SCR烟气脱硝装置脱硝效率低问题分析

宋贤福 ,马彦斌

（华电电力科学研究院有限公司，陕西西安  710054）

摘  要：某电厂机组烟气脱硝采用选择性催化还原法(SCR)工艺，投运一年半左右，机组出现脱硝效率低、氨逃逸大、高负荷时候氮氧化物超标排放，机组被迫限负荷。经检查分析，主要原因为催化剂碱金属中毒导致催化剂活性、比表面积降低，影响催化剂对NH3的吸附与活化，引起脱硝效率降低；其次为催化剂积灰、磨损较为严重，造成烟气流速增大，脱硝反应时间降低，进一步引起脱硝效率降低。针对原因提出了意见和防范措施。

关键词：脱硝效率低；氨逃逸大；催化剂中毒；原因分析

0 前言

火力发电厂占目前电力生产的主力。火力发电厂烟气脱硝工艺目前大部分采用选择性催化还原法（SCR）工艺，即将NH3等还原剂喷入烟道中，与含有NOX的烟气混合，在高温及催化剂的作用下将其还原为N2的过程。其脱硝的主要机理[1]如下：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O

工程应用中，一般以脱硝效率来表征SCR脱硝装置的脱硝能力的大小。脱硝效率受许多因素影响，包括反应温度、催化剂性能、喷氨均匀性、NH3/NOX摩尔比、入口NO浓度、空速（SV）值等[2]。

1 系统概况

某电厂660MW机组锅炉为超超临界全悬吊结构Π型变压运行直流锅炉，同步建设SCR脱硝装置。脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR），使用尿素作为还原剂；在NOX进口浓度为250mg/m3（标态，干基，6%O2）时，脱硝效率不小于85%，每台炉设置1台反应器，催化剂数按“2＋1”布置，初装两层板式催化剂。该机组于2019年10月投运，运行1年半时间左右，出现脱硝效率下降、氨逃逸增大、空预器及低温省煤器阻力增大，高负荷时氮氧化物超标排放，机组被迫限负荷的现象。停机检查发现，脱硝装置部分催化剂及空预器堵塞严重，低温省煤器换热翅片上出现白色结晶堵塞通道。

2 原因分析

2.1 催化剂性能分析

机组630MW负荷开展喷氨跟随性试验。脱硝装置入口NOX浓度为95~110mg/m3，喷氨阀门开度由10.60%至18.06%，总排口NOX浓度为41~48mg/m3，喷氨量变化时总排口NOX浓度未出现较为明显的变化。喷氨跟随性较差，表明催化剂活性出现衰减或较大面积堵塞情况。

对脱硝催化剂进行物理特性及工艺特性进行检测分析，催化剂中微量元素检测显示，第一层催化剂中碱金属Ca、Na、K的含量分别为6506μg/g、4040μg/g、606μg/g，第二层催化剂中Ca、Na、K的含量分别为5726μg/g、8299μg/g、1043μg/g，碱金属含量含量较高，易引起催化剂表面的酸性降低，进而影响NH3的吸附，其次Na、K等金属氧化物的出现，可与催化剂内活性物质如V2O5等结合，降低氧化还原性能，进一步导致催化剂反应活性降低[3]；其次燃煤中的Ca、Mg等经过高温燃烧，容易形成CaO、MgO等金属氧化物，沉积在催化剂表面，堵塞催化剂孔道，引起催化剂中毒失活，进一步导致脱硝效率降低。

对催化剂中P元素进行检测发现，第一、二层催化剂中P含量分别为274μg/g及313μg/g，P元素的出现，可与催化剂中的活性物质等作用反应形成惰性的磷酸盐沉积物[4]，导致活性位被覆盖；其次P也可通过与催化剂活性物质相互作用，降低催化剂的氧化还原性能，进而引起催化剂中毒失活。

对催化剂比表面积进行检测，催化剂的比表面积由初装的77.2m2/g降为53.0m2/g（第一层）及44.3m2/g（第二层），比表面积大幅下降，导致还原剂与催化剂的有效接触面积大幅减少，催化剂性能下降，进而引起脱硝效率下降。

