低负荷下投运SCR的方案探讨及案例分析
燃煤锅炉省煤器分级改造实现低负荷SCR脱硝的案例分析
科技论文与案例交流燃煤锅炉省煤器分级改造实现低负荷SCR脱硝的案例分析钱冉冉温卿云杨西茜何永胜(上海龙净环保科技工程有限公司上海200331)摘要：本文针对国内燃煤机组长期低负荷运行导致SCR脱硝系统无法投运的问题，阐述了目前国内普遍采用的提高SCR脱硝投运率的运行控制措施及几种切实可行的技术改造方案，并介绍了某项目通过对省煤器分级改造提高SCR入口烟气温度，实现低负荷SCR脱硝系统稳定运行的案例，旨在为国内同类型机组改造提供参考和借鉴。
关键词：低负荷；烟气脱硝；选择性催化还原（SCR);分级省煤器近年来我国多地先后遭遇多次大范围持续雾霾天气，日益严 重的大气污染问题以这种“看得见”的形式越发凸显出来，引起国 家和民众的广泛关注。
空气污染深度调查纪录片《柴静雾霾调查：穹顶之下》，更是轰动一时。
由燃煤产生的NO x作为当今大气污染的重要来源之一，国家对其排放限制的要求日益严格。
2003年燃 煤锅炉的NOx排放限值为450 mg/m3,到2011年排放限值下降为100 mg/m3,按照发改能源[2014]2093号文《煤电节能减排升级与 改造行动计划(2014-2020年)》最新要求：多地新建燃煤发电机 组NOx排放限值达到50 mg/m W。
选择性催化还原(SCR)技术是目前国内应用最多也最为成熟 的烟气脱硝技术。
截至2012年底，脱硝装机容量达2.3x l08kW，其 中SCR占99%以上' 随着社会用电结构发生变化，国内燃煤机 组参与调峰，燃煤火电机组出现大面积、长时间低负荷运行的情 况。
从已运行的脱硝装置来看，约30%以上机组省煤器排烟温度 较低[5]，导致脱硝系统退出运行，给NOx减排带来不利影响。
因此 对锅炉进行SCR低负荷运行技术改造显得十分迫切和必要。
本文 将以广西金桂#l、#2(2x670t/h)锅炉烟气脱硝丁程为案例，阐述 省煤器分级改造技术在低负荷SCR脱硝中的应用。
1低负荷SCR脱硝技术概述不同烟气环境下，SCR脱硝催化剂的最佳活性温度区间稍有 不同，但大致在300^~4201范围。
燃煤电厂提高SCR脱硝装置投运率的措施探讨
燃煤电厂提高SCR脱硝装置投运率的措施探讨摘要：《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）颁布后，氮氧化物排放浓度限值降低至100 mg/Nm3，脱硝装置的投运受烟气温度等条件所限，存在机组低负荷时无法投运而导致氮氧化物浓度超标情况，文章对如何提高燃煤电厂SCR脱硝装置投运率措施进行探讨。
关键词：SCR；投运率；措施随着《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的颁布，对火电厂大气污染物的排放将进一步从严，特别是重点区域大气污染物排放要求更为严格，2014年7月1日起我司所在的重点区域第三时段SO2排放浓度≤50 mg/Nm3、NOx排放浓度≤100 mg/Nm3、烟尘排放浓度≤100 mg/Nm3的控制。
针对脱硫装置及电除尘器的运行基本能够实现全时段投运，SCR脱硝装置因受烟气温度等条件制约，在机组低负荷时无法投运，在新标准条件下容易导致氮氧化物超标排放情况，且《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》（发改价格[2014]536号）明确环保电价的核算由原来的污染物月度均值调整为小时均值进行考核，势必导致更多脱硝电价的扣减。
本文对提高SCR脱硝装置投运率措施进行分析探讨。
1 优化运行控制措施SCR脱硝装置运行控制不当，容易生产硫酸氢铵等脱硝副产物，这些物质一旦生成将附着在脱硝催化剂及空预器换热元件上，如果未能尽快消除，将粘度飞灰形成顽固性灰垢造成堵塞，严重时将影响机组正常带负荷，甚至造成发电机组停运。
SCR脱硝装置催化剂最佳温度区间在350～380 ℃之间，一般在280～420 ℃之间，目前催化剂出厂的运行温度一般要求在310～420 ℃。
不同类型的锅炉烟气温度对应的负荷点各不相同，有些电厂要达到催化剂出厂的运行温度条件需要机组负荷率高达60%以上，这样势必影响脱硝投运率。
通过脱硝调整试验，监控氨逃逸、SO2/SO3转化率等参数情况，控制脱硝装置后氨的浓度，减少硫酸氢铵等脱硝副产物的产生量，寻求低负荷时合适的安全的烟气温度条件，是快速提高脱硝投运率的措施。
燃煤机组低负荷运行SCR烟气脱硝系统应对措施
: , A b s t r a c t D u r i n l o wl o a do e r a t i o no fc o a l Ｇ f i r e dp o w e rp l a n t s t h ef l u eg a st e m e r a t u r ea t t h ee c o n o m i z e r g p p
－１) ( ������h 燃料量/ t
主蒸汽温度/℃
１ ０ １． ８ ２ ７ ５ ４ ３． ０ ０ ５ ４ ９． ０ ０ ０． ６ ８ ０． ３ ２ １ ３． ７ ９
８ １ ２． ８
主蒸汽压力/ MP a 再热蒸汽温度/℃ 前省煤器烟气份额 ( 再热测 ) S C R 反应器入口烟气温度/℃ 排烟气温度/℃ 锅炉效率/％ 后省煤器烟气份额 ( 过热测 )
