文档介绍：延长催化剂使用寿命的方法目前 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。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