600MW机组宽工况脱硝改造分析

针对低负荷时SCR入口烟温低脱硝退出问题,对比了提高SCR入口烟温的3种方法,提出1号机组分级省煤器改造方案,对改造效果及安全经济性进行分析,认为省煤器分级改造可实现最低稳燃负荷至满负荷较宽工况脱硝,运行可靠,减排效果明显,投资回收周期短。     

某600 MW机组锅炉换热面分级及烟气流场优化

燃煤机组锅炉低负荷运行时,易出现脱硝系统入口烟温偏低导致选择性催化还原反应(SCR)烟气脱硝系统无法正常投运,以及一次风温低、制粉系统干燥出力不足等问题。本文以某600 MW燃煤机组为例,提出了综合改造方案即割除部分水平低温过热器及高温省煤器换热面积,增加SCR脱硝系统后换热面,优化管式空气预热器(空预器)入口烟气流场。实施改造后,300 MW负荷下,管式空预器中出口一次风温提高26℃,SCR脱硝系统入口烟温提高28℃,制粉系统干燥出力提高,脱硝装置适应低负荷调峰能力增强。该技术的成功应用为同类型机组实施技术改造提供了思路。     

宽负荷SCR脱硝系统的全负荷拓展技术探索

为了实现选择性催化还原(SCR)脱硝系统全负荷运行,减少环境污染,机组启动过程中使用宽负荷SCR脱硝系统进行全负荷脱硝系统试验:通过锅水循环泵(简称锅水泵)流量调节阀和锅水泵出水调节阀控制省煤器再循环流量,同时通过省煤器水旁路调节阀控制省煤器旁路流量,在保证设备、系统安全的前提下,减少了启动过程中省煤器的吸热量,提高了SCR脱硝反应器入口烟温,使得并网前SCR脱硝反应器入口烟温达到脱硝催化剂最低温度要求,从而投入SCR脱硝系统运行。     

宽负荷脱硝改造技术在650 MW机组深度调峰中的应用

国家环保政策对燃煤机组的要求越来越高,燃煤电厂深度调峰的要求也越来越严,当机组启停或以低于50%BMCR负荷运行时,锅炉尾部烟道烟气温度不符合SCR投运要求,致使无法实现机组全负荷工况投运脱硝,直接影响NOx排放值。针对某电厂650 MW机组在锅炉低负荷工况时脱硝入口烟温偏低,无法满足脱硝装置投运要求,及自身锅炉换热系统特点,从技术特性、安全性、经济性分析各种方案优缺点,比选出分级省煤器改造方案。改造后,锅炉低负荷烟温提升20℃以上,在满足深度调峰机组负荷40%BMCR以上时,脱硝系统SCR反应器进口烟温均满足催化剂规定的安全运行温度,SCR装置运行稳定,有效地延长了催化剂使用寿命,满足了NOx排放标准,同时对锅炉效率影响较小。     

提高催化剂反应效率的烟温协调优化控制

为了降低氨逃逸率和缓解空预器堵灰问题,选取某300 MW机组为研究对象,设计研究了4种不同的烟温控制方案和选择性催化还原(SCR)省煤器。锅炉热力计算结果表明,高温烟气旁路与SCR省煤器联合布置,旁路烟气份额最大20%,SCR省煤器的面积为原省煤器面积的40%,在最低烟温工况下,SCR入口烟温可调节达到接近340℃;在最高烟温工况下,SCR入口烟温不需调节,排烟温度可降低6.1℃。基本能够完全实现全运行工况下SCR入口烟温在340℃以上的催化剂高效运行需求,排烟温度在更小更优化的范围内变化。假设全年平均负荷为75%,则近似平均排烟温度下降5.2℃,发电煤耗降低接近1 g/(kW?h)。     

省煤器分级技术改造与性能评价

为提高低负荷工况SCR脱硝装置入口烟气温度,某电厂对其600 MW超临界锅炉进行了省煤器分级技术改造,并通过性能考核对改造结果进行了综合评价。改造后低负荷工况时SCR脱硝装置入口烟气温度提高到300℃以上,满负荷工况时不高于400℃,保证了SCR脱硝装置的持续稳定投运,且未降低锅炉效率,为同类机组SCR脱硝装置低负荷脱硝技术改造提供借鉴和参考。     

