基于SCR反应器NO_x均匀度测试的脱硝系统超低排放改造

以东北地区某350 MW火电机组为研究对象,对其超低排放改造后的脱硝系统择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)反应器进行性能测试,利用所获数据绘制等高线图和折线图,研究并分析了SCR反应器出、入口烟气流场和NO_x浓度场的分布特性。结果显示,脱硝系统平均效率为97.37%,SCR反应器出口NO_x平均浓度为13.31 mg·m~(-3),均达设计要求(脱硝效率≥91.1%,出口浓度≤40mg·m~(-3)),总体脱硝性能表现良好。结果表明:入口NO_x均匀度较好;甲、乙侧反应器出口烟道NO_x浓度的离散度分别为31.49%、56.90%,高于设计值(≤15%),出口NO_x分布不均匀。技术改造使得该机组SCR反应器出口NO_x浓度满足了超低排放限值的要求(≤50 mg·m~(-3)),却在喷氨优化调整、喷氨格栅清理以及催化剂压差控制等方面存在不足。在增加新催化剂层的基础上,对于催化剂层结构疏通、喷氨自动控制、烟气流场的校核与改造等方面仍有提升的空间。     

基于非均匀入口条件SCR系统气固相组分的分布特性优化

采用实际工程中复杂的非均匀入口边界条件,对SCR系统气固两相流动特性及其优化进行了数值模拟。对烟道混合器下游截面上各测点处NO浓度进行实验测试,与数值模拟计算的NO浓度结果保持基本一致,模拟计算获得了SCR反应器入口导流板布置数量、倾角以及导流板间距的最优方案,催化剂首层入口截面烟气流速偏差系数Cx从18.13%降至12.38%。烟气中飞灰颗粒在反应器首层催化剂入口断面上呈现分布不均匀分布的特性,弯道C处无导流板时,截面中间区域的粉尘浓度一般在0.035 kg·m-3,最高值可达0.068 kg·m-3,弯道C加装导流板后首层催化剂入口烟道断面飞灰浓度不均匀偏差系数值由原有结构的34.21%降为26.18%,表明导流板结构有助于飞灰浓度均匀性分布。数值计算模型符合工程实际,具有很好的可靠性和实用性。     

燃煤机组烟气污染物排放特性研究

在分析超净排放技术和脱硫、脱硝及除尘中各污染物的作用机制基础上,研究了不同工况条件下SO_2、NO_x、烟尘的排放特性。结果表明:(1)脱硝工艺烟气温度控制在377~407℃,总风量控制在1 100~1 500t/h,出口NO_x质量浓度能够达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)超净排放(50mg/m~3)的脱硝标准,比改造前NO_x平均脱除效率提升6百分点。(2)改造后,出口烟气SO_2质量浓度为28.7 mg/m~3,低于35 mg/m~3;出口烟尘质量浓度为3.4 mg/m~3,低于5 mg/m~3,均达到了GB13223—2011超净排放的标准。(3)电厂完成改造后每年可减少SO_2及NO_x排放量分别为2.7万、1.3万t,年缴纳的SO_2和NO_x排污费用可减少2 526.3万元,具有显著的节能及经济效益。     

烧结(球团)烟气典型环保工艺的SO3排放及NaHSO3喷射脱SO3技术的工程应用

SO_3对人体及环境的危害均远大于SO_2,为了较全面地表征烧结(球团)烟气SO_3排放特征并研究其SO_3控制技术,以实验研究为基础,对不同SO_3测试方法进行了对比分析;采用PENTOL SO_3分析仪,首次对5个典型的烧结(球团)工程实施SO_3测试,研究其SO_3排放特征及现有设备的SO_3脱除规律。测试结果表明:烧结(球团)烟气SO_3排放浓度为9.1～145.2 mg·m~(-3),高于燃煤电厂的SO_3排放量,这主要与烧结(球团)工程原料、燃料含硫量有关;烟气治理工艺全流程的总SO_3脱除效率为79.93%～93.75%,且循环流化床干法脱硫+袋式除尘器的工艺组合对SO_3的脱除性能明显优于石灰石-石膏湿法脱硫。针对高SO_3的烧结(球团)项目(723.6 mg·m~(-3))首次实施碱喷射脱SO_3改造,工程实验表明,不同摩尔比(Na_2:SO_3)亚硫酸氢钠干粉喷射后,SO_3排放浓度降幅显著,烟气治理工艺全流程的SO_3总脱除效率从79.70%提高至96.31%～99.25%,电除尘器前后喷射(摩尔比(0.5+0.5)∶1)时SO_3排放浓度最低,为5.3 mg·m~(-3);NO_x、SO_2和颗粒物排放均满足超低排放限值要求。研究结果可为后续烧结(球团)烟气的SO_3排放控制提供参考。     

