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摘要：本文阐述了在某亚临界燃煤机组锅炉烟气脱硝系统破损模块替换工程。工程结果表明：脱硝SCR反应器两侧催化剂更换为退役未失活模块后，各级催化剂的总差压显著降低，脱硝SCR反应器出口NOx排放浓度可降至35mg/m3，满足超低排放标准，同时提高了脱硝性能;整个SCR系统更换再生催化剂后，各工况下的氨逃逸量为0.01-1.57ppm，SCR系统的平均脱硝效率均≥85%，且机组在276MW负荷下， SCR系统运行安全、经济。
关键词：燃煤电厂;SCR催化剂;脱硝效率;再利用
0 引言
脱硝催化剂价格昂贵，因而为了保障脱硝反应器经济运行，火力发电厂非常重视对脱硝催化剂进行寿命管理。燃煤火电厂常采用以V2O5等无机氧化物为主要活性物质的蜂窝式催化剂，其化学寿命在24000h左右，机械寿命下限则在9～10年之间。不良的催化剂运维管理会导致氨逃逸升高等问题，而氨逃逸高会导致空预器堵塞，烟气侧、一/二次风侧差压增大、排烟温度升高、风机电耗增加，锅炉效率显著下降，严重时还将造成风量不足、负荷受限、炉膛负压波动大、燃烧不稳、轴流风机失速抢风甚至被迫停运。因此为了更经济、安全的利用催化剂，电厂会通过年度催化剂活性检测决策再生等寿命管理。而在实际生产检修中，由于工期原因，当催化剂发生意料外的吹损时，采购生产补充和再生更换常无法满足工期需求，造成经济损失。因此，将从退役机组上经过检测确认未失活的旧同类型催化剂作为应急备品，不仅经济节约，也可以减少逾期风险。
1 SCR系统概述
某电厂11号机组为310MW燃煤机组，锅炉是上海锅炉厂引进美国燃烧工程公司技术进行设计制造的亚临界一次再热控制循环锅炉，采用单炉膛，四角切向燃烧方式，Π型露天布置。
其烟气脱硝采用SCR工艺，由中国华电科工集团有限公司设计安装，单台机组脱硝催化剂按“2+1”层设计，于2014年1月通过168h试运行。在锅炉正常负荷范围内，初装两层催化剂，保证脱硝效率不低于75%，a）当入口NOx含量为 400mg/m3（标态、干基、6%O2，下同）时，保证出口NOx含量不高于100mg/m3;b）当入口NOx含量350mg/m3时，保证出口NOx含量不高于87.5mg/m3;c）当入口NOx含量300mg/m3，保证出口NOx含量不高于75mg/m3。2016年烟气超低排放提效改造后，在入口NOx含量保持的基础上出口NOx含量不高于50mg/m3。SCR反应器布置在锅炉省煤器与空气预热器之间，脱硝系统由 2个平行布置的反应器组成，每个反应器3层，采用固定床平行通道结构，催化剂采用钒钛基蜂窝催化剂，共安装了3层，催化剂模块单体尺寸为1910mm×970mm×1005mm，每层共42（6×7）个模块，脱硝反应器及吹灰系统如图1所示：
2 SCR催化剂部分更换项目
2.1现役（11号）机组催化剂性能评估
2.1.1现役（11号）机组催化剂物理吹损情况
2019年11月停炉时，经实地勘查发现，催化剂物理吹损严重，模块内被吹损单元情况如图2所示：
虽然堵灰情况轻微，但许多区域形成了贯穿的烟气通道。吹损区域如图4所示：
灰色部分为被吹损区域，朝上为东方向，现知A侧中部及东南角催化剂磨损严重;B侧上层、中层和下层东侧催化剂局部磨损严重，多处出现贯穿性孔洞。
2.1.2现役（11号）机组催化剂化学活性情况
上海华电电力发展有限公司望亭发电分公司11号机组B侧上层、中层催化剂为2014年1月完成安装，运行均超44000h，已超过理论化学寿命，B侧下层为2017年3月加装，运行近20000h也已达化学寿命末期。由华电青岛环保技术有限公司实验检测中心于2019年1月取样检测，工艺特性检测结果如表1：
有上表可知，11号机组未严重吹损的催化剂化学性能仍满足设计工艺要求。
2.1.3处理措施
综合考虑化学性能与物理损伤，需对磨损较为严重的催化剂模块进行局部更换，并继续进行催化剂管理，跟踪检测催化剂的性能变化，以保证同时达到最大程度利用催化剂的化学寿命和保证机组达标排放的目的。
2.2退役（14号机组）催化剂吹损与活性情况分析
