火电厂脱硝工程建设的规程、规范及关键工艺比选分析PPT演示课件

火电厂脱硝工程建设规程、规范及关键工艺比选分析,薛建明联系方式jm_gdhb国电环境保护研究院,国电环境保护研究院,NOx的形成、危害及主要控制技术,2,工艺技术对主机及下游设备的影响,5,2,一、排放标准及控制技术的发展,1、排放标准的发展1991年燃煤电厂大气污染物排放标准无排放限制；GB13223-1996火电厂大气污染物排放标准按锅炉类型分类控制GB13223-2003年按燃煤挥发份分类控制；2010年修订的火电厂大气污染物排放标准按地区分类控制历次NOx排放标准的提高，都大大促进了我国NOx控制技术的进步和脱硝设备的升级。,国,3,国,一、技术简介,4,2、NOx排放状况05年我国煤电容量3.85亿千瓦，10年末约6.5亿千瓦。在年均增长13.8%的情况下，NOX排放量总量由740万吨增加到900万吨，排放绩效由3.6g/kwh下降到2.6g/kwh。同步建设低氮燃烧器和烟气脱硝装置（约7500万kW，占煤电容量11.5%）的综合结果。2015年氮氧化物排放总量消减10%约束性指标的颁布和GB13223的修订，“十二五”期间将掀起烟气脱硝工程建设的高潮。,5,一、技术简介,国电环境保护研究院,在2010年底，全国火电厂的氮氧化物排放绩效约为2.6g/kwh.,6,十一五期间电力工业脱硝机组的发展,7,中美电力NOx排放绩效对比,2008年，美国烟气脱硝机组占煤电机组容量的42%左右2010年，我国烟气脱硝机组占火电机组容量的12%左右，电力NOx减排空间很大,8,目前我国火电机组氮氧化物排放的平均情况（NOx：mg/Nm3）,上述数据为2005年电力NOx排放数据。,9,2006年-2010年期间新建机组NOx排放状况(mg/m3),10,3、面临的形势,（1）我国以煤为主的能源结构导致NOx排放总量居高不下。“十一五”期间，NOx排放的快速增长使得我国酸雨污染由硫酸型向硫酸和硝酸复合型转变，硝酸根离子在酸雨中所占的比例从上世纪80年代的1/10逐步上升到近年来的1/3，加剧了复合型大气污染的形成，部分抵消了二氧化硫减排的巨大努力。（2）NOx跨国界的“长距离输送”，增加了我国控制NOx排放的压力。随着“火电厂NOx防治技术政策”的颁布及GB13223“火电厂大气污染物排放标准”的修订，控制燃煤电厂氮氧化物的排放已成为电力工业“十二五”环境保护工作的重中之重。,11,（3）在NOx控制方面，一是我国与发达国家相比尚有一定的差距。（10年底，我国煤电投入运营的脱硝机组容量接近7500万kW，占煤电容量11.5%；而美国04年为1.5亿kW，占煤电容量为45%左右，排放绩效是美国的1.78倍。）二是我国政府已以立法的形式对控制氮氧化物的排放提出更严格的要求。（先后修订了“大气污染防治法”和“火电厂大气污染物排放标准”（GB13223），出台了“火电厂氮氧化物防治技术政策”(环发201010号)，“关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量的指导意见”（国办发201033号）等，明确要求新建燃煤机组和位于重点城市和区域的燃煤机组必须建设烟气脱硝实施，并按重点地区和非重点地区规定了100-400mg/m3的NOx排放限值。）三是火电厂在“十二五”期间，将掀起建设烟气脱硝设施的高潮。（氮氧化物已列入污染物排放的约束性指标，要求“十二五”期间在2010年的基础上削减10%。为此，电力行业高度重视，积极开展氮氧化物减排的相关工作。）,12,我国历年火电装机容量和发电量的变化,13,我国历年电煤消耗情况,14,二、NOx的形成、危害及主要控制技术,1、NOx的形成：两个方面，自然源和人为源。自然源排放量异常巨大，但源和汇基本平衡。