流化床中煤与稻秆混烧污染物排放特性

在自主设计的流化床上开展煤与稻秆混烧的实验。通过对燃烧过程中烟气成分及飞灰含碳量的分析,研究了质量掺混比、燃烧温度、流化风速及二次风率对混烧的影响。实验结果表明,掺混稻秆有效改善了煤的燃烧特性,随着质量掺混比的增加,NO_x、SO_2及CO的排放浓度降低,飞灰含碳量降低。当掺混比由0%增加至30%、温度为850℃时,NO_x排放浓度由506.25 mg·m-3降低至404.33 mg·m~(-3),SO_2排放浓度由762.86 mg·m~(-3)降低至522.86 mg·m~(-3)。随着燃烧温度的增加,NO_x与SO_2排放浓度增加,而CO排放浓度和飞灰含碳量降低。随着流化速度的增加,NO_x与SO_2排放浓度增加,CO排放浓度和飞灰含碳量先降低后增加,并分别在流化速度0.234 m·s~(-1)和0.26 m·s~(-1)时达到最低。随着二次风率的增加,SO_2排放浓度与飞灰含碳量降低,NO_x排放浓度与CO排放浓度先减小后增加,均在20%二次风率时达到最低。     

新型MnOx/CNTs催化剂低温选择性催化还原NO

采用等体积浸渍法制备了MnOx/CNTs催化剂,用于低温NH3选择性催化还原(SCR)NO的实验.使用BET,FT-IR,TEM和XRD对催化剂进行表征,结果表明:碳纳米管经混酸超声分散,增加了羧基活性基团,锰氧化物颗粒分布较均匀.在模拟烟气条件下,考察了催化剂的MnOx负载量、煅烧温度及质量和烟气流速比(W/F)对NO脱除率的影响.煅烧温度为773 K,MnOx负载量为10%时,NO脱除率达到98.56%;W/F为2～3 mg/(mL·min-1)时NO的脱除率更高.     

γ-Al_2O_3负载Mn基催化剂低温催化臭氧氧化NO

利用等体积浸渍法制备γ-Al_2O_3负载Mn基催化剂,考察了掺杂元素种类,掺杂元素与Mn元素摩尔比以及煅烧温度对NO低温(100℃)催化氧化活性的影响,并对催化剂在有SO_2或H_2O的烟气中的稳定性进行了探究。结果表明,掺杂元素为Ce,Ce/Mn=0.4,煅烧温度为500℃条件下制备的催化剂NO催化活性最佳,在NO体积浓度为500×10~(-6),臭氧浓度为20.9 mg·L~(-1),n(O_3)/n(NO)=0.2,反应温度为100℃,模拟烟气总流量为1.0 L·min~(-1),模拟烟气相对湿度为4%的条件下,NO的转化率最高可达70%。此外,还对催化剂在不同条件下的稳定性和活性恢复情况进行了探究。实验最终实现了在低O_3浓度条件下达到较高NO转化率的目的,为烟气脱硝提供了一种具有应用潜力的新技术。     

用于臭氧氧化烟气脱硝与烟气余热回收的一体化实验台

锅炉烟气中的NO_x是大气污染的重要原因之一。针对燃气锅炉NOx超低排放的要求、以及烟气中大量余热被浪费的现状,提出了烟气脱硝与余热回收一体化的新方法,搭建了一体化实验台,在逆流式烟气喷淋塔中,进行了采用臭氧氧化烟气脱硝、并同时回收烟气余热的实验研究。研究了O_3/NO摩尔比、液气比、碱液吸收对脱硝效果的影响,并对脱硝与余热回收的耦合关系进行了分析。在实验室实验的基础上,进一步进行了实际工程的中试研究。结果表明,烟气脱硝与余热回收一体化是可行的,实验台实验中,当烟气温度为83.0℃、喷淋水温度为46.4℃、液气比为14.8 m~3·L~(-1)、O_3/NO摩尔比为1.6时,脱硝率为30%,同时回收烟气余热量18.5 kW。     

