全负荷脱销专题解读

全负荷投入脱硝专题1 全负荷脱硝技术所谓全负荷脱硝技术，通常是指当机组在低负荷运行时，采用相应的技术手段以提高SCR装置入口烟温，以避免烟温降至催化剂允许投入的最低温度，导致SCR脱硝装置被迫停止喷氨，造成脱硝装置停运。

另外一层含义是设法提高SCR脱硝系统的运行可靠性，以提高整个系统的可用率。

脱硝装置全负荷运行的优点如下：1）降低污染物的排放：脱硝装置在全负荷情况下投运不仅减少了污染物的排放，而且是电厂环保的未来发展方向之一。

2）延长催化剂的使用寿命：脱硝装置在全负荷情况下投运，即只要烟气通反应器（催化剂），脱硝装置就在运行。

众所周知，催化剂化学寿命一般从烟气接触催化剂时计起，而烟气中的烟尘、重金属、碱性物质等对催化剂寿命的危害极大。

而普通机组由于在低负荷情况下无法投运脱硝装置，但此时催化剂化学寿命还在不断减少。

因此，当脱硝装置在全负荷情况下投运时，相当于变相增加了催化剂的化学寿命。

3）脱硝装置在全负荷情况下投运，即减少了因进口温度过低导致的系统停运，有利于脱硝装置的长期稳定运行。

根据业内的通常做法，本报告定义全负荷脱硝为最低稳燃负荷~100%BMCR。

2 主要技术手段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。

调整反应的温度是达到全负荷脱硝的有效措施。

脱硝装置的进口烟气温度需满足脱硝的温度窗口。

根据已投运脱硝装置的技术数据，催化剂的活性温度范围为315~420℃。

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。

浅谈650MW超临界机组全负荷脱硝技术的的应用关键词：全负荷脱硝超低排放脱硝技术随着社会发展，工业排放对环境产生的影响日趋严重，随着电厂逐步超低排放改造，污染物排放水平大幅降低，为环保事业做出了较大贡献，尤其是脱硝技术的应用，大大降低了NOX排放量。

但目前脱硝系统运行中存在一些问题，脱硝催化剂运行温度直接影响脱硝效果，锅炉低烟温运行阶段被迫退出运行，不能满足全负荷段环保排放要求，全负荷脱硝技术的应用已经迫在眉睫。

2016-2017年我厂三台机组均进行了省煤器烟气旁路改造，配合运行参数调整，在实际使用中，实现了机组全负荷脱硝。

关键词:超低排放,催化剂,运行温度,省煤器,烟气旁路,全负荷脱硝1概述保证燃煤锅炉全时段、全负荷的氮氧化物达标排是火电厂电灵活性改造的主要组成部分，目前电站锅炉的脱硝装置多选用选择性催化还原类，采用的催化剂通常工作温度范围在300~400℃之间。

超过温度范围催化剂将不能发挥应有的作用，由于催化剂效率低，导致NH3逃逸率高，生产硫酸氢氨，导致空预器甚至催化剂堵塞。

华润电力（常熟）有限公司自2015年~2017年相继对3台650MW机组进行省煤器烟气旁路改造，以期实现机组的全负荷段脱硝，降低NOX排放。

2脱硝系统运行要求脱硝入口烟气温度控制目的主要是为了防止氨盐沉积、防止催化剂烧损失效、保证催化剂活性、减少NH3的逃逸等。

脱硝反应器入口烟温低时，NH3与SO3在相对低温下形成粘性杂质氨盐覆盖催化剂表面导致其失效。

同时NH3的逃逸会在空气预热器处与SO3形成硫酸氢氨，硫酸氢氨在不同的温度下分别呈现气态、液态、颗粒状。

气态或颗粒状硫酸氢氨会随着烟气流经预热器，不会对预热器产生影响。

但液态硫酸氢氨捕捉飞灰能力极强，会与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于预热器传热元件上形成融盐状的积灰，造成预热器的腐蚀、堵灰等，进而影响预热器的换热及机组的正常运行。

脱硝反应器入口烟温太高时，达到催化剂的烧蚀温度，则容易使催化剂烧损失效。

实现机组全负荷脱硝的分析与建议前言现阶段启机过程中为实现并网后便可将脱硝系统投入运行从而达到NOX排放达标，面临的主要问题在于如何提高脱硝反应器进、出口烟温达到290℃。

