宽温催化剂在燃煤电厂全负荷脱硝中的应用

郑俊杰 葛春亮 刘海蛟 张元赏

（浙江天地环保科技有限公司浙江杭州310003）

宽温催化剂在燃煤电厂全负荷脱硝中的应用

郑俊杰 葛春亮 刘海蛟 张元赏

（浙江天地环保科技有限公司浙江杭州310003）

本文研究了宽温催化剂在燃煤电厂全负荷脱硝中的应用。该新型宽温催化剂可在SCR入口烟温275-420℃范围内连续运行，脱硝效率不小于85%。研究结果表明，在100%负荷工况下，SCR入口烟温375℃，脱硝效率为85.31%。在35%负荷工况下，SCR入口烟温275℃，脱硝效率为85.05%。使用该新型宽温催化剂可保证燃煤电厂机组在全负荷工况下的脱硝需求，但需增加一定的投资。

脱硝；SCR；宽温催化剂；全负荷

1 前言

我国一次能源消费以煤炭为主，一次能源结构决定了我国的电力结构是以煤电为主，2015年底全国火电装机容量9.9× 108kW[1]。火电厂煤燃烧会产生大量的氮氧化物（nitrogen oxides，NOx），氮氧化物不仅危害人体健康，也是导致酸雨、光化学烟雾和雾霾的主要前驱体物[2-3]。为了降低氮氧化物对环境的影响，燃煤电厂多采用以选择性催化还原（SCR）技术为主的氮氧化物控制技术。截至2014年底，已投运火电厂烟气脱硝机组容量约6.87×108kW，占全国火电机组容量的75.0%，占全国煤电机组容量的83.2%[4]。

绝大多数SCR采用的催化剂对烟气温度有要求，当机组低负荷运行时（烟气温度低于300℃），催化剂活性下降，脱硝效率下降，氨逃逸率上升，生成的硫酸氢铵造成空预器堵塞，影响机组的安全稳定运行。为了避免低负荷下脱硝系统对机组的不利影响，发电企业多采取脱硝系统低负荷停止运行的策略。针对发电企业在低负荷退出运行脱硝系统的问题，环境保护部发文要求，火电厂在任何运行负荷时，都必须达标排放。脱硝系统无法运行导致的氮氧化物排放浓度高于排放限值要求的，应认定为超标排放，并依法予以处罚[5]。为使烟温满足SCR全负荷脱硝的常规措施主要是对锅炉/汽轮机进行改造，包括省煤器水侧旁路改造、省煤器烟气侧旁路改造、省煤器分级改造、汽轮机高压缸抽汽回热等技术[6~9]。上述措施费用较高、工期长，对机组的热效率和稳定运行有一定的影响。研究SCR催化剂在低负荷低烟温下的适用性，对于解决燃煤电厂全负荷脱硝具有重要意义，本文对新型宽温催化剂在燃煤电厂全负荷脱硝中的应用进行研究。

2 宽温催化剂及示范工程介绍

常规催化剂的连续运行温度为310℃～420℃，当机组低负荷运行时（烟温低于300℃），常规催化剂无法满足脱硝需求。浙江天地环保科技有限公司牵头研制的宽温催化剂其连续运行温度为275℃～420℃，可满足机组低负荷运行时的脱硝需求。

温州电厂5号机组于2005年建成投产，并于2015年实施超低排放改造，每台反应器安装两层新的宽温催化剂替换原有旧催化剂，进行全负荷脱硝应用示范。

3 示范工程测试结果

3.1 测试方法

3.1.1 脱硝效率

在SCR反应器的入口和出口烟道截面，分别采用等截面网格法布置烟气取样点。对SCR脱硝反应器的进出口各测点逐点测试，主要测试烟气中的NOx浓度和O2含量。将各网格点NOx浓度折成同一氧量下的浓度再进行算术平均，其结果为该截面NOx浓度值。

脱硝效率按如下公式计算：

式中：η——脱硝装置的脱硝效率，%；

c1——折算到标准状态、6%O2下的进口烟气NOx浓度，mg/Nm3；

c2——折算到标准状态、6%O2下的出口烟气NOx浓度，mg/Nm3。

3.1.2 氨逃逸

在SCR反应器出口测点位置测试，每个测量面的测点数不少于三点。测试方法参照《燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范》DL/T260-2012附录B。

通过化学分析，按照如下公式得出烟气中氨逃逸浓度：

氨逃逸按如下公式计算：

式中：C—氨逃逸浓度，ppm；

3.1.3 SO2/SO3转化率

烟气中SO2的采样方法执行GB/T 16157和HJ/T 47的规定，烟气中SO3的采样方法参照执行DL/T 998附录A的规定。通过测量SCR进口的SO2、SO3和出口的SO3浓度，通过计算得到。

