国产脱硝催化剂在国电长源荆州电厂2×300 MW机组上的应用

何文深，李恩池，李 楠

(1.国电环境保护研究院，江苏南京 2010031;2.南京中船绿洲环保有限公司，江苏南京 210039)

0 引言

近年来，NOx排放快速增长已经成为影响大气质量的突出因素，抵消了我国在SO2减排方面所付出的努力。随着NOx排放污染的日趋严重，燃煤电厂烟气脱硝已势在必行，其中选择性催化还原技术(SCR技术)得到广泛应用［1］。2009年国家环保部发布了《2009－2010年全国污染防治工作要点》(环办函(2009)247号)，要求长三角等重点地区新建机组同步建设脱硝工程，2015年底老机组完成脱硝改造。可以预见，火电机组烟气脱硝建设将成为继烟气脱硫之后又一项重大环保工程。

国内某催化剂厂家是生产的催化剂在国电长源荆州电厂脱硝工程1号机组上得到应用，2009年9月通过第三方的催化剂性能验收试验。本文针对国电长源荆州热电厂脱硝工程的特点和脱硝要求，系统叙述了该公司催化剂的设计和选型过程，并介绍了催化剂的性能验收试验以及使用1年后催化剂的性能检测结果。

1 国电长源荆州电厂1号机组脱硝系统

国电长源荆州电厂脱硝系统由北京国电龙源环保工程有限公司EPC总承包。脱硝系统布置在省煤器出口后，1台锅炉设置2个SCR反应器，每个反应器采用2+1布置方式，烟气自上而下流经脱硝反应器。SCR反应器入口的烟气参数如表1所示。在SCR入口烟气条件下，要求脱硝装置在整个寿命期(24000h)内NOx脱除率不小于50% ，氨的逃逸浓度小于等于2.28mg/m3，SO2/SO3转化率小于1%。

表1 SCR反应器入口烟气条件

从表1可以看出，1号机组SCR入口烟气温度为378℃，NOx入口浓度450mg/m3，属于典型的SCR应用情况。但该项目入口烟尘浓度较高(燃用设计煤种时烟尘浓度为37g/m3，燃用校核煤种1时烟尘浓度高达51g/m3)，属于典型的高含尘烟气条件。另外，根据电厂提供的烟尘成分分析(如表2所示)，烟尘中SiO2/Al2O3比例较高(大于2)，粉尘硬度较大。这样的烟气条件对催化剂的磨损强度和机械强度提出了较高的要求。

表2 烟气灰分分析 %

2 脱硝催化剂的设计和选型

催化剂是燃煤电厂SCR脱硝工艺的核心，催化剂设计和选型结果直接影响脱硝性能，为使燃煤电厂脱硝装置稳定运行，对催化剂的要求主要有［2］:

(1)在一定温度范围内具有较高的脱硝活性。1号机组SCR入口烟气温度为378℃，根据实际运行情况，要求催化剂在320～420℃的温度范围都具有较高的脱硝效率。

(2)较低的SO2氧化率。1号机组烟气中SO2浓度较高，脱硝催化剂在还原NOx的同时会将烟气中一部分SO2氧化为SO3［3］，进而生成硫酸铵和硫酸氢铵等，造成脱硝下游设备的腐蚀和堵塞。因此，在催化剂设计和选型中要严格控制SO2氧化率。

(3)对碱金属、碱土金属以及燃煤中的其他微量元素有较强的抗中毒能力。

(4)在使用过程中不能造成催化剂的堵灰，烟气通过催化剂层时的压力损失要尽可能小。

根据1号机组烟气高含尘的特点，我们在设计中选择了截距较大的18孔催化剂蜂窝式催化剂，这样可以降低催化剂在使用过程中堵灰的风险，催化剂主要活性成分为TiO2－WO3－V2O5，采用整体式挤出成型工艺，经高温烧制后得到2+1层布置。另外，对催化剂的前端迎风面进行了20mm的端部硬化，这样可以降低在使用过程中硬度较高的烟尘对催化剂的磨损，提高了催化剂的使用寿命，降低了工程造价。催化剂主要设计参数见表3。