人为源是人类活动中产生的NOx，多集中于城市、工业区等人口稠密区，量大集中，危害严重。主要来源于通过化石燃料燃烧获取能量或动力的过程，如火电、热电、交通车船和飞机等；其次来源于通过生产制取产品的过程，如硝酸生产、冶炼、加工等；三是来源于处理废弃物的过程，如垃圾焚烧等。燃煤电厂是氮氧化物主要的排放源之一。06年全国污染源普查统计，燃煤产生的NOx占全国总量的67%。其中火电厂和工业锅炉占42%左右。,15,煤燃烧中NOX的生成途径有三类：一类为由燃料中含氮有机化合物的氧化而生成的NOX，称为燃料型NOX（fuelNOX）。第二类由大气中的氮生成，主要产生于原子氧和氮在高温下发生的化学反应，称为热力型NOX（thernalNOX）。第三类称为快速型NOX（promptNOX），它是燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如CH等反应生成的NOx。,16,NOx包括N2O、NO、N2O3、NO2、N2O4、N2O5，大气中NOx主要以NO、NO2形式存在；NO是大气中NO2前体物质，形成光化学烟雾活跃组分；NO2有强烈刺激性，来源于NO的氧化，酸沉降；N2O单个分子温室效应为CO2200倍，并参与臭氧层的破坏,空气环境质量中的二氧化氮影响酸沉降影响生态系统水体富营养化的氮源光化学烟雾中臭氧二次污染形成的细颗粒物产生灰霾温室效应并参与臭氧层破坏,2、NOx的危害,17,NOx主要控制技术一类是生成源控制低氮燃烧器一类是烟气治理脱硝技术烟气脱硝技术,国,3、主要控制技术,18,NOX减排的主要技术,降低NOX主要措施,烟气脱硝SCRSNCRSCR,低氮燃烧条件,炉膛喷射脱硝SNCR,19,国,20,（1）特点工艺成熟、投资和运行费用低采用最广、相对简单、经济有效（2）发展历经三代第一代技术不对燃烧系统作大的改动第二代技术以空气分级燃烧器为特征第三代技术则是在炉膛内同时实施空气、燃料分级的燃烧方式,国,3.1低氮燃烧器技术,21,（3）应用状况2000年我国火电装机中采用低NOx燃烧技术的约5000万kW，约占当年火电总装容量的21.05%。08年底，火电装机6.01亿kW中约65%的采用低氮燃烧器。8年内增长了三倍，预计到十二五末，将会达到95%以上。（4）优缺点投资省，改造难度小不能满足100/200排放限制的要求飞灰含碳量约有1的上升。水冷壁腐蚀及炉内结渣等现象将出现，使电厂运行效率降低，火焰稳定性、燃烧效率、过热蒸汽温度的控制等均带来影响。,国,22,国,DRB型（巴威）,LNASB型（日本三井巴布科克）,DS型（德国巴布科克）,23,NOX炉内减排技术集成,主燃燃料,空气,24,（1）SCR技术特点脱硝效率高，一般有80以上；控制良好时基本无副产物，无二次污染；工程应用多，技术成熟；初投资大、运行成本高；带来安全问题。,国,3.2成熟的烟气脱硝技术（SCR、SNCR）,25,系统组成SCR反应器SCR催化剂SCR烟道系统氨的储备供应系统氨/烟气的混合(AIG喷射系统)控制系统核心技术包括催化剂、流场优化和烟氨均混技术,国电环境保护研究院,26,系统设计关键合理选择催化剂根据烟气温度、烟气成分、烟气压降、烟气氮氧化物浓度、氮氧化物脱除率、氨的逸出量、催化剂寿命、SO2/SO3转换率、烟气含尘量和反应器的布置空间等；优化设计反应器及烟道系统的流场，利用CFD数学模型和实体物理模型以实现烟气平稳均匀流动；合理设计氨烟气混合系统，使氨/烟气混合均匀达到NOx/NH3分布均匀、烟气速度分布均匀、减小烟气温度偏差、获得最小的烟气压降。,国电环境保护研究院,27,国电环境保护研究院,某SCR工程反应器立体示意图,28,29,我国部分锅炉厂和国内10多家环保工程公司分别引进了美国B&W公司、德国鲁奇公司、FBE公司、三菱公司、日立公司、意大利TKC公司、丹麦托普索公司的烟气脱硝技术。