330MW機組寬溫脫硝催化劑布置方案設計與運行效果分析

趙俊平，馬子然，趙春林，肖雨亭，王立靜，王寶冬， 王善輝，張 威，周佳麗

(1.國網能源和豐煤電有限公司，新疆 塔城 834411；2.北京低碳清潔能源研究院，北京 102211；3.江蘇龍源催化劑有限公司，江蘇 無錫 214123)

1 引言

在“2030年碳達峰、2060年碳中和”的愿景下，電力企業將大幅提高新能源裝機量，但此類電源點具有間歇性、波動性、反調峰特性以及預測精度和容量可信度低等特點，因此新能源高比例接入電網使得燃煤電廠深度調峰低負荷運行成為常態。燃煤機組在參與深度調峰過程中，運行參數偏離設計值，導致成本增加，因此參與深度調峰的機組可獲得電價補貼[1-2]。

目前，我國60%總裝機近7億kW的燃煤機組處于低負荷運行狀態，火電平均利用小時數將長期低于4000h，其中僅有 6%的煤電裝機具備靈活性調峰能力，燃煤機組進行深度調峰改造對我國能源轉型2060年實現“碳中和”有重要意義[3]。

煤電機組在深調負荷時，煙溫會隨負荷在較大范圍內波動，污染物排放要滿足超低排放的要求[4-5]。但環保部2015年發布通告，公告對于電廠SCR脫硝系統在任何運行負荷時，都必須按《火電廠大氣污染物排放標準》嚴格執行[6]。燃煤電廠深度調峰時煙氣溫度為260～300℃，低于傳統脫硝催化劑320～400℃溫度窗口。當脫硝系統低負荷運行時，存在低溫下脫硝活性低，易發生嚴重硫中毒的問題[7-9]，并會影響安全運行[10-12]，因此需要開發新型脫硝催化劑，以滿足燃煤機組深度調峰時污染物的排放標準[13-15]。

本文以330MW機組的脫硝系統為研究對象，根據其運行狀況和實際煙氣參數條件提出了前兩層為寬溫催化劑，備用層為常規催化劑的改造方案，以及寬溫脫硝催化劑的設計方案；分析了技術改造后機組的實際運行情況，并在實際煙氣工況下對脫硝系統的性能進行驗證，機組在并網噴氨后出口NOx達到超低排放的要求。

2 研究方法

2.1 研究對象

2.1.1 煙氣參數

某330MW國產亞臨界空冷燃煤發電機組，SCR脫硝裝置采用高灰型工藝，反應器布置在省煤器與空預器之間，同步配套建設雙室四電場靜電除塵系統及石灰石—石膏濕法煙氣脫硫裝置。鍋爐設置兩臺SCR反應器，不設反應器煙氣旁路，煙氣從省煤器出口進入反應器，反應后的煙氣直接進入空氣預熱器。脫硝裝置采用一臺機組兩個反應器布置，還原劑采用尿素。

脫硝催化劑采用“2+1”布局，初裝兩層催化劑。機組脫硝系統于2014年7月投入運行，年運行7000h，設計出口NOx質量濃度為100mg/m3。2017年4月，機組進行超低排放改造，加裝備用層催化劑，設計出口NOx質量濃度為50mg/m3。

以此330MW機組的脫硝系統為研究對象，采集現場實測和部分設計數據，包括不同負荷下的煙氣流量、溫度及NOx排放情況(如表1所示)。表1中SO2濃度、H2O、飛灰均為脫硝系統設計值。

表1 煙氣條件參數

實測顯示，機組在30%～100%負荷運行時，煙氣溫度為278～383℃，入口NOx質量濃度為300～500mg/m3，在低負荷運行時，煙氣溫度低，NOx含量和過量空氣系數大，因此對脫硝催化劑的低溫性能提出更高要求。

2.1.2 寬溫脫硝催化劑

本項目中寬溫脫硝催化劑適用溫度區間為240～420℃[15]。寬溫脫硝催化劑(見表2)，與常規脫硝催化劑相比，380℃高溫和260℃低溫脫硝活性均有提升，氨逃逸<3μL/L，SO2/SO3轉化率<0.4%，滿足機組深度調峰時超低排放的要求。

表2 寬溫脫硝催化劑性能保證值

2.2 優化設計方案

2.2.1 優化布置方案

本項目的催化劑更換方案是將初裝兩層的常規催化劑替換為寬溫催化劑，備用層的常規催化劑予以保留，更換后實現該機組在30%～100%負荷下脫硝效率滿足超低排放標準。

考慮實際煙氣工況條件，結合原有備用層催化劑剩余性能的情況，設計催化劑參數[16-18]，寬溫催化劑與初裝兩層的常規催化劑選型保持一致，如表3所示。

表3 脫硝催化劑設計參數

2.2.2 催化劑安全運行風險分析

基于機組實際的煙氣參數條件及寬溫催化劑的設計參數，脫硝系統的脫硝效率為90%，氨氮摩爾比MR=0.92，噴氨濃度220μL/L，SO2濃度為70～140μL/L，SO3濃度為0.7～2.8 μL/L，煙氣中H2O含量8.57%，根據公式[25]可計算出硫酸氫銨在不同層催化劑中的結露溫度，上層寬溫催化劑的硫酸氫銨結露溫度為249～253℃。

