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脱硝培训教材新
第一章脱硝技术介绍
在火电机组排放的多种大气污染物中,氮氧化物是最近三十多年来受到世界极大关注的一种污染物。
氮氧化物的排放对人体的致毒作用、对植物的损害以及在酸雨和光化学烟雾的形成、对臭氧层的破坏中所起的作用已经得到了科学的证明。
随着今后电力工业的发展,NOx排放量将越来越大。
如果不加强控制,NOx对我国大气环境污染所造成的严重后果将不堪设想。
第一节概述
一般意义上的氮氧化物包括N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4、N2O5等,但对大气造成污染的主要是NO、NO2和N2O。
燃烧过程中产生的氮氧化物主要是NO和NO2——被统称为NOx。
在绝大多数燃烧方式中,产生的NO占90%以上,其余为NO2。
上个世纪40年代在英国、50年代在美国以及60年代在德国都有关于NOx的危害的报道。
60年代氮氧化物被国际社会确认为大气的主要污染物之一,随后在对NOx的形成与危害机理进行深入研究的基础上,开发了多种控制氮氧化物排放的实用技术。
从最初的控制燃烧方法,到后来的烟气脱硝技术,这些技术的应用为减缓火力发电厂排放氮氧化物对大气环境造成的压力发挥了重要作用。
一、NOx的形成机理
在化石燃料的燃烧过程中,NOx的生成通过三种机理,三种机理所生成的NOx分别称作燃料型NOx(FuelNOx)、温度型或热力型NOx(ThermalNOx)和快速型(或速度型)NOx(PromptNOx):
1.燃料型NOx
燃料本身所含的氮的有机物诸如喹啉(C5H5N)、吡啶(C9H7N)等,在高温下释放出氮和氧化合生成的NOx,称作燃料型NOx。
2.温度型或热力型NOx
燃烧时空气中的N2在高温下氧化生成的NOx,称作温度型或热力型NOx。
3.快速型(或速度型)NOx
碳氢燃料在燃料过多时燃烧所产生的NOx,称作快速型(或速度型)NOx,对于大多数的矿物燃料,这类NOx含量较小。
温度、氧浓度、燃料含氮量和反应时间是燃烧过程中影响NOx生成量的主要因素。
在这些因素中,又以温度的影响最强。
根据Zelkowski(1986)的研究结果,在煤粉燃烧装置常规氧量运行条件下,NOx生成量与温度之间的关系存在一个“边界温度”,高于该“边界温度”时,NOx生成量将随温度的升高以指数规律增加,这个“边界温度”大约为1300℃。
下图就是Zelkowski给出的NOx的生成量与温度的关系曲线。
二、NOx的控制方法
1.NOx的控制方法分类
见诸于文献资料上有关NOx的治理方法有几十种之多,这些方法大体上可以分为两大类——一级污染预防(primarypollutionprevention)措施和二级污染预防(secondarypollutionprevention)措施。
一级污染预防措施
(1)一级污染预防措施是指在NOx生成前的所有控制措施。
一级污染预防措施主要是通过改进燃烧方式减少NOx的生成量。
基于NOx的形成受温度的影响极大这一规律,可以通过改进燃烧方式避开使NOx大量生成的温度区间,从而实现NOx的减排。
主要有以下几种途径:
1)低氧燃烧或低过量空气系数(LEA);
2)烟气再循环(FGR);
3)降低空气预热器温度(RAP);
4)分段燃烧,两段燃烧式、三段燃烧式。
三段燃烧是在两段燃烧的基础上增加再燃烧——“reburning”;
5)上部燃尽风(OFA);
6)燃料分级等。
燃烧方式的改进通常是一种相对简便易行的减少NOx排放的措施,但这种措施会带来燃烧效率的降低,不完全燃烧损失增加,而且NOx的脱除率也不够高,因此随着环保要求的不断提高,燃烧的后处理越来越成为必然。
二级污染预防措施
(2)二级污染预防措施是指在NOx的生成后的控制措施,即对燃烧后产生的含NOx的烟气(尾气)进行脱氮处理,又称为烟气脱硝(FluegasdeNOx)或废气脱硝(WastegasdeNOx),或简称为deNOx。
