑(zeolite): 345-590. 氧化鈦基催化劑: 300-400. 氧化鐵基催化劑: 380-430. 活性碳/焦催化劑: 100-150. 目前工程中應(yīng)用最多的催化劑是氧化鈦基催化劑.,反應(yīng)器

20、與催化劑,Ammonia Injection Grid,Catalyst Layer,Duct,Guide Vane,目前市場上主流的SCR催化劑有三種，分別為蜂窩式，板式與波紋板式。,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),蜂窩式催化劑元件（陶瓷）是通過擠壓工具整體成型的，由催化活性材料如V2O5，WO3, TiO2等組成，經(jīng)干燥、燒結(jié)、切割成滿足要求的元件，這些元件被裝配入鋼框架內(nèi)從而形成一個易于操作的催化劑模塊 蜂窩式催化劑在世界催化劑市場占70%左右，主要供應(yīng)商有德國的ARGILLON、KWH 、BASF 、DEGUSSA;美國的CORMETECH; 奧地利的CERAM;日本的C

21、CIC；韓國的SK等。,蜂窩SCR催化劑制作流程如下：,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),板式催化劑是采用金屬板作為基材浸漬燒結(jié)成型。 在世界催化劑市場占25%左右，主要供應(yīng)商有德國的Argillon和日本的BHK。 波紋式催化劑是采用玻璃纖維板或陶瓷板作為基材浸漬燒結(jié)成型。在世界催化劑市場占5%左右，主要供應(yīng)商有丹麥的Haldor Topsoe及日本的Hitachi Zosen。,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),燃煤機組催化劑尺寸的選擇,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),催化劑幾何尺寸,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),煙氣流動特性 一般來講

22、,在反應(yīng)器第一層催化劑的上部條件是： 速度的最大標準偏差：平均值的15%； 氨/氮摩爾比的最大標準偏差：平均值的10%。 溫度的最大偏差：平均值正負10。 通過導流板、整流格柵等煙氣調(diào)整手段來實現(xiàn). 導流板、整流格柵等煙氣調(diào)整設(shè)備的設(shè)計和位置必須通過CFD計算模擬和模型試驗來確定。,流體力學計算機模型,流場模擬實驗?zāi)Ｐ?第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),8 催化劑的鈍化 在SCR的運行過程中，由于下列的一個或多個因素，都會使催化劑的活性降低。 堿金屬使催化劑的中毒. 砷等微量元素能使催化劑中毒 催化劑的燒結(jié) 催化劑孔的堵塞 水蒸汽的凝結(jié)和硫酸硫銨鹽的沉積 催化劑的腐蝕.,砷固化在催

23、化劑活性表面,氣流沖刷使催化劑邊緣變硬,催化劑的堵塞 (主要由于硫銨鹽的沉積),催化劑的腐蝕,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),9 用于SCR工藝的催化劑必須滿足下列條件 在較低的溫度和較寬的溫度范圍,具有較高的活性. 較高的選擇性(較低的SO2/SO3轉(zhuǎn)化率). 具有抗二氧化硫(SO2),鹵素氫化物(HCl,HF),堿金屬(Na2O,K2O),重金屬(As)等. 在較大的溫度波動,有良好的熱穩(wěn)定性. 機械穩(wěn)定性好,耐沖刷磨損. 壓力損失低. 使用壽命長. 廢物易于回收利用. 成本較低.,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),10 典型的催化劑管理方案,第三部分: 選擇性催

24、化還原脫硝技術(shù)(SCR),催化劑設(shè)計方面需要考慮的問題 SCR設(shè)計方面最值得考慮的一個關(guān)鍵因素可能就是中國煤種的高灰份(通常15-25%)，遠遠大于日本、歐洲和美國 (通常小於5%)，并且就一個具體的電廠來說，煤質(zhì)還非常不穩(wěn)定，經(jīng)常變化。煤中的堿性化合物（特別是Ca、Na、K的氧化物），重金屬、砷、硅、硫和磷都會造成SCR催化劑的大面積失活和堵塞； 而高灰份、大量的、大尺寸的煙塵顆粒也可能造成SCR催化劑的嚴重磨損和堵塞，堵塞可以造成停爐。,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),11 SCR裝置運行對鍋爐的影響 SCR運行時對煙氣成分及溫度的影響 SCR操作時生成氮氣和水,同時對鍋爐的

25、影響而言,是微量反應(yīng).因此,對鍋爐煙氣參數(shù)的成分并無影響. 反應(yīng)器及煙道有適當保溫,回到空氣預(yù)熱器,煙氣溫度微下降2-3度.,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),SCR操作時對空氣預(yù)熱器的影響 煙氣在經(jīng)過SCR系統(tǒng),微量未反應(yīng)的氨會與煙氣中的硫氧化物生成硫酸氫銨,附著在空氣預(yù)熱器上造成堵塞,降低空氣預(yù)熱器效率. 裝置SCR系統(tǒng)時,要求空氣預(yù)熱器用特殊的材質(zhì)及清洗方式.,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),SO2轉(zhuǎn)化成SO3的限制 SCR催化劑本身中的活性成份,有助于抑制SO2轉(zhuǎn)化成SO3,因此,在處理含硫氧化物高的煙氣時,需加以規(guī)范SO2/SO3的轉(zhuǎn)化率. 根據(jù)當前各廠家的