表3 SCR催化剂设计参数

3 催化剂性能验收

2009年11月26日，南京电力设备质量性能检验完成长源荆州电厂SCR脱硝装置性能测试。结果表明，1号机组烟气脱硝系统出口NOx浓度为223.8mg/m3，脱硝效率为 51.8%，满足设计要求。SCR烟气脱硝系统出口氨逃逸浓度0.061mg/m3，SO2/SO3转化率为0.88%，符合要求。测试结果表明，国电长源荆州热电有限公司1号机组烟气脱硝装置性能指标均符合性能保证值的要求。

4 催化剂运行1年后性能测试

长源荆州电厂安装的SCR催化剂运行1年后，在停炉期间进入反应器进行实地检查，未发现明显的催化剂堵灰及磨损等情况。另外，检查人员提取了测试模块送回催化剂生产厂家进行性能检测，并与使用之前的新鲜样品进行了对比，主要测试数据如表4所示。

表4 新旧催化剂性能测试对比

从表4中可以看出，在实验室模拟烟气的条件下，测得催化剂失活系数为0.93，催化活性有一定程度降低，但属于正常使用中的失活，不存在非正常失活;催化剂的比表面积下降15%左右，催化剂的大孔有一定的烧结现象和堵塞现象，总孔体积有一定的下降，说明催化剂的内部的孔结构已经受到一定破坏，催化剂有一定的烧结现象。另外，我们还对使用后的催化剂进行了X射线衍射(XRD)试验分析，发现催化剂晶粒尺寸略有增大，但催化剂未发生锐钛矿向金红石的晶型转变。对催化剂中杂质进行了分析，结果发现使用后的催化剂中K、Na、Fe等杂质有明显的增多现象，表明催化剂受到一定程度的碱金属中毒作用［4］。

根据本次试验的数据分析，送检样品催化剂在微观结构，如比表面积、孔结构和晶体结构等，均存在不同程度的劣化;催化剂表面存在一定的K和Na等金属离子的累积，碱金属对催化剂有一定的毒害作用，但检测未发现明显的异常情况，可以认为属于正常的催化剂使用过程中的老化现象。

5 结语

火电厂烟气脱硝将会成为国家“十二五”规划中控制大气污染的重要措施之一，作为SCR法烟气脱硝核心环节的催化剂将会有较大的市场，催化剂的国产化是大势所趋。根据国电长源荆州热点厂烟气脱硝高飞灰的特点，该催化剂生产厂家选取了18孔蜂窝式催化剂，并对催化剂的迎风端进行了前端硬化，确保了催化剂在高飞灰的工况下不被堵塞和磨损。催化剂性能经第三方南京电力设备质量性能检验中心检测，所有性能指标均满足技术协议中保证值的要求。催化剂在长源荆州电厂使用1年后检测未发现明显的催化剂堵灰和磨损，催化剂失活有一定降低，属于正常使用中的失活，催化剂的微观结构存在一定程度的劣化，催化剂表面有一定的碱金属和硫酸根的积累，但检测并未发现异常情况，表明该催化剂完全可以满足长源荆州电厂的性能要求，说明国产脱硝催化剂的设计、生产以及运行等技术能力已达到国际先进水平。

［1］段 宁，柴发合，陈义珍，等.《火电厂大气污染物排放标准》与火电厂大气污染控制［J］.中国能源，2004，26(12):20 －24.

［2］王 琦，王树荣，闫志勇，等.燃煤电厂SCR脱硝技术催化剂的特性及进展［J］.电站系统工程，2005，21(3):4 －6.

［3］Forzatti P，Nova I，Beretta A.Catalytic properties in deNOxand SO2－ SO3reactions［J］.Catalysis Today，2000，(56):431 －441.

［4］沈伯雄，施建伟，杨婷婷，等.选择性催化还原脱氮催化剂的再生及其应用评述［J］.化工进展，2008，27(1):64－67.