1、 行业背景
氮氧化物(NOx)控制是国家经济可持续发展和环境保护的紧迫强制性要求，根据国家统计局数据显示，经过多年的减排，我国氮氧化物排放总量已有明显下降，但在2017年排放量仍然达到1259万吨左右（该数据源自国家统计局官网数据库“国家数据”），即96.85亿m3氮氧化物，其中电力行业与钢铁行业排放量最大，分别达到114万吨和104万吨。电力、冶金、化工等行业的氮氧化物控制技术已列入国家重点研究课题，选择性催化还原法脱硝技术(SCR)是主流的脱硝技术，以氨作为还原剂在催化剂作用下将烟气中的NOx还原成无害的N2和H2O，其中催化剂是SCR脱硝技术的核心。
常见的燃煤火电机组超低排放改造技术如图1-1所示。超低排放技术路线主要有：脱硝系统(SCR)+烟气冷却器(FGC)+低低温电除尘(ESP)+湿法脱硫系统(FGD)+湿式电除尘(WESP)+烟气再热器(FGR)+烟囱。
SCR脱硝技术经过近几年的大量应用，中高温SCR脱硝催化剂技术已相当成熟，但催化剂要求反应温度在300~420℃范围，当烟气温度低于300℃时，催化剂极易发生不可逆的中毒现象，其使用寿命会大幅降低甚至短时间失效报废。所以，高水平的抗硫、抗水中毒的新型高-低温脱硝催化剂及低温脱硝催化剂是脱硝技术发展的关键及“全负荷”运行NOx超低排放的根本保证。同时，只有通过不断的创新技术才能确保发电机组不断降低煤耗和污染物排放浓度(含碳排放)。
随着我国电力行业烟气脱硫脱硝改造工程的基本完成，要求发电机组必须适应全负荷的运行达标排放。国家能源局提出了火电灵活性改造工作要求，热电机组增加20%额定容量调峰能力，最小技术出力达到40%~50%额定容量；纯凝机组增加15%~20%额定容量调峰能力，最小技术出力达到30%~35%额定容量；部分具备改造条件机组最小技术出力达到20%~25%额定容量。更进一步调峰目标是力争实现80%~90%的调峰能力，即不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到10%~20%额定容量，其中的重点、难点就是锅炉SCR装置的全负荷运行。
电力行业发电机组超低排放改造中，锅炉SCR脱硝系统的催化剂均为中高温型催化剂，适用温度窗口为300~420℃，喷氨温度不得低于300℃。当烟温过低时，生成的硫铵会堵塞催化剂微孔，降低催化剂活性，使催化剂中毒而失效报废。发电机组启停、低负荷及大幅度调峰时，SCR装置入口烟温会下降到260℃，甚至更低。此时，为确保催化剂不中毒，绝对不能喷氨运行，否则，将直接导致催化剂失效报废。除了上海瀚昱环保，国内外尚未发现有成熟的适应从低温到高温全覆盖的新型高效SCR催化剂，面对巨大的NOx减排压力，需要进行复杂的锅炉换热系统技术改造，但即便如此也无法达到“全负荷、全工况”的NOx超低排放达标运行。
现阶段，除了上海瀚昱环保与宝钢湛江钢铁电厂合作在350MW机组实施的成功案例外，在国内外的其他电厂锅炉脱硝中，尚未出现应用“全负荷”脱硝的新型高效催化剂的成功案例，也没有发现通过其他诸如低氮燃烧法、省煤器分级改造法、抽取旁路高温烟气法、0号高加加热烟气法等达到“全负荷、全工况”NOx达标排放要求。为此，有必要及时总结各种改造方法的经验教训，加快实施力度，推广新型高效的“高-低温SCR脱硝催化剂”的工程应用，将锅炉原来的普通中高温催化剂替换成此类新型催化剂，为真正实现火电锅炉“全负荷、全工况”的NOx超低排放达标运行做出贡献，让我国的火电锅炉烟气NOx治理水平提升到新的高度，引领世界发展。
2、高-低温SCR脱硝催化剂的研制与应用
2.1 宝钢湛江钢铁有限公司电厂概况
