烧结SCR脱硝不同运行温度的适应性分析

本文从烧结SCR脱硝工艺原理出发,对烧结SCR脱硝在不同运行温度下的经济性进行对比分析,并剖析低温催化剂面临的潜在风险,从可行性和经济性上综合考虑得出烧结SCR脱硝合理运行温度,从而为钢铁烧结SCR脱硝工艺的选择提供借鉴与参考。

SCR脱硝系统工艺方案设计及影响分析

分析了水泥窑烟气特性和SCR脱硝系统运行后对水泥窑及余热发电系统的影响,针对实施SCR脱硝的难点,确定采用“高温高尘”SCR脱硝工艺技术路线,以实现窑尾氮氧化物的超低排放。采用“高温高尘”SCR脱硝系统工艺方案,氮氧化物排放浓度可从300mg/Nm3降低至45mg/Nm3,达到超低排放要求,氨逃逸浓度<5mg/Nm3,吨熟料生产成本预计增加4.25元,余热发电系统总发电量预计减少0.67%。

4275kW级燃气内燃机组SCR烟气脱硝超低排放性能评估

为进一步降低现有典型燃气内燃机烟气氮氧化物(NOX)排放浓度,实现节能减排降碳协同治理的目标,选取装载有国产绿色分子筛高温脱硝催化剂的典型4275kW燃气内燃机组作为研究对象,对不同负荷、不同缸温和72小时试运行条件下催化剂的NOX减排效果进行研究,并开展了第三方现场监测。结果表明,采用分子筛高温脱硝催化剂,可以使内燃机组稳定、高效、经济运行,全负荷NOX排放达到超低水平,脱硝效率90%以上,燃机效率提升近2%。

SCR脱硝系统存在的若干关键问题及其解决措施

过去几年,火电厂广泛采用选择性催化还原脱硝技术(SCR)实现NOx的超低排放目标,但运行后期催化剂磨损和堵塞加剧,脱硝出口NOx浓度偏差变大,氨逃逸排放增加,喷氨控制不精准等问题逐渐暴露。从入口流场均匀性差、出口NOx取样点代表性不足和脱硝控制系统反应滞后三个方面进行原因分析,并提出相应的解决措施,包括流场优化改造、采用全截面多点取样系统和脱硝控制系统优化。通过分析和总结,以期为火电厂SCR脱硝装置的高效、经济运行提供参考,并用于指导下一步的脱硝技术改造工作。

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。

超低排放改造后SCR出口NO_x分布及逃逸氨浓度评估研究

选取安徽省内一台660 MW超超临界机组,对其超低排放改造后SCR脱硝出口NO_x分布及逃逸氨浓度进行研究,主要测试反应器出口烟气逃逸氨、NO_x浓度、氧量和温度等。结果发现改造后机组的脱硝出口NO_x分布严重不均,逃逸氨浓度超过设计值,标准状态脱硝出口逃逸氨浓度高区域的NO_x浓度相对较低,脱硝效率相对较高。局部点位因催化剂严重吹损导致逃逸氨浓度高,NO_x浓度也较高。测试结果表明经改造后的机组需进行喷氨优化试验和烟道流场模拟试验,以改善SCR脱硝装置运行效果和提高脱硝运行的经济性。

典型燃煤电厂SCR脱硝系统超低排放运行优化

本文以某超超临界660 MW燃煤机组选择性催化还原(SCR)脱硝系统为研究对象,针对其在超低排放运行中出现的问题,进行了系统诊断分析,并采取了一系列脱硝性能提效和运行优化集成措施。最终实现了脱硝出口NOx波动幅度控制在±10 mg/m^3以内,降低出口截面上平均NOx分布相对标准偏差至20%以内,并通过初装催化剂再生提效的方法控制现场平均氨逃逸量在0.5μL/L以下,有效消除了脱硝出口截面上氨逃逸量局部过高现象,为机组安全经济运行和NOx深度减排创造了条件。

