文档介绍：延长催化剂使用寿命方法
现在90%以上人为排放氮氧(NOx )来自于矿物燃料(如煤、石油、天然气等燃烧过程。伴随中国电力工业飞速发展,来自火电系统 NOx 污染不停加剧控制氮氧化物排放已经成为电力环境保护行业关键。 年国家开始实施新大气排放标准对火电厂NOx 排放要求有了大幅度提升。根据GB 13223—《火电厂大气污染物排放标准》要求,火电厂排放烟气中NOx 质量浓度必需小于450mg/m3。
湖南华电长沙发电是中国首批新建机组中同时投入脱硫、脱硝系统电厂,天天单台机组脱硝运行成本约1. 7 万元,年均500 万元以上。另外,依据厂家说明书,催化剂置换或更新造成折旧损失,每十二个月高达1 000多万元。催化剂置换费用约占系统总价60% ～70%。影响催化剂折旧成本关键原因之一是其使用寿命;现在催化剂寿命通常为3～5年(厂家给定) 。怎样在确保SCR脱硝效率前提下延长催化剂使用寿命,降低发电企业运行成本,在目前各发电企业经营上举步维艰尤其时期,含有现实社会和经济意义。电厂可在运行、操作和维护方面采取必需方法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
 湖南华电长沙发电脱硝系统是由东方锅炉(集团)股份设计制造,采取选择性催化还原( SCR)法达成去除烟气中NOx 目标。
SCR 反应器采取高灰部署,设计脱硝效率85%,早期装入催化剂按50%脱硝效率实施SCR技术,采取氨作为还原剂。
湖南华电长沙发电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,脱硝效率达成设计值( 53%以上) ;按设计煤种燃烧工况,每十二个月能够降低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评性能指标,用烟气温度、烟气流量及入口SO2 浓度修正后考评合格。因为煤炭市场供给形势所限, 实际燃用煤种偏离设计值较大(尤其是硫分和灰分显著偏高) ,为确保脱硝效率,对SCR系统催化剂运行维护提出了更高要求。
工程上计算催化剂使用寿命,通常从脱硝装置投入商业运行开始到更换或加装新催化剂为止,把催化剂运行小时数作为催化剂化学使用寿命(NOx 脱除率不低于性能确保要求,氨逃逸率不高于0. 000 3% ) 。
 湖南华电长沙发电SCR脱硝系统催化剂设计要求在锅炉B - MCR 工况下确保催化剂化学寿命不少于24 000 h,按机组每十二个月利用小时数在5 000～6 000 h计算,其寿命应该为4～5年。在设计寿命后期,伴随脱硝效率下降,应该进行催化剂置换、部分或整体更换,假如SCR系统运行使用、维护不够合理将使催化剂提前失效,深入增加催化剂折旧成本。
 2影响脱硝效率关键原因
 SCR系统影响脱硝效率关键原因包含烟气温度、飞灰特征和颗粒尺寸、烟气流量、中毒反应、NOx 脱除率、物质量比n (NH3 ) /n (NOx ) 、烟气中SOx 浓度、压降、催化剂结构类型和用量等。
 2. 1反应温度影响
 反应温度对脱硝率有较大影响,从厂家给出反应曲线(图1所表示)能够看出,在300～400 ℃ 内(对中温触媒) ,伴随反应温度升高,脱硝率逐步增加,升至400 ℃时,达成最大值( 90% ) ,随即脱硝率随温度升高而下降。这关键是因为在SCR 过程中温度影响存在2种趋势:首先温度升高时