章斐然 , 周克毅 , 徐 奇, 姚余善
C o u n t e r m e a s u r e s f o rS C Rd e n i t r a t i o ns s t e mo f c o a l Ｇ f i r e du n i t y d u r i n l o w Ｇ l o a do e r a t i o n g p
c r i t i c a l ６ ０ ０ MW c o a l Ｇ f i r e du n i t a s t h er e s e a r c ho b e c t t oc a r r u t t r a n s f o r m a t i o n so nf e e d w a t e rb a s so f j yo y p , t h ee c o n o m i z e r f l u eg a sb a s so ft h ee c o n o m i z e ra n ds t a e da r r a n e m e n to ft h ee c o n o m i z e r ． T h eb o i l e r y p g g o fE c o n o m i z e r２ i s１ ７％ , t h e t e m e r a t u r ea t t h eS C Rr e a c t o r i n l e t r e a c h e d３ ２ ０ ℃, w h i c hs a t i s f i e dt h ec a t a Ｇ p , , l s to e r a t i o nr e u i r e m e n t ． M o r e o v e rt h eb o i l e r t h e r m a l e f f i c i e n c e t a t ９ ４． ６ ９％ i n d i c a t i n t h e t r a n s f o r Ｇ y p q yk p g s u r f a c e m a t i o ne f f e c t i s t h eo t i m u m． p : , , , , , , K e o r d sc o a l Ｇ f i r e du n i tb o i l e r d e n i t r i f i c a t i o n l o wl o a d S C R, t h e r m a lc a l c u l a t i o n e c o n o m i z e r h e a t i n g yw 严重危 NO x 可引发一系列 多 层 次 的 环 境 问 题 , [ １] 害人体健康和 生 态 安 全 . 我 国 每 年 的 NO x 排放 量中有近 ５ 国内大型火电 ０％ 来自燃煤电站 . 目 前 , 机组绝大部分已安装烟气脱硝装置 . 燃煤电站锅炉 其反 应 器 中 催 化 剂 的 活 性 反 应 温 度 一 般 为 ３ ２ ０~ , , t h e r m a l c a l c u l a t i o nr e s u l t ss h o wt h a t u n d e r５ ０％ THAc o n d i t i o n b h em e t h o do fe c o n o m i z e rc l a s s i f i c a Ｇ yt , , t i o n w h e nt h eh e a t i n u r f a c eo fE c o n o m i z e r１r e a c h e d８ ３％ o f t h e t o t a lh e a t i n u r f a c ea r e a a n dt h et h a t gs gs
SCR脱硝系统低负荷运行技术改造方案探讨
SCR脱硝系统低负荷运行技术改造方案探讨一、方案概述SCR脱硝系统是我国目前主流的燃煤电厂脱硝技术，但在低负荷运行时，该系统存在NOx还原效率低、耗电量高等问题。
为此，本文提出了一种改善SCR脱硝系统低负荷运行问题的技术改造方案，包括优化进气量控制、引入有机废气再生技术和提高氨水雾化效率等措施，旨在提高脱硝效率、降低耗电量和维护系统稳定运行。
二、方案内容1. 优化进气量控制对于低负荷运行的SCR脱硝系统，传统工艺往往会采用氨水浸润率等方式将脱硝效率提高，但这会带来过量的NH3滞留在系统中，从而导致NOx还原效率低。
因此，本方案提出了为了解决这一问题，针对低负荷状态下的脱硝效率，需要通过优化控制进汽量的方式来提高系统性能。
在具体实现中，可以通过增加NH3和NOx的混合程度、加强控制方法、提高分布式控制水平等方式实现。
2. 引入有机废气再生技术在系统运行中，由于反应物质之间的相互影响，生成的废气中含有大量的有机污染物，而这些污染物对系统运行产生了很大的负面影响。
为此，本方案提出了在SCR脱硝系统中引入有机废气再生技术，将这些有机废气回收利用，以达到降低能耗、减少操作量、提高设备效率的目的。
在具体实现中，可以通过将有机废气与空气混合进行氧化处理等方式实现。
3. 提高氨水雾化效率在SCR脱硝系统中，氨水雾化效率是脱硝效率的重要指标之一，而在低负荷运行时，氨水雾化效率常常不足。
为解决这一问题，本方案提出了通过调整氨水喷嘴位置、控制氨水质量等方式来提高氨水雾化效率。