26、設(shè)計經(jīng)驗: SO2/SO3的轉(zhuǎn)化率需小于1%.,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),鍋爐低負荷時SCR的操作 SCR系統(tǒng)采用強制性停止噴氨,煙氣仍經(jīng)反應(yīng)器流向空氣預(yù)熱器,對整個電廠操作無任何影響. 調(diào)整省煤器旁路風門,提升進入反應(yīng)器的煙氣溫度至反應(yīng)溫度,維持SCR系統(tǒng)正常操作.,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),SCR的控制與調(diào)節(jié) 根據(jù)SCR前NOX數(shù)值和煙氣參數(shù)所給出的正向信息控制加氨量; 將SCR后實際的NOX量和規(guī)定的NOX量做比較,用反饋信息修正噴氨量; 以氨的逃逸量作為反饋信息修正噴氨量僅作為參考.,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),SCR的檢修 氨

27、保存區(qū):氨氣設(shè)備(儲槽,蒸發(fā)器,控制閥等)應(yīng)根據(jù)安全法規(guī)每年實施保養(yǎng)和檢查. SCR反應(yīng)器區(qū):轉(zhuǎn)動設(shè)備依據(jù)廠規(guī)做平常檢修和保養(yǎng);反應(yīng)器及催化劑可隨同鍋爐進行入內(nèi)檢查;如遇積灰堵塞,可人工清除.,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),12 SCR廢舊催化劑的處理 若廢舊催化劑量多時,可以設(shè)置廢舊催化劑再生處理工廠. 更換催化劑時,可將廢舊催化劑交由催化劑制造商代為處理及回收.,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),13 SCR系統(tǒng)中的還原劑 煙氣脫硝用還原劑為氨氣，氨氣可直接來源于液氨汽化，也可通過氨水蒸發(fā)或者尿素分解間接制備。 （1）液氨是有毒化學品，生產(chǎn)場所超過10噸或者儲存

28、量超過100噸時，屬于重大危險源，是當前普遍采用的煙氣脫硝還原劑制備工藝。 （2）氨水也是危險化學物品名表 GB12268-90規(guī)定的危險品，含氨10%35%的氨水為82503號危險品。 （3）尿素不屬于危險產(chǎn)品，尿素受熱分解成氨氣。 各種制氨工藝比較見下表：,第三部分: 選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR),液氨儲存及供應(yīng)系統(tǒng)流程,第三部分: 主要控制技術(shù) 選擇性非催化還原脫硝技術(shù)(SNCR),第三部分: 選擇性非催化還原脫硝技術(shù)(SNCR),1 SNCR脫硝技術(shù)原理 在爐膛8001250這一溫度范圍內(nèi)、在無催化劑作用下，NH3或尿素等氨基還原劑可在有氧的氣情況下、選擇性地還原煙氣中的NOx，據(jù)

29、此發(fā)展了SNCR法。 主要反應(yīng)為： 尿素為還原劑: 2NO+CO(NH2)2+ O22N2+CO2+2H2O 氨或氨水為還原劑: 4NH3 + 4NO +O2 4N2 + 6H2O,第三部分: 選擇性非催化還原脫硝技術(shù)(SNCR),SNCR性能依賴于所謂的“溫度窗”，涉及以下參數(shù)： 還原劑和NOx反應(yīng)的停留時間； 反應(yīng)溫度； 基線NOx濃度； .CO的濃度 還原劑的分布均勻性； 氨逃逸。,第三部分: 選擇性非催化還原脫硝技術(shù)(SNCR),為了達到高的NOx還原效率并將氨逃逸降到最低程度，應(yīng)該滿足下述條件： 還原反應(yīng)劑滲透能力強，液滴尺寸合理，分布均勻，與煙氣中的NOx 混合良好； 在反應(yīng)區(qū)內(nèi)可

