0.3 MW循环流化床燃煤锅炉SO_3脱除试验研究

燃煤电厂选择性催化还原(SCR)脱硝系统中SO_3与NH3生成的硫酸氢铵在低温下冷凝沉积是限制脱硝温度窗口的主要原因,且SO_3还易导致锅炉尾部设备低温腐蚀、堵灰。对此,本文在自行设计及搭建的0.3 MW循环流化床燃煤锅炉中试台上,采用在SCR脱硝系统前喷射Na_2CO_3溶液的方式,研究中低温条件下,喷射Na_2CO_3溶液对SO_3和NOx脱除效果的影响,探究此方法实现燃煤电厂低负荷脱硝同时满足国家NOx排放标准的可行性。结果表明:采用SCR脱硝系统前喷射Na_2CO_3溶液方式时,SO_3脱除效率随Na_2CO_3/SO_3摩尔比的增大而升高,增长趋势减缓;SCR脱硝反应器前喷射Na_2CO_3溶液并不会因为SO2的存在而影响Na_2CO_3溶液对SO_3的脱除效果;在SCR脱硝系统前喷射Na_2CO_3溶液不会对脱硝造成显著影响;此外,280℃下采用SCR脱硝系统前喷射Na_2CO_3溶液的方式,能够提高低温脱硝效率。该结论为锅炉低负荷脱硝提供了试验数据。     

SCR烟气脱硝过程硫酸氢铵的生成机理与控制

简述选择性催化还原(SCR)烟气脱硝原理。指出SCR脱硝过程出现硫酸氢铵的危害,详细分析了硫酸氢铵形成的影响因素,如NH3/NOx摩尔比、SO3浓度、硫酸氢铵的露点温度等。根据硫酸氢铵的特性提出了控制硫酸氢铵生成的方法与减少其负面影响的措施:通过控制SCR脱硝过程氨逃逸量和烟气中SO2氧化率的方法减少硫酸氢铵的生成量;为防止催化剂因硫酸氢铵的滞留而失去活性,合理控制SCR脱硝装置在低负荷下的运行时间;为有效降低硫酸氢铵在空气预热器(空预器)换热元件上的形成速率,选用搪瓷镀层换热元件。     

商业V2O5-WO3/TiO2催化剂SCR脱硝过程中PM2.5的排放特性及影响因素研究

针对V2O5-WO3/Ti O2商用催化剂,采用电称低压冲击器(ELPI)、PM10/PM2.5采样器、X-射线衍射(XRD)、场发射扫描电镜-能谱分析(FSEM-EDX)等对SCR烟气脱硝中形成的细颗粒粒径分布、形貌、元素及物相组成进行了测试分析,并研究了烟气组分及反应条件对SCR脱硝系统出口细颗粒物性的影响。结果表明,SCR脱硝过程中会形成不少亚微米级颗粒,主要成分为硫酸铵以及硫酸氢氨,晶型呈块状。细颗粒生成量随反应温度的升高和NH3/NO摩尔比的增加而增加,在脱硝效率较高时,颗粒物形成量也趋于增多;烟气中SO2、H2O和O2浓度的增加均会导致细颗粒物形成量的增加。导致细颗粒物产生的主要原因可归结于催化剂的活性组分对SO2的氧化以及SCR脱硝反应中NH3的逃逸。     

燃煤机组硫酸氢铵分区生成分析及空预器防黏结堵塞研究

燃煤机组脱硝超低排放改造后,反应器流场不均及局部喷氨过量导致在空预器冷端生成硫酸氢铵,硫酸氢铵黏结物难以通过吹灰有效清除,通过对空预器硫酸氢铵分区生成机理的分析研究,提出加装脱硝反应器采样全断面监测装置,进行空预器硫酸氢铵生成监测及空预器冷端黏结早期干预控制,有效地防止空预器堵塞发生,提高了机组运行安全经济性。     

提高燃煤电厂1000MW机组脱硝系统运行控制策略

介绍了目前应用最多的选择性催化还原(SCR)脱硝技术的原理,针对浙江某燃煤电厂1000 MW机组NOx生成的原因、危害及治理,就影响燃煤电厂SCR脱硝系统的主要因素如布置方式、氨逃逸率及温度进行了分析讨论,并指出电厂在进行SCR脱硝时合理选择烟气参数,通过燃烧调整试验降低原烟气NOx含量,优化实际运行方案,减少喷氨量。保证在污染物排放达标的基础上,兼顾设备的经济安全运行。     

超低排放形势下SCR脱硝系统运行存在问题与对策

针对超低排放形势下选择性催化还原(SCR)脱硝系统运行过程中出现的NO_x排放超限、空气预热器硫酸氢铵堵塞加重等问题,分析其主要与超低排放对SCR反应器中NH3/NO_x分布的均匀性要求提高,SO_2/SO_3转化率升高,喷氨优化控制要求提高,最低喷氨温度升高及催化剂寿命管理更加复杂等有关。对此,提出了通过喷氨优化调整和流场优化改造改善NH3/NO_x分布均匀性,减少催化剂的用量及钒含量控制SO_2/SO_3转化率,降低脱硝系统入口喷氨量、SO_3质量浓度或设备改造来拓宽低负荷脱硝运行范围,通过喷氨控制系统优化降低NO_x排放超标及过量喷氨的风险,采取有效的催化剂寿命管理延长催化剂使用寿命、降低废催化剂产生量等解决方案。对实现燃煤电厂SCR脱硝系统的安全、高效及经济运行具有指导意义。     