330 MW机组SCR脱硝系统灵活性优化改造技术研究

以某330 MW机组SCR脱硝系统为研究对象,为了适应机组深度灵活性调峰,开展SCR脱硝系统优化改造技术研究。结合煤中的硫分和水分,机组负荷降低至30%THA工况时,为了满足脱硝系统能够正常运行,脱硝入口烟气温度需提高18℃,从技术安全性、可靠性和经济性等方面分析比较省煤器烟气旁路、省煤器分级、省煤器给水旁路、省煤器热水再循环和增设零号高加等提升脱硝系统低负荷时烟气温度技术,确定省煤器水旁路为最佳改造方案,为同类型机组脱硝系统改造提供参考依据。     

火电厂并网脱硝和低负荷脱硝的技术现状

随着国家对火电厂大气污染物排放标准越来越严格,需要在保证机组安全和脱硝催化剂使用寿命的前提下,实现机组并网前投运SCR脱硝,同时实现机组深度调峰投运SCR脱硝.文中对并网前投运SCR脱硝及深度调峰时投运SCR脱硝的技术路线进行了介绍.机组并网前投运SCR脱硝的技术路线有降低最低连续喷氨温度、优化启动配煤、提高锅炉水侧温度、提高锅炉烟温、提高锅炉蒸汽侧温度.机组深度调峰投运SCR脱硝系统的技术路线有烟气侧调温旁路、省煤器水侧旁路、省煤器分级布置、增设0号高加、回热抽汽补充给水、省煤器热水再循环.     

全负荷脱硝在捷制500MW机组锅炉上的设计应用

为响应国家提出的深度调峰号召，神头二电厂#1机组拟实现25%及以上负荷脱硝装置正常投运，各项环保指标在国家要求烟气排放指标内，将脱硝入口烟温提高到300℃以上。针对亚临界低倍率复合循环锅炉的水循环特点，利用热水再循环技术实现全负荷时段脱硝设备入口烟气温度满足投运要求，达到排放指标。测试运行结果证明，系统设计1号机组省煤器新增复合热水再循环系统改造工程实施后脱硝入口烟温升效果明显，运行试验机组在25%额定负荷及以上负荷，脱硝入口烟温均可保持在300℃以上，同时省煤器出口水温低于饱和温度并有很大的裕度。     

300 MW机组锅炉尾部受热面的改造

某发电厂300 MW亚临界机组锅炉低氮燃烧器改造后,存在主/再热蒸汽温度超温频繁、过热器减温水量大、SCR脱硝装置入口烟温高等问题。通过减少锅炉部分低温过热器、增加1组光管省煤器的尾部烟道受热面改造,彻底解决了上述问题,提高了机组运行的安全性和经济性,取得了良好的节能降耗效果。     

锅炉省煤器烟气旁路改造引发问题分析及对策

阐述了某公司为保证2台300 MW机组脱硝系统能够在机组安全情况下全负荷投运,对锅炉省煤器进行加装旁路烟道来提高SCR反应器入口烟温的改造;改造后的机组出现了空预器差压增大的问题。针对此问题,从系统运行调整、设备运行状况等方面入手进行分析,提出调整建议和改造措施,有效控制了空预器差压,保证了机组的安全运行。     

1000MW机组深度调峰锅炉全负荷脱硝优化改造技术研究

以某1000 MW机组SCR脱硝系统为研究对象,为了适应机组深度调峰,机组并网运行后即投脱硝的要求,SCR系统需进行优化改造提升脱硝系统进口烟气温度。机组并网负荷约150 MW,结合机组并网后运行特性,烟气温度最低点出现在锅炉干湿态转换时,即250 MW负荷点附近。结合煤中的硫分和水分,机组负荷降低至25%THA工况左右时,为了满足脱硝系统能够正常运行,脱硝入口烟气温度需提高约27℃,从技术安全性、可靠性和经济性等方面分析比较省煤器烟气旁路、省煤器分级、省煤器给水旁路、省煤器热水再循环和省煤器复合热水再循环等提升脱硝系统进口烟气温度技术,确定省煤器复合热水再循环为最佳改造方案。     

燃煤电厂脱硝和省煤器自动控制优化

介绍华能临沂电厂5号机组脱硝SCR及低低温省煤器改造基本工艺,并对脱硝改造中氨气流量的自动控制策略和低低温省煤器改造中混水温度、出口烟温的自动控制策略进行论述。根据实际情况,提出以带前馈作用的单回路控制的优化控制策略,解决了脱硝及低低温省煤器中控制对象存在大惯性、大扰动难以控制的问题。     