第二节烟气脱硝工艺分类
一、烟气脱硝工艺可以分为两大类——湿法和干法
1、湿法是指反应剂为液态的工艺方法;
2、干法是指反应剂为气态的工艺方法。
无论是干法还是湿法,依据脱硝反应的化学机理,又可以分为还原(Reduction)法、分解(Decomposition)法、吸附(Absorption)法、等离子体活化(Plasmaactivation)法和生化(Biochemical)法等。
湿法有气相氧化液相吸收法和液相氧化吸收法等,干法有选择性催化还原法(SCR)、选择性非催化还原法(SNCR)等。
目前世界上使用最广泛的方法是选择性催化还原法(SCR)和选择性非催化还原法(SNCR)。
二、选择性还原法
烟气脱硝的选择性还原法是利用氨(NH3)对氮氧化物(NOx)的还原功能,在一定条件下将NOx还原为对大气没有多大影响的N2和水。
“选择性”在这里是指NH3只选择对NOx进行还原。
1、选择性还原的化学过程
由于烟气成分的复杂性和氧的存在,伴随着NH3对NOx还原的主反应还会发生一系列副反应并生成相应产物,在NH3对NOx的选择还原过程中会有以下17种之多的化学反应同时进行。
(1)4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O
(2)6NO+4NH3→5N2+6H2O
(3)6NO2+8NH3→7N2+12H2O
(4)2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O
(5)4NH3+3O2→2N2+6H2O
(6)4NH3+5O2→4NO+6H2O
(7)4NH3+7O2→4NO2+6H2O
(8)2NH3+2O2→N2O+3H2O(9)2NH3+8NO→5N2O+3H2O
(10)4NO+4NH3+3O2→4N2O+6H2O
(11)12NO2+16NH3+73O2→14N2O+24H2O
(12)2SO2+O2→2SO3
(13)NH3+SO3+H2O→NH4HSO4
(14)2NH3+SO3+H2O→(NH4)2SO4
(15)2NH4HSO4→(NH4)2SO4+H2SO4
(16)2NH4HSO4+4NH3→(NH4)2SO4
(17)NH3+HCI→NH4CI
在上述反应中,反应式(3-1)~(3-4)是NOx被还原生成为N2和水的反应,是希望发生的反应,是这一过程的主要反应。
由于NO是烟气中NOx的主要成分,所以主反应中(2-1)式所代表的反应又是最主要的反应。
反应式(3-5)~(3-17)是不希望发生的反应,是该选择性还原过程的副反应。
这些反应虽然在整个化学过程中所占的比例不大,但其中有些反应的生成物属于对环境或对设备有害的物质。
比如其中式(3-8)~(3-11)的反应所生成的N2O是一种温室气体,能产生温室效应影响气候,而且还对臭氧层有破坏作用。
反应式(3-12)~(3-16)所代表的化学反应中,烟气中的SO2被氧化成SO3,继而再和过量氨反应生成硫酸铵((NH4)2SO4)或硫酸氢铵(NH4HSO4),这两种物质对下游设备造成的损害也是不能忽视的问题,所以这些反应都是应该力图抑制的。
反应式(3-17)表示可进一步与CO2或HF产生的副反应。
2、选择性催化还原与选择性非催化还原
任何一个化学反应都存在适宜反应发生的温度,通常把适宜发生反应的温度区间称为“温度窗”,NH3对NOx的选择还原在有催化剂存在和没有催化剂存在的情况下,具有不同的“温度窗”。
在不添加催化剂的时候,较理想的NH3对NOx的还原温度窗为850~10000C,低于该温度区间NOx的还原速度就会变得很慢,而且当温度在1050~12000C时,氨本身还会被氧化成NO。
通过添加不同种类的催化剂,上述温度窗可以降低到250~4200C之间,甚至可以低到80~1500C。