宝钢湛江钢铁有限公司自备电厂建有2台350MW亚临界燃煤发电机组，配套东方锅炉厂设计制造的可掺烧低热值煤气的燃煤锅炉，锅炉采用亚临界参数、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣，燃烧采用改进型低NOx燃烧器和分级送风燃烧系统。设计煤种为神府煤，校核煤种为山西大同混煤、山东兖州煤和印尼煤，根据燃料情况，混烧高炉煤气、焦炉煤气、转炉煤气。配套上海电气电站设备有限公司的N350-16.7/538/538型亚临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、抽凝式汽轮机，QFS2-350-2型双水内冷发电机。
2.2 350MW机组的原中高温SCR脱硝状况
最初锅炉设计配套了中高温的SCR脱硝装置，SCR催化剂采用“2+1”布置方式。2015年安装两层中高温型蜂窝式SCR催化剂，催化剂单体高度为1060 mm，节距为7.6 mm。为达到超低排放要求，在2016年加装了备用层中高温型蜂窝式催化剂。机组SCR装置投用三层后的性能试验情况如下：
当某一时段，机组负荷在350MW、280MW时，实测SCR入口NOx浓度分别约为304mg/Nm3、244mg/Nm3，脱硝效率分别约为92.1%、94.7%，出口氨逃逸浓度分别约为1.82ppm、0.84ppm，出口NOx排放浓度分别约为24mg/Nm3、13mg/Nm3。当机组355 MW负荷时，烟气经过三层催化剂后SO2/SO3转化率为0.88%，脱硝装置整体阻力975Pa，氨耗量为123.5kg/h。当机组负荷低于230MW时，受到SCR装置入口温度低于300℃的限制，SCR装置只能退出运行，造成锅炉NOx排放超标。
2.3 高-低温SCR催化剂的研制与应用
2.3.1 高-低温SCR催化剂的研制
为实现国家提出的机组全负荷、全工况的环保达标运行，实现机组启、停和低负荷范围内脱硝装置正常投运。在环保部领导的关心与鼓励下，在广东省政府、省环保厅、湛江市政府及市环保局领导的大力支持下，宝钢湛江钢铁领导以勇于创新、敢于创新的精神大胆决策，宝钢湛江电厂创新性地采用上海瀚昱环保材料有限公司刘教授团队研发的SCR高-低温脱硝催化剂，通过大量的实验室研究工作和现场中试，进行多组合的特性分析、技术论证及应用验证，成功研制出了适用烟气温度为180~420℃的大宽幅度的高-低温SCR催化剂。
2.3.2 高-低温SCR催化剂的应用
上海瀚昱环保材料有限公司成立于2007年，国家高新企业，主要从事烟气净化环保催化剂、脱硫设备及材料、表面防护材料的研发、生产与应用的专业化企业。研发团队在SCR高-低温脱硝催化剂十多年研发工作的基础上，通过与宝钢科技部、宝钢中央研究院、宝钢湛江钢铁等通力合作，成功地实现了“高-低温催化剂”在发电厂烟气超低排放上的应用。到目前为止，在世界范围内还未发现真正做到“全负荷、全工况”NOx超低排放要求的火电机组，更未发现“180~420℃高-低温SCR催化剂”在火电锅炉烟气上的成功应用案例。宝钢湛江电厂2台350MW燃煤机组实现工业化应用“150~420℃高-低温SCR催化剂”并真正达到“全负荷”NOx超低排放要求。
