文档介绍：目前90%以上人为排放的氮氧(NOx )来自于矿物燃料(如煤、石油、天然气等的燃烧过程。随着中国电力工业的飞速发展,来自火电系统的 NOx 污染不断加剧控制氮氧化物的排放已经成为电力环保行业的重点。2004 年国家开始实施新的大气排放标准对火电厂NOx 排放要求有了大幅度的提高。按照GB 13223—2003《火电厂大气污染物排放标准》的要求,火电厂排放烟气中NOx 的质量浓度必须小于450mg/m3。湖南华电长沙发电有限公司是我国首批新建机组中同步投入脱硫、脱硝系统的电厂,每天单台机组的脱硝运行成本约1. 7 万元,年均500 万元以上。此外,根据厂家说明书,催化剂置换或更新造成的折旧损失,每年高达1 000多万元。催化剂置换费用约占系统总价的60% ~70%。影响催化剂折旧成本的重要因素之一是其使用寿命;目前催化剂的寿命一般为3~5年(厂家给定) 。如何在保证SCR脱硝效率前提下延长催化剂的使用寿命,减少发电企业运行成本,在当前各发电企业经营上举步维艰的特别时期,具有现实的社会和经济意义。电厂可在运行、操作和维护方面采取必要的措施来延长催化剂使用寿命。1脱硝系统运行情况及催化剂使用寿命 湖南华电长沙发电有限公司脱硝系统是由东方锅炉(集团)股份有限公司设计制造,采取选择性催化还原( SCR)法达到去除烟气中NOx 的目的。SCR 反应器采用高灰布置,设计脱硝效率85%,初期装入的催化剂按50%脱硝效率实施SCR技术,采用氨作为还原剂。湖南华电长沙发电有限公司2台脱硝机组脱硝性能试验已经完成,脱硝装置投入正常,系统运行平稳,脱硝效率达到设计值( 53%以上) ;按设计煤种燃烧工况,每年可以减少NOx 排放量2 100多t。氨逃逸率、SO2 /SO3 转化率、系统阻力损失和氨耗量等考核性能指标,用烟气温度、烟气流量及入口SO2 浓度修正后考核合格。由于煤炭市场供应形势所限, 实际燃用煤种偏离设计值较大(特别是硫分和灰分明显偏高) ,为保证脱硝效率,对SCR系统催化剂的运行维护提出了更高的要求。工程上计算催化剂的使用寿命,一般从脱硝装置投入商业运行开始到更换或加装新的催化剂为止,把催化剂的运行小时数作为催化剂化学使用寿命(NOx 脱除率不低于性能保证要求,氨的逃逸率不高于0. 000 3% ) 。 湖南华电长沙发电有限公司SCR脱硝系统催化剂设计要求在锅炉B - MCR 工况下保证催化剂的化学寿命不少于24 000 h,按机组每年利用小时数在5 000~6 000 h计算,其寿命应该为4~5年。在设计寿命后期,随着脱硝效率的下降,应该进行催化剂的置换、部分或整体更换,如果SCR系统运行使用、维护不够合理将使催化剂提前失效,进一步增加催化剂的折旧成本。 2影响脱硝效率的主要因素 SCR系统影响脱硝效率的主要因素包括烟气的温度、飞灰特性和颗粒尺寸、烟气流量、中毒反应、NOx 的脱除率、物质的量比n (NH3 ) /n (NOx ) 、烟气中SOx 的浓度、压降、催化剂的结构类型和用量等。 2. 1反应温度的影响 反应温度对脱硝率有较大的影响,从厂家给出的反应曲线(如图1所示)可以看出,在300~400 ℃ 内(对中温触媒) ,随着反应温度的升高,脱硝率逐渐增加,升至400 ℃时,达到最大值( 90% ) ,随后脱硝率随温度的升高而下降。这主要是由于在SCR