30、維持適當?shù)臏囟确秶?在反應(yīng)區(qū)內(nèi)可獲得足夠的停留時間； 控制系統(tǒng)具有良好響應(yīng)特性，對負荷變化敏感。具有良好響應(yīng)特性的對負荷變化敏感能跟隨的自控系統(tǒng)。,第三部分: 選擇性非催化還原脫硝技術(shù)(SNCR),2 SNCR脫硝技術(shù)應(yīng)用 SNCR技術(shù)的應(yīng)用已有二十幾年(例如Fuel Tech). SNCR煙氣脫硝技術(shù)的脫硝效率一般為15%45%，受鍋爐結(jié)構(gòu)尺寸影響很大，可用作低NOx燃燒技術(shù)的聯(lián)合處理技術(shù)。 美國的SNCR技術(shù)在燃煤電廠的工業(yè)應(yīng)用是在80年代開始的，目前世界上燃煤電廠SNCR工藝的總裝機容量在10GW以上。 下圖為一個典型的SNCR模塊化的工藝系統(tǒng)布置圖，它由還原儲槽、多層還原劑噴入裝置和

31、與之相匹配的控制儀表等組成。,第三部分: 選擇性非催化還原脫硝技術(shù)(SNCR),第三部分: 選擇性非催化還原脫硝技術(shù)(SNCR),3 SNCR脫硝技術(shù)的特點 SNCR工藝不像SCR，不會使煙氣中SO3濃度增加。NH3逃逸與SO3會使煙氣中的飛灰容易沉積在鍋爐尾部的受熱面上，產(chǎn)生NH4HSO3易造成空氣預(yù)熱器堵塞、腐蝕的危險降低許多。因此，SNCR工藝的逃逸氨一般控制在515 pmm以下，而SCR工藝則必須控制在15 ppm。,第三部分: 選擇性非催化還原脫硝技術(shù)(SNCR),4 SNCR技術(shù)的特點 SNCR與SCR相比，系統(tǒng)簡單，爐膛就是反應(yīng)器； 投資少； 但脫硝效率低，一般大型鍋爐上為15-

32、45%;使用的廣泛性不及SCR，由于，所佔空間小、不會產(chǎn)生SO3，并且造成空氣預(yù)熱器的堵塞或腐蝕的可能性小，可用于對氮氧化物排放要求不高的鍋爐。 SNCR是一項實踐已經(jīng)證明很久又可信的技術(shù)。 SNCR從1974年開始在美國商業(yè)應(yīng)用，已在電廠鍋爐，工業(yè)鍋爐，城市垃圾焚燒爐及其他燃燒裝置上得到廣泛運用。,第三部分: 選擇性非催化還原脫硝技術(shù)(SNCR),5 SNCR 的應(yīng)用業(yè)績 美國最長的商業(yè)運行案例尿素SNCR建于1988，南加州的煉油廠185MW燃煤鍋爐，脫硝率65%； 1993，新英格蘭電力公司Salem Harbor廠機組#1和#2(84MW), #3(156MW)的脫硝率達到50-75%

33、； 在亞洲，1992安裝在臺灣高雄50MW燃煤鍋爐上的SNCR系統(tǒng)，將煙氣的氮氧化物從300ppm降到了120ppm； 在瑞典Linkoping P1 熱電廠，275MW燃煤鍋爐上的SNCR系統(tǒng)達到了65%的脫硝效率; 在中國江蘇徐州闞山發(fā)電廠2600MW及利港發(fā)電廠2600MW機組上采用美國燃燒技術(shù)公司技術(shù),實施了 SNCR工藝;華能伊敏電廠2600MW機組SNCR.,第三部分: 混合型煙氣脫硝技術(shù)(SCR+SNCR),第三部分:混合型煙氣脫硝技術(shù)(SCR+SNCR),1 混合法的一般概念 混合法的工藝除了SNCR/SCR之外還有許多種。 聯(lián)合使用的混合法還有SNCR或SCR聯(lián)合和各類燃燒改

34、良法的使用；各類燃燒改良法包括有低氮燃燒器(LNB)、空氣分級燃盡風(Over Fire Air)、再燃技術(shù)(Reburn) 、 階段性燃燒技術(shù)(Staged Combustion)及煙氣再循環(huán)(Flue Gas Recirculation) 等等。 混合法工藝還包括三聯(lián)用法，例如: (低氮燃燒器+SNCR+SCR)或(空氣分級燃盡風+SNCR+再燃技術(shù)的混合法)。,第三部分:混合型煙氣脫硝技術(shù)(SCR+SNCR),2 SNCR+SCR混合法 SNCR+SCR混合煙氣脫硝技術(shù)是應(yīng)用在燃煤電站鍋爐上的相對成熟煙氣脫硝技術(shù)。 混合SNCR+SCR是一種聯(lián)體工藝，非SCR與SNCR工藝共用。它是在S

35、CR工藝的基礎(chǔ)上，結(jié)合了SCR技術(shù)高效、SNCR技術(shù)投資省的的特點而發(fā)展起來的一種新穎的、技術(shù)成熟的SCR改進工藝之一。,第三部分:混合型煙氣脫硝技術(shù)(SCR+SNCR),SNCR/SCR混合技術(shù)是SNCR工藝的還原劑噴入爐膛技術(shù)同SCR工藝利用逃逸氨進行催化反應(yīng)結(jié)合起來，進一步脫除NOx，沒有設(shè)置復(fù)雜的AIG系統(tǒng)。 資料介紹SNCR/SCR混合工藝的運行特性參數(shù)可以達到5080%的脫硝效率，氨的逃逸小于510 ppm。,第三部分:混合型煙氣脫硝技術(shù)(SCR+SNCR),3 SNCR/SCR混合法工藝說明 SNCR/SCR混合法工藝 見下圖。 開發(fā)SNCR/SCR混合法目的在于利用SNCR和S

