燃煤电厂宽温催化剂全负荷脱硝的应用研究

北极星环保网讯:研究了宽温催化剂在燃煤电厂的全负荷脱硝应用。该新型SCR宽温催化剂在设计煤种条件下35%100%BMCR工况时,脱硝效率不小于85%,氨逃逸率不大于3ppm,SO2/SO3转化率小于1%。研究结果表明,在100%负荷工况下,脱硝效率85.31%,氨逃逸率2.30ppm,SO2/SO3转化率0.835%。35%负荷工况下,脱硝效率85.05%,氨逃逸率2.51ppm。在试验工况条件下,各项保证参数均达到保证值。

关键词：脱硝;SCR;宽温;催化剂;全负荷;

1前言

我国一次能源消费结构以煤为主，2015年能源消费总量43.0亿t标准煤，煤炭消费量占能源消费总量的64.0%|1]。中国的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9.9亿kWm。

火电厂煤燃烧产生大量的氮氧化物，对环境保护造成不利的影响。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6.87亿kW，占全国火电机组容量的75.0%，占全国煤电机组容量的83.2%。

SCR采用的催化剂对烟气温度有下限要求，当机组负荷较低(烟气温度低于300°C)时，催化剂活性下降，造成脱硝效率下降，氨逃逸率上升，生成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SCR系统对机组的不利影响，发电企业多采取SCR系统低负荷停止运行的策略。

针对发电企业在低负荷退出SCR系统投运问题，环境保护部发文要求，火电厂在何运行负荷时，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。使烟温满足SCR全负荷脱硝的常规措施是对锅炉/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。

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有重要意义，本文对新型宽温催化剂在燃煤电厂的全负荷脱硝应用进行研究。

2燃煤电厂情况

该电厂锅炉系引进国外技术，由上海锅炉厂制造的SG-1025/17.5-M869型亚临界中间_次再热控制循环汽包炉，配用中速磨直吹式制粉系统，固态排渣，n型布置、单炉膛、平衡通风、炉膛四角正反切圆燃烧。喷嘴摆动可调，燃用易结渣性烟煤。

炉前布置五台HP-863型中速磨煤机，每台磨煤机出口4根煤粉管道接一层燃烧器。在脱硝改造期间同时进行了取消旁路改造、锅炉低氮燃烧器改造、汽轮机节能增容改造、干式静电除尘器高频电源改造，改造后过热蒸汽流量由1025t/h扩容到1087t/h。

该机组在2012年进行了脱硝改造，每台锅炉安装两台SCR脱硝反应器，每个反应器安装了两层催化剂。机组在2015年进行了超低排放改造，结合锅炉低氮燃烧器燃烧调整，每台反应器安装两层新的宽温催化剂替换原有旧催化剂的方式进行全负荷脱硝应用示范。设计脱硝入口氮氧化物浓度300mg/Nm3(6%02)，S02/S03转化率不超过1%，氨逃逸率不超过3ppm。

3测量方法

3.1氮氧化物

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NO浓度和02含量。将各网格点NOt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NOt浓度值。

脱硝效率按如下公式计算：

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