什么是酸洗废水?
① SCR技术不宜与烟气脱硫浓盐水蒸发项目同时实施,否则将造成在浓盐蒸发设备处释放大量稀酸酸雾和氨雾,部分铵盐在浓盐水蒸发设备的作用下会分解或升华。
②采用富氧再生工艺的催化裂化不宜再采用SCR技术。SCR技术对烟气中的SO3浓度要求严格,如SO3浓度较高时,在一定温度下SO3和NH3反应生成硫酸按或硫酸氢铵,这些产物将以颗粒状态降低烟气透明度,或以黏稠酸性物状态沉积在设备上,造成通道堵塞和设备损坏,其中部分铵盐将进入外排浓盐水。其中NH4HSO4的黏度较大,将加剧对空气预热器换热元件的堵塞和腐蚀。
③一般较常用的SCR脱硝技术的催化剂要求处理的烟气的理想温度在350~380℃之间。如果烟气温度高于400℃则大部的还原催化剂会烧熔从而造成脱硝效率的降低,如果烟气的温度低于催化剂要求指标(如有的催化剂要求不能低于350℃),则脱硝催化的反应效率急剧下降完全不能达到脱硝的环保要求。鉴于以上使用要求,一旦烟机停机就会造成SCR催化剂超温,如果按余热锅炉内喷水降温方案进行,将意味着大量能耗的损失,如果烟机维修一个月,此时由于锅炉内喷水或烟气走旁路造成的损失将达上百万元。如果炼油厂的中压蒸汽系统比较脆弱,此处将面临更高的经济损失。
④SCR催化剂怕As的毒化,碱土金属(如CaO等)、碱金属(Na,K)的毒化,卤素(C1)的毒化,飞灰磨损等,以上因素将引起催化剂中毒失活。国外催化裂化普遍是加氢后原料作为催化进料和加工蜡油路线,金属污染物较低,而国内很多炼油厂主要以催化裂化装置作为消化减压渣油的主要手段,催化裂化装置的各种金属含量高,从而导致SCR催化剂上的各种金属含量成倍增加,催化剂预期寿命会大大低于国外。
⑤ SCR催化剂在电厂的使用情况表明其对不同煤种燃烧产生的烟气进行脱硝时具有一定的特异性,而催化裂化的原料也会随炼油厂加工方案的不同,存在较大的差异,这样采用SCR技术进行脱硝时也会存在脱硝效果的差异。
⑥SCR催化剂怕飞灰磨损,而催化裂化目前较理想的吹灰方式是采用瓦斯爆破式吹灰,瓦斯罐爆破产生的冲击波可能对SCR催化剂冲击很大。而SCR催化剂上方一般要同时使用耙式蒸汽吹灰器和声波吹灰器,只有两种吹灰器同时使用才能保证吹灰效果(中国石化多家企业的应用情况也表明,蒸汽吹灰和声波吹灰必须同时使用才能满足催化裂化余热锅炉的吹灰效果),因此,在原催化裂化装置上进行脱硝改造的装置将面临三种吹灰方式同时存在的情况,这样余热锅炉现场的瓦斯线、蒸汽线和风线同时存在,大大增加流程的复杂性。
⑦催化裂化装置增上SCR技术之前必须进行全面的流场分析,只有真正掌握全面的流场分析技术才算掌握了SCR烟气脱硝系统的设计核心,不是基于全面流程分析的烟道流程很可能使催化裂化装置面临频繁的非计划停工。目前部分厂家是完全照着国外的烟道流程来设计国内的催化裂化烟气脱硝流程,这就出现了只有余热锅炉图纸一模一样的装置才可能设计出合理的烟道,否则烟道压降持续增加问题将会在不同装置上频繁发生。
⑧SCR反应器结构比较复杂,重量很大,工作条件恶劣,安装位置高,不便施工,特别是对于改造项目,因此,提供SCR技术的厂家要具备工厂化加工的技术实力,这样才能加工误差小,现场组装快,降低安装对正常生产的影响,保证反应器的优良性能,进一步降低工程造价。国外SCR成熟技术的反应器都采用工厂化加工,现场组装的模式。
⑨SCR技术不适合于使用在掺渣较高、有强大热工系统的催化裂化装置。国外催化原料经过加氢并且普遍将该技术应用于蜡油催化,如应用于重油催化,一旦外取热器发生爆管,装置内大量催化剂涌出,SCR固定床催化剂将造成催化憋压,造成催化裂化装置的恶性事故,对主风机、烟机和余热锅炉都造成严重伤害。
⑩对于改造装置难以在装置找到安放液氨罐的合理位置。氨气有毒、可燃、可爆,储存的安全防护要求高,需要经相关消防安全部门审批才能大量储存、使用。另外,输送管道也需特别处理,需要配合能量很高的输送气才能取得一定的穿透效果,一般应用在尺寸较小的锅炉。若液氨稀释成氨水,氨水有恶臭,挥发性和腐蚀性强,也较难管理。
SCR催化剂设计寿命一般只有24000h。而且部分催化裂化操作条件要远比国外蜡油催化操作苛刻,使得SCR技术很难与催化裂化同时达到四年一检修的要求。
SCR技术一般无法适用于采取高低汽包形式的余热锅炉,该汽包的耐压能力达不到SCR技术对锅炉增压的需要,导致催化裂化的余热锅炉必须重建,余热锅炉改造或重建周期长,一般余热锅炉改建或新建至少需要40天,如此改建或新建不在催化裂化装置检修期间进行,催化裂化装置的经济损失将达数百万元。在催化裂化装置不停工时进行过热中压蒸汽、饱和中压蒸汽和5.5MPa左右的除氧水线重新配管,施工风险和难度极大。
烟气中的含水量变化和SCR反应温度变化都会对催化裂化SCR脱硝效果有一定的影响,因此,在进行脱硝设计时要留有一定的设计余量。
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