两台机组分别于2019年1月17日和3月20日投运。其中2U机组于2019年1月19日并网发电，实现并网前从150℃低温下的NOx超低排放达标（技术协议要求在180~420℃达到超低排放要求）。1U机组于2019年3月21日并网发电，同样实现并网前低温下的NOx超低排放达标，再一次验证了“全负荷”脱硝的成功，超目标完成项目任务与技术要求。两台机组都是并网前就达到了NOx超低排放要求，真正实现从“0负荷至满负荷”的达标排放，投运至今已超过一年半时间，NOx全部达到超低排放要求，并经历过30多次启、停炉及大幅度调峰的考验以及在各种燃料工况与运行工况下NOx的排放均达到超低排放要求，运行非常稳定，氨逃逸率低，解决了多年存在的空预器堵塞与腐蚀问题。真正实现火电机组“全负荷、全工况”NOx超低排放的重要目标与环保愿望。
1）宝钢湛江电厂2#（350MW）机组高-低温SCR脱硝投运情况
2019年1月17日启炉投运，做了多个温度段脱硝性能考核试验。在烟温180~420℃条件下，全部指标符合技术协议要求，达到NOx超低排放要求。额外追加150℃烟温下的性能考核与抗中毒性能试验。2019年1月19日，#2机组并网，真正实现从“0→满负荷”的NOx超低排放达标——“全负荷”NOx超低排放。后续的运行过程中又经历了各种工况条件的考核，NOx全部达到超低排放要求。
（1） 脱硝烟温150℃时，NOx排放仅为36mg/Nm3（实测为5mg/Nm3），优于50mg/Nm3的超低排放标准。氨逃逸率接近0ppm。
（2） 220℃并网，NOx排放为0.92mg/Nm3（NOx入口浓度355mg/Nm3，SO2浓度550mg/Nm3），脱硝效率达到99.7%。氨逃逸率接近0ppm。
2）宝钢湛江电厂1#（350MW）机组高-低温SCR脱硝投运情况
2019年3月20日启炉，21日投运脱硝系统，做了多个温度段脱硝性能试验。额外追加烟温110℃时喷氨的催化剂抗中毒性能考验。真正实现“全负荷”NOx超低排放要求，对启、停炉及深度调峰做到超低排放全覆盖。具体如下：
（a）从110℃开始持续喷氨脱硝，证明催化剂具有优异的低温下抗中毒能力和脱硝稳定性。
（b）NOx满足超低排放要求（≤50mg/Nm3），最低值5.75mg/Nm3。氨逃逸接近0ppm。
（c）并网后，NOx排放为10~25mg/Nm3（NOx入口最高为635mg/Nm3），脱硝效率达97%。氨逃逸接近0ppm。
（1）#1机组并网前，O2浓度17.83%，NOx排放为5.76mg/Nm3（实测为1.2 mg/Nm3），达到超低排放要求。
（2）#1机组并网后，O2浓度18.01%，NOx排放为15mg/Nm3（实测为3.15 mg/Nm3），达到超低排放要求。
（3） #1机组并网后环保脱硝数据曲线（NOx排放为15.51mg/Nm3）
2.3.3高-低温SCR催化剂的应用总结与说明
宝钢湛江电厂2台350MW机组采用了高-低温SCR脱硝工艺，实现了“全负荷”脱硝超低排放达标，符合生态环境部最严格的标准要求。高-低温SCR脱硝工艺是指采用高-低温型SCR催化剂进行脱硝的工艺，该催化剂由上海瀚昱环保材料有限公司研发并生产，可适应烟温从低到高（150~420℃）全范围的NOx超低排放达标。
通过现场使用验证，采用新型的高-低温SCR催化剂后，在机组启动和低负荷运行时（脱硝入口烟气温度180℃甚至更低至150℃时），SCR脱硝系统能实现在线投用，NOx排放浓度能有效控制在35mg/Nm3左右，脱硝效率稳定在90%以上。
高-低温SCR催化剂具有优异的适用性和实用效果，主要体现在以下几方面：
（1）高-低温SCR催化剂的适用范围广，并网前即可投氨脱硝，能真正实现从“0负荷—满负荷”的全负荷脱硝达标需求，能在机组启停炉和80%~90%深度调峰时（若机组可实现）NOx达标排放。
（2）新型高-低温SCR脱硝催化剂具有良好的品质特性，可结合锅炉和SCR装置优化调整运行，实现有效应用。