36、CR工藝各自的優(yōu)點，將它們的負面影響降到最小程度。 SNCR/SCR混合法以經(jīng)過成功驗證的脫硝工藝為基礎(chǔ)，在大型電站鍋爐上已經(jīng)有相當?shù)臉I(yè)績.,第三部分:混合型煙氣脫硝技術(shù)(SCR+SNCR),第三部分:混合型煙氣脫硝技術(shù)(SCR+SNCR),4 “SCR+SNCR”技術(shù)特點 較SCR反應(yīng)塔小，空間適應(yīng)性強 脫硝效率高 和SCR工藝一樣,從經(jīng)濟考慮小于80% 催化劑用量少 已經(jīng)進行了SNCR的一線脫除 脫硝系統(tǒng)阻力小 SO2/SO3轉(zhuǎn)化所引起的腐蝕和亞硫酸氫氨阻塞問題小 無SCR旁路設(shè)計 還原劑噴射系統(tǒng)簡單 可拓寬SNCR工藝反應(yīng)“溫度窗”，提高SCR/SNCR工藝脫硝效率,第三部分:混合型煙氣

37、脫硝技術(shù)(SCR+SNCR),5 國外運行業(yè)績舉例 在南加州的燃機電廠，這樣的SNCR+SCR混合技術(shù)脫硝率達到7291%； 在新澤西的一臺320 MW x 2燃煤機組，SNCR+SCR混合技術(shù)脫硝率、在催化劑過度設(shè)計的情況下、達到98%。 在賓州的一臺140 MW燃煤機組，SNCR+SCR混合技術(shù)脫硝率、在少量催化劑設(shè)計的情況下、達到55%脫硝率。 目前中國國華北京熱電公司2200MW機組及大唐陜西灞橋發(fā)電有限公司2 x 300MW 機組鍋爐已采用這種技術(shù)。,第三部分: 總結(jié),控制火電廠鍋爐燃燒產(chǎn)生的NOX排放主要有兩類方法,一類是在燃燒中控制,另一類是燃燒后控制.燃燒中控制實施簡單,投資少

38、,但脫除率一般也較低; 燃燒后控制,即煙氣脫除可達到較高的脫除率,隨著國家環(huán)保要求的日益提高,將成為今后主要的火電廠NOX控制技術(shù). SCR方法在商業(yè)上可以達到90%以上的脫除率,氨的逃逸率小于3ppm,典型的催化劑化學壽命為16000-24000小時,是目前國外電站正在使用的高效煙氣脫硝的主流技術(shù). 相對于SCR, SNCR是一種不用催化劑的相對低廉的煙氣脫硝技術(shù),可在脫除率要求不高的情況下使用,或與低NOX燃燒聯(lián)合使用.,第三部分: 總結(jié),為了能達到類似SCR的高脫硝率、又同時有SNCR的低成本、發(fā)展了SNCR/SCR混合煙氣脫硝技術(shù). 在條件允許的情況下可嘗試使用. 在我國火電廠選擇脫除

39、工藝時需: 考慮具體的電廠條件及環(huán)境; 考慮經(jīng)濟條件; 考慮煤可能引起的挑戰(zhàn); 考慮國家環(huán)保政策的要求.,第四部分: 現(xiàn)階段火電廠脫硝的現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢,“十二五”期間，NOx排放量增長，SO2排放量減少，我國酸雨污染由硫酸型向硫酸和硝酸復(fù)合型轉(zhuǎn)變。 隨著火電廠氮氧化物防治技術(shù)政策和 火電廠大氣污染物排放標準（GB13223-2011）的頒布，控制燃煤電廠NOx排放已成為發(fā)電企業(yè)“十二五”環(huán)境保護工作的重中之重。,“十二五” 控制手段和途徑,新建機組 高效300MW及以上大容量超（超）臨界機組 同步安裝低氮燃燒器 同時建設(shè)煙氣脫硝裝置,現(xiàn)役機組 低氮燃燒器改造 安裝煙氣脫硝 關(guān)停中小型機組,現(xiàn)狀