就解决此问题，通过以往不同启机状态以及启机过程中的主要阶段节点展开讨论与分析：1、温态启机过程中的主要阶段节点注意事项：当接到启机指令后：1.1、当锅炉无水时，需要进行锅炉上水，此时由于锅炉内部水冷壁温度多数大于200℃，此时上水前应及时将辅汽至除氧器加热暖管并投入，提高除氧器水箱温度，使得锅炉上水时与水冷壁的温差较小。

给锅炉上水时给水可以经高加旁路上水至锅炉，待邻机加热投入后再切至高加主路，这样可以避免将高加主路中的冷水送至锅炉从而降低水冷壁温。

1.2、当上水完成、炉循泵启动水质达到之后，及时启动炉循泵。

在邻机加热未投入前，尽量减小炉循泵出口BR阀开度，避免将大量温度低的给水在水冷壁内大量扰动导致水冷壁温下降较快，从而导致炉内蓄热量降低。

若分离器取样水质较差，可开大BR阀至80%，尽可能增加炉水循环量，而后开大WDC阀将冲洗的炉水排出，达到冲洗效果，此后在等待下一次炉水水质化验报告的30min期间，在保证给水温度不骤降的前提下，逐步开给水旁路进行小流量上水，而非一下子开大给水旁路调阀让更多的冷水涌入炉内导致省煤器璧温骤降。

1.3、当邻机加热投入后，逐步增大邻机加热供热量，最佳理想状态是通过邻机加热便实现锅炉热态冲洗合格的目标。

目前温态启机从得到启机指令到机组并网通常需要16h左右，从以往启机过程来看，水冷壁出口混合集箱温度达到热态冲洗要求的190℃大都在点火之后，因此邻机加热应尽可能早投入运行。

1.4、当锅炉点火、热态冲洗合格，升温升压期间：炉膛总风量最低1100T/H。

在并网前应保持最小风量运行，不应增加过多风量，导致炉膛内的过多的热量被带走。

在升温升压期间，前期在省煤器入口烟温未上升到大于给水温度之前，给水温度的提升仍能起到加热流经省煤器处烟温的作用，达到提高SCR入口烟温的效果。

SCR脱硝全负荷技术浅析摘要：随着我国经济的飞速发展，能源消耗逐年增加，随之而来环境问题日益凸显。

目前国内采用低氮排放控制技术的燃煤机组在额定工况下基本能满足排放要求，但在低负荷时，由于SCR入口烟温低于催化剂正常工作温度窗口而导致脱硝系统无法投运，针对这一问题的主要对策有增加省煤器旁路、提高锅炉给水温度以及开发宽温度窗口SCR脱硝催化剂。

鉴于此，本文主要分析SCR脱硝全负荷技术。

关键词：电站锅炉；SCR脱硝装置；全负荷技术常规电站锅炉，在整个锅炉烟气流程中，空气预热器之前的最后一级锅炉受热面为省煤器，目的是降低预热器进口烟温，节省燃煤消耗量。

SCR脱硝装置布置在省煤器和预热器之间。

目前电站锅炉的脱硝装置均为选择性催化还原类，采用的催化剂通常工作温度范围在300~400℃之间。

超过温度范围催化剂将不能发挥应有的作用。

常规锅炉设计中，会存在如下问题：在机组负荷较高时，脱硝装置进口烟温正好在催化剂正常运行范围；而在机组负荷较低时，脱硝装置进口烟温气温度较低，低于催化剂的正常使用温度。

若在低负荷时将脱硝装置进口的设计烟温提高到满足催化剂的要求，则在高负荷时烟温会更高，引起排烟温度高，锅炉效率低，煤耗量大。

因此，一般情况下都按在高负荷时满足较低的排烟温度来进行设计，这将致使电厂在低负荷时只能将脱硝装置解列运行。

这已不适应最新的电厂氮氧化物排放化指标的要求。

要实现SCR脱硝装置全负荷运行，技术改造路线有两个：1、让催化剂适应锅炉烟温，采用低温催化剂替代现有催化剂；2、让锅炉烟温适应催化剂，改造锅炉省煤器及烟风系统等。