SCR脫硝系統正常投運要求煙氣溫度在最低連續運行溫度(minimum operation temperature，MOT)以上。最低連續運行溫度為一定NH3和SO3濃度下的煙氣在催化劑孔隙中開始凝結硫酸氫銨(ABS)的溫度。當煙溫低于硫酸氫銨露點溫度時，液態硫酸氫銨進入催化劑微孔中覆蓋活性表面，限制脫硝反應進行[22]。煙氣中硫酸氫銨結露是SCR低負荷投運的主要限制因素，因此催化劑應避免在最低連續運行溫度以下運行，防止硫酸氫銨堵塞催化劑微孔[23-24]。基于此，本項目對各層催化劑的硫酸氫銨結露溫度及最低連續運行溫度進行了評估。

考慮反應器內溫度場分布不均，煙氣溫度分布偏差±10℃和15℃安全裕量的情況，設置MIT為最低噴氨溫度(minimum injection temperature，MIT)，通過文獻及工程經驗可估算出最低噴氨溫度及最低連續運行溫度，指導脫硝安全運行[26]，最低噴氨溫度相比硫酸氫銨最高析出溫度253℃提高10℃，為259～263℃，最低連續運行溫度相比硫酸氫銨最高析出溫度253℃提高25℃，為274～278℃。

根據機組煙氣溫度DCS數據可知，30%負荷下省煤器入口煙氣溫度為276℃，以上條件滿足最低噴氨溫度要求。

PNH3(atm)×PSO3(atm)=2.97×1013×e(-54.950/RT)

式中：為PNH3的體積濃度,為PSO3的體積濃度，R為通用氣體常數1.987cal/kmol，T為煙氣溫度，℃。

2.3 測試參數及方法

2.3.1 測試參數

按照《煙氣脫硝催化劑檢測技術規范》(GB/T38219-2019)、《火電廠煙氣脫硝催化劑檢測技術規范》(DL/T1286-2013)、VGB 《Guideline for the Testing of DeNOxCatalysts》、EPRI 《Protocol for Laboratory Testing SCR Catalyst Samples》等標準對全尺寸寬溫脫硝催化劑的理化及工藝特性進行實驗室全尺寸檢測，包括脫硝效率、氨逃逸、活性等參數。

預測不同負荷下脫硝系統的脫硝效率和氨逃逸根據公式進行計算。

式中：VA為面速度(實際運行工況計算)，K為不同負荷下的催化劑活性(實驗室測量或預測值)[19]，MR為NH3/NOx摩爾比，本項目取值為0.92(脫硝系統入口NOx濃度為487 mg/m3，控制脫硝系統出口NOx濃度<40mg/m3)。CNH3為氨逃逸濃度(<3μL/L)，CNO為脫硝系統入口NOx濃度(入口NOx=487 mg/m3，NOx=237μL/L)，VA為面速度，K為催化劑活性[26]。

2.3.2 測試方法

按照 《電站鍋爐性能試驗規程》(GB/T10184-2015)、《燃煤電廠煙氣脫硝裝置性能驗收試驗規范》(DL/T260-2012)、EPA-CTM-027 《Procedure for Collection and Analysis of Ammonia in Stationary Source》、EPA-M-8 《Determination of Sulfuric Acid and Sulfur Dioxide Emissions from Stationary、EPA-M-7E 《Determination of Nitrogen Oxides Emissions from Stationary Sources》，2020年9月進行現場測試，檢驗SCR脫硝系統的性能指標，并為電廠脫硝運行提供技術數據。根據機組實際負荷條件，SCR脫硝裝置性能考核性試驗分別在304、150、75MW負荷工況下進行，同步在反應器進出口測量NO和O2濃度，并在反應器出口采集氨逃逸樣品，計算脫硝效率和氨逃逸濃度。在反應器進出口采集SO2、SO3煙氣樣本，并記錄所采集的O2濃度。利用化學滴定法分析樣品中的硫酸根離子濃度，并根據所測量的O2濃度和煙氣流量，計算各采集點的煙氣中的干基SO2與SO3濃度，進而計算煙氣通過催化劑層的SO2/SO3轉化率。

3 結果與討論

3.1 催化劑活性衰減預測

2017年5月，上層催化劑已投運19000h，催化劑活性值K=33.04m/h(催化劑初始活性K0=40m/h)，K/K0=82.6%。催化劑每1000h衰減速率為0.9%，24000h后催化劑活性衰減K24000/K0=0.78。由于上層催化劑受煙氣中SO2和粉塵的影響較大，因此活性衰減速率最快，大于中、下層催化劑活性衰減速率。如果按照上層催化劑活性衰減速率估算中、下層催化劑衰減速率，可為脫硝系統安全性能評估留有裕量[20-21]。