不添加催化利的方法称为“选择性非催化还原法”,简称SNCR法,是该方法的英文名称SelectedNon-CatalyticReduction的缩写。
添加催化剂的方法称为“选择性催化还原法”,简称SCR法,是该方法的英文名称SelectedCatalyticReduction的缩写。
SCR法和SNCR法的温度窗比较见下图
选择性催化还原与选择性非催化还原的温度窗比较
三、选择性催化还原法
目前,国际上日趋严格的NOx排放控制法规,促使NOX控制技术的研究得到了前所未有的发展。
选择性催化还原法(SCR)由于具有很高的NOX脱除率这一突出优势,所以虽然它的投资和运行费用都很高,但仍是目前应用最广泛的一种烟气脱硝工艺,因为就当前的技术水平而言,它是唯一能够满足严格的排放要求的一种脱硝技术。
自20世纪80年代以来,这一技术已经成功应用于燃气、燃油、燃煤的电站锅炉,工业锅炉、垃圾焚烧锅炉、石油精练厂,炼钢厂、硝酸厂和玻璃制造厂的燃用各种燃料的锅炉的烟气治理。
1、工艺流程
选择性催化还原系统安装于锅炉省煤器之后的烟道上,NH3通过固定于氨喷射格栅上的喷嘴喷入烟气中,与烟气混合均匀后一起进入填充有催化剂的脱氮反应器。
反应器通常竖直放置(也有个别水平放置的),NOx与NH3在催化剂的作用下发生还原反应。
反应器中的催化剂分上下多层,经过最后一层催化剂后,使烟气中的NOx控制在排放限值以内,图2-4为该系统的简单示意。
图中的SCR反应器中有三层催化剂(其中一层备用),省煤气旁路是用来调节温度的,即通过调节经过省煤器的与通过旁路的烟气比例来控制反应器中的烟气温度,氨喷射器安装位置在SCR反应器的上游足够远处以保证喷入的氨与烟气充分混合。
根据不同种类催化剂的适宜工作温度范围,SCR可分为高温工艺、中温工艺和低温工艺,其划分标准是:
高温SCR工艺的适宜温度范围为345~590℃;
中温SCR工艺的适宜温度范围为260~380℃;
低温SCR工艺的适宜温度范围为80~300℃。
2、催化反应器的布置
脱氮反应器是SCR工艺的关键设备,它的安装位置有多种可能,可以安放在省煤器之后——称之为高含尘烟气段布置;也可以安装在电除尘器之后——称之为低含尘烟气段布置;还可以安装在脱硫装置之后即整个烟气净化系统的尾端——称之为尾部烟气段布置。
见图2-5。
(1)高含尘烟气段布置
由于这段的烟气温度一般在300~500℃之间,多数催化剂在此温度范围内有足够的活性。
因此,这种布置方式的优点是烟气不必加热就能满足适宜的反应温度。
但布置在这一位置带来的的缺点是这里的烟气尚未经过除尘,飞灰颗粒对催化剂的冲蚀比较厉害,飞灰中的有害物质,特别是其中砷(As)的氧化物对催化剂的活性损害会比较大。
又由于催化剂处于高温烟气中,烟温受上游燃烧设备的影响直接,若温度过高会使催化剂烧结失活。
所有这些情况都容易造成催化剂寿命缩短,所以这种布置方式往往需要加大催化剂体积以弥补以上各种因素对催化剂的不利影响.
另外,由于催化反应器的下游还有空气预热器和烟气脱硫(FGD)等重要设备,未反应完的NH3和烟气中的SO3生成的硫酸铵、硫酸氢铵可能对后面这些设备产生损害,甚至还会影响粉煤灰的质量造成粉煤灰综合利用的困难。
高含尘段布置的另一个问题是,当对已经建成的机组进行加装SCR系统的改造时,可能会因可利用场地的限制使这种布置方案的实施遇到困难,出现这种情况往往还会同时带来建造费用高、停机时间长等问题。
(2)低含尘烟气段布置
低含尘烟气段布置方式虽然没有了高含尘量和高温所导致的某些缺点,但可能出现一些新问题。
最常出现的是飞灰在催化剂上的沉积。
这是由于经过除尘之后烟气中的颗粒物,尤其是粒径较大的颗粒物大大减少,使得烟气粉尘含量高的时候所固有的自清洁作用随之失去,因此烟气中未被除去的极细小的粉尘非常容易沉积催化剂上,降低催化剂的活性。
另外这种布置方式需要采用高温电除尘器,投资费用和运行要求都要相应提高。
再就是前面所谈到的高含尘段布置易发生的由于硫酸铵和硫酸氢铵的沉积对空气预热器等下游设备的危害,在低含尘段布置方式中依然存在。