（3）可沿用原设计配置的SCR中高温脱硝设备和系统，不必增加任何设备，只需将高-低温SCR催化剂替代原来的中高温催化剂即可。
（4）能避免发生NOx排放超标的环保事件，真正做到“全负荷、全工况”运行条件下的NOx超低达标排放。
（5）具有很高的技术价值与经济价值，与目前常用的诸如低氮燃烧法、省煤器分级改造法、抽取旁路高温烟气法、0号高加加热烟气法等方法相比具有较高的性价比。
3、火电厂“全负荷”与“深度调峰”脱硝改造的情况调查与效果分析
火电厂中高温SCR脱硝工艺是一种要求烟温达到300~420℃才能喷氨运行的脱硝方法。若烟温过低，中高温催化剂很容易中毒导致永久失效而报废。为了在低负荷下实现NOx排放达标，又要继续投运中高温SCR脱硝，不得不通过改造锅炉设备的方式来提高脱硝烟温。目前在火电锅炉常用的改造方法主要有以下几种：
3.1、省煤器分级改造及效果分析
将部分省煤器挪到SCR脱硝反应器之后，一台350MW机组改造费用约为2000万元，中高温SCR催化剂用量不变，总费用较高。带来新的问题是：省煤器换热量减少、锅炉效率降低、煤耗增加，碳排放量增高，反应器后的省煤器容易被硫铵盐粘附堵塞及腐蚀爆管，后遗症较大，维护费用较高。而且换热计算很难准确，不是偏高就是偏低，若改过头了，则正常运行时烟温超过420℃，催化剂不能正常使用，同时烟气中的SO2/SO3转换率高造成尾部结硫铵盐严重；若改得不够，则低负荷时脱硝烟温仍然偏低，催化剂还是不能投运。已改造的项目普遍存在这些问题。
3.2、旁路烟气改造及效果分析
将高省前的高温烟气直接引入SCR反应器前端，改造费用约600万元，中高温催化剂用量不变。带来新的问题是：高温烟气被抽走后，省煤器处的热量不足，影响锅炉给水温度与给水量，锅炉效率下降，而空预器的热量过高，与锅炉工况不匹配，而且排烟温度偏高，能耗增加，碳排放量增高。并且，省煤器的烟气量被人为减少后，其烟气流速明显下降，容易造成省煤器积灰与堵塞。高温烟气若抽得偏少，则反应器升温效果不明显；若抽得偏多，则影响锅炉正常运行。
3.3、0号高加改造及效果分析
从汽机中压缸抽取中高温蒸汽用于加热一股省煤器前的烟气，希望提高烟气温度来满足中高温催化剂的工作温度需要，改造费用约1000万元，中高温催化剂用量不变。产生的问题是，这种方法只能提高烟气温度10℃左右，且不稳定，难以对SCR全负荷脱硝运行产生有效帮助，而且还影响高加的热效率，锅炉的效率进一步降低。
实际应用效果表明，以上三种方法改造锅炉设备的效果不好，对“全负荷、全工况”NOx超低达标排放帮助有限，无法达到“深度调峰”的脱硝排放要求，反而造成锅炉效率下降，能耗增加，是典型的“不治标亦不治根”的方法。电厂花费了较高的改造经费与时间成本，没有取得应有的成效，也难以从改造中得到环保效益与经济效益回报。
4、高-低温SCR脱硝技术的优势与社会效益
高-低温SCR脱硝工艺是一种新型的、先进的脱硝工艺，高-低温SCR催化剂是具有突破性的科技成果，节能减排效益显著，将推动我国的脱硝技术变革与环保技术水平提升。高-低温SCR脱硝技术可使发电机组实现“全负荷、全工况”脱硝，对环保部提出的全负荷NOx达标排放要求是很好的技术支持。由于实现了“全负荷”脱硝，可在任何负荷下进行持续脱硝，减少氮氧化物排放量，减少环境污染。在机组低负荷时，由于不需要将烟气加热到300℃以上即可脱硝，避免了额外的能源消耗，同时，显著减少加热燃烧所带来的额外碳排放，为节约社会资源和保护生态环境做出了到积极有益的贡献。
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