燃煤電站中低溫型脫硝催化劑的實(shí)測(cè)性能分析

余僑榮 彭權(quán)華

氮氧化物（N認(rèn)）是對(duì)環(huán)境及人體均有嚴(yán)重影響的污染物，隨著社會(huì)發(fā)展以及工業(yè)化的推進(jìn)，NO排放量逐年遞增。我國(guó)約80%的NO排放來(lái)自于煤炭燃燒，電力行業(yè)是我國(guó)煤炭消耗的巨頭，因此控制燃煤機(jī)組NO排放是經(jīng)濟(jì)生態(tài)和諧發(fā)展的必然選擇。我國(guó)火電機(jī)組技術(shù)較成熟、使用較普遍的脫硝技術(shù)為選擇性催化還原脫硝法（SCR），其脫硝效率可達(dá)85%以上。催化劑是SCR系統(tǒng)的核心部件，燃煤機(jī)組常用的中高溫型催化劑反應(yīng)溫度窗口約為280～420℃，在機(jī)組啟、停以及大幅度調(diào)峰煙溫較低時(shí)，這種催化劑無(wú)法投用，此時(shí)機(jī)組排放的NO嚴(yán)重超標(biāo)。鑒于此，本文介紹一種已成功投用在一臺(tái)350MW燃煤機(jī)組的中低溫型催化劑（溫度窗口：180℃～420℃），通過(guò)脫硝性能試驗(yàn)分析該催化劑的運(yùn)行特點(diǎn)，并對(duì)其應(yīng)用前景做出展望。

一、設(shè)備概況

廣東省某鋼鐵廠的350MW自備燃煤發(fā)電2號(hào)機(jī)組鍋爐系型號(hào)為：DG1164.49/17.5-Ⅱ 21，中間一次再熱、燃煤汽包鍋爐，單爐膛Ⅱ型布置，四角切圓燃燒，尾部雙煙道，固態(tài)排渣，平衡通風(fēng)，露天布置，全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)，自然循環(huán)鍋爐。該鍋爐助燃油為0號(hào)輕柴油，設(shè)計(jì)煤種為神府電煤，同時(shí)具備摻燒高爐煤氣、焦?fàn)t煤氣及轉(zhuǎn)爐煤氣的能力。鍋爐按純?nèi)济汉腿济簱綗?0%高爐煤氣設(shè)計(jì)，最大可摻燒30%高爐煤氣。

該機(jī)組建設(shè)同期配套建有1套SCR脫硝系統(tǒng)，每套脫硝系統(tǒng)配置2臺(tái)脫硝反應(yīng)器，每臺(tái)反應(yīng)器設(shè)置3層催化劑。原中高溫型催化劑采用VO-WO/TiO，反應(yīng)溫度窗口在285℃～420℃之間，當(dāng)鍋爐起、停大幅度調(diào)峰時(shí)，煙氣溫度會(huì)下降至220℃～260℃左右，此時(shí)脫硝系統(tǒng)無(wú)法投入。為實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝，2018年2號(hào)機(jī)組大修期間將SCR的3層催化劑更換為一種以蜂窩狀TiO為載體，負(fù)載貴重稀土及過(guò)渡簇金屬的復(fù)合高活性體的中低溫型催化劑，可使脫硝系統(tǒng)可在180～420℃范圍內(nèi)長(zhǎng)期運(yùn)行，具備全負(fù)荷NO排放≤50mgNm的能力。

為保證脫硝系統(tǒng)的氣流分布、設(shè)備組力、框架承載力等因素與設(shè)計(jì)相符，新催化劑保持模塊孔數(shù)、孔徑、壁厚、密度、模塊結(jié)構(gòu)形式等參數(shù)與舊催化劑一致，新舊催化劑設(shè)計(jì)參數(shù)如表1所示：

二、試驗(yàn)數(shù)據(jù)與分析

（一）兩種催化劑的性能對(duì)比

兩種催化劑投運(yùn)后均進(jìn)行了脫硝系統(tǒng)性能試驗(yàn)，在相同工況下兩種催化劑的運(yùn)行數(shù)據(jù)如表2.表3所示：

由表2可見(jiàn)，中高溫型催化劑可在機(jī)組260～350MW負(fù)荷段下，控制脫硝出口NO濃度在50mg/Nm以內(nèi)，且脫硝效率可達(dá)80%以上，性能尚可;中低溫型催化劑可在機(jī)組并網(wǎng)后的全負(fù)荷段下，控制脫硝系統(tǒng)出口NO濃度在50mg/Nm以下，其中鍋爐點(diǎn)火初期，煙溫180℃時(shí)，脫硝效率可達(dá)80%，當(dāng)入口煙溫195℃以上時(shí)，出口NOx可控在35mg/Nm3以下且脫硝效率高達(dá)88%。

由表3可見(jiàn)，兩催化劑各工況下的阻力相近，均未超過(guò)各自技術(shù)協(xié)議的保證值;脫硝入口煙溫285℃以上的相同工況下，兩催化劑氨逃逸較接近，均在3ppm以內(nèi);SO/SO轉(zhuǎn)化率中低溫型略高于中高溫型，但仍在設(shè)計(jì)范圍之內(nèi)。