(3)尾部烟气段布置
尾部烟气段布置是将SCR反应器布置于整个烟气净化系统的末端,见图2-5a),这种布置的优点是经过除尘和脱硫之后的烟气可以使催化剂既不受高浓度烟尘的影响也不受SO3等气态毒物的影响。
有利于保持催化剂的活性和延长使用寿命,但缺点是烟气温度过低(湿法脱硫系统的烟气温度大约为55℃,半干法约为75℃),目前所有SCR催化剂都不能适用于如此低的温度,所以必须重新对烟气加热,根据欧共体国家的经验,用天然气加热烟气时,每150MW电出力所需耗用的天然气约为每小时1000m3。
如此大量的能量消耗所带来的高额运行成本是这种方式推广的最大障碍。
另外,由于SCR反应器出来的烟气温度一般都在350~400℃之间,所以还需要利用热交换器进行冷却,使烟温度降为120℃左右以达到排放要求。
为了降低这种布置方式所造成的高额运行费,Haji-Javad于1986年提出了出了另一种形式的尾部尘烟气段布置,如图2-5b)所示。
这种形式仍保留了将SCR反应器放在除尘器和脱硫设备的后面的布置方式,但却不从系统外引入热源对从脱硫系统(FGD)出来的低温烟气加热,而是利用从省煤器出来的烟气通过一个热交换器把脱硫后的低温烟气加热到脱氮反应所需的温度后引入SCR反应器。
这种新方案的另一点改进是将空气预热器移至SCR反应器之后,让脱硝后的烟气再和送入炉膛的空气在预热器进行热交换、降温后排入烟囱。
由于烟气是经过除尘处理的,所以这种布置方式所用的空气预热器可采用旋转式热交换器,它不会由于旋流造成的泄漏污染清洁空气,使烟气粉尘含量超标。
这种布置方式既保持了图2-5a)原来的优点,又免去了从系统外输入热量加热烟气所带来的额外能耗。
和方案a)相比这种新方案概括起来具有以下优点:
1)不必消耗高价燃料(天然气、汽油)再热烟气,因此也不需要增添加热燃烧所需要的辅助安全措施;
2)由于烟气中不混入附加的燃烧空气和燃烧后的排气,SCR反应器的建造体积可减少8%~12%;
3)由于通过空气预热器泄漏的的烟气发生在烟囱的入口处,省煤器后面布置的设备如ESP、FGD、引风机、烟道等的设计容量减少6%~10%。
但这个这个方案仍存在一些不足,如停炉改造时间长以及空气与烟气温度的改变可能会对现有锅炉的热力状态产生影响,比如这种布置方式会影响锅炉的热效率,使之降低约1.5%。
3、工艺系统
SCR工艺主要由三部分组成,即供氨系统、催化反应系统、以及控制系统,对于某些布置方式还有烟气再热系统等附属设施。
(1)供氨系统
目前付诸商业应用的SCR还原剂有氨、尿素和苛性氨等。
其中应用最广泛的是氨。
1)氨的贮存和运输
烟气脱硝所用的氨,可以是液态氨(无水氨)、稀释氨(氨水)或气态氨。
在这三种相态中,气态氨不存放,稀释NH3的存放和运输都比较方便,除了在市区内为了防止它挥发逃逸对环境产生不良影响而建议采用压力罐存放之外,没有其它特殊要求。
液氨是一种高毒性的物质,对它的防护安全问题受到了相关职业安全和健康管理部门以及环保主管部门的重视,各国都建立了相关的法规对它的贮存、运输和使用进行严格的规范与限制。
所以,这里着重讨论液态NH3的贮存和运输。
大量的液态NH3由压力罐车火车运送,小量的由钢瓶或压力罐由公路运送,无论火车运输还是汽车运输,都必须具有运输危险化学品的资质。
送到后利用气体平衡方法用专用泵将液态NH3打到贮罐内。
为防止万一发生氨气泄漏,泵房及罐车都装配有喷洒系统。
冲洗后含有氨的污水不许直接排放,以免对水体造成污染。
NH3是一种有毒物质,易挥发,大量贮存NH3必须通过安全评价和经主管部门审批,并根据要求采取一切必要的安全措施。
氨一旦泄漏将是十分危险的
2)氨的喷入系统
氨的喷入系统由氨汽化装置、喷射格栅和喷嘴组成。
氨喷入烟气之前需要先用热水或蒸汽,或者用专门的小型电器设备加热进行汽化。
汽化后的氨与空气混合,用于混合的气体通常是引自空气预热器的一股热风,混合比例为95%~98%的空气、2%~5%的氨。
(2)催化反应系统