燃用高沾污性煤质锅炉SCR脱硝流场优化

某2×300 MW机组选择性催化还原(SCR)烟气脱硝装置,自2013年运行以来,一直存在喷氨格栅、水平烟道和导流板等位置积灰严重,氨逃逸量明显超标,空气预热器差压高等问题。通过计算流体动力学(CFD)流场校核分析产生问题的原因,最终确定优化方案为:更换防积灰能力强、混合特性好的花瓣型喷氨格栅,优化导流板布置,并加大导流板和烟道壁面处流速以减轻积灰。优化后,喷氨格栅分区可调性能明显好转,SCR脱硝装置出口NOx质量浓度分布更为均匀,氨逃逸量显著降低,运行8个月后停炉检修时发现喷氨格栅、烟道和导流板异常堵灰的情况得到了根本解决。

某300MW机组SCR脱硝装置氨喷射系统优化改造研究

某300 MW机组在超低排放运行中,长期存在局部喷氨喷嘴堵塞、反应器截面局部喷氨量调整不佳等现象。分析认为主要与其布置形式和安装位置有关。提出了氨喷射系统优化改造的必要性,并通过数值模拟手段对原方案进行了优化设计,将喷氨格栅从水平烟道移至竖直烟道。该改造方案具有投资少、检修维护方便等优点,改造后可有效防止喷嘴堵塞,增强喷氨有效性,延长催化剂寿命。

基于煤电超低排放的SCR脱硝系统多方位优化

针对燃煤电厂NOx超低排放运行中产生的问题,提出了根据各自脱硝系统的特点,给予脱硝喷氨优化、自动控制优化以及脱硝流场优化等技术应对措施。脱硝运行应用实例表明,实施上述优化措施对长期、稳定、安全地实现NOx超低排放是有效可靠的。

脱除烟气SO_3实现SCR宽负荷脱硝的可行性分析

为适应火电机组灵活性改造要求,机组需在超低负荷下安全稳定运行,其中低负荷脱硝改造是重要组成部分。分析了以往燃煤机组SCR脱硝系统低负荷下退出的原因,介绍了宽负荷脱硝改造方案,其主要包括:提高SCR入口烟温技术,使用宽温度范围催化剂和采用碱性吸附剂脱除烟气中SO_3技术。从初投资、改造工期、改造效果、其他收益等方面全面比较了各方案优缺点,提出"因厂制宜,因机制宜"的改造思路。同时指出,由于碱性吸附剂脱除SO_3技术具有消除蓝色烟羽、预防空气预热器堵塞、防治设备腐蚀、减少脱硫废水产生量和重金属协同脱除等其他技术不具备的额外收益,未来应加快发展。

烧结烟气低温SCR脱硝催化剂的制备及试验研究

为探索烧结烟气低温SCR脱硝催化剂的使用性能,制备了一种低温脱硝催化剂,在烧结厂区构建SCR脱硝试验装置,优化研究温度、NH3/NOx摩尔比与脱硝效率的关系,220℃及200℃连续运行及再生状况。结果表明:在200~350℃,脱硝效率达90.2%~93.6%,且随温度升高而升高,NOx满足超低排放要求;脱硝效率随NH3/NOx摩尔比增大而增大,适宜NH3/NOx摩尔比为1.0;220℃脱硝系统连续稳定运行,350℃在线再生恢复催化剂性能,再生周期为6 000 h,再生时长为150 min;200℃脱硝系统连续运行1 200 h,催化剂严重堵塞,350℃再生不能恢复性能。通过成分分析,推断堵塞物形成机理为:原烟气SOx与还原剂NH3易形成NH4HSO4包裹体,包裹体内含有350℃不能分解的炭粉和硫酸铁盐类物质。低温脱硝催化剂应用于工业实践的适宜温度应为220℃,若要实现200℃低温脱硝,应消除脱硝前烟气中的SOx。

燃煤电厂SCR法烟气脱硝装置常见问题及原因分析

介绍了我国燃煤电厂烟气脱硝装置的现状以及国家对燃煤机组超低排放的政策和要求。为保证选择性催化还原(SCR)法烟气脱硝装置达标排放,针对催化剂堵塞与磨损、空气预热器堵塞、氨供应不足、脱硝效率低等SCR烟气脱硝装置常见问题进行了分析,指出流场不合理、锅炉长期低负荷运行、烟气温度低、空气预热器冷端综合温度低、催化剂性能较差、蒸发器出力不足、煤质发生较大变化等是产生这些问题的主要原因。