但大多侧重于技术应用，对核心技术、关键技术消化吸收、再创新不够。,30,（2）SNCR技术特点投资费用较低。建设周期短，场地要求少，适用于对现有中小型锅炉的改造。脱硝率25%60%，氨逃逸率比较高，必须控制在15ppm以下。随着锅炉的增大，其脱硝率下降。负荷变化时，控制有难度。有副反应，生成N2O。氨的利用率低。,国,31,32,国电环境保护研究院,典型的SNCR系统是由三部分组成：还原反应剂的接受储藏系统、输送、稀释计量系统和喷射混合系统，主要包括还原反应剂储藏罐、泵、管道、喷射器和与之相关的控制系统以及NOx在线监测系统。,33,美国有90多台燃煤电站锅炉（总发电容量为20GW左右）。全球范围内，320+SNCR系统在应用(FuelTechCo.2005年)。最大脱硝率70，比较好的能达到40，600MW锅炉3238。,国电环境保护研究院,34,SNCR技术不足之处：脱硝效率不高；合适的反应的温度窄；混合问题：炉膛的尺寸越大，充分混合越困难；工况变化的波动影响大：比如锅炉负荷，磨煤机调整等,国电环境保护研究院,35,截止到2010年底我国火电装机中采用SCR、SNCR燃烧技术的约有7500万kW，约占当年火电总装机容量的11.5%其中97%的脱硝机组为SCR法，其余为SNCR法。其它脱硝技术目前在国内电厂上几乎没有商业运用。,国,36,脱硫脱硝一体化技术（1）等离子体脱硫脱硝（2）湿法氧化/还原法吸收法（3）低温SCR（4）生物质活性炭吸附NOx直接催化分解技术,国,3.3其它烟气脱硝技术（均需完善和商业工程验证）,37,（1）脱硝经济政策滞后。（2）脱硝技术标准体系尚不健全。（3）脱硝核心技术的自主化尚待提高。（4）脱硝催化剂的制备技术、氨喷射流场混合和优化技术等方面的经验积累比较欠缺。,3.4脱硝工程面临的共性问题,38,三、国家已出台的管理和指导性文件,1、关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量的指导意见（国办发（2010）33号文）“加强氮氧化物污染减排。建立氮氧化物排放总量控制制度。新建、扩建、改建火电厂应根据排放标准和建设项目环境影响报告书批复要求建设烟气脱硝设施,重点区域内的火电厂应在“十二五”期间全部安装脱硝设施,其他区域的火电厂应预留烟气脱硝设施空间。推广工业锅炉低氮燃烧技术,重点开展钢铁、石化、化工等行业氮氧化物污染防治。,39,2、火电厂氮氧化物防治技术政策（环境保护部10年1月27日）“政策控制重点是全国范围内200MW及以上燃煤发电机组和热电联产机组以及大气污染重点控制区域内的所有燃煤发电机组和热电联产机组。”3、火电厂排烟脱硝技术导则（中电联2010-5-18）规定了火电厂现有烟气脱硝工艺技术选择、设备配置、主要参数设计等方面的要求。标准适用于新建、扩建和改建的燃煤火电厂锅炉、同期建设或已建锅炉加装的烟气脱硝工程。,40,4、危险化学品重大危险源辨识（GB18218-2009）规定了辨识危险化学品重大危险源的依据和方法。氨定义为“毒性气体”。临界量10吨。10吨为2台300MW脱硝机组一天的正常用量。5、危险化学品安全管理条例（国务院2002年第344号文）“危险化学品单位从事生产、经营、储存、运输、使用危险化学品或者处置废弃危险化学品活动的人员，必须接受有关法律、法规、规章和安全知识、专业技术、职业卫生防护和应急救援知识的培训，并经考核合格，方可上岗作业。”