催化反应系统是由催化反应器以及与之相连的管道组成。
催化反应器通过设计合理的过渡段与烟气管道相连接,为了保证反应器内催化还原反应能够充分进行,需要在上游的烟气管道中配置烟气混合装置和转向导流装置。
另外还需要在反应器内安装吹灰器,以使催化剂保持清洁和反应活性。
燃煤锅炉烟气脱硝的SCR反应器都在很高的位置上垂直放置(燃天然气或燃油锅炉的反应器可以水平放置),在大部分设计中,烟气都是先在向上流动的烟道与氨混合,然后经过水平烟道再折转向下流过脱硝催化反应器。
SCR反应器和烟道的设计都采用传统的烟气流速用来保持飞灰在烟气中处于悬浮状态。
由于催化反应器需要占用很大的空间,因此对于老厂加装烟气脱硝系统的改造工程来说,场地问题往往成为设计工作中经常遇到的难题。
针对这种情况,目前我国已经要求新建电厂必须预留能够容纳烟气脱硝系统的场地。
一台锅炉通常配两套催化反应器,每套反应器处理总烟气量的1/2。
(3)控制系统
SCR控制系统的目标是在保证完成NOX的设定脱除量的前提下,使催化剂的寿命最长、氨的逃逸最少、空气预热器上的沉积物和腐蚀最小。
最常用的SCR控制系统是依赖于一个简单的前馈环(带反馈调整),这个前馈环的基础是烟道NOX排放量和随负荷而变的NOX所需氨注入量的实验曲线。
即加氨量由催化剂上游NOx浓度和烟气量所给出的正向信息控制,同时将SCR后实际NO2值和规定NOx值进行比较,用反馈信号来修正喷氨量。
一般不用氨逃逸量作为反馈信号。
为了实现更为高效的控制,一种对控制系统的改进是利用基于人工智能、自适应神经网络、先进的控制和优化技术的优化程序组。
这一改进的出发点是基于NOX排放量是多个变量的函数,其中包括锅炉炉型、燃烧温度、燃料的化学成分、低氮燃烧控制方式的设计和运行、煤/空气分配、烟气含氧量、煤粉的颗粒尺寸等等。
所有这些因素都对NOX的形成有影响。
而来自烟道的NOX信号和分析指令延迟往往使氨注入量不够准确,这就导致控制性能变坏,其结果是造成NOX脱除率下降或氨的流失增加。
而高的氨用量增加了硫酸铵和硫酸氢铵的生成,它们在催化剂上的沉积又减少了催化剂的寿命和空气预热器效率下降等一系列问题。
神经网络是一个通用的函数逼近器,用它可以表示任何物理模型,而这些物理模型可以很容易地由试验数据、历史数据或者将二者相结合来得到。
这就使得人们能够兼顾多个目标,比如既减少NOX排放又改进锅炉的热耗率等,而与此同时仍可保持电厂的其它参数如蒸汽温度、LOI和CO等在所希望的范围之内。
在闭环监控模式下,通过测量关键的过程参数,由软件优化系统中各装置的性能或达到它所希望的目标。
运用这样的软件组可以使热力系统和SCR的性能获得整体提升。
系统设置到动态地调节最佳偏离或基于当前装置运行条件和所希望目标的设置点。
这样的人工智能的软件改善了锅炉性能和NOX的控制。
可以达到装置的最大整体效益。
美国Pegasus技术公司将这种先进的控制和SCR系统动态控制的优化方案用于一个500MW的燃煤机组,不但将NOX排放减少15%,而且改进了机组的热效率,每年节省的运行费达到525000美元以上。
四、主要设备
1.催化反应器
SCR工艺最关键的装置是催化反应器。
催化反应器是一个与尾部烟道相连的安装催化剂和完成脱氮反应的的容器,如前所述,催化剂反应器有高灰段、低灰段和尾部烟气段布置方式。
催化剂固定在反应器中,催化剂的支撑结构在保证牢固的情况下还应注意排列合理,尽量减少对烟流的阻碍,以及避免产生涡流出现烟气回流。
图2-6是两种典型的催化反应器及其相连管道的结构,图中B—C段为反应器主体,反应器中各放置了三层催化剂,A截面为NH3的喷入截面,喷入截面选择在催化剂上游足够远处,以达到使氨与烟气在SCR反应器前有较长的混合区段。
为了保证NH3与烟气的均匀混合,还在管道的所有拐弯处和变截面处加装了导流板。
2.吹灰器
催化剂被污染会对整个系统的运行产生严重的影响,为保证理想的脱除效率,催化剂表面必须保持清洁。
在反应器内安装吹灰器对催化剂进行定期清洁是解决这一问题的有效方法。