经西安热工研究院有限公司苏州分公司于2018年11月取样检测，主要检测结果如下：
1. 催化剂单元堵孔率约为3%，堵灰情況不严重。
2. 化学成分检测结果表明，催化剂表面SiO2、SO3、AlO3及FeO3等含量有所增加，但未发现NaO2及AsO3等易引起催化剂失活的成分聚集。
3. 在设计条件下，入口NOx浓度为352.8mg/m3，三层催化剂脱硝效率为86.1%时，出口NOx浓度为49.2mg/m3，氨逃逸为1.9μL/L。
4. 综上述分析，此三层催化剂在设计浓度下仍可满足超低排放要求（出口NOx浓度低于50mg/m3）运行1.0年。
由于14号机的催化剂单元规格尺寸与11号机的催化剂单元一致，且14号机于2019年3月关停退役，经以上检测分析，故14号机的催化剂单元完全可做11号机的备品使用。该厂员工决定于2019年11号机大修时，将14号机中完整较新的催化剂替换11号机组中破损催化剂。
3催化剂替换后性能效果对比
于2019年9月更换362个催化剂单元，截止2019年12月运行约0.3万h，经厂燃料质检班检测后，确认燃料成分基本一致的情况下，采集统计厂级监测数据与更换前0.3万h对比后，结果如表2：
根据上表我们可知，此次催化剂替换项目后：
1.取得了较好的降耗效果，相同工况下，节省约11%的液氨。
2.降低了氨逃逸率，保持了氨逃逸≤3μL/L。
3.NOx排放浓度降低至35mg/m3，保持了超低排放的标准，脱硝效率，差压等其他SCR性能参数都有一定改善。
4结论
本次项目共更换362个催化剂单元，该机组烟气SCR脱硝系统首次采用其他机组退役催化剂.至今退役催化剂累积运行时间为8000h，有效降低了设备改造和脱硝运行成本，更是消除了环保隐患。退役可用催化剂在该亚临界燃煤机组烟气脱硝中应用的探索开创了我国燃煤机组 SCR 脱硝领域的催化剂再利用的先河，该技术还可广泛用于燃煤电厂、工业炉窑等领域， 具有良好的经济、社会效益和推广应用前景。
参考文献：
[1] 蒋文举.烟气脱硫脱硝技术手册[M]. 北京： 化学工业出版社， 2007：414-440.
[2] 孙克勤， 钟秦. 火电厂烟气脱硝技术及工程应用[M].北京： 化学工业出版社， 2007：133-145
[3] 刘孜，易斌，高晓晶等.我国火电行业氮氧化物排放现状及减排建议[J].环境保护，2008，（16）：7-10
关键词：燃煤电厂;SCR催化剂;脱硝效率;再利用
0 引言
脱硝催化剂价格昂贵，因而为了保障脱硝反应器经济运行，火力发电厂非常重视对脱硝催化剂进行寿命管理。燃煤火电厂常采用以V2O5等无机氧化物为主要活性物质的蜂窝式催化剂，其化学寿命在24000h左右，机械寿命下限则在9～10年之间。不良的催化剂运维管理会导致氨逃逸升高等问题，而氨逃逸高会导致空预器堵塞，烟气侧、一/二次风侧差压增大、排烟温度升高、风机电耗增加，锅炉效率显著下降，严重时还将造成风量不足、负荷受限、炉膛负压波动大、燃烧不稳、轴流风机失速抢风甚至被迫停运。因此为了更经济、安全的利用催化剂，电厂会通过年度催化剂活性检测决策再生等寿命管理。而在实际生产检修中，由于工期原因，当催化剂发生意料外的吹损时，采购生产补充和再生更换常无法满足工期需求，造成经济损失。因此，将从退役机组上经过检测确认未失活的旧同类型催化剂作为应急备品，不仅经济节约，也可以减少逾期风险。
1 SCR系统概述
某电厂11号机组为310MW燃煤机组，锅炉是上海锅炉厂引进美国燃烧工程公司技术进行设计制造的亚临界一次再热控制循环锅炉，采用单炉膛，四角切向燃烧方式，Π型露天布置。
其烟气脱硝采用SCR工艺，由中国华电科工集团有限公司设计安装，单台机组脱硝催化剂按“2+1”层设计，于2014年1月通过168h试运行。在锅炉正常负荷范围内，初装两层催化剂，保证脱硝效率不低于75%，a）当入口NOx含量为 400mg/m3（标态、干基、6%O2，下同）时，保证出口NOx含量不高于100mg/m3;b）当入口NOx含量350mg/m3时，保证出口NOx含量不高于87.5mg/m3;c）当入口NOx含量300mg/m3，保证出口NOx含量不高于75mg/m3。2016年烟气超低排放提效改造后，在入口NOx含量保持的基础上出口NOx含量不高于50mg/m3。SCR反应器布置在锅炉省煤器与空气预热器之间，脱硝系统由 2个平行布置的反应器组成，每个反应器3层，采用固定床平行通道结构，催化剂采用钒钛基蜂窝催化剂，共安装了3层，催化剂模块单体尺寸为1910mm×970mm×1005mm，每层共42（6×7）个模块，脱硝反应器及吹灰系统如图1所示：