燃煤机组低负荷运行SCR烟气脱硝系统应对措施

针对燃煤电站机组低负荷运行过程中,省煤器出口烟气温度过低,无法满足选择性催化还原(SCR)催化剂投运温度要求的问题,本文以某超临界600 MW燃煤机组为研究对象,分别进行省煤器给水旁路、省煤器烟气旁路以及省煤器分级布置3种改造。锅炉热力计算结果显示:机组在50%额定负荷工况下,采用省煤器分级布置改造方案,当SCR反应器前省煤器受热面积份额为83%,SCR反应器后省煤器受热面积份额为17%时,SCR反应器入口烟气温度可达320℃,满足催化剂投运要求,且锅炉热效率维持在94.69%,该方案改造效果最佳。     

300MW机组SCR系统低负荷运行能力提升策略

热电厂脱硝SCR烟气系统运行过程中,经常出现中、低负荷下SCR反应器入口烟温低于催化剂的最佳反应温度,导致SCR反应器运行效率偏低,严重影响锅炉的脱硝效率、排放浓度和氨逃逸率,还会引起空预器的堵灰问题。通过对锅炉烟风系统进行省煤器外烟气旁路改造,实现了在锅炉低负荷工况下,SCR系统正常稳定工作。     

电站锅炉SCR脱硝旁路烟道改造数值模拟及应用

某电厂在机组低负荷运行时,SCR脱硝装置入口烟温低于脱硝反应最低温度,导致SCR无法正常运行。采取了在锅炉转向室后抽出高温烟气,与低温烟气进行混合,提高SCR入口烟气温度的技术改造措施。通过数值模拟及试验,研究了旁路烟道布置方式对混合后烟气温度分布的影响以及改造前后锅炉效率、烟温分布变化的情况。     

现役燃煤机组全工况脱硝技术比较

燃煤机组低负荷调峰运行时,从省煤器出口进入SCR(selective catalytic reduction)脱硝装置的烟气温度偏低,偏离了脱硝催化剂的温度窗口,造成脱硝效率低,甚至脱硝系统无法正常投入,导致氮氧化物排放浓度超标,成了制约机组的深度调峰能力主要因素。文中介绍了几种实现燃煤机组NOx全工况达标排放的SCR入口烟气温度提升技术,包括省煤器烟气旁路、省煤器分级、省煤器水侧旁路、弹性回热、热水再循环、省煤器分隔烟道、烟气补燃等,并就各自的技术特点进行了对比分析,为电厂开展全工况脱硝改造提供参考。     

可调节回热抽汽技术在大型火电机组上的应用

针对现役机组省煤器出口烟温高,不能满足脱硝改造、锅炉效率偏低的问题,打破机炉系统各自调节的思路,按照热力系统优化的设想,通过调节抽汽来调节给水温度,然后传递到烟温调节。该改造思路实施后,解决了省煤器出口烟温高、无法实施脱硝改造问题,降低了锅炉排烟温度、提高了锅炉效率,同时兼顾了高压省煤器增容后出现的高负荷下炉水入口欠焓不足的问题。     

燃煤锅炉全负荷脱硝技术的研究及应用

燃煤锅炉在低负荷时,若脱硝入口烟温低于脱硝催化剂正常工作温度窗口,会导致脱硝系统退出运行,为解决这一问题,各发电厂纷纷开展脱硝烟温提升改造。改造后,基本实现机组正常调峰负荷内脱硝不退出,但是机组启动和停机过程仍然无法实现全负荷段脱硝投入。针对以上问题,研究了机组启、停机操作过程的烟温提升技术,并应用于某发电厂启、停机过程中,实现了脱硝全负荷投入运行,为燃煤锅炉实现全负荷脱硝投入提供参考。     

600MW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

针对某600 MW燃煤电厂低负荷时催化还原法(selective catalytic reduction,SCR)脱硝系统无法投运的现状,提供了3种脱硝系统全负荷投运改造方案,同时进行相应的锅炉热力计算及方案对比,表明采用省煤器分级为最佳的改造方案并完成了现场改造实施。从SCR入口烟温和锅炉效率两方面,对改造后效果进行分析,表明采用省煤器分级改造取得了较好的工程效果。