因烟气低温SCR催化技术尚不成熟，没有应用于工程实践的低温脱硝催化剂剂，因此目前只能采用技术2。

采用技术路线2，提高脱硝装置SCR入口处烟气温度，一共有两种方案供选择，即：设置给水旁路和设置烟气旁路。

下面对这两种方案及其优缺点进行简单的介绍：一、给水旁路图1在省煤器进口集箱以前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，直接引至下降管，减少给水在省煤器中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。

全负荷脱硝技术浅析
摘要：国内火电机组普通负荷率不高，机组长期处于低负荷运行。

当机组负荷较低时，脱硝装置入口烟气温度可能低于催化剂的正常使用温度，导致SCR脱硝系统无法运行，造成排污超标等环保问题。

本文介绍了目前国内主流的几种全负荷脱硝技术方案。

关键词：低负荷；SCR；催化剂；全负荷脱硝方案
0 引言
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。

全负荷SCR 脱硝技术分析及研究引言随着工业化程度和人口数量的不断增加，环保成为了全球关注的焦点。

在工业生产过程中，NOx（氮氧化物）等废气的排放一直是企业面临的环保问题。

脱硝技术因其高效、安全、环保等优点逐渐成为解决大气污染的主流技术之一。

全负荷SCR（Selective Catalytic Reduction）脱硝技术，是目前较为先进的脱硝技术之一。

本文从该技术的原理、应用、优缺点等方面进行详细分析和研究。

原理介绍SCR脱硝技术，是一种在催化剂的作用下，将NH3和NOx发生化学反应，将NOx转化为氮气和水的技术。

该技术主要应用在火电、石化、冶金等工业领域，可以有效减少大气中的NOx排放，降低氮肥制造的成本，同时也可以使工业企业更好的符合环孢要求。

应用情况目前，全负荷SCR技术广泛应用于电力、钢铁、化工等各领域。

下面分别从不同领域进行介绍。

电力电力工业是全负荷SCR技术的重点应用领域之一。

据了解，在电力工业中，SCR技术主要用于燃煤电厂、燃气联合循环发电等，以减少废气排放。

该技术可以大幅降低NOx的排放量，从而有效减少大气污染物，并符合环保要求。

钢铁SCR技术在钢铁工业中运用比较广泛，主要是钢铁行业的烧结炉、转炉、焦炉等设备，这些设备在工作过程中都会产生大量的废气。

应用全负荷SCR技术可以降低这些设备产生的废气中的NOx排放。

化工在化工领域，SCR技术也是比较常见的一种技术。

通过使用全负荷SCR技术，可以减少合成氨、硝酸等化工领域中产生的一些废气中的NOx排放，降低空气中的污染程度。

优缺点分析优点全负荷SCR技术相比于其它脱硝技术有着更为优越的性能。

首先，全负荷SCR技术可以在高温下进行脱硝，可以有效减少高温下的NOx 的排放，降低氮肥制造中的成本。

其次，全负荷SCR技术不仅可以在全负荷运行时进行脱硝，同时也可以在弱负荷和负载上升时进行脱硝，这就可以更好的保证了机组的效率。

最后，全负荷SCR技术可以在周期性负载下进行自适应调整，以最佳方式进行脱硝，降低化学材料使用的成本。

哈锅专题说明22：锅炉全负荷脱硝说明哈锅为本项目提供的锅炉尾部竖井为双烟道布置，前烟道布置低温再热器、后烟道布置低温过热器及省煤器，双烟道出口布置有调温挡板调节汽温。

考虑到锅炉运行工况在35%BMCR 工况到100%BMCR工况下脱硝装置可以安全投运，脱硝入口必须保证烟气温度在300-420℃之间，必须采取相应的措施提高低负荷下烟气温度在300℃以上；同时考虑到机组运行的经济性，根据现有的布置方案及尾部烟气温度分布情况，本工程主要采用省煤器分组布置提高低负荷下脱硝入口烟气温度，同时根据燃用煤种降低预热器入口烟气温度提高机组的经济效益。

省煤器分组布置方式是将尾部烟道中的部分省煤器移植到脱硝装置出口，提高了脱硝装置入口的烟气温度，保证脱硝装置在全负荷下均可运行，同时适当的降低预热器入口烟气温度，提高机组的经济性。

1）主要流程按照省煤器分组进行布置，省煤器将被分为两组，即一级省煤器和二级省煤器。

一级省煤器：一级省煤器布置在脱硝出口，经给水管道引至一级省煤器入口集箱，通过蛇形管换热后被送往出口集箱，出口集箱的给水通过一级省煤器出口集箱引至二级省煤器进口集箱。