燃煤PM_(2.5)和Hg控制技术现状及发展趋势

本文首先介绍了国际上燃煤PM_(2.5)和Hg控制技术的发展现状,凸显了湿式静电除尘和低低温静电除尘技术在满足我国燃煤颗粒物超低排放需求中的重要作用,并指出单质汞(Hg0)的高效氧化和气态汞的强化吸附是最主要的燃煤Hg排放控制途径;其次,详细分析了现有燃煤PM_(2.5)和Hg控制技术应用中存在的问题,并指出了未来燃煤PM_(2.5)和Hg控制技术的发展方向;最后,介绍了国家在燃煤PM_(2.5)和Hg控制技术发展方面的布局,强调了国家重点研发计划项目"燃煤PM_(2.5)及Hg控制技术"(编号:2016YFB0600600)在应对燃煤电厂超低排放需求中的重要地位。     

燃煤烟气三氧化硫协同脱除技术研究进展

燃煤电厂锅炉选择性催化还原(SCR)烟气脱硝系统中SO3的生成及排放对电厂的运行和环境空气质量均会产生不利影响,且危害人体健康,一些国家和地区针对SO3设置了严格的排放标准.SO3协同脱除技术得到了推广运用,低低温电除尘器、电袋复合除尘器和湿式电除尘器的应用使SO3脱除效率显著提升.本文针对燃煤电厂SO3的生成、脱除和...     

350MW超临界直流锅炉空预器堵塞原因分析及处理

呼和浩特热电厂2×350 MW机组锅炉脱硝系统采取选择性催化还原法(SCR),使用还原剂氨(NH_3)来达到除去烟气中NO_x的目的。运行中氨气和NO_x不可能全部混合,逃逸无法避免,当逃逸率超标时,氨气与烟气中三氧化硫反应生成硫酸氢铵堵塞空预器,导致空预器前后差压增大。对此根据硫酸氢铵的物理性质,采用空预器降风量升烟温的方法将硫酸氢铵气化,消除空预器堵塞,经验可供同类型机组参考。     

超低排放改造前后SCR脱硝装置性能评价分析

选取2台燃煤机组进行实测,分析了超低排放改造前后选择性催化还原技术(selective catalytic reduction,SCR)脱硝装置出口NOx浓度、氨逃逸率以及烟气在线监测系统所测SCR脱硝出口与烟囱入口NOx浓度;同时,分析了超低排放改造机组的催化剂、空预器垢样。结果表明,机组排放超低改造后存在NOx浓度分布均匀性变差和逃逸氨浓度急剧增加问题,并由此造成空预器硫酸氢铵堵塞严重,催化剂活性成分流失较为严重,硫酸盐和碱土金属元素含量上升明显。为解决上述问题,文中提出多点监测、喷氨优化、催化剂定期测试和空预器冷端更换镀搪瓷元件等措施。     

660MW燃煤机组PM_(2.5)生成与排放特性

对某660 MW机组燃煤锅炉静电除尘器(ESP)前、后颗粒物和湿法石灰石-石膏脱硫装置(WFGD)后颗粒物分别进行了现场取样分析,研究了燃用2种煤时机组的PM_(2.5)生成特性,并分析了ESP及WFGD对PM_(2.5)粒径颗粒等不同排放特性的影响。结果表明:该锅炉燃用2种煤产生的细颗粒物PM_(2.5)均呈双模态分布,且PM_(2.5)与PM_(10)生成量与煤的灰分含量呈正相关关系;ESP对PM_(10)、PM_(2.5)和PM_(1.0)的脱除效率分别为99.812%、99.711%和99.402%,对粒径0.1~1.0μm颗粒物的脱除效率低于其他粒径颗粒物;烟气经过装有气-气换热器(GGH)的WFGD后,粒径在1.0μm以上的颗粒物质量浓度下降约40%,而粒径1.0μm的颗粒物质量浓度升高约35%;脱硫浆液喷淋对颗粒物的洗涤作用会降低粒径1.0μm的颗粒物质量浓度;而超细颗粒物的团聚长大及脱硫浆液携带产生的石膏颗粒等则会导致1.0μm的颗粒物质量浓度有所升高。     

电厂脱硝设备运行监控要点探析

介绍主要的SCR脱硝催化剂指标和脱硝设备性能检测指标,结合燃煤电厂脱硝设备运行实例,分析将NOx浓度分布、脱硫脱硝出口NOx浓度偏差(绝对值)、脱硝系统阻力及相关的空预器烟气侧阻力作为脱硝设备运行指标及其必要性与紧迫性,为燃煤电厂脱硝设备安全经济运行和稳定实现NOx超低排放控制提供参考。     

300 MW机组喷氨优化分析及评估

某300 MW机组由于煤质变化及负荷波动等因素,存在SCR脱硝系统出口NOx质量浓度偏差较大的问题,为了保证NOx排放量不超标而过量喷氨,加剧了下游空气预热器硫酸氢铵的生成.针对该机组SCR脱硝系统进行喷氨优化调整试验,通过多次优化调整,A侧SCR脱硝反应器出口NOx质量浓度相对标准偏差由摸底试验工况的51.7％降低至...     