,41,6、相关标准（1）可行性研究类DL/T5375-2008火力发电厂可行性研究报告内容深度规定发布日期：2008-06-04实施日期：2008-11-01（2）工程设计类HJ562-2010火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法发布日期：2010-02-03实施日期：2010-04-01HJ563-2010火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法发布日期：2010-02-03实施日期：2010-04-01,42,（3）工业设备类DL/T5862008电力设备监造技术导则发布日期：2008-06-04实施日期：2008-11-01GB/T21509燃煤烟气脱硝技术装备发布日期：2008-03-12实施日期：2008-09-01（4）工程建设类DL/T5257-2010火电厂烟气脱硝工程施工验收技术规程发布日期：2011-01-09实施日期：2011-05-01,43,（5）运行检修类DL/T335-2010火电厂烟气脱硝（SCR）系统运行技术规范发布日期：2011-01-09实施日期：2011-05-01DL/T322-2010火电厂烟气脱硝（SCR）装置检修规程发布日期：2011-01-09实施日期：2011-05-01,44,7、即将出台的标准,（1）排放标准类GB13223-201X火电厂大气污染物排放标准发布日期：二稿征求意见中（2）工程建设类DL/TXXX燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范发布日期：征求意见中,45,1、工艺选择需考虑的因素锅炉型式：燃煤煤种：燃烧无烟煤和低挥发分贫煤的“W”火焰锅炉的NOx排放浓度最高可达1500mg/m3以上，最低也在1000mg/m3以上，燃烧褐煤的锅炉NOx排放浓度最低。一般来说，煤的挥发分越高，在锅炉内最终生成的NOx越少，反之，则越多。,四、工艺技术比选分析,46,氮氧化物控制要求：还原剂供给条件：尾部预热器等一系列因素：,47,基本工程,设计阶段,运行阶段,催化剂的增加/更换/再生,选取合适的工艺参数,控制流速分配,SO2转化率,催化剂活性曲线,氨逃逸测试装置,调试优化,控制K、kso2、压降保证值,用喷氨系统进行优化,氨逃逸曲线,催化剂活性曲线,流场模型试验,控制K、kso2、压降保证值,试样旁路反应器,燃料/飞灰成份,工程前期,摸底调研,工艺比选,可行性研究,48,2、技术经济性,美国EPRI调研统计数据（2003）,49,国,国内脱硝技术情况,50,国,51,燃料特性氨氮摩尔比温度、飞灰、水反应接触时间和烟气流速三氧化硫,3、影响SCR、SNCR的主要设计因素,52,（1）燃料特性我国燃煤质量变化大，且经常出现混烧等情况，因此对SCR装置的氨逃逸和催化剂的适用性提出了很大挑战。同时也会增大砷化物和碱金属等作用使催化剂中毒失活的风险。同时要求催化剂能够适应不同的压降、燃料和烟气成分的要求。燃料特性对SCR的影响主要有燃料的含灰量、含硫量、碱土金属、氯离子、氟离子对催化剂的影响。（2）氨氮摩尔比通常取0.800.85，NOx的去除率约为8090。,53,（3）烟气温度一般SCR反应温度控制在300400。烟气温度低于300时，催化剂活性降低，NOx脱除率降低，NH3逃逸率增大，SO2易被催化氧化成SO3，与NH3及烟气中的水反应生成(NH4)2SO4和NH4HSO4，沉积于催化剂的表面，引起微孔堵塞和腐蚀。高于400时，NH3会与O2发生反应，导致烟气中的NOx增加，同时又容易发生催化剂的熔结，微孔消失，使催化剂失效。,54,（4）飞灰飞灰不但会对催化剂造成磨蚀，而且能沉积在催化剂上，引起催化剂小孔堵塞。所以应采取措施减少通过催化剂的飞灰含量，同时利用吹灰器进行定期吹扫。必要时应设置催化剂前置吹灰系统。在SCR装置停炉检修之前，应当对所有催化剂层进行1-2次强行吹扫，清除已有积灰，并进行一次真空吸尘。在启动过程中，应当加强反应器吹灰，避免催化剂上碳粒沉积过多着火。停机后锅炉吹扫应当等到催化剂温度降低到200度下后再进行，避免催化剂着火。