二级省煤器：二级省煤器布置尾部烟道竖井后烟道，低温过热器下方。

二级省煤器流程与原布置流程相同，即省煤器蛇形管在尾部受热面后引至出口集箱，出口集箱通过连接管送至水冷壁分配集箱。

省煤器分级布置示意图如下：省煤器分组布置巴威全负荷脱硝专题本工程进入脱硝装置的烟温见下表。

无需分级布置省煤器。

由于保持催化剂活性的温度一般在300-420℃，因此本工程可以满足全负荷脱硝的要求。

东方锅炉专题说明23：锅炉全负荷SCR脱硝运行的说明本项目要求实现锅炉的全负荷（通常指稳燃负荷～满负荷）脱硝，要达到这个目标，需要根据燃用煤质、机组参数、催化剂运行温度来选择相应的保证措施。

1、SCR全负荷投运的一般措施亚临界及以下机组，在高负荷时为了降低排烟温度，在低负荷时脱硝进口烟温往往满足不了要求，需要采取一些辅助技术措施来实现。

燃煤机组SCR脱硝系统全负荷脱硝控制对策近年来随着全社会用电量的下降，由于燃煤机组参与调峰，电网调度频繁启停机及低负荷运行情况越来越明显，机组启停机、低负荷运行时SCR入口烟温低于催化剂正常工作温度窗口而导致脱硝系统无法投运，针对这一问题本文主要提出燃煤机组SCR脱硝系统全负荷脱硝的控制对策来进行讨论分析，以供参考。

前言随着我国经济的飞速发展，能源消耗逐年增加，随之而来环境问题日益凸显。

国家对污染物的排放日趋严格，目前国内采用低氮排放控制技术的燃煤机组在额定工况下基本能满足排放要求，但在低负荷时，由于SCR入口烟温低于催化剂正常工作温度窗口而导致脱硝系统无法投运，因此，进行高效节能的全负荷脱销控制技术的研究对于逐步改善周围大气环境质量具有显著的经济效益和社会效益。

一全负荷SCR脱硝技术概述全负荷脱硝技术一般分为两类：一是催化剂改造为低温催化剂或宽温催化剂，使催化剂在机组启停机或机组低负荷烟温低的情况下满足催化剂运行烟温的要求。

二是提高进入脱硝反应器入口烟温。

控制机组在任意负荷下反应器中烟气温度均在320℃——420℃之间。

其工艺流程图如下：二全负荷低NOx排放控制现状目前，我国火电行业已形成以低氮燃烧和烟气脱硝相结合的技术路线。

催化剂是SCR脱硝系统的核心部件，其性能对脱硝效果有直接影响。

而烟气温度对反应速度和催化剂的反应活性及寿命有决定作用，是影响SCR脱硝效率的重要因素之一。

目前国内燃煤电站常用的SCR催化剂为中温催化剂，正常活性温度区间一般为320——400℃。

锅炉省煤器和空预器之间的烟气温度与这个温度范围接近，因此，国内燃煤电站SCR脱硝装置一般布置在锅炉省煤器和空预器之间。

SCR催化剂最佳反应温度窗口为340——380℃，入口烟温在360——380℃以下时，SCR反应效率随着温度的提高而提高，相应的氨逃逸率则逐渐降低。

三燃煤机组SCR脱硝系统全负荷脱硝控制对策3.1 增加省煤器烟气旁路对策燃煤机组SCR脱硝系统全负荷脱硝控制对策中首先可以利用到的是增加省煤器烟气旁路方法，它主要是把经过省煤器的烟气分担给旁路组织，通过给水加热后的烟气经过旁路直接进入SCR装置，从而提升了SCR反映烟气的温度值。

600MW超临界机组全负荷脱硝探讨摘要：随着超低排放后NOx排放要求日益严格，以及火电机组深度调峰工作的开展，全负荷下锅炉SCR投运问题成为影响机组安全、环保、经济运行的重要因素之一，如何使得全负荷下机组满足电网深度调峰要求，同时SCR入口烟温满足安全运行成为重要研究热点，因此本文选择超临界600MW锅炉为研究对象，对锅炉启动及超低负荷运行时NOx达标排放及深度调峰的影响进行分析探讨。

