330MW机组脱硝催化剂大面积坍塌的原因分析

王建仁

（内蒙古哈伦能源有限责任公司电厂运行部内蒙古阿拉善750300）

摘要：采用热态试验与数值模拟相结合的方式，对某电厂330MW机组锅炉脱硝系统内部流场进行测试计算，分析了该脱硝系统靠近炉前催化剂大面积磨损坍塌的原因。结果表明，催化剂磨损与其反应器截面设计偏小及上方的流场紊乱有直接关系，催化剂孔内流速高是整个催化剂大面积坍塌的主要原因，并在靠近催化剂入口处由于下方催化剂出现严重磨损坍陷形成烟气走廊，氨气与烟气中的NOx无法与催化剂进行还原反应并从前部损坏部位大量逃逸，造成脱硝系统氨耗量增大。

关键词：烟气；SCR；脱硝系统；催化剂；磨损；流场；冷态试验

煤燃烧过程生成的是造成大气氮氧化物污染的主要来源之一.据统计，电站锅炉排放的NOx约占煤燃烧NOx排放总量的40%以上.煤燃烧产生的NOx中90%以上为NO，而NO2、N2O等气体含量不到总量的10%。迄今为止世界各国已开发了多种燃煤烟气NOx治理技术，其中选择性催化还原法（SCR）以其技术成熟、脱硝效率高等优点在大型燃煤电厂获得了广泛应用。

在SCR烟气脱硝系统（以下简称脱硝系统）长期运行过程中，催化剂的催化效果会因为各种物理化学作用（中毒、磨损、热烧结、堵塞、沾污等）而减弱，甚至失效，这会对脱硝效果和成本造成巨大的影响。催化剂的失活速率约为每运行1000h，脱硝效率降低0.7%，一般3~5年就需要更换。

不同程度的磨损对催化剂造成的影响有所不同，轻微磨损可以促进催化剂表面的更新，使催化剂保持良好活性，但是过度磨损会使催化剂表面活性组分过快流失，从而降低活性组分的寿命，并且还会使催化剂变薄，造成催化剂断裂，损害其下游的设备。为此，本文采用热态试验与数值模拟相结合的方式，分析了脱硝系统催化剂在锅炉前墙区域磨损比较严重的原因。

某电厂330MW机组锅炉入炉煤灰份40%左右，烟气脱硝系统采用SCR技术，催化剂为再生蜂窝式，催化剂层初始按2用1备模式布置，两侧烟道反应器内各安装90个模块（尺寸为1.91m×0.97m）。BMCR工况下烟气量1135818Nm3，脱硝系统设计脱硝效率≥87.5%。

两台炉自通烟气投运1800小时后检查发现催化剂靠近锅炉前墙前三跨部位宽约3m的带状区域内磨损坍塌严重，且催化剂磨损特征相同（图1）。此外，后部催化剂表面无明显积灰现象，催化剂透光率较好。附图1：

数模结论：第一层催化剂层垂直方向的夹角最大达到11°

锅炉BMCR负荷SCR进口烟道烟气流速

SCR进口竖直烟道内靠近前墙区域烟气流速高于后墙区域，A侧烟气流速最大值为20.4m/s，最小值为3.6m/s，平均值为12.4m/s，B侧烟气流速最大值为22.3m/s，最小值为3.2m/s，平均值为15.6m/s。A、B侧烟道内烟气流速分布CV值分别为27.1%和34.2%。

通过试验结论分析机组BMCR负荷时，实际烟气流量为1061048m3/h（标态、湿基、实际氧），烟气温度为351℃。流场数值模拟校核结果显示第一层催化剂入口烟气流向与竖直方向夹角局部角度大于10°，流速分布均方根偏差为10.22%。

流场数值模拟结果表明第一层催化剂入口截面流速分布存在局部高速区，高速区分布在前墙和后墙。由于前墙灰浓度偏高，可能造成目前该电厂催化剂磨损集中在前墙区域；而后墙虽然烟气流速较高，但后墙灰浓度较低，所以目前未出现大面积磨损。

2理论分析

催化剂磨损坍塌原因：

二、外部条件

1、烟气流速

脱硝反应器设计应把握原则，反应器空塔流速应为4～6m/s，烟气在催化剂孔内流速应控制在6～7m/s以内。该厂脱硝反应器设计截面90平方米，烟气量1135818Nm3，计算有效烟气通流面积83.37平方米，实际计算16孔蜂窝催化剂孔内流速8.2m/s，18孔蜂窝催化剂孔内流速8.36m/s，20孔蜂窝催化剂孔内流速8.4m/s，高于行业通常设计7m/s的上限，孔内流速高是造成催化剂大面积磨损坍塌的主要原因。