其中，调整喷嘴位置，可以以降低氨水雾状粒径，提高反应速度，进而提高反应效率。
而控制氨水质量则可以通过加强对氨水成分的分析、采用先进的控制系统等方式实现。
三、方案优势1. 增强了SCR脱硝系统的脱硝效率：通过优化进气控制、引入有机废气再生技术、提高氨水雾化效率等方式，能够使脱硝效率得到提高，满足国内和国际相关的排放标准。
2. 降低了SCR脱硝系统的耗电量：本方案提出了优化进汽量控制、引入有机废气再生技术等方式，能够降低系统的耗电量，并达到节能的目的。
大中型燃煤机组低负荷SCR脱硝系统性能优化探究
大中型燃煤机组低负荷 SCR脱硝系统性能优化探究摘要：为了进一步探究大中型燃煤电厂低负荷下氮氧化物排放优化方向及措施，提升机组深调及低负荷运行过程安全环保性，以某厂660MW高效超超临界参数机组为例，基于该机组实际运行工况参数变化，分析机组不同负荷变动下SCR反应器入口烟道NOX浓度变化趋势及燃尽风调节门对SCR系统脱硝性能影响。
研究表明，在低负荷工况下， SCR反应器入口烟道NOX浓度变化趋势呈现出与机组负荷变化趋势相反形式，同时在降负荷过程中易出现快速增长现象，不同工况下相同燃尽风调门开度变化出现明显差异，低负荷运行过程中相同调门开度下脱硝出口NOx含量变化响应时间分别滞后204s及219s，同时改变燃尽风调门开度对NOx出口含量变化影响分别降低54%及35%。
关键词：燃煤电厂；脱硝性能；SCR脱硝系统；燃尽风随着国家2030年“双碳”战略目标的制度，绿色新能源发电占比逐年提高，煤电机组作为当前最经济、稳定、可靠的调节电源，逐步承担更多的调峰深调任务，以维持电力、电网系统的安全稳定。
国家多地相继出台更加严格的超低排放标准，推进燃煤电厂锅炉深度减排[1-3]。
而伴随着机组深调比例的不断增加，机组低负荷运行工况占比时长逐步增长，低负荷下机组污染物排放节能达标成为目前机组运行较为重要的一个方面，如何在深调及低负荷工况下进一步优化脱硝，降低低负荷机组运行风险与环保型，减少燃煤机组节能耗资是目前机组主要优化改进方向[4-6]。
目前，燃煤电厂NOx排放控制措施应用最为广泛的技术分别为烟气再循环或低NOx燃烧技术，其中烟气脱硝技术主要氛围湿法脱硝及干式脱硝两种方式，湿法脱硝一般采用通过吸收剂将烟气中NOx进行溶解脱出，干法脱硝则是直接通过化学反应将烟气中的NOx直接脱除，这种方法简单易操作[7-8]。
当前我国电厂常用的脱硝方法包括：活性炭吸附法、电子束治理法、选择性催化还原脱硝法以及选择性非催化还原脱硝法等[9-12]。
SCR脱硝系统低负荷运行技术改造方案探讨
SCR脱硝系统低负荷运行技术改造方案探讨目前国内应用最多也最为成熟的烟气脱硝技术是选择性催化还原(SCR)技术，福建大唐国际宁德发电有限责任公司一期4号600MW超临界直流锅炉就采用了此种技术，在省煤器出口和空预器之间安装SCR烟气脱硝装置，通过将NH3作为还原剂喷入烟气中，使其与烟气中的NOx发生还原反应，生成N2和H2O，从而达到脱除NOx的目的。
但国内燃煤机组都参与调峰，经常低负荷运行，脱硝入口烟气温度随之降低，使催化剂活性降低，NH3逃逸率加大，生成NH4HSO4，导致空预器堵塞，甚至造成催化剂不可逆转的失活。
因此，该厂要求SCR脱硝装置最低喷氨温度要大于302℃，而该厂4号锅炉在380MW以下负荷时，SCR脱硝系统就有可能会退出运行，难以满足国家日益严格的环保要求。
因此，对锅炉进行SCR低负荷运行技术改造非常迫切和必要。
1、SCR脱硝装置低负荷运行改造技术要实现SCR脱硝装置低负荷下的投运，技术改造路线有两个：a)让催化剂适应锅炉烟温，采用低温催化剂替代现有催化剂;b)让锅炉烟温适应催化剂，改造锅炉省煤器及烟风系统等。
然而目前国内烟气低温SCR催化技术尚不成熟，还停留在实验室小试阶段，没有进行工程应用，因此目前只能采用第二种技术路线，提高脱硝装置SCR入口处烟气温度，主要有以下四种改造方案，即：设置省煤器烟气旁路、设置省煤器给水旁路、省煤器分级改造、回热抽汽补充给水加热改造。
2几种技术改造方案对比分析2.1设置省煤器烟气旁路该方案是在锅炉省煤器入口处的烟道上开孔，抽取部分较高温烟气至SCR接口处(为提高混合效果，也可在尾部后烟道低温过热器管屏中、下层之间抽高温烟气)，设置烟气挡板，增加部分钢结构和支吊架。
在低负荷时，通过抽取较高温烟气与省煤器出口的烟气混合[2]，使低负荷时脱硝入口烟温达到302℃以上。
旁路烟道上需要加装膨胀节、电动关断挡板、调节挡板进行调节烟气流量及温度。
优点：系统简单，投资成本相对较低，实施简单，增加设备较少。
尿素装置低负荷运行方案
尿素装置低负荷运行方案由于27日5：00左右，中沧线天然气管道检修，供我厂天然气量减少至30万方/日或更低，尿素装置可能在超低负荷下运行，为确保低负荷下装置的安全连续运行，根据公司及化肥中心要求及尿素装置的具体实际情况，特制定本方案，望各班组严格执行。
一、原则：1、配合合成维持整个装置的蒸汽平衡。
在确保尿素装置安全连续运行的前提下，力争尽可能的降低运行成本。
2、根据当班调度的要求处理好系统运行负荷与蒸汽用量的关系。
3、锅炉跳车、CO2量减少等紧急情况，根据合成需要退蒸汽，必要时可以甩蒸发、停水解直至系统短停。
4、维持好装置安全连续运行。
5、尽量防止CO2机组喘振，保护机组安全。