新型MnOx/CNTs催化剂低温选择性催化还原NO

采用等体积浸渍法制备了MnOx/CNTs催化剂,用于低温NH3选择性催化还原（SCR）NO的实验。使用BET,FT-IR,TEM和XRD对催化剂进行表征,结果表明：碳纳米管经混酸超声分散,增加了羧基活性基团,锰氧化物颗粒分布较均匀。在模拟烟气条件下,考察了催化剂的MnOx负载量、煅烧温度及质量和烟气流速比（W/F）对NO脱除率的影响。煅烧温度为773 K,MnOx负载量为10%时,NO脱除率达到98.56%;W/F为2-3 mg/（mL·min^-1）时NO的脱除率更高。     

大型燃煤机组SCR脱硝系统优化

江西某电厂660 MW燃煤机组SCR系统氨逃逸严重,催化剂层老化迅速,空预器运行短时间内会堵塞。为了改善SCR系统氨逃逸问题和机组运行可靠性,通过数值模拟的方法,结合物理模型速度场冷态实验及现场NO_x浓度测试结果,建立脱硝系统三维模型,模拟了不同圆盘导流板安装角度及不同喷氨方案下SCR系统流场分布。对模拟结果进行对比和分析,提出适当调大圆盘导流板倾角和合理差异化调整各喷口喷氨参数的优化方案,使第一层催化剂层入口处NH_3浓度、NO_x浓度和NH_3/NO_x分布都能很好地满足设计和运行要求,为大型燃煤机组SCR脱硝系统的优化调整和运行提供参考。     

百万燃煤机组烟气污染物超低排放改造费效评估

随着我国火电厂大气污染物排放标准的日趋严格,燃煤发电企业陆续开展环保装备升级改造工作,其中部分燃煤电厂已完成大气污染物超低排放改造工作。目前,针对超低排放改造后的成本效益,仍缺乏系统性的分析及评估。基于大量电厂运行DCS及CEMS数据,以某百万燃煤机组烟气污染物超低排放技术改造的情况为实际案例,采用费用-效益分析的方法,对其展开超低排放技术运行经济性评估及研究。同时,结合情景分析,研究负荷、含硫量及年发电时间等关键影响因素变化对污染物脱除成本的影响。结果表明:改造后,污染物(SO_2、NO_x及PM)脱除成本比改造前增加约13~20元·(MWh)-1,约占上网电价的2.8%~4.4%。改造后,该电厂SO_2、NO_x及PM排放绩效分别达到0.048、0.109及0.007 g·(k Wh)-1,每年可产生环境效益约1 344万元。此外,提升机组运行负荷能显著降低污染物脱除装备运行成本从实际运行平均负荷(66%负荷)提高到满负荷运行,FGD、SCR脱硝及ESP+WESP除尘单位发电量运行成本分别可下降约30.5%、32.1%和38.1%。     

活性粉末脱硝剂制备及其催化还原NO_x性能

采用熔化分散冷凝法微胶囊技术以蜂蜡为壳材包覆高锰酸钾作为活性添加剂,铵盐、干燥剂、活性添加剂和助燃剂以100∶25∶2∶1的比例混合制备粉末脱硝剂,将其喷入模拟烟气中进行催化还原NO_x实验并确定了最佳反应条件:当模拟烟气流量为4.8 m~3·h~(-1),反应温度600~900℃,氨氮物质的量之比1.15∶1,活性添加剂质量分数1.5%,进口烟气NO浓度为500 mg·m~(-3)时,NO_x转化率最高,可达90%以上。活性粉末催化还原NO_x反应温度窗口宽、NO_x转化率高,投资低,有望适应我国中小型燃煤锅炉脱硝需求。     