目前有两种基本的技术用于灰尘的清除,第一种是声波清灰技术,第二种是通过引入某种清洗介质的吹灰技术。
利用声波清灰的方法对含有均匀的干的粉尘状沉积物的如布袋除尘器、锅炉受热面之类的设备非常有效,但对于SCR设备,应用这种方法却缺乏成功的资料记录。
而目前被广泛接受的方法是第二种,即通过可伸缩的吹灰器引入一种清洗介质,使用清洗介质对催化剂进行“冲刷”。
能伸缩的作用是使吹灰器的位置能够调节,让催化剂得到均匀适当的清洁而不会使某些部位因过度清洗受到损害。
根据催化剂的特性和烟尘的特性选择不同的清洗介质,常用的介质有水、蒸汽、细沙等。
可伸缩型吹灰器的驱动性能的灵活性和可靠性是选择吹灰器的另一个重要指标,驱动方式有链条驱动机构和齿轮机构。
3.贮氨罐
液态NH3必须存放在圆形或圆柱形压力罐内,电厂贮放罐的尺寸一般在50m3到200m3之间。
总贮存容量按可供两个星期使用设计。
另外贮罐须放在大型疏放槽内,疏放槽的大小必须至少能容量最大贮罐2/3的体积。
为防止贮罐泄漏,每个厂最少配备两个贮罐。
每个贮罐只装一半,以便需要时可用泵将一个罐里的氨送到另一个罐里去。
这样做除了安全的考虑外,还为了保证一个罐在维修时SCR反应器不间断工作。
贮存罐可以放置在地面或地下,但位于市区内的电厂必须置放在地下,贮罐外面要涂敷防护层——地下贮罐需要涂沥青防腐层,地面贮罐需要涂特殊的热反射层。
液氨作为还原剂的SCR系统包括液氨卸料压缩机、液氨储存罐、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽及氨气稀释槽。
另外还必须备有喷淋设施、废水泵、废水池等附属设施,系统除了配置相应管道阀门外,还必须安装计量和监测仪表,在管理上要严格遵守有关安全操作规程。
这里顺便提及的是,苛性氨(NH4OH)也是可以选用的一种还原剂,对苛性氨的存放和运输基本和稀释氨一样,没有其它特殊要求。
4.氨的喷射装置
氨喷射装置是SCR的一个十分重要的设备。
氨的喷射装置主要由喷射格栅和喷嘴组成。
喷射格栅固定在催化反应器上游的烟道横截面上,格栅上安装喷嘴,大型燃烧设备的SCR的喷射系统中,喷嘴达数百个之多。
根据SCR催化剂的反应动力学原理,氨和NOx的混合程度对提高SCR工艺的脱硝效率具有极大的影响。
如果还原剂和NOx不能充分混合,而又要达到NOx排放量指标要求,则无疑将导致催化剂的用量大增和氨的外逸,造成运行成本的提高和新的环境污染。
为了达到还原剂和NOx的充分混合接触,最理想的状况是使还原剂的浓度分布与NO2的浓度分布相一致,即在NO2的浓度高的位置,喷入的氨也相应多一些,而在NO2的浓度低的位置,喷入的氨也相应少一些。
而要达到这一要求就需要根据NOx的分布单独调整每一个喷嘴的喷氨量。
因此,喷射系统需要做成可以调节的,通过对每一个喷嘴的喷氨量的调节,建立与NOx的通量剖面相一致的氨的喷入剂量,将有助于大幅度提高脱硝效率。
下图是在某电厂SCR反应器上实测得到的喷嘴调整对催化反应器出口处NOx浓度分布与NH3逃逸量的影响。
图中(a)是NH3喷嘴调整前反应器出口的NOx浓度分布,(b)是喷嘴调整后反应器出口的NOx浓度分布。
从图中可以看到喷嘴调整前后NOx浓度分布标准偏差明显变小(实测显示从80mgNOx/m3降到37mgNOx/m3)。
(c)是调整后反应器出口截面的NH3泄漏量测量结果,该图显示泄漏量很低(实测值约为0.3mgNH3/m3)。
可调喷氨装置的效果
氨喷射格栅和喷射点的密度是影响混合均匀度的另一个重要因素,图2-9是两种喷射点密度所产生的混合均匀性的实验结果。
其中(a)是两个面积相同的喷射截面,各分布了216个和12个喷射点,(b)是它们分别生成的混合流场。
很明显,喷射点密度大的所生成的流场均匀度高。
(a)(b)
隔栅的尺寸和喷射点的数量对氨流
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