40、與發(fā)展趨勢,控制效果及現(xiàn)狀,“十二五”形勢依然嚴峻,中國：2010年投運脫硝機組占煤電容量14%。 美國：2008年投運脫硝機組占煤電容量42%，排放績效為1.7g/kwh，比我國2010年低0.9 g/kwh。,修訂了“大氣污染防治法” 出臺了“火電廠氮氧化物防治技術(shù)政策”(環(huán)發(fā)201010 號) 頒布了“關(guān)于推進大氣污染聯(lián)防聯(lián)控工作改善區(qū)域空氣質(zhì)量的指導意見”（國辦發(fā)201033號）和 火電廠大氣污染物排放標準（GB13223-2011）,氮氧化物已列入污染物排放的約束性指標，要求“十二五”期間在2010年的基礎(chǔ)上削減10%；五大發(fā)電集團削減目標基本超過31%。,現(xiàn)狀 及 趨勢,與發(fā)達國家

41、尚有一定的差距,政府立法提出更嚴格的要求,規(guī)劃明確減排目標,100-200 mg/m3的NOx排放限值。,低氮燃燒 + 煙氣脫硝,低氮燃燒技術(shù),SCR,SNCR SNCR/SCR SNCR/脫硫脫硝一體化 SCR/脫硫脫硝一體化 低溫SCR等聯(lián)合脫硝工藝,基本形成了以低氮燃燒和煙氣脫硝相結(jié)合的技術(shù)路線。 在環(huán)境約束條件下，應(yīng)因廠制宜、因煤制宜、因爐制宜，通過技術(shù)經(jīng)濟綜合比選后，確定相對最優(yōu)的NOX控制方案。,3 控制技術(shù)路線及特點,4 控制技術(shù)存在問題及發(fā)展方向,低氮燃燒技術(shù) （1）存在問題,效率不高（20%-50%）。對于較為嚴格的排放標準，不能一次性解決氮氧化物排放問題。 缺氧控溫燃燒方式

42、，可能導致爐內(nèi)飛灰含碳量會增加，水冷壁腐蝕及爐內(nèi)結(jié)渣等現(xiàn)象。 現(xiàn)有機組需要對爐膛進行改造，會對爐內(nèi)火焰的穩(wěn)定性、燃燒效率、過熱蒸汽溫度的控制帶來一定的影響。,2005年后，國內(nèi)新建機組基本都安裝了低氮燃燒器，300MW及以上機組（除W火焰鍋爐以外）燃用煙煤時NOx的排放水平約300-400 mg/m3，燃用無煙煤時約400-600 mg/m3。 其技術(shù)發(fā)展方向是更為高效的分級低氮燃燒器，進一步將NOx的排放水平降低到200-300 mg/m3。,（2）發(fā)展方向,SCR技術(shù) （1）存在問題,還原劑液氨運輸、儲存、制備過程中有安全風險。 初投資和運行成本較高。 氨逃逸以及脫硝過程中產(chǎn)生的銨鹽會對鍋

43、爐尾部受熱面和下游設(shè)備如引風機、電除塵器及濕法脫硫裝置產(chǎn)生不利影響。 對于現(xiàn)有機組改造，還存在空間、場地條件的限制；涉及鍋爐鋼架、基礎(chǔ)驗算及加固，空預(yù)器、引風機改造等工作，工作量大。,（2）發(fā)展方向,在不設(shè)置省煤器旁路和脫硝旁路的情況下，確保脫硝裝置穩(wěn)定、高效、可靠運行，特別是應(yīng)有效提高催化劑的抗中毒性能、氨煙混合的均勻性和反應(yīng)器氣流的分布均勻性。 另一個趨勢是發(fā)展低溫SCR技術(shù)，即將催化劑從鍋爐尾部高溫區(qū)移至低溫區(qū)（100-200OC），可較好地解決煙塵、重金屬、SO2對催化劑的中毒作用，大大延長催化劑的壽命。目前該技術(shù)正在研發(fā)中。,SNCR技術(shù) （1）存在問題,脫硝效率中等（25%-50%

44、），需要與其它工藝聯(lián)合使用，才能滿足嚴格的氮氧化物控制要求。 氨的利用率較低，氨逃逸率較高。 負荷變化時，控制有難度。 有副反應(yīng)，生成N2O。 隨著鍋爐容量的增大，尿素與氮氧化物濃度爐內(nèi)不均一，脫硝效率呈下降趨勢。,（2）發(fā)展方向,與SCR、濕法脫硫脫硝一體化、低溫SCR等技術(shù)聯(lián)用使用。為燃煤電廠提供多元化的脫硝技術(shù)。,脫硫脫硝一體化技術(shù) 發(fā)展方向,燃煤污染物由單項治理向綜合治理、聯(lián)合控制和可資源化方向發(fā)展是我國今后很長一段時間內(nèi)的重要工作。 目前，國內(nèi)正在研究開發(fā)的一體化技術(shù)主要有濕法脫硫脫硝一體化、低溫SCR、活性炭吸附等。,2003年12月31日以前通過環(huán)評的電廠，NOx排放濃度較高的，