燃煤电厂典型超低排放除尘技术组合下的尘排放特性

为研究典型超低排放除尘技术组合下的尘排放特性,梳理了目前超低排放除尘技术改造的主流技术路线,归纳出典型的7种改造技术路线。依据典型的改造技术路线,选择了27台在2015—2017年完成改造的燃煤发电机组,并对其烟尘排放进行长期的连续监测,根据机组长期运行的排放表现对典型超低排放除尘技术路线的实际减排效果进行量化对比分析。结果表明,7种除尘改造技术路线均可达到控制烟尘排放浓度在10 mg·m~(-3)以下的超低排放标准,其中路线6改造后尘浓度控制在2 mg·m~(-3)以下。对减排效率的研究表明,各技术路线改造后的减排效率均可达到99.97%以上,计算得到机组的平均排放因子为0.025 7 kg·t~(-1)(95%置信区间0.025 4～0.026 1 kg·t~(-1)),其中路线6的排放因子最低,为0.008 6 kg·t~(-1)(95%置信区间0.008 4～0.008 8 kg·t~(-1))。     

SCR脱硝系统分区控制式喷氨格栅的优化

安徽芜湖电厂2~#炉喷氨格栅采用分区控制式喷射技术。由于格栅阀门开度、浓度场、速度场三者之间耦合较差,导致反应器出口烟道NH_3/NO_x分布极不均匀,实测NO_x最大偏差达74.7 mg·m~(-3),NH_3逃逸率最高达11.4μL·L~(-1),下游空气预热器安全运行受到严重影响。基于全区域NH_3/NO_x等摩尔比理念,并综合考虑该反应器入口的浓度场和速度场状况进行喷氨格栅优化。调整后,在660、500、330 MW3种典型工况下,NO_x浓度最大偏差分别降至5.8、10.3、11.8 mg·m~(-3),NH_3逃逸率由调前的4.64μL·L~(-1)分别降至调后的2.67、3.03、2.14μL·L~(-1)。系统总效率基本不变,但效率峰谷差异下降明显。     

MnOX/ACF低温选择性催化还原烟气中的NO

进行了MnOX/ACF(活性炭纤维)对低温选择性催化还原(SCR)NO的影响研究.实验表明,ACF先经浓酸预氧化,然后再负载MnOX催化剂,对NO脱除率的提高较明显,并且以20%(质量分数)HNO3预氧化处理的效果最佳.比较了相同制备条件和相同负载量下的MnOX/ACF和V2O5/ACF的催化效果,认为在同等条件下MnOX的活性高于V2O5.考察了不同负载量的MnOX对NO脱除率的影响,较理想的MnOX负载量为12%(质量分数).在此基础上就不同的催化剂质量和烟气流速比(W/F)对NO脱除率的影响进行了研究,结果表明,在低温、W/F为2～3 mg/(mL·min-1)时NO的去除率较高.     

硫酸化钛铈氧化物催化剂的抗重金属中毒

工业烟气中氮氧化物高稳定净化催化剂的开发是实现烟气超低排放的重要需求。目前工业上应用最广的SCR商业V₂O₅-WO₃/TiO₂催化剂往往面临重金属中毒失活的难题。采用浸渍法改性CeO2载体,开发了具有优异抗重金属(Pb、Zn、Cd)中毒性能的硫酸化钛铈氧化物催化剂。在气体小时空速(GHSV) 360 000 h^-1、温度300℃条件下,硫酸化钛铈氧化物催化剂Pb、Zn、Cd中毒后NO转化率分别为75%、73%、63%,比商用V₂O₅-WO₃/TiO₂催化剂Pb、Zn、Cd中毒后NO转化率分别增加了28%、36%、43%。Raman表征结果显示,硫酸化钛铈氧化物催化剂Pb中毒后仍然保持了较高的氧空位浓度。XPS和H₂^-TPR表征结果显示,Pb与SO₄^2-发生相互作用,保护了催化剂表面的Ce活性位点,从而抑制...     