SO2/SO3转化率按如下公式计算：

式中：X—烟气脱硝系统SO2/SO3转化率，%；

3.2 试验结果

通过对SCR反应器进出口氮氧化物浓度、氧量、氨气、SO2/ SO3浓度进行测量，计算出SCR的脱硝效率、氨逃逸率、SO2/SO3转化率，结果见表1。

注：SO2/SO3的化率对温度变化敏感，温度越高，转化率越高。由于满负荷工况下SO2/SO3转化率不超过1%，因此在最低稳燃负荷工况下，主要测试脱硝效率和氨逃逸率。

从表中的结果可知温州电厂选用的宽温催化剂在全负荷工况运行下的脱硝效率、氨逃逸率、SO2/SO3转化率均达到要求，满足全负荷脱硝的需求。

4 工程实施方案

凤台电厂一期共装设2台630MW超临界燃煤机组，分别于2012年12月和2013年6月完成了脱硝系统改造。原有催化剂的参数见表2，SCR入口烟气参数见表3。

表2 原有催化剂主要技术参数

表3 SCR入口烟气参数

凤台电厂计划于2016年对一期#1、#2机组进行超低排放改造，按脱硝系统入口NOX浓度330mg/Nm3，脱硝效率87%设计，SCR脱硝装置出口NOx浓度保证不大于50mg/Nm3，脱硝改造主要有以下两个方案。

4.1 技术方案

方案一：

脱硝提效改造按在50%THA负荷以上投入脱硝系统进行设计，利旧原有两层催化剂，更换破损催化剂单元，并在SCR反应器预留层新增一层常规催化剂。

方案二：

#1机组：将原有两层催化剂更换为宽温催化剂，改造后可满足机组在最低稳燃负荷以上投入脱硝系统。

#2机组：将初装两层催化剂整合成第一层，将#1机组初装两层催化剂整合成第二层，并在预留层新增一层常规催化剂，改造后可满足机组在50%THA负荷以上投入脱硝系统。改造方案技术参数见表4。

表4 改造方案技术参数

注：#1机组初装两层催化剂的破损量按10%考虑，#2机组初装两层催化剂破损较严重按50%考虑

4.2 经济分析

宽温催化剂价格要高于常温催化剂，使用宽温催化剂会增加投资，两个方案费用对比见表5。

表5 各方案费用对比(万元)

从上表可知方案二的改造费用比方案一高出921.83万元。

5 结语

从宽温催化剂示范工程的测试结果可知宽温催化剂能够满足锅炉在全负荷工况运行下的脱硝效率、氨逃逸率、SO2/SO3转化率的要求，从凤台电厂脱硝改造方案比选可知使用宽温催化剂会增加一定的投资。鉴于环保要求的不断提高，全负荷脱硝势在必行。因此，凤台电厂脱硝改造考虑使用宽温催化剂。

宽温催化剂已经被证明在275℃～420℃温度区间可能稳定运行。为了实现机组的全负荷脱硝，除了采用省煤器水侧旁路、省煤器烟气旁路、省煤器分级等技术措施外，使用宽温催化剂也是一种可供借鉴的选择。

[1]国家能源局.2015年全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时情况.2016,1,29.

[2]Zhen Cheng,Jingkun Jiang,Oscar Fajardo.Characteristics and health impacts of particulatematter pollution in China(2001-2011) [J].2012,Atmospheric Environment,65(2013):186-194.

[3]国家统计局能源统计司.中国能源统计年鉴2013[R].北京:中国统计出版社,2013.

[4]中国电力企业联合会.中电联发布2014年度火电厂环保产业信息.2015,5,7.

[5]环境保护部.关于火电厂SCR脱硝系统在锅炉低负荷运行情况下NOx排放超标有关问题的复函环函[2015]143号.2015,6,19.

[6]闫超,张兰华.1000MW机组全负荷低NOx排放优化.电力科学与工程,2015,12,31(12):61-65.

[7]罗江勇,吕新乐,边鹏飞,韩琪.600MW超临界锅炉全负荷工况脱硝改造方案探讨.山东电力技术,2015,10,42（214）:61-66.

[8]高伟,宋宝军.1000MW超超临界锅炉全负荷投运SCR技术方案探讨.锅炉制造,2015,1(1):37-39.

[9]黄文静,戴苏峰,艾春美,康志宏.电站燃煤锅炉全负荷SCR脱硝控制技术探讨.节能技术,2015,3,2,33（190）：189-192.