,55,（5）水对SCR反应具有较强的抑制作用，对于不同的催化剂及在不同的条件下产生的抑制作用是不尽相同的。随着烟气中含水量的增加，催化剂的活性受到不同程度的影响，总体趋势是烟气中含水量越大，催化剂的NO转化率越小。（6）二氧化硫SO2在催化剂的作用下会氧化成SO3，SO3与烟气中的水和NH3反应，生成硫酸铵和硫酸氢铵，而这些硫酸盐易沉积并集聚在催化剂表面，使催化剂失活。在较低温度时（一般小于180），SO2对催化剂有毒化作用，而在较高温度时则有促进作用。,56,（7）反应接触时间和烟气流速对于固态排渣炉高灰段布置的SCR反应器，空间速度选择一般为30006000h-1反应器内的烟气流速一般46m/s,57,1、载荷影响在役机组改造，钢架垂直载荷增重数百吨。脱硝上部构架与锅炉构架联合，风载荷增加数百吨。部分结构支持需要重新评估加固。,五、脱硝设施对主机及下游设施的影响,58,2、引风机的影响脱硝反应器和增加的烟道会使锅炉烟气侧阻力增加，从而增加引风机的功率和电耗。每层催化剂的烟气阻力约为200400Pa。对于在役锅炉，由于设备空间和场地条件的限制，反应器无法布置在锅炉附近，因采用SCR脱硝装置而增加的烟气阻力有可能超出原有引风机的容量裕度。根据工程试验，300MW机组燃煤锅炉如果采用SCR脱硝装置，烟气侧阻力增加约1000Pa左右，引风机裕度如不能满足，需要改造或者更换。,59,3、尾部受热面和下游设备SO3在SCR脱硝工艺和锅炉燃烧中是不可避免要产生的，氨、SO3、水在低温情况下会形成硫酸氨和硫酸氢氨，其中硫酸氢氨是一种粘性物质，且具有一定的腐蚀性，会对尾部受热面和下游设备造成影响。（1）空预器要防止脱硝后铵盐造成空预器冷端腐蚀及堵塞。国外制造商通常对安装SCR的锅炉预热器低温段元件加高，超出硫酸氢铵积灰带以上，一般使冷段传热元件高度达到900mm以上(具体根据烟气温度分布情况而定)。低温段建议采用搪瓷换热元件，为防止发生硫酸氢铵堵塞，低温段采用大波纹的板型，以增大烟气流通截面，防止空预器的低温腐蚀和铵盐堵塞。使用高压水对其进行清洗，防止硫酸氢铵的粘结和堵塞，避免低温腐蚀。在预热器上部和下部均设置伸缩式蒸汽吹灰器，预防堵塞及腐蚀的发生。,60,（2）静电除尘器脱硝后，烟气中SO3浓度提高1倍以上，对于低硫煤，SO3对灰尘的比电阻没有负面影响，对于高硫煤具有一定的影响。（3）FGD脱硝后，烟气中SO3浓度成倍提高，但FGD对SO3的脱除率仅30-40%，所以对同时安装SCR和湿法FGD的电厂，烟囱的防腐应引起重视。脱硝后未反应的氨，主要被灰尘吸附，大部分被ESP清除，少量灰尘会进入FGD系统，极少量的氨会随烟气排放，大部份溶解于循环浆液中，长时间运行后，吸收塔循环浆池内氨的含量灰越来越高，这对废水系统存在一定影响，导致脱硫废水量有少量提高。,61,4、锅炉效率低氮燃烧器：机械不完全燃烧增加；炉内结渣概率增加；阻力增加；烟气脱硝：炉内不完全燃烧增加；喷氨和尿素腐蚀加速、检修时间增加；锅炉的散热损失增加：由于设备空间和场地条件的限制，反应器无法布置在锅炉附近，甚至需要布置在锅炉厂房外，烟道需要加长，散热损失将增加较多。,62,5、生产安全性、副产物利用及其它问题还原剂（液氨）安全性问题氨过量所产生铵盐会影响电厂粉煤灰综合利用对于老机组改造还存在场地不足的问题,63,6、应对措施（1）选用低硫燃料，采用低过量空气，降低燃煤机组的飞灰含碳量。（2）选择合适的空气预热器和吹灰系统。（3）尾部受热面冷段层采用搪瓷表面传热元件。（4）在保证排放达标的前提下，控制氨、尿素的喷入量。,64,改造空间烟气脱硝旁路问题催化剂形式选择还原剂选择吹灰器选择三年后催化剂的后续处理工作以上几个问题没有绝对标准：因地制宜、因需选择。