45、應(yīng)首先進行低氮燃燒技術(shù)改造。 對于有場地條件的電廠，改造后再選擇SCR。 2004年1月1日以后通過環(huán)評的電廠，由于預(yù)留了煙氣脫除氮氧化物裝置空間，因此可直接加裝SCR。 新建電廠在采用低氮燃燒的同時同步進行SCR建設(shè)。,NOX控制建議,關(guān)于循環(huán)流化床鍋爐的NOX控制 從國外的運行案例來看，循環(huán)流化床鍋爐適宜配置選擇性非催化還原法(SNCR)，與常規(guī)煤粉鍋爐配置SNCR相比，脫硝效率較高，可達到4075%，氮氧化物排放濃度小于100毫克/立方米。 國內(nèi)300兆瓦及以上機組的循環(huán)流化床鍋爐氮氧化物的生成濃度一般小于200毫克/立方米。,謝謝大家！,火電廠SCR脫硝催化劑

46、選擇、運行及壽命管理技術(shù),西安熱工研究院有限公司 Xian Thermal Power Research Institute Co., Ltd. 二一二年八月二十三日,張 強 博士,研究員,報告提綱,第一部分: SCR及催化劑概述 第二部分: 技術(shù)規(guī)格與性能 第三部分: 催化劑選型 第四部分: 催化劑運行 第五部分：催化劑壽命管理 第六部分：催化劑再生 第七部分: 催化劑性能檢測方法,1.1 SCR技術(shù)原理,Urea + NOx - N2 + CO2 + H2O NH3 + NOx + O2 - N2 + H2O,催化劑,利用還原劑在催化劑的 作用下有選擇性地與煙氣中的氮氧化物發(fā)生化學反應(yīng)生成

47、氮氣和水的方法。,第一部分: 概述,1.2 反應(yīng)原理,1.3 影響SCR反應(yīng)的幾個關(guān)鍵因素 反應(yīng)溫度 煙氣在反應(yīng)器內(nèi)的空間速度 煙氣流型及與氨的湍流混合 催化劑,第一部分: SCR及催化劑概述,1.4 SCR系統(tǒng)中使用的催化劑 按使用溫度范圍,分成高溫、中溫和低溫三類. 中溫300-400;高溫大于400;低溫小于300. 沸石催化劑(zeolite): 345-590. 氧化鈦基催化劑: 300-400. 氧化鐵基催化劑: 380-430. 活性碳/焦催化劑: 100-150. 目前工程中應(yīng)用最多的催化劑是氧化鈦基催化劑.,反應(yīng)器與催化劑,Ammonia Injection Grid,Cat

48、alyst Layer,Duct,Guide Vane,目前市場上主流的SCR催化劑有三種，分別為蜂窩式，板式與波紋板式。,第一部分: SCR及催化劑概述,蜂窩式催化劑單體是通過擠壓工具整體成型的，經(jīng)干燥、燒結(jié)、切割成滿足要求的元件，這些元件被裝配入鋼框架內(nèi)從而形成一個易于操作的催化劑模塊。 蜂窩式催化劑在世界催化劑市場占70%左右，主要供應(yīng)商有德國的ARGILLON、KWH 、BASF 、DEGUSSA;美國的CORMETECH; 奧地利的CERAM;日本的CCIC；韓國的SK等。,蜂窩SCR催化劑制作流程如下：,第一部分: SCR及催化劑概述,板式催化劑是采用金屬板作為基材浸漬燒結(jié)成型。

49、在世界催化劑市場占25%左右，主要供應(yīng)商有德國的Argillon和日本的BHK。 波紋式催化劑是采用玻璃纖維板或陶瓷板作為基材浸漬燒結(jié)成型。在世界催化劑市場占5%左右，主要供應(yīng)商有丹麥的Haldor Topsoe及日本的Hitachi Zosen。,第二部分: 技術(shù)規(guī)格與性能,2.1 催化劑單元及模塊 蜂窩式催化劑單體端面為150mm150mm正方形，長度為300mm1350mm的均質(zhì)陶制長方體；一般72個單體組成一個催化劑模塊，采用標準化設(shè)計。 板式催化劑元件為最小構(gòu)成單位，數(shù)十片元件組成了催化劑單元，催化劑單元截面是464mm464mm，高度一般為500mm850mm；再由催化劑單元組成催

50、化劑模塊；催化劑模塊通常情況在長寬高方向上由422共16個催化劑單元構(gòu)成。 波紋式催化劑是由直板與波紋板交替疊加組成，催化劑單元由鋼殼包裝，截面為466mm466mm，高度一般為300mm600mm；典型的催化劑模塊是在長寬高方向上由422共16個催化劑單元構(gòu)成。,第二部分: 技術(shù)規(guī)格與性能,2.2 催化劑物理性質(zhì) 蜂窩式催化劑單元橫向抗壓值一般不應(yīng)小于0.6MPa；軸向抗壓值一般不應(yīng)小于2.0Mpa；單元端面硬化后磨損率不應(yīng)大于0.10%，端面未硬化磨損率不應(yīng)大于0.15%。 板式催化劑的金屬網(wǎng)基板應(yīng)具有柔韌性及強度，能夠抵抗外部沖擊，具有耐腐蝕和磨損的能力，單元軸向抗壓值不低于2.0Mpa