电厂湿法脱硫系统对烟气中细颗粒物及SO_3酸雾脱除作用研究

对2家燃煤电厂湿法烟气脱硫(wet flue gas desulfurization,WFGD)系统前后细颗粒及SO_3酸雾进行了测试分析,对比分析了单塔、双塔脱硫工艺、燃煤组分等与细颗粒物和SO_3酸雾脱除作用的关系。结果表明,双塔WFGD系统对细颗粒物和SO_3酸雾的脱除效率明显高于单塔系统。WFGD系统入口细颗粒物粒径分布相似,脱硫后细颗粒物粒径分布向小粒径方向迁移,同时PM_(2.5)相对比例有所增加,双塔脱硫系统更为明显。WFGD系统在脱除燃煤烟气中颗粒物的同时,本身也会形成新的细颗粒物,其主要成分为硫酸钙,呈板状及棱柱状。单塔、双塔WFGD系统对燃煤烟气中SO_3酸雾的脱除效率范围分别介于30%~40%、50%~65%,随着塔入口烟气中SO_3及颗粒物浓度的增加,其脱除效率有所提高;燃用高硫煤时,会出现蓝烟现象。     

燃煤锅炉的选择性催化还原烟气脱硝技术

燃煤电厂不仅要控制SO2的排放,而且要控制NOx的排放,否则NOx必将成为电力行业的第一大酸性气体污染排放物。为此,介绍了燃烧后烟气脱硝技术——选择性催化还原（SCR）脱硝技术,并就其化学反应机理、工艺流程、系统的主要设备、影响SCR脱硝效率的主要因素、脱硝装置对锅炉的影响和国内外SCR脱硝的应用情况进行了详细阐述,预测了SCR脱硝技术的未来应用。     

SCR烟气脱硝技术的应用

燃煤电厂不仅要控制SO2的排放,而且要控制NOx的排放。介绍了选择性催化还原法(SCR)脱硝技术,并结合其在大唐哈尔滨第一热电厂2台300 MW机组的应用情况,对SCR烟气脱硝技术的化学反应机理、工艺流程、主要设备及实际运行情况进行了介绍。     

某燃煤电厂脱硝催化剂运行事故诊断及性能评估

针对某电厂选择性催化还原(SCR)脱硝催化剂外观颜色异常发黑现象,利用X射线衍射、可燃物含量测定和浸出溶液离子色谱(IC)分析等方法对发黑催化剂样品进行了检测诊断,催化剂颜色发黑为携带黑色飞灰的硫酸氢铵沉积所致,其与此次停机过程中脱硝系统入口烟气温度低于最低连续喷氨温度(MOT)较多有关。在中试试验台上进行的催化剂性能评估结果表明,脱硝效率、氨逃逸、SO_2/SO_3转化率等关键参数仍可满足其化学寿命期内的性能要求,催化剂运行温度升高至设计温度时催化性能可恢复,催化剂可继续使用。结合本事故案例及催化剂硫酸氢铵中毒机理,提出了低负荷下催化剂的运行管理建议。该催化剂运行事故的诊断方法及结论可为同类问题的分析、解决提供借鉴。     

烟气脱硝技术在600 MW机组的应用

文章分析了降低燃煤电厂烟气中NOx排放的各种技术,并以某电厂5号机组600 MW烟气脱硝工程为例,详细介绍了SCR烟气脱硝技术的系统构成,以及SCR烟气脱硝技术在实际运行中应注意的问题。     

SCR脱硝工艺空气预热器堵塞对策分析

在对选择性催化还原法(SCR)脱硝系统硫酸氢铵形成机理及危害详细论述的基础上,对SCR脱硝工艺引起的空气预热器堵塞原因进行了分析。介绍了系统运行中对氨逃逸量、SO3生成量、运行温度控制及进行空气预热器改造、增强清灰效果、降低漏风率等减轻堵塞的技术措施。     

火力发电厂SCR脱硝控制系统设计及应用

电力工业是我国的燃煤大户,为降低NOx排放,SCR脱硝方法以其脱硝效率高、运行稳定等优点而被越来越多的燃煤电厂的烟气处理工艺所采用,SCR脱硝技术已成为目前国内外燃煤电厂脱硝比较成熟的主流技术,以内蒙古某工程为例,说明SCR脱硝系统控制在工程设计中应用。