超低排放煤电机组SCR脱硝装置运行状态研究与分析

超低排放对NO_(x)减量控制效果十分显著,但过低的NO_(x)控制目标会导致氨逃逸高、空预器及下游设施堵塞腐蚀等问题。以10座电厂10台超低排放煤电机组SCR脱硝装置为研究对象,对比分析反应器流场、温降、出口NO_(x)分布、空预器阻力及NO_(x)排放水平。研究结果表明,参与调查机组整体NO_(x)排放达标率为99􀆰88%,基本能够实现NO_(x)超低排放;两侧SCR反应器烟气流量均存在偏差,偏差范围在0􀆰07%~16􀆰11%;单台SCR反应器烟气温降最小值为1℃,最大值为9℃,但参与调查机组中仅有20%A、B两侧SCR反应器烟气温降能够达到不大于3℃的性能保证值要求;SCR反应器出口NO_(x)质量浓度的相对标准偏差范围在11􀆰50%~53􀆰10%,超出15%性能保证值要求的反应器占87􀆰5%。

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。

SNCR配合SCR在W型锅炉脱硝中的应用

W型锅炉因其特殊性,低氮燃烧器改造后NOx含量仍然较高,采用SCR技术脱硝效率高,但投资费用高。某电厂660 MW机组W型锅炉为解决上述问题,采用SNCR+SCR技术,将原有3+1层的最上层蜂窝式催化剂更换为板式催化剂,同时采用国外最先进的CFD+CKM流场模拟技术软件,以及尿素溶液喷枪、流量计和调节门等进口产品,合理设置喷枪层数与位置,运用分区动态喷氨调节系统实时监测,达到脱硝超低排放要求,为火电厂W型锅炉的脱硝超低排放改造提供参考。

燃煤机组SCR脱硝超低排放改造的技术研究

随着2020年超低排放红线的到来,已有SCR脱硝项目必须进行提效改造。项目改造不能简单地认为就是“增加备用层催化剂”,而是要在充分熟悉现有SCR运行工况的基础上,使用控制烟气参数、提高催化剂活性等技术手段来确定改造方案,通过加强流场均匀性、优化吹灰系统来实现提高脱硝效率、减少氨逃逸和降低系统压降的目的。

超低改造后SCR脱硝氨逃逸表问题分析及处理措施

燃煤电厂SCR脱硝超低排放改造后,对其氨逃逸率准确监测可以保证脱硝经济运行同时实现机组安全稳定运行。对3台实现超低排放机组的SCR脱硝出口烟气中氨逃逸率和NOx浓度进行网格法测试,发现NOx浓度分布严重不均且氨逃逸率超过设计值问题普遍存在;在线氨逃逸表数据存在单点不具代表性和异常原因造成数据有问题,均无法反应整个脱硝出口断面实际的氨逃逸率;针对上述问题,给出氨逃逸率是否超标的几点辅助判定方法,指导电厂给出正确的喷氨控制指令。研究结果消减SCR脱硝运行带来的机组负面影响,实现喷氨有"数"可依,保障脱硝超低改造设备运行和管理有一定的指导意义。

220t燃煤锅炉SCR脱硝自动喷氨分析与实践

锅炉运行的日常操作,对烟气中的氮氧化物(NOX)形成有剧烈的扰动影响。在线CEMS烟气分析仪抽取监测过程,尿素溶液喷氨热解过程,烟气催化还原反应过程,这些都延长了喷氨控制的滞后时间。为达到超低排放效果,热解炉计量分配装置大幅提升了喷氨量,同时也增加了空预器堵塞风险。重点研究了提高热解炉喷氨自动控制精准程度的措施。

小型燃气锅炉烟气治理实现超低排放的技术应用与分析

通过对多台锅炉单独SCR脱硝+组合SDS脱硫、除尘技术工艺的选取、工艺流程、系统的主要构成及投运效果的介绍,指明烟气治理工作要充分结合企业特点及实际生产情况,因地制宜,采用合理的技术组合,实现经济、环境、社会多重效益。希望对同类项目建设起到一定借鉴意义。