6、高压系统压力应与负荷相对应保持在对应范围。
7、严格产品质量控制，任何情况下，严禁出现质量事故。
8、如生产负荷过低，在保证三胺运行情况下无法正常造粒，采取间断形式造粒二、运行方案：1. 维持CO2压缩机在较低转速下运行，但不得低于6050RPM。
若遇机组振值波动，应适当提高机组转速；2. 压缩机各段间分离器排放阀开度不要过大，降低二氧化碳损失量。
同时加强对分离器液位监护，防止液位过高；3. 尿素主控与合成主控紧密配合将二氧化碳用完；4. 加空气量可以控制高一些，但不得高于0.35%；5. 一旦压缩机有喘振迹象，打开PV09203放空，关闭HV09201，CO2从系统退出。
喘振迹象消除后，CO2重新送入系统，及时调整系统，稳定生产。
6. 注意凝汽器E121液位，防止过低造成P117汽化。
流量过低时，可打开FV08204打回流，保证P117打量。
7. 加强压缩机组振动和位移以及轴温的监控。
8、尽量减少加入系统的冲洗水，减少各CD排放量，降低解析负荷，维持好系统水平衡。
9、主控控制好HV-09203与负荷相对应，合成塔顶低温度随压力指标控制。
10、系统低负荷运行NH3/CO2偏高，中低压系统压力偏高，应控制好系统运行，以减少放空降低运行成本。
“低NOx燃烧+SCR”工艺的应用浅析
“低NOx燃烧+SCR”工艺的应用浅析0前言近年来，我国NOx排放量不断增加，酸雨污染已由硫酸型向硫酸、硝酸型转变，城市大气环境形势依然严峻。
通常所说的氮氧化物有多种，N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4、N2O5，其中NO和NO2是重要的大气污染物。
我国NOx的排放量中70%来自煤炭的直接燃烧，电业工业又是我国的燃煤大户，因此NOx的排放量来源是火电发电厂。
本篇主要讲述锅炉“低NOx燃烧+SCR”工艺脱硝技术，该工艺是目前应用最广、技术成熟的脱硝工艺。
1.低NOx燃烧系统改造低NOx燃烧系统改造目的：在保持锅炉较高的燃烧效率情况下，防止结渣，炉膛出口NOx得到较大幅度地削减。
1.1低NOx燃烧系统双尺度燃烧技术改造采用了双尺度燃烧技术，双尺度燃烧技术是一种低NOx燃烧技术，同时兼顾防渣及锅炉效率，煤种适应性更宽。
它是采用了炉内燃烧过程的空间尺度与过程尺度全方位优化的复合燃烧技术。
空间尺度：采用炉内大空间防结渣技术，是指将炉内燃烧的三维空间在水平方向上分为近壁区和中心区两个区域，同时在垂直方向上分为两个氧化还原区，特点如下：1）采用独特空气分级及一次风分组组合，降低了主燃区的燃烧温度；2）通过独特一二次风射流组合，在炉内形成中心区和近壁区双区燃烧；3）采用专有贴壁风技术，使水冷壁表面始终有足够的氧量分布；4）可实现炉内彻底不结渣、长时间不吹灰。
过程尺度：优化煤粉燃烧过程，强调的是炉内燃烧过剩空气系数α分布的差异化，使整个炉内的燃烧由集中扩散燃烧向分散、还原扩散燃烧方向优化，特点如下：1）稳燃型低NOx燃烧器，强化早期着火；2）建立节点功能区，实现燃烧时分区供风，实现小区域内稳燃及抑制NOx 生成。
3）采用分区优化高度方法，波动给风，焦碳可及时得到燃尽。
4）布置适当的可多角度供风主位燃尽风，建立较大的还原区并保证多角度供风实现飞灰可燃物进一步燃尽。
1.2 低氮燃烧器各部件特点1）高位燃尽风SOFA喷嘴：喷口由汽缸驱动可以整组上下±20°摆动，水平方向上可左右±10°摆动，用来调节汽温、飞灰及氮氧化物。
SCR系统在机组低负荷条件下运行对策研究
SCR系统在机组低负荷条件下运行对策研究SCR系统是一种选用氨水等还原剂，对氮氧化物进行重整和消除的脱氮系统，为防止化石燃料燃烧释放的NOx排放对环境和人体健康造成严重危害，SCR技术在国内外得到广泛应用。
然而，在机组低负荷条件下，由于低负荷时进入SCR塔的氮氧化物浓度低、温度低，使得SCR系统的运行条件变得相对恶化，同时也增加了SCR系统的维护难度。
因此，探索SCR系统在机组低负荷条件下的运行对策显得非常重要。
1. 提高SCR塔进口氮氧化物浓度在低负荷状态下，为提高SCR塔进口氮氧化物浓度，可以通过两种方法进行：一是增加机组空气比，提高进SCR塔的氮氧化物浓度。
常见的方法是通过增加进入锅炉的烟气实现空气比的增加。
二是利用蒸发器等降低SCR塔进口烟气中的水分含量，提高氮氧化物浓度。
2. 缩短SCR系统的运行时间在机组低负荷情况下，可通过控制SCR系统运行时间，减轻SCR系统的负担。
通过锅炉控制系统，根据机组负荷情况调整脱硝出口温度，选择SCR的最合适运行时间。
这样，就能够在充分去除尾气中氮氧化物的同时，避免SCR过度负荷。
3. 采用低阻力SCR设计在机组低负荷状态下，由于SCR系统进入的氮氧化物浓度低，因此减小系统内氧化剂和还原剂的消耗，可以有效降低SCR系统的负荷。
采用低阻力SCR设计，能够降低系统压缩机的功率，减少系统内能量损失。
4. 优化SCR系统运行参数在机组低负荷状态下，通过优化SCR系统运行参数，可使其在更宽的负荷范围内正常运行，并提高氮氧化物的去除效果。
通过调整系统内还原剂的浓度、溶液喷淋位置和喷淋量等运行参数，可改善SCR系统在低负荷状态下的运行情况。
总之，针对SCR系统在机组低负荷条件下运行的挑战，可通过提高进入SCR塔的氮氧化物浓度、缩短SCR系统的运行时间、采用低阻力SCR设计和优化SCR系统运行参数等手段实现。