2 SCR催化剂部分更换项目
2.1现役（11号）机组催化剂性能评估
2.1.1现役（11号）机组催化剂物理吹损情况
2019年11月停炉时，经实地勘查发现，催化剂物理吹损严重，模块内被吹损单元情况如图2所示：
虽然堵灰情况轻微，但许多区域形成了贯穿的烟气通道。吹损区域如图4所示：
灰色部分为被吹损区域，朝上为东方向，现知A侧中部及东南角催化剂磨损严重;B侧上层、中层和下层东侧催化剂局部磨损严重，多处出现贯穿性孔洞。
2.1.2现役（11号）机组催化剂化学活性情况
上海华电电力发展有限公司望亭发电分公司11号机组B侧上层、中层催化剂为2014年1月完成安装，运行均超44000h，已超过理论化学寿命，B侧下层为2017年3月加装，运行近20000h也已达化学寿命末期。由华电青岛环保技术有限公司实验检测中心于2019年1月取样检测，工艺特性检测结果如表1：
有上表可知，11号机组未严重吹损的催化剂化学性能仍满足设计工艺要求。
2.1.3处理措施
综合考虑化学性能与物理损伤，需对磨损较为严重的催化剂模块进行局部更换，并继续进行催化剂管理，跟踪检测催化剂的性能变化，以保证同时达到最大程度利用催化剂的化学寿命和保证机组达标排放的目的。
2.2退役（14号机组）催化剂吹损与活性情况分析
经西安热工研究院有限公司苏州分公司于2018年11月取样检测，主要检测结果如下：
1. 催化剂单元堵孔率约为3%，堵灰情況不严重。
2. 化学成分检测结果表明，催化剂表面SiO2、SO3、AlO3及FeO3等含量有所增加，但未发现NaO2及AsO3等易引起催化剂失活的成分聚集。
3. 在设计条件下，入口NOx浓度为352.8mg/m3，三层催化剂脱硝效率为86.1%时，出口NOx浓度为49.2mg/m3，氨逃逸为1.9μL/L。
4. 综上述分析，此三层催化剂在设计浓度下仍可满足超低排放要求（出口NOx浓度低于50mg/m3）运行1.0年。
由于14号机的催化剂单元规格尺寸与11号机的催化剂单元一致，且14号机于2019年3月关停退役，经以上检测分析，故14号机的催化剂单元完全可做11号机的备品使用。该厂员工决定于2019年11号机大修时，将14号机中完整较新的催化剂替换11号机组中破损催化剂。
3催化剂替换后性能效果对比
于2019年9月更换362个催化剂单元，截止2019年12月运行约0.3万h，经厂燃料质检班检测后，确认燃料成分基本一致的情况下，采集统计厂级监测数据与更换前0.3万h对比后，结果如表2：
根据上表我们可知，此次催化剂替换项目后：
1.取得了较好的降耗效果，相同工况下，节省约11%的液氨。
2.降低了氨逃逸率，保持了氨逃逸≤3μL/L。
3.NOx排放浓度降低至35mg/m3，保持了超低排放的标准，脱硝效率，差压等其他SCR性能参数都有一定改善。
4结论
本次项目共更换362个催化剂单元，该机组烟气SCR脱硝系统首次采用其他机组退役催化剂.至今退役催化剂累积运行时间为8000h，有效降低了设备改造和脱硝运行成本，更是消除了环保隐患。退役可用催化剂在该亚临界燃煤机组烟气脱硝中应用的探索开创了我国燃煤机组 SCR 脱硝领域的催化剂再利用的先河，该技术还可广泛用于燃煤电厂、工业炉窑等领域， 具有良好的经济、社会效益和推广应用前景。
参考文献：
[1] 蒋文举.烟气脱硫脱硝技术手册[M]. 北京： 化学工业出版社， 2007：414-440.
[2] 孙克勤， 钟秦. 火电厂烟气脱硝技术及工程应用[M].北京： 化学工业出版社， 2007：133-145
[3] 刘孜，易斌，高晓晶等.我国火电行业氮氧化物排放现状及减排建议[J].环境保护，2008，（16）：7-10