燃煤电厂SCR催化剂积灰治理技术介绍-16-08-11

目录I燃煤电厂燃煤电厂SCRSCR催化剂积灰治理催化剂积灰治理技术介绍技术介绍目录II目录目录1SCR烟气脱硝技术..11.1SCR脱硝反应机理11.2SCR脱硝系统的布置方式12飞灰的危害22.1催化剂堵塞22.2催化剂磨损32.3催化剂中毒43催化剂积灰治理措施43.1省煤器灰斗优化...53.2加装大颗粒灰滤网...73.3吹灰器..83.4治理措施比较...94大颗粒灰滤网设计..104.1滤网形式104.2滤网寿命134.3滤网防堵及防侵蚀.154.4滤网网格形式.164.5滤网设置原则.185CFD设计举例（LPA滤网和灰斗设计）.195.1CFD模型195.2模拟计算206工程应用..236.1国内工程应用.236.2国外工程应用..246.3小结..257结论..26参考文献.27第1页共27页1SCR烟气烟气脱硝技术脱硝技术氮氧化物减排是我国“十二五”新增的减排任务，根据“十二五”节能减排综合性工作方案规定到2005年全国氮氧化物排放总量要比2010年下降10%。在众多烟气脱硝技术中选择性催化还原法（SelectiveCatalyticReduction，SCR）是脱硝效率最高，最为成熟的脱硝技术，其NOx的脱除率可达80%-90%。从世界首台SCR系统的示范工程在日本建成至今，已经得到了广泛应用。目前在欧洲和日本已有300多台大型装置的成功应用经验。美国政府也将SCR脱硝技术作为电厂控制NOx排放的主要技术。1.1SCR脱硝反应机理脱硝反应机理SCR技术原理是将还原反应剂氨（NH3）喷入流过催化剂的烟气中以有效的将NOx转化为氮气和水蒸气：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O6NO+4NH3→5N2+6H2O6NO2+8NH3→7NO2+12H2O2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O催化剂是SCR烟气脱硝技术的核心，其性能直接影响SCR系统的整体脱硝效果。目前火电厂SCR烟气脱硝工程广泛应用的催化剂是V2O5/TiO2基催化剂。TiO2是催化剂的有效载体，V2O5是V2O5/TiO2基催化剂中最主要的活性组分。WO3或MoO3活性助剂能够提高催化剂的活性，减少催化剂的硫酸盐化，提高催化剂的抗中毒能力。[1]1.2SCR脱硝系统的布置方式脱硝系统的布置方式SCR脱硝系统布置目前主要有高粉尘布置、低粉尘布置、FGD末端布置等三种方式。高温高尘布置方式是指SCR反应器布置在省煤器和空气预热器之间，高温低尘布置方式是指SCR反应器布置在省煤器后的高温电除尘器和空气预热器之间。低温低尘布置(或称尾部布置)方式是将SCR反应器布置在除尘器和烟气脱硫系统之后。FGD末端布置是将SCR反应器布置在脱硫系统与烟囱之间。在三种布置方式中，高粉尘布置的SCR工艺由于处在较高反应温度300~400℃，可选择的催化剂的种类较多；同时相对于低粉尘布置和末端布置来说省去了烟气再热系统，从而节省了投资和运行成本；况且早已完成工业化运用，并已有20年的运行经验。因此高粉尘布置的SCR工艺是目前火电厂烟气脱硝广泛采取的工艺。[2]但是，由于省煤器与空气预热器之间区域的烟气中携带有大量的飞灰，使得高粉尘布置第2页共27页的SCR反应器长期处于高尘烟气环境中，造成脱硝催化剂极易堵塞、磨损和中毒。2飞灰的危害危害SCR技术中催化剂是其重要组成部分。在实际运行中，由于煤质与设计值常出现偏差，尤其是飞灰含量常常超过设计值，导致出现飞灰堵塞催化剂的现象，飞灰中携带的碱金属（如K2O和Na2O等）还会引起催化剂的中毒，另外飞灰的高速冲刷会导致催化剂出现机械损坏，使得SCR脱硝系统阻力增加，催化剂活性下降。这不仅影响系统的脱硝效率和NOx的达标排放，而且会造成还原剂NH3夹带量的增加，对下游设备造成腐蚀，引起设备安全性问题[3]。2.1催化剂堵塞催化剂堵塞烟气中细小的飞灰颗粒沉积在催化剂表面的微孔中，造成微孔堵塞，阻碍烟气中的NOx、NH3、O2到达催化剂的活性表面，导致催化剂的脱硝能力下降。飞灰沉积在催化剂表面，甚至在发生化学反应的情况下，阻止气态反应物扩散进入催化剂微孔。到达催化剂的活性表面，飞灰中的游离CaO可能与由SO2氧化生成的SO3发生反应，在催化剂表面形成低孔隙度的CaSO4层，遮蔽催化剂表面，阻止反应物向催化剂表面的扩散以及扩散进入催化剂内部。大颗粒灰(特别是爆米花灰)是一种低密度灰，疏松多孔，密度多小于水，外形不规则，极易达到10mm及以上的尺寸，如图2-1所示，多形成于锅炉受热面，较难通过扩展烟道降低流速的手段使其沉降[2]。无论是蜂窝式催化剂还是平板式催化剂，大颗粒灰只要被烟气携带到催化剂表面均会导致催化剂的堵塞，削弱整套脱硝系统的脱硝能力，一旦部分通道被堵塞，灰的堵塞面积会快速增加，致使SCR系统失去效用，我国燃煤机组燃用煤