通过这些对策，可以保证SCR系统在机组低负荷条件下的正常高效运行，有效降低NOx的排放量，做好环保工作。
SCR脱硝系统超低排放运行研究
SCR脱硝系统超低排放运行研究随着环保意识的增强，对大气污染物排放要求的日益严格，SCR脱硝技术已经成为燃煤电厂脱硫脱硝的主流技术之一。
然而在实际运行过程中，由于燃煤品位不稳定、燃烧条件变化、催化剂失活等原因，SCR脱硝系统产生了一些新的问题，其中之一便是超低排放运行问题。
本文将对SCR脱硝系统超低排放运行进行研究，以期为相关工程提供技术支持和借鉴。
一、SCR脱硝系统简介SCR脱硝技术是通过在燃烧过程中喷射NH3作为还原剂，与烟气中的氮氧化物反应生成氮气和水，从而达到脱除NOx的目的。
SCR脱硝技术具有脱除效率高、适用范围广、投资运营成本低的优点，因此得到了广泛应用。
在SCR脱硝系统中，催化剂是起着至关重要的作用的，它直接影响着SCR脱硝的效率和运行成本。
一般常用的SCR脱硝催化剂有V2O5/WO3/TiO2和Fe2O3/TiO2等。
NH3喷射系统、脱硝反应器、氨逃逸控制等都是SCR脱硝系统的关键部件。
二、SCR脱硝系统超低排放运行问题SCR脱硝系统在实际运行中，会面临一些超低排放运行问题：1. 催化剂失活SCR脱硝催化剂的失活是导致超低排放问题的重要原因之一。
催化剂的失活可能来自于催化剂自身的磨损、脱除剂的过量喷射、烟气中的灰分等因素，这些因素都会导致催化剂的活性降低，从而影响SCR脱硝系统的脱硝效率。
2. NH3逃逸NH3逃逸是另一个影响SCR脱硝效率和超低排放运行的重要因素。
NH3逃逸可能来自于喷射系统的不稳定性、催化剂的失活、脱硝反应器的温度不均等因素，它会导致SCR脱硝效率降低，影响超低排放的实现。
3. 烟气氧化性烟气氧化性是影响SCR脱硝系统超低排放的另一个关键因素。
烟气中的氧化性物质会对SCR脱硝催化剂造成损害，从而影响脱硝效率。
氧化性物质还会影响NH3的还原反应，导致NH3逃逸和NOx排放增加。
4. 温度波动SCR脱硝系统在实际运行中，烟气温度波动较大是常见现象。
烟气温度波动不仅会影响催化剂的活性，还会对NH3的还原反应产生负面影响，这都会导致超低排放目标难以实现。
SCR脱硝系统超低排放运行研究
SCR脱硝系统超低排放运行研究近年来，我国环境污染问题日益突出，尤其是大气污染对人民生活和环境的影响越来越严重。
为减少大气污染，控制排放物浓度，我国推行了超低排放政策，要求工业企业在生产过程中进行有效治理，以达到超低排放的要求。
SCR脱硝系统是一种常用的大型工业脱硝设备，能够有效降低汽电厂、钢铁厂等工业企业的氮氧化物排放浓度。
本文以SCR脱硝系统超低排放运行为研究对象，主要研究SCR脱硝系统在超低排放条件下的运行效果和对环境的影响，为相关企业实施超低排放政策提供问题的解决方案。
本文介绍了SCR脱硝系统的工作原理和结构。
SCR脱硝系统是一种利用选择性催化剂将氮氧化物转化为无害氮气的技术。
该系统由催化剂、氨水喷射装置、氨水预加装置、气动输送系统等组成。
在SCR脱硝过程中，氨水与氮氧化物反应生成硝酸和水，从而实现氮氧化物的脱除。
本文对SCR脱硝系统超低排放相关技术进行了详细介绍。
包括催化剂选择、氨气与氮氧化物反应条件控制、脱硝效率监测和控制等方面。
催化剂的选择对SCR脱硝系统的运行效果有重要影响，需根据具体工况选择适当的催化剂。
氨气与氮氧化物的反应条件控制，包括温度、压力和氨气浓度等参数的控制，以达到最佳的脱硝效果。
脱硝效率监测和控制能够帮助企业了解SCR脱硝系统的运行状态，及时调整操作参数，以提高脱硝效率。
然后，本文对SCR脱硝系统超低排放的运行情况进行了实验研究。
通过实验数据的分析，验证了SCR脱硝系统在超低排放条件下的运行效果。
实验结果显示，在适当的催化剂选择和反应条件控制下，SCR脱硝系统能够将氮氧化物排放浓度降低到国家超低排放标准以内。
本文对SCR脱硝系统超低排放的环境影响进行了评估。
通过对氮氧化物和其他污染物的排放特点和对环境的影响进行分析，得出了SCR脱硝系统超低排放对环境的正面影响，包括减少大气污染物排放、改善空气质量等。
本文也对SCR脱硝系统可能存在的问题和解决方案进行了探讨，以提高SCR脱硝系统超低排放的运行效果。
SCR系统在机组低负荷下运行的新措施
SCR系统在机组低负荷下运行的新措施一.引言选择性催化还原法(SCR)脱硝技术现已成国际上应用最多，最为成熟且最有成效的一种烟气脱硝技术，其中高含尘SCR工艺中脱硝反应器布置在锅炉省煤器后，空气预热器前。
该工艺具有脱硝效率高，装置结构简单，运行可靠，便于维护等优点。
SCR脱硝装置催化剂最高效率运行温度为350—380℃。
催化剂出厂规定的运行温度一般要求310—420℃。
目前国内燃烧机组一般负荷率较低，而使1#高加抽汽压力降低，锅炉给水温度降低，在省煤器中吸热量大，而使省煤器出口烟温降低，使催化剂活性降低，NH3气逃逸率加大，生成硫酸氢铵(NH4HSO4)，导致空气预热器堵塞，使机组停机。
针对机组低负荷下SCR系统如何安全运行，业内有关单位已推出多个解决方案，主要有省煤器加烟气旁路，省煤器给水旁路，省煤器分级及加0#高加。
省煤器加烟气旁路由于从省煤器旁路通过，使空气预热器排烟温度升高，使锅炉效率降低0.5—1% 。
