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1、某300MW燃煤机组SCR脱硝催化剂磨损问题分析随着国家对环境保护要求的日趋严格，燃煤电厂烟气脱硝已成为我国燃煤电厂环保工作的重点。SCR烟气脱硝技术是目前应用最多、技术最为成熟的一种脱硝技术。由于大多采用高灰布置方式，SCR脱硝装置在长期运行过程中，往往难以防止催化剂磨损问题，特别是当设计不当、运维经验缺陷等方面问题存在时，会进一步加剧催化剂磨损，对脱硝装置乃至发电机组的安全、稳定运行产生不利影响，同时影响机组运行的经济性，这已成为当前燃煤发电企业亟需解决的重要技术难题。1某燃煤电厂SCR脱硝装置概述西南地区某燃煤电厂300MW机组采用*锅炉（集团）股份公司生产的自然循环锅炉，燃烧器布置于下
2、炉膛前后拱上，“W”型火焰燃烧方式。采用SCR脱硝工艺、板式催化剂、液氨作为复原剂，脱硝装置设计条件如下表1所示。表1脱硝装置设计条件从表1可知，脱硝装置设计煤质灰分为38%,飞灰含量为45gm3,烟气中灰分较大，存在积灰堵塞的风险；设计进口NOx浓度为1100mgm3,出口控制在200mgm3以下，NOx脱除量较大，氨耗量较高，一旦运行控制不好或者出现异常,则存在氨逃逸超标的风险；此外，相关研究说明，飞灰的化学组分中Si02和A1203所占飞灰的比值通常作为衡量飞灰磨损特性的重要指标，比值越大，磨损越严重，当比值超过60%时，磨损将显著加重，表1中SiO2+A12O3占比约80%,客观上存在
3、催化剂磨损问题的风险。脱硝装置于20*年9月投运，20*年1月停机对催化剂开展检查，发现出现催化剂磨损问题，20*年5月检查发现催化剂磨损严重，部分区域催化剂全部磨损。2飞灰对催化剂磨损机理催化剂磨损主要是由烟气中的飞灰颗粒物与催化剂相互作用引起的。微观上讲，磨损是以飞灰颗粒随烟气高速撞击催化剂壁时产生的冲击力引起的，当飞灰撞击催化剂壁表面时，使其微粒克服分子间结合力而与催化剂本体分离产生磨损。宏观上讲，飞灰对催化剂的磨损主要取决于飞灰磨损特性、飞灰粒径分布、烟气流速、飞灰浓度以及催化剂的抗磨损等特性。当飞灰粒径越大、形状越不规则，烟气流速越大以及飞灰浓度越高，磨损问题越容易发生。此外，催化剂
4、磨损还受锅炉负荷波动、烟气温度、烟道的漏风量、飞灰的含碳量、飞灰沿烟道截面运动的速度、飞灰浓度分布的不均匀性、吹灰器运行情况等因素的影响。飞灰的磨损特性取决于灰中Si02,Fe203,A1203等成分以及灰分含量，通常用灰的磨损指数HnI来表征.飞灰磨损指数等级判别界限如下表2所示。表2飞灰磨损指数等级判界限3脱硝催化剂磨损现场检查结果3. 1脱硝催化剂表面积灰情况现场检查发现，催化剂层上表面存在严重的积灰问题,主要分布在后墙方向，中间较少，且有块状飞灰。同时检查发现在催化剂的下层也存在积灰现象，出现在催化剂模块间隙的钢梁区域或上表面已堵塞区域。这种积灰往往会加剧催化剂的表面孔道堵塞，从而可能
5、导致催化剂内部孔道彻底堵塞，无法恢复通透能力。3.2 积灰堵塞对催化剂磨损的影响当催化剂层区域出现积灰堵塞后，系统流场发生变化,偏离设计值，部分区域存在烟气流速过大或过小的情况，在引风机作用下，飞灰磨损能力将会显著增加，加剧催化剂磨损。停机期间检查发现，催化剂磨损程度差异性较大，根据堵灰程度不同可分为3类：第一类（见图1）：催化剂模块整体堵灰不严重的地方磨损较均匀，轻微磨损在（lcm,次之在2Cnb严重的地方23c图1催化剂磨损情况（第一类）第二类（见图2）：在整个催化剂模块内堵灰超过1/2的情况下，相邻的未积灰催化剂磨损较严重，轻微的34c%次之56cmo图2催化剂磨损情况（第二类）第三类（