51、。 波紋式催化劑的基材板應(yīng)具有柔韌性及強度，催化劑單元軸向抗壓值不低于2.0Mpa；端面硬化后磨損率不大于0.10%，端面未硬化磨損率不大于0.15%。,第二部分: 技術(shù)規(guī)格性能,2.3 化學性質(zhì) SCR催化劑主要由TiO2、V2O5、WO3（MoO3）、SiO2等物質(zhì)組成。 SCR催化劑具有促進NOX轉(zhuǎn)化為N2和H2O，控制SO2轉(zhuǎn)化成SO3等負反應(yīng)的能力。 煤及煤灰中的堿金屬氧化物（Na2O、K2O）、堿土金屬氧化物（CaO）、重金屬（Pb、Hg、Cr 等）、As（As2O3）、S（SO3）、P（P2O5）、鹵素（HF、HCl ）等影響SCR催化劑活性。,第二部分: 技術(shù)規(guī)格與性能,2.4

52、 性能要求 脫硝效率達到設(shè)計要求。 SO2/SO3轉(zhuǎn)化率一般不大于1%。 SCR系統(tǒng)中氨逃逸濃度不大于2.28 mg/Nm3（3ppm）。 化學壽命一般不小于24000運行小時或16000運行小時。 催化劑機械壽命一般不小于10年。 單層催化劑壓降一般不大于230Pa，燃氣機組單層催化劑壓降一般不大于450Pa。,第三部分: 催化劑選型,3.1 催化劑節(jié)距（間距與壁厚） 蜂窩式催化劑節(jié)距：燃煤機組宜在5.9mm10.0mm之間；燃油機組宜在2.5mm6.2mm之間；燃氣機組宜在2.0mm2.5mm之間。,第三部分: 催化劑選型,3.1 催化劑節(jié)距（間距與壁厚） 板式催化劑間距：燃煤機組宜在6.

53、0mm7.0mm之間，燃油機組宜在4.0mm6.0mm之間，燃氣機組宜在3.0mm6.0mm之間。 波紋式催化劑間距：燃煤機組宜在6.0mm10.0mm之間；燃油機組宜在4.0mm6.0mm之間；燃氣機組宜在2.0mm4.0mm之間。 燃煤機組所用催化劑的壁厚：蜂窩式不小于0.6mm；板式不小于0.7mm；波紋式不小于0.7mm。 燃氣機組所用催化劑的壁厚：蜂窩式不小于0.35mm；板式不小于0.7mm；波紋式不小于0.25mm。,第三部分: 催化劑選型,3.2 需要提供的數(shù)據(jù) 包括電廠煤質(zhì)和灰質(zhì)分析報告、SCR反應(yīng)器入口煙氣參數(shù)、煙氣中污染物成分等。 3.3 煙氣中粉塵含量與催化劑節(jié)距的一般

54、關(guān)系。例如，對于一種蜂窩式催化劑粉塵含量與節(jié)距的關(guān)系如向下頁所表示。,第三部分: 催化劑選型,3.4 催化劑設(shè)計時應(yīng)參考反應(yīng)器空塔流速在4.0 m/s6.0m/s；燃氣機組反應(yīng)器空塔流速在4.5 m/s6.5m/s；燃油機組反應(yīng)器空塔流速在5.0 m/s6.0m/s。 3.5 燃煤機組SCR催化劑的用量計算。,第三部分: 催化劑選型,3.6 應(yīng)進行流場數(shù)值模擬計算，反應(yīng)器入口煙氣參數(shù)的偏差不大于下述值： 速度相對偏差：15% 溫度相對偏差：10 氨氮摩爾比相對偏差：5% 煙氣入射角度（與垂直方向的夾角）：10,第四部分: 催化劑運行,4.1 啟動 按照運行規(guī)程進行啟動SCR系統(tǒng)。 在未達到最低

55、運行溫度之前，勿啟動噴氨裝置。,第四部分: 催化劑運行,4.2 運行 運行中應(yīng)嚴格按照吹掃頻率對催化劑進行吹掃。 運行溫度不應(yīng)該超過催化劑設(shè)計溫度。 如果反應(yīng)器內(nèi)煙氣的溫度降到催化劑規(guī)定的最低連續(xù)噴氨運行溫度時，則應(yīng)控制噴氨時間，連續(xù)噴氨時間不應(yīng)超過12個小時；當溫度低于噴氨溫度時，應(yīng)停止噴氨。 避免反應(yīng)器進水或是在催化劑在表面形成小水滴。,第四部分: 催化劑運行,4.3 停機維護 按照供應(yīng)商提供的運行手冊，規(guī)范地進行停機。 避免催化劑與鍋爐沖洗用水、雨水等其他濕氣接觸。 在停運期間，催化劑應(yīng)該進行腐蝕、堵塞情況檢查，并清理沉積的灰塵。 在反應(yīng)器內(nèi)煙氣溫度冷卻到規(guī)定的系統(tǒng)最低連續(xù)運行溫度之前關(guān)