DOC/SCR组合方式及关键参数对NO_x转化效率的影响

在柴油机中等转速下,通过改变柴油机氧化催化器(DOC)和选择性催化还原催化器(SCR)的组合方式,以及改变喷嘴位置、两级SCR载体间距和催化剂成分,获得各种条件下的NO_x转化效率,为优化组合方式和关键参数提供重要数据支撑。结果表明:增加尿素喷嘴与SCR入口的相对距离,NO_x转化效率升高,喷嘴距离为45 cm较为合适;载体间距的增大,NO_x转化效率先略有升高,后急剧下降,间距为2 cm较为合适;载体体积增大,NO_x转化效率明显升高,在满足目标NO_x转化效率的前提下,载体体积不宜过大;DOC与SCR的组合方式对NO_x转化效率具有明显差异,前置DOC能够有效的提高NO_x转化效率;在催化条件下,NO_x转化效率由高到低排序为:铜基钒基铁基;对于复合催化剂而言,铜铁复合基铁铜复合基。     

中试规模下蜂窝式Mn-Ce/Al_2O_3脱硝催化剂的低温性能

采用自行设计的反应装置,研究中试规模条件下关键参数对蜂窝堇青石Mn-Ce/Al_2O_3催化剂脱硝效率的影响以及抗硫抗水性能,并通过扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)、X射线衍射(XRD)和比表面积测试仪(BET)研究催化剂的理化性质。结果表明,反应温度、空速、氨氮比对催化活性均有明显影响,同时,催化剂对氮氧化物浓度有较强适应性,NO浓度在134～469mg·m~(-3)区间内脱硝效率均可保持在75%以上。催化剂在100℃,空速3 336h~(-1),[NH_3]/[NO]为0.9,烟气量20m~3·h~(-1)条件下连续反应168h,其催化效率可以稳定保持在75%～80%,说明蜂窝式Mn-Ce/Al_2O_3具有良好的稳定性。催化剂在含5%H_2O气氛中催化效率由80%减少至60%,在去除H_2O后抑制作用消失。反应气中通入143mg·m~(-3)SO_2后催化效率由80%降低至62%,停止通入SO_2后活性不能恢复。同时通入143mg·m~(-3)SO_2和5%H_2O,催化效率下降并维持在53%左右,停止通入后活性恢复至67%。通过对SO_2中毒前后的催化剂表征分析可得,SO_2存在条件下生成的硫酸铵盐堵塞了20nm孔径以下的部分孔道,覆盖了催化剂表面活性位点,是引起效率下降的主要原因。     

非沥青基煤质氧化活性炭的脱硝特性

采用固定床反应器、XPS、FTIR和BET等技术研究了脱硝过程中脱硝时间和温度与烟气中NH_3和O_2浓度对非沥青基煤质氧化活性炭(NPAC-WO)脱除NO的影响及其作用机理。结果表明:在脱硝反应初期生成新活性位或活性官能团促使脱硝率由15.94%增大为39.89%;烟气中O_2浓度增加有利于NO_x脱除;在30℃,NPAC-WO无氨条件下可直接吸附NO_x,V(NH3)/V(NO)大于0.8时,NH_3存在也可促进NO_x脱除;低温和高温均利于NO_x的脱除,在30℃和250℃时,脱硝率分别高达73.05%和99.20%。     

超低排放背景下燃煤电厂烟气控制技术费效评估

在煤电机组超低排放趋势背景下,煤电企业需积极开展燃煤电厂大气污染物排放控制关键技术研究,快速推进环保升级改造,以期实现低成本下燃煤机组大气污染物的超低排放。基于环境审计中成本效益估算原则,收集实际工程案例投资和运行参数,建立了烟气脱硫、脱硝技术费效数据库,评估了燃煤电厂典型大气污染物控制技术的费用效益。烟气脱硫技术中,循环流化床半干法单位装机容量的系统初投资、年运行费用分别为25.78万、5.68万元/MW,均高于石灰石/石膏湿法。烟气脱硝技术中,选择性催化还原(SCR)技术的效费比仅为1.15,显著低于选择性非催化还原(SNCR)技术(1.63)和SNCR/SCR联用技术(1.36),但SCR技术脱硝效率高达80%,而SNCR技术的脱硝效率仅为30%,因此脱硝技术选型时不宜将效费比作为唯一参考指标。