楊志忠，艾生炳

(1.東方鍋爐股份有限公司，四川 成都 611731;2.成都東方凱特瑞環(huán)保催化劑有限責(zé)任公司，四川 成都610045)

0 引言

隨著《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223－2011)的實施，目前，火電廠基本都加裝了煙氣脫硝裝置，其中應(yīng)用最多的是SCR 煙氣脫硝。加裝SCR 煙氣脫硝后，越來越多的電廠運行出現(xiàn)空氣預(yù)熱器堵灰嚴重、阻力增大的現(xiàn)象，究其原因，均是與SCR 的運行和煙氣中的SO2/SO3有關(guān)。

1 煙氣SO2/SO3 來源

煤中的硫通常以有機硫和無機硫狀態(tài)存在，有機硫主要來自煤植物和微生物中的蛋白質(zhì)，硫分在0.5%以下的大多數(shù)煤，一般都以有機硫為主。煤中無機硫主要來自礦物質(zhì)中各種硫化物，主要有硫化物硫和少量硫酸鹽硫，偶爾也有元素硫存在。我國煤中硫酸鹽硫含量大多小于0.1%［1］。

煤中的硫按可燃性分為可燃硫和不可燃硫。煤在燃燒過程中，只有硫化物硫、單質(zhì)元素硫和有機硫才能燃燒生成SO2，而部分SO2在燃燒過程中有可能與灰中的堿性物質(zhì)如氧化鈣、氧化鎂等反應(yīng)掉;同時也有少部分SO2被繼續(xù)燃燒成SO3，因此，煤中的硫并不是完全轉(zhuǎn)化成SO2，對于煤粉爐，煤在燃燒過程中硫氧化成SO2的生成率為0.85～0.9，脫硫裝置的設(shè)計中一般取上限0.9［2］;而燃燒過程中SO2/SO3的轉(zhuǎn)化率尚無明確數(shù)據(jù)，可在0.5%～2%范圍內(nèi)取值，燃煤硫分高時取下限，硫分低時取上限。最近也有研究表明，對于重慶地區(qū)的高硫煤，實測燃燒過程SO2/SO3轉(zhuǎn)化率高達2.5%。

SCR 煙氣脫硝工藝:在催化劑作用下，將氮氧化物還原為氮氣和水的同時，也會伴隨著少量SO2被催化氧化成SO3化學(xué)副反應(yīng)，SO3與脫硝逃逸的氨在合適的溫度窗口反應(yīng)生成硫酸氫銨和硫酸銨將堵塞催化劑，引起催化劑活性降低;還將隨煙氣進入下游設(shè)備，與飛灰沉積在預(yù)熱器或脫硫GGH 換熱元件表面，引起積灰、堵塞和腐蝕。

2 煙氣SO2/SO3 對SCR 煙氣脫硝的影響

要控制硫酸氫銨/硫酸銨的量，從其發(fā)生反應(yīng)的機理來看，主要是減少未參加SCR 脫硝反應(yīng)的NH3和SO3濃度控制副反應(yīng)發(fā)生的溫度窗口。

減少未參加反應(yīng)的NH3是減少副產(chǎn)物形成的常用方法，可以通過將 SCR 反應(yīng)器入口的NH3/ NOx的摩爾比降低到1.0 同時使用足夠的催化劑來實現(xiàn)，使未參加反應(yīng)NH3的量保持在低于3 μL/L，將有效減少沉積，但不能解決全部問題。

SO3量的控制可以采用下述方法:選用低硫燃料;使用低活性組分、低氧化性能的SCR 催化劑，以控制更低的SO2/SO3轉(zhuǎn)化率。

為了便于研究SOx濃度對SCR 煙氣脫硝的影響，選取了國內(nèi)典型燃燒高硫煤和低硫煤的具有相同機組容量等級(660 MW)的2 個不同電廠A(燃燒高硫煤)、電廠B(燃燒低硫煤)進行比較，煤質(zhì)分析見表1，SCR 設(shè)計參數(shù)見表2。

為了便于簡化比較，均未考慮煤質(zhì)中痕量重金屬、氟、氯以及灰成份堿金屬及堿土金屬對SCR 煙氣脫硝的影響。

表1 煤質(zhì)分析數(shù)據(jù)

表2 SCR 煙氣脫硝入口煙氣參數(shù)

2.1 煙氣SO3 對SCR 最低運行溫度的影響

SCR 煙氣脫硝催化劑材料的表面是多孔滲透的，孔的直徑大約100 埃，即0.01 μm。NH3在催化劑的表面被吸附進入材料，在遞減的溫度和SO3存在的條件下，硫酸氫銨/硫酸銨開始形成并吸附著在催化劑表面，催化劑孔被堵塞，催化劑將失去活性。反應(yīng)過程的速度取決于煙氣中SO2、SO3的濃度、安裝的催化劑體積、催化劑材料和運行溫度。

SCR 煙氣脫硝中最小噴氨溫度主要取決于煙氣中SO3、H2O、和NH3的濃度，根據(jù)SO3/H2O 與硫酸氫銨/硫酸銨形成溫度關(guān)系曲線分別計算得到煤燃燒過程中不同SO3轉(zhuǎn)化率對電廠A 和B 的SCR 煙氣脫硝最低運行溫度的影響，見表3和表4。