,六、其它需要注意的问题,65,1、改造空间需要考虑,老机组改造存在问题反应器主要尺寸基于:烟气体积流量SCR反应器内烟气速度NOx浓度要求的脱硝效率要求的氨逃逸率所选催化剂类型催化剂层数层间距离,66,旁路主要是在机组启动的时候（此时烟气温度还没有到催化剂的反应温度）使用旁路，以避免催化剂受到损害；另一个用途是机组在长期不脱硝的时候，烟气通过旁路至空预器，以节约引风机的电耗，这种情况在美国应用较多。设置旁路除了要增加挡板的投资外，同时为避免反应器冷却后产生凝结水，还需设置反应器的加热系统。另外旁路烟道将无法避免烟气泄漏，长期不用旁路烟道时会造成挡板前积灰严重，开启时容易卡涩，而挡板开启瞬间又有大量灰进入空预器，可能会造成空预器堵灰而停用，催化剂堵塞。,2、烟气脱硝旁路问题,67,投资成本因素:无挡板烟道减少运行成本因素：无挡板降低维护费用寿命期内催化剂成本增加，所有烟气都导向催化剂在开机和关机过程，催化剂暴露在酸性露点的时间长，在被迫停机时介入锅炉时间延长空气预热器的大约80%的热量会回流到锅炉介入锅炉的时间将延长24-72小时,2、烟气脱硝旁路问题,68,2、烟气脱硝旁路问题,从实际运行情况来，300MW以上机组在不投入省煤器旁路的情况下，脱硝入口温度仍可以满足脱硝要求。如果机组不是需要频繁调峰且冷启动的次数比较少，可以考虑不设置脱硝旁路，一方面可以降低建设初投资，使系统简单，另外一方面可以保证脱硝装置的投入率。,69,3、催化剂外形选择问题,三种外形蜂窝式：结构简单、高尘、市场占有率80%斜板式：活性高、体积小、易堵、市场占有率15%波纹式：体积小、重量轻、易堵，市场占有率5%国内目前几乎95%都用蜂窝式。,70,国电环境保护研究院,71,72,以灰分浓度和属性为依据选择孔径大小：烟煤6.7,7.1and7.4mmPRB7.4,8.2and9.2mm褐煤8.2,9.2and10.0mm,3、催化剂外形选择问题,73,催化剂中毒应重点考虑因素：燃煤锅炉：CaO中毒；（高钙煤）砷中毒；（尤其液态排渣炉）碱金属中毒等。燃油或油泥机组：V2O5中毒等。燃用生物燃料机组：磷中毒等。,74,催化剂防堵塞措施选择合适的催化剂节距设吹灰系统，可以保证及时清理积灰。进行模型实验，保证反应器内部流场分布满足设计要求，防止部分位置出现逆向流动，长时间运行后，催化剂孔内挂灰得不到烟气的冲刷，造成堵灰。如果会出现爆米花状灰出现的情况，应当装设拦截网。在SCR装置停炉检修之前，应当对所有催化剂层进行1-2次强行吹扫，清除已有积灰。停机后锅炉吹扫应当等到催化剂温度降低到200度下后再进行，避免催化剂着火。,75,4、还原剂选择,三种还原剂：液氨、氨水、尿素,76,尿素方案：分为尿素水解和尿素热解，利用水蒸汽（水解方式）或燃油加热热风（热解方式，此方式也可用电加热）将尿素溶液分解为氨气，水解的优点是安全性高，缺点是初期投资大；热解的优点是制氨响应速度快。,4、还原剂选择,77,4、还原剂选择,78,还原剂选择需要综合考虑材料的安全性、经济性、技术成熟可靠、同时结合工程项目的占地面积、原料方便运输及供应渠道等因素择优选取。在重视初期投资的项目中，一般采用液氨方式制氨，在重视安全性或场地不具备条件的项目中，一般采用尿素制氨，如采用尿素制氨方式，应推荐采用尿素水解方案。,4、还原剂选择,79,由于烟尘含量较高，催化剂必须装设声波或蒸汽吹灰器。声波吹灰器结构简单、维护方便、占地小、吹浮灰较有效，但进口价格较高，美国、日本采用较多；蒸汽吹灰方式占地大，但是冲量大，吹灰能力高于声波，欧洲采用较多。,5、吹灰器选择,80,81,蒸汽吹灰器,声波吹灰器,5、吹灰器选择,82,83,设计时应根据工程实际情况选取吹灰器。从国内目前工程上运用情况来看，燃煤煤种若为高灰分，反应器区不宜选用声波吹灰器。,5、吹灰器选择,84,6、失效催化剂的处理,合同约束清洗、再生优先找生产厂家国外可以清洗一到两次，