56、閉噴氨裝置。 停機前必須進行吹灰器吹掃。,第五部分：催化劑壽命管理,5.1 典型的催化劑管理方案,第五部分：催化劑壽命管理,5.2 催化劑壽命管理 用戶需對SCR運行過程參數(shù)進行監(jiān)控；能夠反映系統(tǒng)在正常運行條件下的運行狀況和在突變狀態(tài)下的趨勢。 用戶應(yīng)每日需記錄脫硝性能參數(shù)，至少包括脫硝效率、氨逃逸濃度、噴氨量和催化劑壓降及鍋爐的運行工況等。 用戶在煤質(zhì)變化較大時，應(yīng)對供應(yīng)商提供煤質(zhì)和煙氣飛灰的成份分析報告。 每年至少一次催化劑取樣測試，測試內(nèi)容包括單元體活性、SO2/SO3的轉(zhuǎn)化率、壓降、抗壓強度等，并出具測試報告。,第五部分：催化劑壽命管理,測試條件應(yīng)能模擬催化劑在真實工程狀況下的運行環(huán)境

57、。 測試工作應(yīng)從現(xiàn)場中取出催化劑樣品單元，測試結(jié)果和同類型新鮮催化劑測試結(jié)果進行比較。 用戶及供應(yīng)商應(yīng)建立催化劑數(shù)據(jù)庫，定期更新催化劑壽命曲線。 提出催化劑運行的合理建議。 制定催化劑的加裝或換裝方案，指導脫硝系統(tǒng)優(yōu)化運行。,第六部分: 催化劑再生,6.1 催化劑的失效 在SCR的運行過程中，由于下列的一個或多個因素，都會使催化劑的活性降低。 堿金屬及堿土金屬使催化劑的中毒. 砷等微量元素能使催化劑中毒 催化劑的燒結(jié) 催化劑孔的堵塞 水蒸汽的凝結(jié)和硫酸硫銨鹽的沉積 催化劑的腐蝕.,第六部分：催化劑再生,催化劑失效分成化學失效和物理失效。,第六部分： SCR催化劑再生技術(shù),6.2 催化劑再生方法

58、 0 催化劑失效原因分析： 兩種情況下催化劑不能再生： （1）物理結(jié)構(gòu)損壞的催化劑； （2）高溫燒結(jié)的催化劑。,第六部分： SCR催化劑再生技術(shù),1 清洗：采用真空吸塵器或超聲波水溶液清洗去除催化劑表面的遮蔽物和大顆粒飛灰。 2 復(fù)活：在清洗基礎(chǔ)上，采用特定浸泡液去除導致催化劑化學失效的金屬離子。 3 再生：在復(fù)活基礎(chǔ)上，將催化劑先放入添加了催化活性物質(zhì)的再生液中處理；再通過干燥、煅燒系列工藝恢復(fù)催化活性。,模塊測試,機械清潔,高壓水沖洗,化學清洗,干燥,模塊震動清潔,板式催化劑再生前后對比,蜂窩催化劑再生前后對比,第六部分： SCR催化劑再生技術(shù),清洗工藝只適合于輕度杜塞的情況，可在現(xiàn)場進行

59、。 復(fù)活工藝和再生工藝用于恢復(fù)催化劑的化學活性，一般在再生工廠進行。 再生催化劑的活性達到初始活性K0，SO2/SO3轉(zhuǎn)化不增加或降低，機械強度不降低。 再生催化劑的成本大約是購買新催化劑成本的60%。,第七部分: 催化劑性能檢測方法,檢測內(nèi)容 火電廠煙氣脫硝催化劑的檢測內(nèi)容包括幾何特性指標、理化特性指標和工藝特性指標三大類。 幾何特性指標指脫硝催化劑的外觀尺寸、幾何比表面積和開孔率。 化特性指標指脫硝催化劑的抗壓強度（蜂窩式催化劑）、粘附強度（平板式催化劑）、磨損強度、微觀比表面積、壓降、孔容、孔徑及孔徑分布、主要化學成分和微量元素。 工藝特性指標指脫硝催化劑單元體的脫硝效率、活性、SO2/SO3轉(zhuǎn)換率、氨逃逸。,第七部分: 催化劑性能檢測方法,1 幾何尺寸 (1) 蜂窩式催化劑外形尺寸 單元體的長度（