表3 電廠A 燃高硫煤SO3 濃度對SCR 運行溫度的影響

表4 電廠B 燃低硫煤SO3 濃度對SCR 運行溫度的影響

計算表明，煤燃燒過程中不同的SO3生成率和量對SCR 煙氣脫硝的最低運行溫度影響大，最低運行溫度變化幅度為10～15 ℃。

而對于沒有SO2/SO3的煙氣，如大型蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組(IGCC/NGCC)余熱爐的SCR 煙氣脫硝，則對運行溫度幾乎沒有更低的限制。對于燃油機組，一般硫含量較高(如3.0%)，且油中含有少量五氧化二釩，燃燒過程中，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率相對比煤高，轉(zhuǎn)化率按2.0～5.0%考慮，則SCR 煙氣脫硝最低運行溫度范圍為320～335 ℃。

對于燃煤機組SCR 煙氣脫硝裝置，在實際運行中可能存在幾個小時在最低運行溫度以下噴氨運行的情況，為消除硫酸氫銨/硫酸銨對催化劑的影響，之后必須在高于最低噴氨溫度宜在高于350 ℃或更高的溫度下連續(xù)運行1 周以上，以便使催化劑表面及微孔中形成的硫酸氫銨/硫酸銨分解掉，從而消除銨鹽對催化劑活性的影響。

2.2 煙氣SO2/SO3 對SCR 脫硝催化劑的影響

目前，對高硫煤機組，在SCR 煙氣脫硝性能要求中，有對SO2/SO3轉(zhuǎn)化率限制要求［4］?？刂撇煌腟O2/SO3的轉(zhuǎn)化率，需要調(diào)整催化劑配方，采用不同活性組分含量、不同氧化性能的SCR 催化劑。

定義SO2/SO3轉(zhuǎn)化率不大于1.0%的催化劑體積和阻力值分別為100%，電廠A(燃用高硫煤)SCR煙氣脫硝裝置，在保持相同的90%脫硝效率、氨逃逸≤3 μL/L，控制不同SO2/SO3轉(zhuǎn)化率對催化劑體積量和阻力的影響見表5。電廠B(燃用低硫煤)SCR 煙氣脫硝裝置，在保持相同的80%脫硝效率、氨逃逸≤3 μL/L，控制不同SO2/SO3轉(zhuǎn)化率對催化劑體積量和阻力的影響見表6。

表5 電廠A 高硫煤硫含量對SCR 的影響

表6 電廠B 低硫煤硫含量對SCR 的影響

研究表明，控制不同的SO2/SO3轉(zhuǎn)化率，通過調(diào)整催化劑活性組分含量，催化劑體積選型設(shè)計的影響相當明顯。對燃用高硫煤的電廠A，由于煙氣中的SO2絕對濃度較大，需要控制更低的SO2/SO3轉(zhuǎn)化率，即使控制較低的SO2/SO3轉(zhuǎn)化率，其煙氣中的SO3絕對濃度還是相當大，因此運行中還應(yīng)控制更低的氨逃逸，以防止硫酸氫銨/硫酸銨的生成;而對于燃用低硫煤的電廠B，由于煙氣中的SO2絕對濃度很低，適當提高SO2/SO3轉(zhuǎn)化率，其煙氣中的SO3絕對濃度仍然很低，生成硫酸銨/硫酸氫銨的量和幾率較低。適當提高燃燒低硫煤燃料SCR 煙氣脫硝SO2/SO3轉(zhuǎn)化率，可大幅降低催化劑使用量，最大催化劑使用量可減少一半，節(jié)省上千萬的費用，催化劑煙氣阻力降低一半，約100～150 Pa，可換取更為經(jīng)濟的SCR 煙氣脫硝建設(shè)成本和運行成本。

3 SCR 煙氣脫硝SO2/SO3 轉(zhuǎn)化率測試

SCR 煙氣脫硝性能考核均是要求對NOx脫除率、氨的逃逸率、SO2/SO3轉(zhuǎn)化率同時進行考核。但是對于SO2/SO3轉(zhuǎn)化率考核，多數(shù)性能測試部門為了測試方便，均是在不投還原劑的工況下，單獨測試SO2/SO3轉(zhuǎn)化率，此工況下測得的SO2/SO3轉(zhuǎn)化率理論上會比SCR 脫硝裝置正常運行工況下高，其原因在于，脫硝裝置正常運行工況下，NOx和NH3吸附于催化劑活性位(Bronsted 酸位)發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，僅少量的活性位被SO2占據(jù)，而在不投還原劑的工況下，煙氣SO2會占據(jù)大量的催化劑活性位，導(dǎo)致更多的SO2被氧化成SO3。因此，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率考核應(yīng)是在脫硝裝置正常投運，即投還原劑工況、且脫硝效率宜達到設(shè)計值下進行測試。

4 結(jié)語

燃料燃燒過程中，不同的SO2/SO3轉(zhuǎn)化率對SCR 煙氣脫硝的最低運行溫度影響大。對燃用高硫煤鍋爐的SCR 煙氣脫硝裝置，除了應(yīng)控制更低的SO2/SO3轉(zhuǎn)化率，還應(yīng)控制更低的氨逃逸;對燃用低硫煤鍋爐的SCR 煙氣脫硝裝置，適當提高SO2/SO3轉(zhuǎn)化率，可換取更為經(jīng)濟的SCR 煙氣脫硝建設(shè)成本和運行成本。

［1］謝克昌.煤的結(jié)構(gòu)與反應(yīng)性［M］.北京:科學(xué)出版社，2002.

［2］DL/T5196－2004，火力發(fā)電廠煙氣脫硫設(shè)計技術(shù)規(guī)程［S］.

［3］張建中.火電廠煙氣脫硫脫硝項目中有關(guān)煙氣特性計算方法若干問題的討論［J］.電力環(huán)境保護，2008，24(4):6－10.

［4］中華人民共和國電力行業(yè)標準，火力發(fā)電廠煙氣脫硝設(shè)計技術(shù)規(guī)程(報批稿).