【SCR脱硝调研案例】全负荷脱硝技术浅析-undefined

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目前，国内火力发电厂广泛采用SCR（选择性催化还原法）控制NOx的排放。不同的催化剂适宜的反应温度不同，而且脱硝装置的进口烟气温度随锅炉负荷变化而变化。当锅炉负荷降到机组负荷50%～60%时，反应器放口温度较低，一方面催化剂活性会比较低，另外一方面，还原剂氨与烟气中的SO3反应生成硫酸氢氨会沉积在催化剂上，进一步降低催化剂的活性，甚至造成催化剂不可逆的活性降低。目前，国内外SCR系统大多采用高温催化剂，反应温度区间为320℃～420℃，因此有必要对现有的部分SCR入口烟温不满足条件的脱硝装置进行改进，使其能够对进入脱硝反应器的烟气进行温度控制，使烟气进入温度保持在催化剂的反应温度区间内，保证锅炉在全负荷区间内实现氮氧化物的达标排放，同时提高脱硝催化剂的使用寿命。

1、火电机组低负荷时SCR入口烟温情况调研

通过现场调研、调查问卷的方式，主要对中电投集团内典型火电厂（机组装机包括300MW级、600MW级、1000MW级；锅炉主要为煤粉炉，煤种包括贫煤、烟煤、无烟煤、褐煤；燃烧方式包括四角切圆、W型火焰、前后期对冲燃烧；位置包括东北、西北、中部、华北、东部、西南。）低负荷时SCR入口烟温情况进行了调研。

2、SCR脱硝装置全负荷运行改造技术

SCR系统设置最低运行温度目的是使进入SCR反应器的烟气温度维持在氨盐沉积温度之上，以防止生成硫酸氢铵堵塞催化剂孔隙，降低催化剂活性。要实现SCR脱硝装置全负荷运行，技术路线有2条：1、使烟温适应脱硝系统，需要改造锅炉热力系统或烟气系统对烟温进行控制；2、使催化剂适应烟温，采用低温催化剂同时脱除烟气三氧化硫。目前低温催化剂及三氧化硫脱除技术尚处于研发阶段，没有相关应用业绩，因此本文主要介绍技术路线1。

提升脱硝装置入口烟温目前主要有以下5种方案，即：省煤器分级、加热省煤器给水、省煤器烟气旁路、省煤器水旁路、省煤器分隔烟道。下面对5种方案及其优缺点、适用范围等进行简单介绍。

（一）省煤器分级

省煤器分级即将原单级布置省煤器分成两级布置，一级布置在SCR反应器的入口，另一级布置在SCR反应器出口，在不升高预热器入口烟气温度的前提下提高SCR反应器的入口烟气温度。

优点：不增加控制系统，不改变整个热力系统的热力分配和运行、调节方式，不提高排烟温度，不降低锅炉热效率。

缺点：投资成本高、施工难度大、改造工期长，不适合老机组改造；催化剂运行温度提高，在满负荷运行时存在催化剂烧结风险。

（二）加热省煤器给水

通过抽取蒸汽加热或者其他方式加热省煤器给水，减少省煤器烟气-水的传热温差来减少烟气-水的换热，提高省煤器出口烟温。需要对锅炉蒸汽和给水管道实施改造，增设临时增压系统。

优点：改造工期短，施工简单。

缺点：增加升温控制系统；烟气温度提升有限；排烟温度提高，锅炉热效率降低。

外高桥第一电厂机组采用炉水加热省煤器给水，机组40%负荷时SCR烟气温度提升约30℃。

延伸阅读：

燃煤电厂脱硝催化剂再生技术简介及市场分析

2015年中国脱硝催化剂行业市场现状分析及展望

原标题：全负荷脱硝技术浅析

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