6、见图3）：催化剂烟气通道被灰堵死的地方基本未磨损，但相邻的催化剂磨损严重，部分催化剂存在被磨穿的现象。图3催化剂磨损情况（第三类）不同层催化剂的磨损情况如图4所示，同一反应器上层催化剂表面磨损较为严重，部分区域磨损贯穿整条催化剂，下层催化剂较上层催化剂磨损程度较轻，但磨损范围较大。图4不同层催化剂磨损情况3.3 催化剂磨损分布情况催化剂磨损分布情况如下表3所示。从表3可知，上、下层催化剂磨损主要发生在前墙方向和锅炉中心线附近，后墙方向催化剂磨损较轻，经分析主要受烟气流速不均匀以及烟道、催化剂层部分区域积灰引起的。表3催化剂磨损分布情况3.4 SCR脱硝催化剂磨损原因分析（1）大颗粒灰：大颗粒灰
7、堵塞是威胁脱硝装置安全稳定运行的重要因素。催化剂节距有限，大颗粒物质和块状飞灰占用催化剂孔道，造成催化剂局部积灰，从而引起其他区域烟气流速增大，造成催化剂磨损问题。（2）烟气中灰量大：烟气中的灰分含量是催化剂类型和节距选型重要的参考依据。由图5可知，脱硝设计灰分为38%,电厂实际运行灰分在40%以上，最高至46%,偏离设计值，超过催化剂孔道过灰能力，增大催化剂堵塞的风险，容易导致催化剂磨损问题的发生。图5入炉煤煤质统计情况灰成分分析结果如下表4所示，实际运行灰分中Na20和K20含量普遍高于设计值，灰分黏性较强，容易形成催化剂积灰堵塞，且碱金属离子容易导致催化剂中毒，影响下催化剂活性；飞灰灰中
8、SiO2、Fe203、A1203等成分含量较高,经计算分析催化剂层4个取样位置磨损指数Hm均大于30%,属于磨损倾向严重的煤种，容易引发催化剂磨损。表4灰成分分析结果(%)(3)烟道流场不均：对于炉，其烟气在脱硝入口断面的流场不均匀性较为严重，与脱硝入口设计条件不符,容易造成局部区域流速过高或过低，灰分过大时形成积灰，加剧催化剂磨损问题。不同截面进口烟道平均流速分布情况如图6所示。由图6可知，脱硝反应器进口烟道烟气流速最大偏差5ms,最大烟气流速22ms,位于靠近前墙方向，最低流速7ms,中间烟道烟气流速相对均匀；进口烟道烟气02含量分布在1%5%,NOx浓度分布在880l100mgm3,氧含
9、量和NOx浓度分布极不均匀，不利于催化剂的正常运行。烟气流速越大，飞灰对催化剂的磨损就会越严重，当局部区域流速增大时，将加剧催化剂的磨损。在反应器内部流场设计时，应防止流速过大，特别是防止局部区域流速过大。图6不同截面进口烟道平均流速分布情况此外，检查发现，由于脱硝导流装置存在积灰严重的问题，导流板发生变形直接影响烟气流向，烟气入射角发生偏移，进而加剧整个反应器的流场积灰情况分布不均。(4)吹灰器运行情况：现场查看到声波吹灰器的喇叭口存在积灰现象，说明声波吹灰器在运行时存在吹灰效果不佳的问题；蒸汽吹灰器吹灰枪喷嘴距离催化剂距离太近，蒸汽吹扫磨损催化剂。5防止催化剂磨损的建议(I)机组定期停机开
10、门检查催化剂积灰情况，并及时清理；对于磨损严重的催化剂建议及时更换，保证NOx排放达标；对受损的导流板开展维修、校准。(2)优化入炉煤煤质条件，尽量燃用低灰、低硫分煤种，做好煤质掺配，从源头解决烟气运行条件；优化燃烧调整，根据煤种特性及时调整配风，减少飞灰颗粒浓度及灰粒硬度，降低飞灰的磨损特性。(3)利用数值模拟和冷态物理模型试验，重新计算SCR烟气流速及流场分布，调整导流板的安装位置和数量，防止局部烟气流速过快或过慢。(4)结合锅炉实际运行工况，调整和选择合适的催化剂节距、开孔尺寸，提高催化剂表面材料的抗屈服硬度以及顶部加固，防止催化剂磨损。(5)设置足够数量的吹灰装置，实行定期运行蒸汽吹灰器，调整声波吹灰器工作频次和强度，与锅炉吹灰协调开展；定期开展喷氨优化调整确保喷氨的均匀性，通过定期/不定期更换催化剂确保催化剂活性满足运行要求。6结语随着火力发电厂烟气脱硝装置运行时间不断增加，脱硝系统面临的各种问题逐渐凸显出来。脱硝催化剂磨损堵塞问题已成为当前SCR脱硝装置乃至燃煤发电机组安全、稳定、高效运行的重要制约因素，总结分析催化剂磨损问题，这对防控和应对燃煤电厂SCR脱硝装置磨损具有重要意义。