烟气档板在高温运行时可能造成积灰卡涩。
档板在高温下变形产生内漏。
在高负荷时，烟气从旁路直接漏到SCR反应器，烟气温度高于400℃造成催化剂烧结，设置省煤器给水旁通，会导致造成省煤器水力工况失调,造成部分给水超温或汽化，影响机组安全运行。
部分给水走旁路，也导致排烟温度升高，降低锅炉效率0.5—1.0% 。
省煤器分级基本上可以满足安全运行的要求，但改造工程量大，投资大。
加装0#高加实现弹性回热是比较经济可行的方法，但改造工作量大,投资大,也不是每台机组都可以实现的。
为了克服上述各措施的缺点，本文提出一种利用蒸汽喷射器将1#高加抽汽口抽汽压力提高，达到省煤器出口的烟气温度不低于SCR系统催化剂工作的最低温度300℃。
这是一种投资低，系统简单，运行可靠，保证SCR系统全时段安全运行的技术措施。
一. 蒸汽喷射增压系统在机组低负荷下省煤器出口烟气温度降低的原因是因为1#高加抽汽压力低，致使锅炉给水温度降低。
电厂锅炉SCR系统在低负荷投运下的技术方案分析
电厂锅炉SCR系统在低负荷投运下的技术方案分析
陈建飞
【期刊名称】《军民两用技术与产品》
【年(卷),期】2017(000)020
【摘要】国内电厂锅炉在低负荷运行下,由于SCR反应器入口烟温低于催化剂所要求的正常反应温度而退出运行的问题较为常见,对电厂氮氧化物的排放指标产生影响,本文从电厂改造应用角度出发,提出了几种不同的技术方案,来适应锅炉SCR系统在低负荷条件下正常投运,满足机组环保达标排放要求.
【总页数】2页(P129-130)
【作者】陈建飞
【作者单位】宁夏国华宁东发电有限公司,银川 750408
【正文语种】中文
【相关文献】
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SCR系统在机组低负荷条件下运行对策研究
SCＲ系统在机组低负荷条件下运行对策研究Study on strategies of denitrification under low－load operation for coal－fired units黎华敏，柏源（国电科学技术研究院，江苏南京210031）摘要：如何实现全天候条件下燃煤电站烟气脱硝装置的安全、稳定和达标运行是氮氧化物控制领域的研究重要方向。
详细分析了燃煤机组低负荷运行条件下对SCＲ烟气脱硝系统的影响，提出了低负荷条件下能够实现SCＲ脱硝装置全天候运行的应对策略。
关键词：低负荷；脱硝；策略Abstract：It is an important research direction for denitration device security，stability and compliance operation under the all－weather conditions in coal－fired power plant．Influencing factors on denitrification under the low load operation condition were analysed in detail．Finally，strategies were put forward to realize all－weather oper-ation of denitrification under low load conditions．Key words：low－load；denitrification；strategy中图分类号：X701．7文献标识码：B文章编号：1674－8069（2014）05－036－020引言截至2012年底为止，约90%的机组建设或进行了低氮燃烧改造，脱硝装机容量达2．3亿KW，约占煤电容量28．1%，其中SCＲ占99%以上［1］。
SCR脱硝系统低负荷运行技术改造方案探讨
SCR脱硝系统低负荷运行技术改造方案探讨随着环保意识的加强和环保政策的实施，SCR脱硝系统在燃煤电厂中的应用已经越来越广泛。
但是，在实际运行中，由于各种原因，SCR脱硝系统常常处于低负荷运行状态。
这不仅会降低SCR脱硝效率，还会增加氨逃逸和压降等问题，影响SCR脱硝系统的稳定运行。
因此，对于SCR脱硝系统低负荷运行技术改造方案的探讨具有重要的意义。
一、低负荷运行原因分析1.电厂负荷下降管网限电、用电高峰等原因导致电厂负荷下降，使得SCR脱硝系统处于低负荷运行状态。
2.SCR脱硝装置新开启SCR脱硝装置新开启的情况下，流量不足，会导致SCR脱硝系统处于低负荷运行状态。
3.SCR脱硝催化剂老化SCR脱硝催化剂老化，会导致SCR脱硝效率低下，脱硝后NOx 浓度过高，从而降低SCR脱硝系统的负荷。
4.SCR脱硝系统调整SCR脱硝系统调整过程中会与锅炉火焰参数相关，导致SCR脱硝系统处于低负荷运行状态。
二、技术改造方案1.优化氨水喷洒系统将氨水的喷浓度降低到可控范围内，减少压降和氨逃逸。
同时，加强氨水喷淋的均匀性和喷深度，保证SCR脱硝效率。
通过模拟计算、试验验证等方式优化喷洒系统。
2.优化氨水喷口结构通过改变喷口内径、长度、形状等方式，优化氨水喷口的结构，提高氨水喷洒效率，减少氨逃逸和压降等问题。
3.增加脱硝催化剂使用量增加脱硝催化剂使用量，可以有效地提高SCR脱硝效率，达到更高的脱硝效果。