試驗(yàn)結(jié)果表明：中低溫型較中高溫型反應(yīng)不但擁有更寬的反應(yīng)溫度窗口，且脫硝效率更高，氨逃逸及SO/SO轉(zhuǎn)化率均符合設(shè)計(jì)要求，實(shí)現(xiàn)了機(jī)組并網(wǎng)后全負(fù)荷段高效脫硝的效果。

（二）新催化劑運(yùn)行問(wèn)題分析

性能試驗(yàn)的整體測(cè)試數(shù)據(jù)顯示新催化劑各技術(shù)指標(biāo)均基本滿足設(shè)計(jì)要求，但從機(jī)組長(zhǎng)久運(yùn)行的角度分析，仍有部分問(wèn)題值得重視。

1.低煙溫工況局部氨逃逸較高

根據(jù)試驗(yàn)實(shí)測(cè)的原始數(shù)據(jù)顯示：中低溫型催化劑在脫硝入口平均煙溫達(dá)180℃時(shí)，雖實(shí)測(cè)脫硝出口平均氨逃逸低于3ppm，但煙道局部仍存在氨逃逸高于3ppm的點(diǎn)，其中A側(cè)固定端及B側(cè)擴(kuò)建端在4.5ppm左右。經(jīng)分析得知，出現(xiàn)該問(wèn)題的原因在于低溫工況爐膛火焰充滿度不佳，導(dǎo)致脫硝入口煙氣溫度場(chǎng)分布不均，脫硝入口平均煙溫達(dá)180℃時(shí)，但局部煙溫卻僅有130℃，遠(yuǎn)低于催化劑最低反應(yīng)溫度，故使脫硝出口局部氨逃逸較高。

故在鍋爐點(diǎn)火初期，應(yīng)充分燃燒調(diào)整，確保脫硝入口截面煙溫均在180℃后，再投入脫硝系統(tǒng)，以防局部過(guò)量的氨氣與煙氣中的SO反應(yīng)生成具有粘附性及腐蝕性的硫酸氫銨（ABS），攜帶飛灰堵塞并腐蝕空預(yù)器受熱面，影響設(shè)備的安全運(yùn)行。

2.中低溫型催化劑吸附還原劑時(shí)間較長(zhǎng)

脫硝系統(tǒng)首次投用，催化劑表面必須充分吸附噴入反應(yīng)器的還原劑后，方可發(fā)生選擇性脫硝反應(yīng)。新催化劑雖然物理性質(zhì)與原催化劑基本保持一致，但從使用情況反映新催化劑的吸附時(shí)間明顯增加。機(jī)組冷態(tài)啟動(dòng)投入脫硝系統(tǒng)，在保持還原劑用量控制與原催化劑相同的條件下，新催化劑將機(jī)組排放NO控制到排放標(biāo)準(zhǔn)內(nèi)（≤50mg/Nm）所需要的時(shí)間增加了約30min。同時(shí)，在鍋爐燃料切換或運(yùn)行方式調(diào)整導(dǎo)致NO大幅變化時(shí)，由于催化劑吸附時(shí)間增加使脫硝系統(tǒng)控制慣性大，還原劑用量需要用更長(zhǎng)的時(shí)間進(jìn)行調(diào)整。

還原劑量的控制必須滿足NO排放合格并且使氨逃逸率盡可能低，同時(shí)還要保障催化劑不應(yīng)還原劑量控制不當(dāng)而發(fā)生中毒。因此，中低溫型催化劑還須通過(guò)優(yōu)化試驗(yàn)尋找還原劑最佳控制方式，完善脫硝自動(dòng)控制系統(tǒng)，使脫硝系統(tǒng)環(huán)保性和安全性之間達(dá)到平衡，進(jìn)一步提高全負(fù)荷脫硝的質(zhì)量。

三、結(jié)論

大氣污染治理是全球的重點(diǎn)項(xiàng)目，我國(guó)大氣污染物的排放要求也將會(huì)愈發(fā)嚴(yán)格，燃煤機(jī)組強(qiáng)制實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝是工業(yè)發(fā)展的必然趨勢(shì)。本文所介紹的中低溫型催化劑在節(jié)能減排的大環(huán)境下，具有廣闊的應(yīng)用前景。從首個(gè)使用該脫硝催化劑的350MW燃煤機(jī)組運(yùn)行情況可見(jiàn)，該機(jī)組成功實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝，且脫硝系統(tǒng)各性能參數(shù)均滿足設(shè)計(jì)要求，還原劑的控制匹配性雖然不足，但仍有較大的優(yōu)化空間。整體而言，該新型中低溫催化劑的設(shè)計(jì)與應(yīng)用均取得了成功，攻克了燃煤電站鍋爐中高溫型催化劑在低負(fù)荷無(wú)法投入的技術(shù)難題，為同類型機(jī)組脫硝技術(shù)提供了良好的借鑒。

作者簡(jiǎn)介：余僑榮（1991-），男，本科，助理工程師，任職于廣州粵能電力科技開(kāi)發(fā)有限公司，主要研究方向?yàn)殡娬惧仩t調(diào)試及試驗(yàn)工作;彭權(quán)華（1990-），男，本科，助理工程師，任職于廣州粵能電力科技開(kāi)發(fā)有限公司，主要研究方向?yàn)殡娬惧仩t調(diào)試及試驗(yàn)工作。