電廠630 MW 機組寬溫脫硝催化劑設計方案研究

王星星

（國能粵電臺山發(fā)電有限公司，廣東 臺山 529000）

1 脫硝系統(tǒng)研究

臺山電廠初裝機容量為5 臺600 MW 和2 臺1 000 MW 等級機組。一期工程1～5 號機組為5 臺600 MW 機組，“十四五”期間分別將1/3/4/5 號機進行升級為630 MW。1 號機組作為寬溫脫硝催化劑技術示范落地機組?；谠O計參數，以及實際煙氣參數，完成寬溫催化劑的選型設計，并進行性能及安全性評估。國家能源集團北京低碳清潔能源研究院進行寬溫脫硝催化劑開發(fā)，適用溫度區(qū)間為240～420 ℃[1-2]。

1 號機組設置并列兩臺SCR 反應器，布置在省煤器與空預器之間。反應器尺寸為15 490 mm×8 760 mm×20 m（長×寬×高），催化劑按照8×9 形式布置（8×8 為標準模塊，1×8 為非標模塊）。2013 年3 月，脫硝系統(tǒng)上、中層安裝康寧催化劑；2017 年5 月下層加裝國電龍源催化劑。脫硝反應劑為無水液氨，氨含量為99.6%。每臺SCR 反應器各設置一套氨/空氣混合系統(tǒng)，用于氨與稀釋空氣的混合。

1.1 脫硝系統(tǒng)進出口參數

鍋爐在BMCR 工況脫硝系統(tǒng)入口煙氣中污染物成分（標準狀態(tài)，干基，6%O2）：煙塵濃度的設計值為14 g/Nm3、NOx濃度的設計值為300 mg/Nm3，SO2濃度的設計值為1 750 mg/Nm3，SO3濃度的設計值為50 mg/Nm3，Cl(HCl)濃度的設計值為50 mg/Nm3。鍋爐設計煤種下不同。省煤器出口（設計煤種）濕煙氣量/溫度：BMCR 工況下4 509 074 m3/h/366℃，50%THA 工況下1 844 268 m3/h/296℃。鍋爐BMCR 工況煙氣成分（濕基、過量空氣系數為1.20）Vol%：O2為3.25，SO2為0.04。SCR 出口污染物濃度(6%O2，標態(tài)，干基)：NOx＜50 mg/Nm3，NH3≤3 ppm。

1.2 脫硝系統(tǒng)實際運行分析

1 號機設計煤種全硫檢測數據為0.4%，SO2濃度為1 750 mg/Nm3（按0.7%設計），SO3濃度為50 mg/Nm3。根據DCS 數據顯示，機組啟爐時SO2濃度大概為500～700 mg/Nm3。低負荷時煙氣中NOx濃度高，高負荷時煙氣中NOx濃度低。從鍋爐點火到并網經歷10～12 h，并網負荷為30 MW，并網3 小時后負荷升至160 MW，煙氣溫度達到約290 ℃，寬溫催化劑改造前要求煙溫290 ℃投氨。寬溫改造后，要求煙溫270 ℃投氨。機組在240 MW～630 MW 穩(wěn)態(tài)運行期間，脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度為310～360 ℃，SO2在600～1 400 mg/Nm3范圍內波動。

2 設計方案評估

基于脫硝系統(tǒng)進出口參數和實際運行情況分析，對1 號機寬溫催化劑更換方案進行可行性評估和設計。更換方案為在2021 年11 月將上、中層催化劑更換為由寬溫催化劑，第三層催化劑保持不變。方案實施后，實現(xiàn)機組脫硝系統(tǒng)煙溫達到270 ℃（并網前）即可投氨運行，在0～100%負荷范圍內，出口NOx濃度滿足超低排放標準。圖1 為寬溫催化劑更換后系統(tǒng)布局。

圖1 寬溫催化劑更換后脫硝系統(tǒng)內催化劑的布局

2.1 脫硝催化劑活性衰減估算

2020 年5 月，曾經對1 號機催化劑進行了年度檢測，經過測算，第一層和第二層年均衰減率8.0～8.4%。備用層年均衰減率為7.7%?？梢娚?、中層催化劑由于運行環(huán)境更為惡劣，催化劑衰減速率快[3-4]。（見圖2）

圖2 1 號機組常規(guī)脫硝催化劑設計衰減曲線

按2021 年11 月，上、中寬溫催化劑投入運行時間計算，第三層常規(guī)催化劑已運行約28 000 h，表1 為常規(guī)催化劑隨時間的變化，活性衰減情況。考慮從此時間節(jié)點推后24 000 h（寬溫催化劑性能保證期），即第三層常規(guī)催化劑已運行60 000 h，估算出的活性，從而計算出寬溫催化劑24 000 h 后，反應器的整體脫硝效率，氨逃逸，見表1。寬溫催化劑衰減曲線見圖3，運行24 000 h，理論K/K0=0.75。根據臺山電廠實際運行情況，24 000 后，K/K0=0.754-0.76，因此結合寬溫催化劑理論衰減，以及臺山電廠實際煙氣條件綜合分析得到設計K/K0=0.75，可以滿足要求[5]。