同时，增加脱硝催化剂使用量，还可以抵消SCR脱硝系统低负荷运行带来的负面影响。
4.改善SCR脱硝系统流动特性采取改变喷口方向或增加适当的流道板、断板等措施改善SCR脱硝系统的流动特性，可以提高SCR脱硝效率，降低氨逃逸和压降等问题。
三、低负荷运行管理措施1.加强稳态管理对SCR脱硝系统进行稳态管理，使其工作在最佳状态下；对锅炉火焰的调整要谨慎，以避免SCR脱硝系统的负荷过低，从而降低其脱硝效率。
2.加强机组经济运行管理完善机组经济运行管理，尽量提高发电经济性；加大机组的调峰能力，充分利用尖峰谷平电价等机会，弥补低负荷运行带来的损失。
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低负荷下投运SCR的方案探讨及案例分析发表时间：2019-04-29T09:35:48.733Z 来源：《河南电力》2018年20期作者：詹超发[导读] 本文针对使用了选择性催化还原技术（以下简称SCR）的燃煤电厂在低负荷下因温度过低无法投运，导致氮氧化物（NOX）排放值超标的问题，提出了几个方案，并以珠海发电厂一号机组的锅炉省煤器分级改造方案为例，对其改造方法及实际效果进行深入探讨分析，以期具有类似问题的机组在改造时得以借鉴有所助益。
詹超发（广东省粤电集团有限公司珠海发电厂广东珠海 519000）摘要：本文针对使用了选择性催化还原技术（以下简称SCR）的燃煤电厂在低负荷下因温度过低无法投运，导致氮氧化物（NOX）排放值超标的问题，提出了几个方案，并以珠海发电厂一号机组的锅炉省煤器分级改造方案为例，对其改造方法及实际效果进行深入探讨分析，以期具有类似问题的机组在改造时得以借鉴有所助益。
关健词：发电厂；锅炉；省煤器分级改造；NOX超标；SCR入口烟温引言随着大气污染问题的日益严峻，国家环保制度对燃煤电厂烟气排放的制约也越来越严格，从之前的颗粒物（PM）、二氧化硫（SO2），到现今的氮氧化物（NOX）排放限值逐年降低，根据《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）要求氮氧化物排放应低于100mg/m3，氨逃逸<3ppm[1]，按发改能源[2014]2093号文（煤电节能减排升级与改造行动计划）的要求，广东燃煤发电机组的氮氧化物排放标准不高于50mg/m3（折算标态6%O2），要求更加严格。
为了控制NOX，许多电厂均采用了在锅炉尾部烟道加装SCR脱硝装置，对SCR脱硝工艺，烟温应达脱硝反应窗口温度（一般为320-350℃）[1]。
而低负荷时许多机组的脱硝装置入口烟温远低于该值，催化剂的活性降低，若为了控制NOX而喷入过量的NH3，则将提升尾部烟道中的氨浓度，导致过多氨逃逸，同时也使SO3浓度升高。
NH3和SO3在烟气温度200-300℃时生成粘稠度很高的NH4HSO4，它是一种白色晶体，如果在SCR脱硝装置和空预器表面长期堆积将引起堵塞，导致二者压差缓慢上升，从而使引风机负荷增大，影响机组安全运行[5]。
面对该情况，在低负荷时各电厂被迫退出SCR运行，然则此举必将使NOX排放值超标，不能满足国家及地方标准的排放要求，所以若要解决这个困境只能从提升催化剂的活性，提高SCR反应效率方面考虑。
SCR反应器入口烟温是影响催化剂活性的主因，本文就如何提升入口烟温进行探讨。
1 提升SCR入口烟温方案1.1省煤器烟气旁路方案，如图a所示省煤器烟气旁路方案分：省煤器内部及外部烟气旁路方案，原理类似。
一个是在内部设挡板调节；另一个是在外部增加烟道，并设外部挡板调节烟气，在低负荷时适当开启烟气旁路挡板，使高温的旁路烟气与省煤器出口烟气混合，以提升SCR装置入口烟气温度。
该方案投资成本比较少[2]，不过此方案在提升入口烟温的同时亦减少了省煤器的吸热量，导致炉水初温度降低，且会导致排烟温度提高，从而影响锅炉效率。
1.2省煤器给水旁路方案，如图b所示在省煤器进口及出口之间增加一条旁路管道，用于低负荷时调节进入省煤器的给水量，以减少给水吸热量，提高出口烟温，然则因给水旁路的水无法吸热，将导致省煤器出口的混合水温降低。
在较高负荷下，才能确保SCR入口烟温满足催化剂的工作要求，高负荷下锅炉经济性不受影响，但在400MW负荷以下时，排烟温度升高，锅炉效率降低。
此外水侧换热系数远大于烟气侧换热系数，对烟温的调节能力有限。
1.3省煤器热水再循环方案，如图c所示亚临界锅炉炉膛后下水包与省煤器进口管道之间设有一根省煤器再循环管，管道上配有一只省煤器再循环阀（电动截止阀）及再循环泵。
以此来提升省煤器入口水温，从而减少烟气经过省煤器后的热损耗，进而使省煤器的出口烟气温度升高。
缺点在于，低负荷下锅炉排烟温度升高，热损失增加，锅炉效率降低，同时因增加了再循环，进入水冷壁的水量相对减少，会有超温风险。
2 省煤器分级改造实现低负荷脱硝的案例分析2.1 案例概况珠海发电厂1号机为700MW亚临界燃煤发电机组、采用三菱重工MB-FRR辐射式一次再热、四角单切圆燃烧、强制循环锅炉，采用单炉膛、倒U型露天布置。
锅炉设计燃用国产煤或进口煤，燃烧器四角布置，制粉系统为直吹式，配6台三菱立式MVM25RL型磨煤机，BMCR工况五运一备。
过热器系统由一级过热器、二级过热器和三级过热器组成，装有二级喷水减温装置；再热器系统由墙式再热器和高温再热器组成，装有一级喷水减温装置来调节再热蒸汽温度，也可以通过调整燃烧器摆角来调节再热蒸汽温度。