对催化剂进行工艺特性分析，两层催化剂在设计工况下已经无法满足排放性能要求。

综合以上因素，催化剂的碱金属及P中毒失活是导致脱硝效率下降、氨逃逸大的主要原因。

催化剂中的碱金属及P主要来源于燃煤烟气中的碱金属及P，对燃煤煤质进行分析，该锅炉燃煤主要为准东煤，掺烧比例为80%~90%左右，其特点为高水分、中等发热值、易着火、易燃烬、强结焦、高碱金属含量（高钙、高钠、高钾）等，检测发现燃煤中氧化钙（CaO）、煤灰中氧化钠（Na2O）含量高，分别达到了32.61%、6.37%，即燃煤中碱金属含量过高导致催化剂失活。

2.2 催化剂积灰堵塞情况

历次停机检查时均发现第一层催化剂前墙侧积灰严重，宽度约占1/4，减少了烟气的有效流通面积，导致SCR脱硝系统运行效率下降以及加速催化剂失活。

分析积灰原因为：现煤质灰分远超设计煤质，其次燃烧产生的大颗粒灰、爆米花状焦块等随烟气进入反应器内部，由于惯性，这些大颗粒灰主要流经前墙侧催化剂。由于其粒径较大，无法穿过催化剂层，在催化剂上方聚集，逐渐堵塞通道，之后灰在堵塞位置上方聚集，最终形成严重的积灰现象，最后脱硝装置烟气流场存在偏差，前墙侧流速偏低，进一步削弱了灰穿透催化剂层的能力，从而加剧了前墙侧积灰的现象，进而减少烟气的有效流通面积，导致脱硝装置运行效率下降，加速催化剂失活。

2.3 喷氨均匀性分析

调阅历史曲线，机组负荷260MW时，脱硝装置出口NOX浓度为9~27mg/m3，总排口NOX浓度为39~42mg/m3，绝对偏差高达30mg/m3；对脱硝装置出口NOX浓度分布均匀性进行测试，相对标准偏差为41.3%，远超过脱硝控制标准要求，脱硝出口NOX浓度场存在较大偏差，造成局部区域喷氨过量及氨逃逸过大现象，严重时影响脱硝系统运行控制，造成脱硝效率下降。

3 防范措施

针对本次情况，避免同类型机组发生同类事故发生，建议采取以下措施：

（1）对催化剂积灰情况进行检查并清理，避免因疏通不利导致积灰进一步恶化。

（2）对脱硝装置入口流场进行冷态测试并进行模拟，发现入口烟气流场偏差较大，开展脱硝装置入口流场优化工作。

（3）定期开展脱硝喷氨优化调整试验，必要时进行精准化喷氨改造工作，减少因喷氨不均匀造成脱硝出口NOX均匀性较差、局部喷氨过量、氨逃逸大的现象。

（4）及时开展脱硝催化剂更换或加装工作，避免脱硝装置出力过低限负荷，同时结合燃煤煤质中碱金属高情况，调整催化剂配方，适当增加催化剂中助剂（CeO2、WO3）等，提升催化剂的氧化还原性，抑制碱金属的毒化作用。

（5）定期开展入炉煤样、高岭土样（二氧化硅、氧化铁、二氧化钛、氧化铝、氧化钙、氧化镁、氧化钾、氧化钠、氧化锰、三氧化硫、灼烧失量等）化验分析；积极开展炉渣、脱硝装置积灰、空预器垢样（冷端最下层）、除尘器灰样化验分析，重点化验碱金属元素和灰垢中氨含量。

（6）鉴于燃煤煤质灰分高于设计值，及时开展输灰系统扩容工作。

4 结论

通过以上防范措施后，该厂有效解决了脱硝效率低、高负荷时候氮氧化物超标排放、机组限负荷的问题，脱硝装置尿素耗量由之前的9.78kg/kW降至2.36kg/kW，减缓了下游设备堵塞、结垢风险等。机组运行过程中，定期开展喷氨优化试验及脱硝装置满负荷出力试验，定期进行催化剂性能检测，建立催化剂管理台账，避免因脱硝问题导致机组限负荷。

参考文献：

[1] 曹俊，傅敏，周林，席文昌. SCR脱硝催化剂中毒的研究进展[J].应用化学，2018,（2）：381－384

[2]赵宗让.电站锅炉SCR烟气脱硝系统设计优化[J].中国电力，2005，(38)：69－74

[3]Lian Z H，Liu F D，Shan W P，et al．Improvement of Nb doping on SO2 resistance of VOX/CeO2 catalyst for the selective catalytic reduction of NOX with NH3［J］．Journal of Physical Chemistry C，2017，121(14)：7803－7809．

[4]杜凯敏，秦刚华，祁志福等. NH3－SCR脱硝催化剂的中毒及其抗毒策略[J]. 现代化工，2021，（11）：58－62.