SCR系统在机组低负荷下运行的新措施

北极星环保网讯:在低负荷下SCR系统如何有效运行，燃煤电厂必须加以解决。目前现有的解决措施都存在一定的问题。本文提出了用蒸汽喷射增压装置提高低负荷下锅炉给水温度，而使省煤器出口烟气温度不低于SCR系统催化剂投入的温度。文中介绍了蒸汽喷射增压装置的原理和运行方式，并进行了技术经济分析。

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。如果想办法使锅炉给水温度不降低，则可让省煤器出口烟气温度不降低。

按照“弹性回热系统”的理念，在低负荷时使1#高加抽汽压力升高，在高负荷时不升高，使锅炉给水温度不低于某个规定值。

1. 蒸汽喷射增压装置的原理

蒸汽喷射增压系统是利用锅炉新蒸汽作为驱动蒸汽，引射1#高加抽汽，两者混合，出口蒸汽压力可以将锅炉给水温度加热到使省煤器出口温度不低于310℃。蒸汽喷射增压装置的系统图如下：

蒸汽喷射增压系统是由蒸汽喷射器和出口压力自动控制系统组成。驱动蒸汽经过特制针型调节阀进入蒸汽喷射器的喷嘴，膨胀升速和吸入的1#高加抽汽混合升压。

2.蒸汽喷射增压装置的运行和控制

蒸汽喷射增压装置允许负荷变化率30—100%，为了保证适应负荷变化率大，采用多喷嘴结构。蒸汽喷射装置出口压力自动控制，出口压力波动不超过±0.05Mpa。上述性能指标完全满足保证SCR投入正常运行的条件。

蒸汽喷射增压装置出口蒸汽压力是通过压力变送器和针型调节阀控制驱动蒸汽流量实现的。压力变送器将4—20mA的电流讯号传送到DCS系统，DCS系统输出4—20mA讯号，控制针型调节阀开启，改变进入的驱动蒸汽量，以保持出口压力稳定。

延伸阅读：

河源电厂SCR脱硝系统在低负荷工况下的运行与调整

关于SCR脱硝系统低负荷运行技术改造方案探讨

深度分析火电灵活性改造形势下的低负荷脱硝技术选择