預計到2019年11月，上、中層催化劑累計運行時間為36400h，按照每1000h催化劑衰減速率為0.9%的規律，計算上、中層催化劑剩余活性分別為K上=26.9m/h，K中=26.9m/h。下層催化劑從累計運行18000h，初始活性K0=40m/h，按照上層催化劑衰減規律，K下=33.3m/h。K上/K0=0.67、K中/K0=0.67、K下/K0=0.83，催化劑最低活性保證值為K終點/K0=0.7，可見上層和中層催化劑已不能滿足催化劑設計要求。下層催化劑衰減值滿足設計余量要求，可以繼續使用。

技術改造初期，寬溫催化劑(K0=54)和備用層催化劑的所剩活性(K=32.8)，然后計算出脫硝系統運行12000h和24000h時，催化劑的剩余活性值，如表4所示。

表4 各層催化劑活性衰減

3.2 脫硝效率和氨逃逸預測

在不同負荷下脫硝系統的效率和氨逃逸預測結果如表5所示。

表5 模擬計算結果

初裝時三層催化劑脫硝效率大于92%時，氨逃逸為0～0.187μL/L，催化劑設計余量較大。運行12000h后，三層催化劑脫硝效率超過92%，氨逃逸為0～0.6μL/L，催化劑設計余量較大。催化劑運行24000h，三層催化劑脫硝效率大于92%，氨逃逸為0～2.12μL/L，仍能滿足設計要求。此時可考慮催化劑化學壽命結束后的大修期內將備用層催化劑也更換為寬溫催化劑，圖1為計算模擬改造工程初始至24000h的脫硝效率與氨逃逸。

圖1 計算模擬改造工程初始至24000h的脫硝效率與氨逃逸

因此，基于催化劑活性的測試可知，當初裝兩層傳統催化劑全部更換為寬溫催化劑時，機組30%～100%負荷下，在改造工程結束后的24000h內(運行小時數)，預計脫硝效率>92%，出口NOx排放<35mg/m3，出口氨逃逸<3μL/L。

3.3 運行效果

硫酸氫氨在催化劑孔內的凝結溫度如表6所示。前兩層為寬溫催化劑、保留備用層常規催化劑的更換方案在機組寬負荷連續運行狀態下，均具備安全運行的條件。

表6 ABS在催化劑孔內的凝結溫度

機組于2020年6月改造按計劃安裝寬溫催化劑，進行脫硝試驗，從冷態啟動將負荷升至90～160MW階段，煙氣溫度為270～300℃，脫硝系統出口NOx質量濃度<50mg/m3。表7為機組脫硝系統運行數據，圖2為根據機組的DCS導出數據繪制的啟爐運行時煙溫、入口/出口NOx質量濃度、氨逃逸的曲線圖。

表7 機組脫硝系統運行數據

在168h運行期間，負荷30%(90MW)時，對應脫硝反應器入口溫度270℃，脫硝系統入口NOx質量濃度為440mg/m3，脫硝系統出口NOx質量濃度小于35mg/m3，脫硝效率不小于92.0%，氨逃逸為1.9μL/L；負荷100%(300MW)時，對應脫硝反應器入口溫度360℃，脫硝系統入口NOx質量濃度為300mg/m3，系統出口NOx質量濃度小于33mg/m3，脫硝效率不小于89.0%，氨逃逸為1.8μL/L。說明寬溫催化劑能夠實現該機組30%～100%負荷下脫硝效率滿足超低排放標準。

圖2 機組運行時煙溫、入口/出口NOx濃度、氨逃逸的曲線

機組穩定運行4000h后，催化劑的脫硝性能考核試驗，如表8所示。機組 304MW、150MW 及 75MW 負荷下，實測 SCR 入口 NOx濃度分別為262、347、620mg/m3，前兩層寬溫催化劑脫硝效率分別為 84.5%、84.1%、90.1%，三層催化劑整體脫硝效率分別為 89.8%、90.1%、95.3%，氨逃逸濃度分別為 1.9、2.2、2.7μL/L，節省噴氨量2.0 kg/h，NOx排放濃度分別為 27、34、29mg/m3。機組高、中、低負荷下，SCR 脫硝裝置均滿足“SCR 裝置最大脫硝效率不低于 88.9%且氨逃逸濃度不大于 3μL/L”的性能保證值。

表8 機組催化劑性能考核情況

4 結論

(1)通過對各層催化劑安全運行風險分析可知，機組在低負荷運行時煙溫高于最低連續運行溫度，由硫酸氫氨結露引起催化劑失效的風險較低。進而根據電廠催化劑衰減規律，預測計算出經過改造的脫硝系統運行24000h后的脫硝活性，建議考慮將備用層催化劑更換為寬溫催化劑。

(2)項目實施后能滿足機組在30%～100%負荷下運行的脫硝超低排放的需求。機組鍋爐點火運行從冷態升至90MW，脫硝系統入口煙氣溫度達到270℃開始投脫硝，脫硝系統NOx排放濃度數據優于燃煤電廠污染物超低排放要求(<50mg/m3)，脫硝效率不小于89%。