关键词：全负荷脱硝；超临界；深度调峰引言从相关技术规范或国家政策要求来看，目前已明确将燃煤机组全时段脱硝要求定义为“宽负荷脱硝”，其中的“宽负荷”指“在最低稳燃负荷及以上”，而在机组启停机阶段的要求为“启动时间原则上并网后不得超过4小时，最高可延长至8小时，停机时间为1小时”。

但由于国内大部分燃煤机组参与电网深度调峰，部分机组存在低负荷运行工况下SCR入口烟温低于MOT问题，即不能实现宽负荷脱硝；部分机组存在启停机阶段无法满足上述时间要求的问题。

由此将会带来不能享受电价补贴、超额缴纳排污费以及存在环保核查风险等问题。

随着当前煤电机组发电形势日益严峻、燃煤煤质进一步恶化以及超低排放后脱硝运行压力进一步增大，宽负荷脱硝问题将更加凸显。

因此不管是从企业守法、环保达标排放还是从争取电价、减少排污费、污染物总量减排等角度考虑，实现燃煤机组宽负荷脱硝均具有重要的意义。

1、设备概况某发电公司2×600MW超临界锅炉为某公司设计制造的超临界参数变压直流炉，一次再热、平衡通风、紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、前后墙对冲燃烧方式、全悬吊结构Π型锅炉，配有带循环泵的内置式启动系统。

采用中速磨直吹式制粉系统，采用侧煤仓布置，两炉各6台磨煤机呈镜像布置于两炉之间。

配置24只锅炉公司生产的Opti-FlowTM梅花型喷口及12只燃尽风喷口、2只侧燃尽风喷口，前后墙C、F层燃烧器靠近墙位置每侧各增加2个侧翼风喷口。

锅炉尾部设置分烟道，采用烟气调温挡板调节再热器出口汽温紧急和事故情况下采用喷水减温水（表1）。

关于火电厂全负荷脱硝技术探析张赢丹摘要：根据国家环保部的最新要求，燃煤发电机组大气污染物在达到超低排放的同时，应满足全负荷脱硝投运的要求。

本文综合论述了目前实施的低负荷脱硝改造的主要方案，分析了各方案的优缺点，指出了工程改造时应注意的问题。

关键词：全负荷脱硝；烟气旁路；再循环1.前言新《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）对氮氧化物排放浓度大幅收紧，由2003年国家排放限值为450mg/m3，降至2011年的100mg/m3。

各电厂为满足排放要求，争先恐后根据新要求进行了脱硝改造。

鉴于选择性催化还原技术SCR脱硝效率较高，运行经济可靠，因此该技术应用较为广泛。

2、全负荷脱硝技术全负荷SCR脱硝技术一般分为两类：改良催化剂和提高进入SCR烟气的温度。

改良催化剂，扩大催化剂温度适应范围，以使得低负荷时烟气温度能够满足SCR的投运要求，这一技术尚不成熟，未能在工程上应用。

目前工程上普遍应用的全负荷技术为，通过进行改造提高低负荷时的烟气温度，控制机组在任意负荷下反应器中烟气温度均在320℃～420℃之间。

[2]目前主要有两种途径：一、烟气侧改造，即提高省煤器入口烟气温度，代表技术为省煤器烟气旁路；二、水侧改造，即降低SCR反应器前省煤器给水的吸热量。

烟气侧改造方案为增加省煤器烟气旁路。

水侧改造方案主要有：省煤器采取分级布置、增加省煤器水旁路、热水再循环、增加旁路高加等。

2.1增加省煤器烟气旁路增加省煤器烟气旁路即通过抽取省煤器入口前的高温烟气与省煤器出口烟气混合，提高低负荷时SCR入口烟温。

旁路烟道出口处设置旁路烟气挡板，可通过调节旁路烟气挡板的开度来调节外旁路烟气和省煤器出口烟气的混合比例，进而达到调节SCR反应器入口烟温的目的。

图1为省煤器外部烟气旁路示意图。

图1.省煤器外部烟气旁路原理图省煤器旁路系统简单，改造方便，调节灵敏，且可以较大幅度的提高低负荷时SCR入口烟温，但增加省煤器烟气旁路可能引起如下问题：一、旁路运行时降低锅炉效率（0.5-1%），增加煤耗及热损失。