北极星环保网讯:随着氮氧化物排放限制的进一步严格,国内燃煤机组将开展有关超低排放的改造。在分析和总结前期SCR脱硝催化剂质量和运行特点的基础上,为规范和严格催化剂的设计和采购,结合当前脱硝催化剂的生产现状和脱硝系统运行控制现状,以及笔者对近3年脱硝催化剂的检测结果,对国内现役燃煤电厂SCR脱硝装置超低排放改造所涉及的脱硝催化剂的设计和采购,提出了具体注意事项,其中特别对加装备用层催化剂设计以及催化剂采购技术协议内容及其可能存在的问题进行了分析。
关键词:燃煤电厂;超低排放;脱硝催化剂;催化剂设计;催化剂采购
为执行GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》,2013年和2014年全国火力发电机组全面进行了脱硝改造,其中90%以上的机组烟气脱硝选用了SCR技术[1,2]。
根据《煤电节能减排升级与改造行动计划》（2014—2020）和《关于编制“十三五”燃煤电厂超低排放改造方案的通知》,现役燃煤电厂污染物排放需要执行更为严格的标准。超低排放改造后,要求NOx排放浓度不超过50mg/m3,比GB13223—2011中规定的燃煤锅炉重点地区特别排放限值下降了50%,是燃煤发电机组清洁生产水平的新标杆。也即国内火力发电机组刚经历了大面积的脱硝改造,马上又迎来了烟气超低排放的改造大潮。为此,需对火电机组NOx超低排放改造工程相关内容进行研究。
1催化剂分析
1.1初装层催化剂的质量问题
催化剂是脱硝系统的核心,其性能直接影响到脱硝系统的达标排放和下游设备的安全运行[3,4,5]。2013年和2014年国内脱硝改造工程集中上马,在此期间安装的脱硝催化剂存在以下几个特点：（1）2013年脱硝改造初期,国内的催化剂生产厂家较少,产能较低,相对于广阔的脱硝市场,催化剂严重供不应求;
（2）大多电厂要求在极短的时间内完成NOx达标排放的要求,因此脱硝装置安装时首先考虑的是工期,而不是脱硝催化剂的质量;
（3）由于国内SCR脱硝尚处于起步阶段,无论是采购单位还是使用单位甚至是生产厂家,对脱硝催化剂质量的了解不够深入。鉴于上述三方面原因,初装层脱硝催化剂的性能不容乐观,但由于运行时间不长且检测手段有限,当前脱硝催化剂化学寿命问题尚未显现,不过已有少量电厂催化剂的机械寿命问题开始凸显。
1.2在役催化剂现状
经过3年多运行经验的摸索和累积,目前越来越多的管理者和运行人员均意识到脱硝催化剂在脱硝系统中的重要性,同时对脱硝催化剂的性能检测也由最初的被动消极转变为积极主动,除了对新入厂的催化剂进行性能检测之外,不少电厂还坚持对在役催化剂进行每年1次的检测与评价,从而实时掌握运行中催化剂的质量,以便对脱硝系统的优化运行提供参考。
近2年通过对在役催化剂的检测,发现如下问题。
（1）磨损。脱硝改造初期,催化剂大部分为引进国外技术生产,而国外燃煤电厂的煤种较好且稳定,烟气中粉尘含量较低,抗磨损性能普遍要求不高;但国内燃煤电厂烟气中粉尘普遍具有颗粒大、硬度高和成分复杂的特点[6],因此改造初期安装的催化剂部分出现磨损较为严重的现象（见图1和图2）。
图1平板式催化剂磨损状况
图2蜂窝式催化剂磨损状况
（2）微观孔道堵塞。脱硝反应中,NOx与氨混合后扩散到微观孔道后在五氧化二钒（V2O5）活性位的催化作用下发生氧化还原反应。在脱硝系统运行过程中,烟气中有毒有害物质会在微观孔道中发生沉积引起堵塞,从而阻碍气体的扩散和导致实际参与催化作用的V2O5活性位减少,造成脱硝效率和催化剂活性的急剧下降。通过检测发现,催化剂微观孔道下降幅度从10%~50%不等。
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