2、流场分布

SCR催化剂在应用中受到严重磨损，主要原因是脱硝烟道5组导流板安装不合理，导致进入反应器上端的烟气流场分布不均，部分催化剂单元条受到高流速烟气的长时间冲蚀，最终导致催化剂硬化端以下部位被掏空塌陷。因此，脱硝反应器应进行气流均布试验，校验脱硝入口上升烟道导流板安装是否存在安装误差；通过热态试验结论发现脱硝反应器烟道气流紊乱无明显规律，A侧烟道平均流速12.4m/s，B侧烟道平均流速15.6m/s，局部还存在负压区且无明显规律，局部气流不均引发局部高速气流，发生催化剂局部磨损严重是催化剂损坏次要原因。

3、烟尘性质

飞灰自身的特性对催化剂的磨损也有很大影响。飞灰中的Si02+Al203占比越大，说明飞灰的硬度越大，对催化剂的磨损也就越严重；而不规则多边形飞灰颗粒对催化剂的磨损也要强于球形飞灰颗粒。同时飞灰颗粒的大小对催化剂磨损性能影响同样大，粒径越大的飞灰对催化剂的磨损越严重。该厂第三方实测数据脱硝入口飞灰浓度达到49.43g／m3高于飞灰浓度大于40g／m3催化剂选型的上限，应优先考虑平板催化剂。由于该厂选择的再生蜂窝式催化剂物理性能差，催化剂实际运行工况恶劣，催化剂选型脱离生产实际是造成催化剂大量磨损坍塌的诱因。

4、其他原因

由于脱硝蒸汽吹灰疏水管（φ25CM）的管线布置长且疏水管细造成蒸汽吹灰疏水不畅，该厂前期脱硝蒸汽吹灰器疏水温度控制0.8MPa，疏水温度220℃无法达到催化剂吹灰疏水需求的280～320℃，运行人员未引起足够重视，投入第一只耙式吹灰器后吹灰枪管内积水排尽，第一排前三跨催化剂处吹灰枪蒸汽带水，造成催化剂水蚀强度降低，高速蒸汽水击受损，后期由于节约成本考虑催化剂厂家只更换局部损坏坍塌单元条，周围硬化端隐性受损催化剂未更换，运行后迎风硬化端（常规2CM）受损，催化剂由于高尘烟气剧烈磨损短期内发生磨损坍塌，引发新换单元条周围成批次二次坍塌，造成前部催化剂单元条大面积坍塌形成局部烟气走廊，后部催化剂反应区烟道阻力减弱未发生明显磨损特征，给事故分析造成假象耽误了催化剂损坏分析的方向。

三、整改措施

1、催化剂更换

烟气的流速对催化剂的磨损有很大的影响。烟气流速越高，相同质量飞灰携带的动能就越大，在与催化剂壁面撞击时，加剧了催化剂磨损。设计时蜂窝催化剂与平板催化剂的迎风流速应为4．4～4．6m／s和5．2～5．3m／s，且气体在催化剂通道内的流速应控制在6～7m／s以内。由于该厂反应器截面的边界条件确定，更换催化剂的比表面为76.3㎡/g、孔径为12.4n/m、孔容为0.258c㎡/g，核算BMCR工况下催化剂孔内流速降至6.73m/S，属于合理范围区间。该厂第三方实测烟气含尘量49.43g／m3偏高，多方论证后更换为板式催化剂。由于催化剂进出口差压无明显升高且无积灰现象，现脱硝蒸汽吹灰全部停运。

2、烟道流场复核

停炉后安排技术人员进行导流板复核工作，检查发现脱硝反应器导流板下部整流器部位150mm斜切角未切割，且部分10cm烟道顶部阻尼板未安装，5组导流板安装误差峰值与蓝图设计不符合峰值达到200mm。

整改启动后脱硝入口NOx大幅度下降，锅炉试验BMCR工况下脱硝入口氧量3.2%时，脱硝入口NOx达到330mg/KNm3，烟囱无拖尾现象，氨耗量明显降低。

四、节能计算

停炉后该厂安排技术人员进行现场导流板检查复核工作，锅炉启动后进行烟气流速测试工作，A侧烟道平均流速13.2m/s，B侧烟道平均流速13.5m/s，机组启动后氨耗量大幅度下降。

以2018年#2机上半年发电量71535.13万KW为例。

节约氨耗量=（检查前氨耗量-检查后氨耗量）×上半年发电量

=（0.9g/kw.h-0.45g/kw.h）×71535.13×10000/1000000

=321.91（吨）

节约费用=321.91吨×3029元/吨

=975065.39（元）

结束语

综上所述，本文以脱硝催化大面积坍塌为研究对象，探讨了催化剂损坏的原因，以此达到解决催化剂损坏的目的，对比大多数电厂有很大的借鉴意义。由于本文篇幅有限，相关研究尚存在不足之处，还需要在今后的理论以及实践中进行深入的总结和研究。

参考文献：

[1]张鸿，600MW超临界机组脱硝催化剂损坏原因分析及对策[J].湖南电力，2015，01

[2]徐克涛.300MW燃煤机组SCR脱硝催化剂磨损问题分析[J].节能，2018，11

作者简介：

王建仁（1980—），男，内蒙古阿拉善盟，助理工程师，研究方向：火电厂锅炉节能。