圖3 寬溫脫硝催化劑設計衰減曲線

表1 常規(guī)催化劑活性隨時間衰減

2.2 脫硝效率和氨逃逸測算

對技術方案進行脫硝效率與氨逃逸評估，提出1 號機組并網投脫硝的催化劑更換方案：2021 年11 月將1 號機組2 個反應器上、中兩層更換為寬溫催化劑，催化劑用量364 m3，下層催化劑保留。

根據相關催化劑反應原理及工程經驗，對上、中層更換為寬溫催化劑并運行24 000 h，常規(guī)催化劑運行60 000 h 時，進行脫硝效率與氨逃逸評估。根據現(xiàn)場實際勘查，催化劑模塊平均堵孔率為2～5%，因此本次計算考慮5%催化劑模塊堵塞，催化劑總表面積相當于下降5%后的脫硝效率與氨逃逸，結果見表2。

表2 分層計算脫硝效率和氨逃逸

系統(tǒng)運行三年后，上、中兩層寬溫催化劑運行24 000h，下層常規(guī)催化劑運行60 000h，通過測算可知，兩層寬溫催化劑出口NOx濃度小于35 mg/Nm3，兩層氨逃逸小于2.8 ppm，兩層寬溫催化劑脫硝效率>82.3%；整個脫硝系統(tǒng)的效率>85.4%，氨逃逸＜0.21 ppm。換寬溫催化劑后能滿足機組在270℃投脫硝，仍能穩(wěn)定運行?？紤]到流場分布和催化劑隨運行后堵塞等問題，實際氨逃逸會略高于理論值，建議每年進行噴氨調平優(yōu)化，保證出口較低的氨逃逸。催化劑運行三年后更準確地壽命預測需要結合年檢報告完成。

3 低溫運行安全風險分析

脫硝系統(tǒng)正常投運要求煙溫在最低連續(xù)運行溫度(MOT)以上。MOT 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ABS 露點溫度時，液態(tài)ABS 進入催化劑微孔中覆蓋活性表面，限制脫硝反應進行。煙氣中ABS 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MOT 以下運行，防止ABS 堵塞催化劑微孔。基于此，本項目對各層催化劑的ABS 結露溫度及MOT 進行了評估。催化劑在低溫下連續(xù)運行，由于煙氣中的NH3、SO3和H2O 生成ABS，堵塞催化劑微孔，覆蓋活性位，易導致催化劑緩慢失效。隨著催化劑不斷運行，活性下降，中、下層催化劑入口NH3濃度逐漸升高，因此ABS 結露問題提高，催化劑低溫運行風險會提高。

通過計算，煙氣中的SO2分別為1 750 mg/Nm3（設計值）時，各層催化劑的ABS 結露溫度，見表3。評估寬溫催化劑性能保證周期內，以寬溫催化劑運行三年后為時間節(jié)點，各層催化劑ABS 的結露溫度、MIT（最低投氨溫度）和MOT。上層寬溫脫硝催化劑：5%并網-100%負荷下，[SO2]=1 750 mg/Nm3，脫硝反應器上層催化劑ABS 的露點范圍為261～269 ℃，最低連續(xù)運行溫度（MOT）為281～289 ℃。在5%并網負荷下，270 ℃開始投氨，此時投氨溫度高于ABS結露臨界點，在270～290 ℃溫度條件下可穩(wěn)定運行。中層寬溫脫硝催化劑：5%并網-100%負荷下，脫硝反應器中層催化劑ABS的露點范圍為240～244 ℃，最低連續(xù)運行溫度為260～264 ℃，催化劑實際運行溫度高于MOT，中層催化劑可穩(wěn)定投氨運行，無ABS 結露風險。下層常規(guī)脫硝催化劑：5%并網-100%負荷下，脫硝反應器下層催化劑的ABS 露點范圍為205～223 ℃，最低連續(xù)運行溫度為225～243 ℃，催化劑實際運行溫度高于MOT，下層催化劑可穩(wěn)定投氨運行，無ABS 結露風險。

表3 1 號機組脫硝催化劑ABS 露點估算

4 結論

（1） 對安裝上層、中層寬溫催化劑、下層常規(guī)催化劑不變的改造方案進行性能評估。從寬溫催化劑初裝到運行三年后，本方案可滿足啟爐及深度調峰工況的脫硝，并且脫硝系統(tǒng)出口NOx濃度＜35 mg/Nm3，氨逃逸小于3 ppm。

（2） 更換寬溫催化劑后，在啟爐時（煙溫270～290 ℃）和深度調峰負荷下（煙溫290～366 ℃），脫硝反應器上層催化劑床層的ABS 結露露點溫度為261～269 ℃，中層寬溫催化劑和下層常規(guī)催化劑ABS 結露溫度更低。脫硝系統(tǒng)實際運行溫度均高于最低連續(xù)運行溫度，因此機組啟停爐和深度調峰時催化劑運行無安全風險。

（3） 經過對安裝寬溫催化劑后的脫硝系統(tǒng)效果及其運行安全性進行評估后，寬溫催化劑設計及更換方案可行，滿足項目要求。