燃煤电厂真实烟气条件下SCR催化剂脱硝性能

制备了具有工业应用价值的V₂O₅/TiO₂负载WO₃与MoO₃的蜂窝状SCR催化剂,并在某燃煤电厂烟气环境下,对其催化性能进行了测试,结果表明:增大催化剂体积能够提高脱硝效率,但活性增量逐步下降,当脱硝效率达到80%以上时,继续增大催化剂体积其活性提高不显著。催化剂的脱硝活性随着积灰时间的延长而降低,脱硝系统运行4 h后,催化剂脱硝活性减少9.4%。在燃煤电厂尾气飞灰浓度约为0.031 kg·m^-3环境下,为满足尾气中NO_x浓度排放要求(<200 mg·m^-3),每连续运行6 h需进行一次吹灰。催化剂的脱硝性能随着运行时间的延长,先急剧下降,后缓慢降低。在连续运行48~168 h范围内,脱硝活性下降值小于1%,SO₂氧化率下降值小于0.1%。在12个月内,平均每连续运行700 h,脱硝活性降低1%。     

Plasma协同CuO／Al2O3催化剂脱硝实验研究

利用设计搭建的活性测试试验台,对CuO/Al_2O_3催化剂以及Plasma(等离子体)协同CuO/Al_2O_3催化剂脱硝进行实验研究,研究测试CuO质量分数、反应温度、催化剂与等离子体协同作用以及布置方式对NO脱除效率的影响,实验结果表明,随着CuO质量分数的增加,催化剂的脱硝效率呈现出先升高后降低的趋势,当质量分数为8%时催化剂拥有最高的反应效率;NO脱除率随着反应温度的升高先增大后减小,在350℃时催化剂的脱硝效率达到最大值;催化剂与等离子体之间存在协同反应;布置方式的不同对反应器脱硝效率有明显影响。     

全保护加氧技术分析

超(超)临界机组不采用加氧处理,容易发生给水系统流动加速腐蚀、水冷壁结垢速率高、酸洗周期短、给水系统压差升高快、高压加热器疏水调节阀堵塞、水冷壁节流孔堵塞、精处理运行周期短等一系列问题,影响机组安全运行,降低机组效率,增加机组能耗。目前,国内火力发电机组采用传统的加氧处理技术时,经常在加氧处理后出现过热器、再热器氧化皮大面积脱落,进而导致机组出现堵管、爆管事故。依托于广西某2×660 MW燃煤火力发电机组,对全保护加氧技术的设备构成及加氧前后的效果进行分析研究。     

V2O5-WO3-MoO3/TiO2催化剂在柴油机NH3-SCR系统中的性能

针对柴油机运行工况特点及柴油机尾气成分特点,以工业纯锐钛型二氧化钛、偏钒酸铵、偏钨酸铵、钼酸铵为主要原料制备了颗粒状V₂O₅-WO₃-MoO₃/TiO₂催化剂,以Lister Petter TR1重型直喷式单缸柴油机为依托搭建试验台,研究了在真实柴油机尾气环境下催化剂的脱硝性能。结果表明,柴油机负载增大,催化剂脱硝活性呈现下降趋势。1800 r·min^-1时,脱硝活性最大值87.1%在负载25%、反应温度380℃、空速20000 h^-1、氨氮比1.0处取得。柴油机负载不同,导致催化剂活性温度窗口(脱硝活性>70%)发生较大变化,与负载25%相比,负载50%活性温度窗口减小约60℃。增大柴油机负载可以提高NH₃/N₂O反应起始温度,但是同时会导致高温区间(>400℃)N₂O生成量增大。     

四元SCR催化剂V2O5-WO3-MoO3/TiO2脱硝性能

以锐钛型TiO2为载体,V2O5为主要活性成分,同时负载WO3和MoO3作为活性助剂,制备了四元催化剂V2O5-WO3-MoO3/TiO2,并对该催化剂的脱硝活性、催化选择性及微观表征进行了研究。结果表明,该四元催化剂脱硝性能优于相同负载量下单一负载W或Mo的三元催化剂,W可以提高催化剂高温(>400℃)活性,同时抑制Mo在高温区间导致的副反应发生,Mo可以提高低温(<300℃)活性,弥补W在低温区间的活性不足。该四元催化剂最大活性99%,温度窗口(脱硝活性>80%)为280～420℃,在180～380℃范围内SO2氧化率为零,在0～1000℃范围内存在3个失重峰,100～130℃结晶水蒸发,230～270℃有机添加剂分解,500～530℃无机盐分解,微观镜像表明该催化剂颗粒均匀致密,粒径大小一致,没有出现团聚现象,具有完整的微孔结构。     

全保护自动加氧技术的研究及应用

国内超临界火力发电机组常规采用传统加氧方式,经常在加氧处理后出现过热器、再热器氧化皮大面积脱落,进而导致机组出现堵管、爆管事故,国内热力发电机组加氧设备经常处于停止运行状态。全保护加氧技术通过在凝结水水泵入口前、除氧器下降管两侧、1#高压加热器汽侧分别加氧,解决了给水系统腐蚀问题,同时避免了传统加氧处理技术引发的再热器、过热器氧化皮脱落的风险,解决了高加疏水系统的腐蚀问题。