1 号锅炉前期进行了低氮燃烧器改造及选择性催化还原脱硝（SCR）改造。
全套的烟气脱硝SCR装置由中电投远达工程环保有限公司提供，SCR装置采用单炉体双SCR结构体布置在省煤器的下游、空气预热器的上游，属于高灰型SCR布置方式。
一般情况下，机组负荷在500MW以上时，SCR反应器入口烟温范围为320℃-400℃，可以正常投入SCR反应器，脱硝效果显著。
然而在50%ECR工况下，1号锅炉SCR入口烟温（相当于省煤器出口烟温）为292.55℃，低于SCR反应器的最低工作温度308℃。
而在250MW工况运行时，SCR入口烟温更低，仅276.17℃，如下表1所示由上表可见原有烟气系统在锅炉低负荷时，省煤器出口烟温不能满足SCR装置最低连续喷氨温度的要求。
为尽可能控制NOX排放，该厂之前在做过氨逃逸分析研究后，已将脱硝系统喷氨投运最低温度定值已由308℃调整为290℃，脱硝喷氨退出时，机组负荷约在350～370MW左右。
然而仍无法满足低负荷时的脱硝控制需求，故仍需对原有尾部烟道烟气汽水系统进行改造，以保证250MW工况及以上负荷SCR入口的烟气温度满足喷氨要求，且700MW工况及以下负荷SCR入口的烟气温度达到400℃以下。
2.2 改造情况通过调研、对比分析，考虑到既要使烟气在经过省煤器时仍能保有足够的热量，以满足SCR对其入口烟温的需求，又不至于使排烟温度升高，降低锅炉热效率，所以珠海发电厂1号锅炉选用了省煤器分级改造方案。
原省煤器要拆除的部分，从空间上考虑选定于烟气下游，拆除面积约6930m2。
用新散管将原省煤器的每根管的两个切口接上。
原有省煤器的炉管规格：φ42.7×4.7mm，材质为SA210C，增加的新散管规格为φ42×5mm，材质为SA210C。
原省煤器的中间检修空间处各根管（垂直段）切开，并分别接入长455mm的管，这样原有省煤器的中间检修空间增高455mm，予以方便今后的检修工作。
455mm长新直管规格为φ42×5mm，材质为SA210C。
原有省煤器上部及其进口联箱不变。
新增分级省煤器分为2组（A、B侧），分别布置在SCR反应器后的2个（A、B侧SCR反应器最底层，即SCR预留层）烟道中。
新的分级省煤器为H型鳍片省煤器。
H型鳍片省煤器，换热面积为19500m2。
增加的分级省煤器蛇形管的规格为φ44×5mm，材质为SA210C。
分级省煤器管排顺列布置，横向节距为110mm，纵向节距为100mm。
新增加的H型鳍片省煤器，采用悬吊方式吊在SCR下部催化剂支撑钢结构上。
原主给水管道在省煤器进口电动闸阀后直段给水管进行切割，并用新给水管道连接到分级省煤器进口联箱。
两侧的分级省煤器出口联箱经管道连接到炉后，通过三通管汇合成一路管道连接至原省煤器进口联箱。
如图（f）、（g）所示2.4改造后运行情况从上表可以看出，改造前后空预器入口温度即省煤器与SCR的总出口温度有所下降，相差在10℃以内，从锅炉效率对比可以看出对锅炉运行经济型基本没有影响。
省煤分级器改造后，SCR入口烟温有了明显的提升，各负荷段的温度都在300℃以上，400℃以下。
该厂研究证明：SCR装置入口烟温在300℃以上投入氨气运行时，所测得的氨逃逸值很低，对下游设备影响不大，满足喷氨要求，达到了正常运行中全负荷投入SCR脱硝装置的目的。
运行中分级省煤器受热面未发生泄漏，烟气温度、汽水参数稳定，显示其换热性能良好。
省煤器分级改造后，珠海发电厂对1号锅炉进行了678MW和300MW负荷下的脱硝率及氨逃逸测试。
结果如下表3所示上表看出在相对高负荷及低负荷段，SCR脱硝装置都能达到较高的脱硝效率，出口NOx浓度都在50mg/Nm3以下，氨逃逸浓度（折算至6%O2）也均满足不超过 3μL/L的标准，同时还存在适当降低脱硝率以减少氨逃逸的裕度，说明此次改造成效显著达到预期目的。
3 结语对于以提高SCR脱硝装置入口烟温增加SCR的投运率为目的的改造来说，实现方法有多样各有优缺点，各个电厂可以根据自身实际情况进行选择。
珠海发电厂1号机组省煤器的分级改造方案，证明了该技术可以明显提升低负荷时的SCR入口烟温，增加脱硝装置投运率。
同时因为增大了省煤器的面积，所以空预器的入口烟温有所下降，理论上排烟温度亦会降低，从而提升锅炉热效率，但此次改造后出现了锅炉效率略有下降的情况，可能存在其他原因，需要后期进行效率试验来查找。
从总体上看该方案改造合理切实可行，运行中各参数控制比较理想，值得类似机组参考借鉴。
参考文献：[1] GB13223-2011，火电厂大气污染物排放标准[S]．北京：中国标准出版社，2011．[2] 李德波，曾庭华，廖永进等. 600 MW 电站锅炉SCR脱硝系统全负荷投运改造方案研究与工程实践[J]. 广东电力，2016，29（6）：12-17.[3] 鲁芬，问树荣，冯润富等，某600 MW机组锅炉换热面分级及烟气流场优化[J].《热力发电》，2018-06-04 1[4] 齐玄，齐继玄. 浅议燃煤机组低负荷脱硝改造方案[J]. 能源与节能，2016，01（124）：118-119[5] 钟礼金. 700MW燃煤锅炉机组脱硝改造策略研究[J]. 广东电力，2012，07[6] 余岳溪；廖永进；范军辉等. 增设零号高压加热器控制SCR脱硝烟温对机组经济性影响的计算研究[J]. 广东电力，2016，09。