超低排放形势下SCR脱硝工程改造现状

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1、超低排放形势下SCR脱硝工程改造现状摘要：为达到“煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）”要求，超低排放改造工作在燃煤电厂全面展开。对49个电厂已完成烟气超低排放改造的132台机组安装的SCR脱硝催化剂现状进行了调查，对脱硝机组的类型、烟气温度、入口粉尘浓度、入口NO浓度和超低排放要求下脱硝催化剂的改造方案进行了统计和分析，并对超低排放改造前后SCR脱硝催化剂不同催化剂层间体积的变化进行了比较，同时结合部分改造案例分析了超低排放改造设计过程中值得注意和改进的事项，以进一步保障脱硝系统的达标排放和安全经济运行，给后续开展烟气脱硝超低排放改造机组的设计和建设提供借鉴。引言国家发

2、改委、环保部和国家能源局颁布《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》，推动了燃煤电厂超低排放改造的浪潮。选择性催化还原技术（SCR）是中国燃煤电厂主流的烟气脱硝技术，但由于中国SCR装置投运时间较短，前几年大规模集中施工的脱硝改造工程逐步进入起步和摸索阶段，设计中存在的问题在脱硝系统运行的过程中逐渐暴露出来，不同程度地影响着脱硝装置的安全和经济运行。本文在对49个电厂132台已完成超低排放改造机组的类型、设计烟气条件、催化剂设计运行工况等进行了统计，在此基础上对超低排放改造工程中脱硝催化剂的改造方案进行了分析，并对超低排放改造前后SCR脱硝催化剂不同催化剂层间体积量变化进

3、行了比较，可供后续烟气脱硝超低排放改造工程的设计、建设和提效参考。1调查统计样本调查统计样本（下文简称调查样本）来自15个省市自治区，分布如图1所示；基本情况如表1、表2所示，设计烟温如图2所示。机组容量及采用催化剂类型具有一定的代表性，所得结果可有效反映当前国燃煤电厂烟气脱硝超低排放改造机组的现状。62分析与讨论本文对调查样本烟气脱硝超低排放工程催化剂改造方案、设计入口条件、运行工况、催化剂基础资料进行了统计和分析。62.1设计条件入口烟气温度、NOx质量浓度、粉尘质量浓度和脱硝效率的统计结果分别如图2~5所示。由图2可知，调查样本中SCR脱硝装置烟气设计温度集中在340~380℃。烟气

4、温度过高容易导致催化剂烧结，催化剂载体TiO2晶体的相变会导致催化剂微观反应孔道的骤降，从而引起催化剂的失活；烟气温度过低一方面导致催化剂活性降低，另一方面可导致硫酸氢铵在催化剂微孔内的生成和沉积，使催化剂活性加速衰减。如某600MW机组脱硝改造时设计温度为425℃，运行约14000h时取样检测发现上、下层2个样品的微观比表面积下降幅度均超过30%；同时进行实验室检测，当脱硝效率为68.9%时，氨逃逸体积分数已达到3.0×10–6（设计值为运行24000h，脱硝效率72%，氨逃逸体积分数不大于3.0×10–6）。结合本轮超低排放改造，该600MW机组将设计烟气温度降至400℃。由此可知，对

5、于存在烟温过高或者烟温过低问题的机组，应采取相应措施（如省煤器分级改造或省煤器旁路改造等）来调节SCR脱硝装置入口烟气温度，从而保证脱硝系统的安全经济运行和烟气达标排放。由图3可知，调查样本中SCR脱硝装置入口NOx浓度设计值为280~700mg/m3。入口NOx浓度越高，一方面对脱硝催化剂体积量的需求大幅度上升且运行中氨耗量增加显著，从而导致初期投资和运行成本的升高；另一方面对脱硝反应器入口NOx浓度分布和喷氨均匀性提出了更高的要求，轻微的偏差波动就容易引起出口NOx6浓度和氨逃逸的超标，从而影响机组的达标排放和后续设备的安全经济运行。因此，无论是从机组经济性还是安全性考虑，都应尽量从源

6、头控制脱硝反应器入口的NOx浓度。如某300MW机组，脱硝改造工程设计入口NOx浓度为800mg/m3，初装2层催化剂，体积量为488.4m3，结合本轮超低排放改造对锅炉低氮燃烧系统进行了改造，将入口NOx浓度降低为650mg/m3，同时加装0.5层催化剂（130m3），既满足超低排放改造的要求，又节约了投资和运行成本。由图4可知，调查样本中采用平板式催化剂项目设计入口粉尘质量浓度为13.21~72.00g/m3，普遍高于采用蜂窝式催化剂项目（设计入口粉尘质量浓度为18.71~53.00g/m3），其中4个平板式+蜂窝式催化剂混装的项目粉尘设计质量浓度分别为42g/m3和50g/m3。统计

7、结果进一步说明，对于烟气中粉尘质量浓度高于50g/m3的项目，宜采用平板式催化剂，粉尘质量浓度低于50g/m3的可通过技术经济的比较确定采用催化剂的型式。如某300MW机组，入口粉尘质量浓度为42g/m3，初装2层平板式催化剂363.12m3，超低排放改造工程加装备用层催化剂为蜂窝式催化剂（227.4m3），实现了不同型式催化剂的混装。6由图5可知，调查样本中SCR脱硝装置设计的脱硝效率为83%~93%，其中85%以下占