燃煤电厂SCR脱硝系统尿素热解制氨技术节能改造

针对选择性催化还原脱硝系统尿素热解制氨工艺能耗大、运行费高问题,总结提出以烟气换热器技术或尿素溶液直喷技术取代天然气/柴油燃烧器或电加热器技术,在不降低系统可靠性前提下,极大降低了脱硝还原剂制备系统运行费用。理论分析及实际改造工程性能测试数据表明,此改造项目节能效益巨大,具有可观的经济价值、环保价值。但是尿素溶液直喷技术目前无法解决氨气与烟气混合难度大、混合气体烟尘浓度高等难点,而烟气换热器技术在可靠性、成熟度方面更具优势,前者有待进一步发展。若相关电厂计划进行尿素热解脱硝技术的节能改造,须根据机组设备、场地、煤质等具体因素进行分析、计算,选择最佳的节能改造技术路线。     

SCR烟气脱硝尿素热解用炉内气气换热器技术研究

尿素作为选择性催化还原(SCR)烟气脱硝还原剂得到越来越广泛的应用,但一直存在尿素热解能耗高的问题。利用脱硝与锅炉结合的优势,提出一种利用锅炉高温烟气加热冷一次风,作为尿素热解热源的技术路线,可大大降低尿素热解工艺的能耗,真正实现节能、环保、安全的目标。     

SCR烟气脱硝尿素热解和水解技术经济性分析

尿素由于运输储存安全方便和对环境无害的特点,成为燃煤电厂SCR烟气脱硝还原剂液氨的可靠替代品。选择合适的尿素制氨技术是SCR烟气脱硝液氨改尿素工程的关键环节。通过工程建模对比分析采用尿素热解和尿素水解工艺的投资费用和运行成本,采用热力学方法分析尿素制氨系统能耗水平。结果表明：尿素水解投资略高于尿素热解,但其运行成本较低,技术经济性更优;尿素热解运行成本高的原因主要在于尿素转化率偏低,且采用高品质电能作为热源。     

火电厂烟气SCR脱硝尿素催化水解制氨技术研究

尿素水解制氨技术安全性较好,能耗水平较低,但系统响应速率较慢,难以适应SCR烟气脱硝要求。为此,研究出一种尿素催化水解制氨新技术。介绍该技术原理、工艺流程和控制策略,并且对几种尿素制氨技术进行了综合对比;以成功应用于大唐长春第二热电厂6号机组脱硝工程尿素催化水解系统为例,介绍该技术的应用效果。研究结果表明,所研究的尿素催化水解制氨技术是一种先进的低能耗尿素制氨新技术,具有很好的市场应用前景。     

SCR烟气脱硝尿素热解炉前烟气加热器技术研究

在以尿素为还原剂的选择性催化还原（SCR）脱硝系统中,热解炉前电加热器耗电量大。为降低电耗,某电厂在640 MW机组脱硝改造中将电加热器系统改造为旁路做备用,增加高温烟气加热器,利用高温烟气对热一次风进行加热,所用高温烟气（约650 ℃、6 000 m³/h（标准状态））从高温再热器后、低温再热器前的水平烟道引出。分析研究了这一技术路线,并对改造效果进行变负荷性能试验。数据分析结果表明,此项改造技术可行,且实施方便、运行良好,高温烟气加热器完全可取代电加热器,因而可降低机组厂用电率,节省电厂供电成本。     

燃煤电站尿素水解脱硝系统优化调整

尿素水解装置是尿素水解制备脱硝还原剂的重要装置,目前尿素水解制备脱硝还原剂技术在国内尚处于起步阶段。从尿素水解反应机理出发,对水解装置运行特性进行了控制策略研究,制定了最经济的给料浓度和水解装置的最佳运行方式。以国电集团延吉热电厂2×210 MW燃煤机组烟气脱硝工程为例,对其烟气脱硝系统进行优化调整。通过优化调整后,在烟气脱硝系统反应器出口建立了均匀、稳定的NOx分布,最大限度的控制脱硝副反应化学物质生成,在保证高效脱硝效率的同时,降低烟气脱硝系统氨气的逃逸率。     

超临界350 MW机组CFB锅炉脱硫脱硝经济性分析

神华神东山西河曲发电有限公司(河曲CFB电厂)超临界350 MW机组循环流化床(CFB)锅炉超低排放技术路线为炉内高效脱硫抑氮+选择性非催化还原(SNCR)脱硝技术+炉外烟气循环流化床法脱硫工艺。通过现场试验,验证了床层温度、运行氧量和炉内钙硫摩尔比等运行参数对炉膛出口NO_x、SO_2排放的影响规律,以及向CFB锅炉内加入石灰石和设置前置电除尘器对脱硫脱硝运行经济性的影响。结果表明:可通过试验调整运行参数,控制炉外脱硫塔入口SO_2质量浓度,综合比较锅炉热效率、炉内喷钙系统石灰石消耗量、脱硝系统尿素消耗量和炉后脱硫系统Ca(OH)_2消耗量,选取最佳运行参数,实现燃烧效率和炉内脱硫、脱硝系统运行经济性最优;炉外脱硫系统前设置前置电除尘器,经济性更佳。该结论为采用烟气循环流化床法脱硫工艺的新建机组和实施超低排放改造的大型CFB锅炉提供了参考。     

火电厂尿素热解和水解工艺研究

介绍了脱硝还原剂的选择,并以600 MW机组为例对尿素热解和水解制氨工艺从技术、经济性两方面进行了分析比较。结果表明,尿素水解工艺在设备投资上比热解工艺投资要低约11%,而且每年运行费用大约要低27%;但从工艺成熟性和运行安全考虑,尿素热解技术要比水解技术更成熟、运行更稳定和安全。研究结果对目前火电厂选择合适脱硝工艺具有一定的现实意义和参考价值。     

1000 MW机组锅炉SCR脱硝尿素热解技术研究

某1 000 MW机组锅炉拟采用尿素热解制氨法获取SCR脱硝所需还原剂,常用的尿素热解热源技术来自于电加热锅炉热风技术,但该技术耗电量大,运行成本高,且热风含尘,易造成堵灰和磨损。经分析比较,采用炉内烟气—空气换热器作为尿素热解热源,该技术使用低品级能源代替高品级能源,大大降低运行维护成本,克服系统堵灰和磨损问题。计算结果表明,炉内烟气—空气换热器技术对锅炉性能影响极小,基本可以忽略不计。     

燃机过渡烟道尿素热解工艺的可行性研究

通过分析燃气轮机(燃机)过渡烟道内的烟气参数和烟气特性,以及尿素热解所需的条件,论证了利用燃机过渡烟道进行尿素热解的可行性,并提出了相关的设计参数。尿素热解雾化液滴中的最大粒径约180μm时,热解炉可正常运行。当燃机过渡烟道具有合适的温度、适当的雾滴粒径,满足停留时间和热解所需时间时,可保证尿素热解制氨,从而节省大量能源,使脱硝过程更加安全、经济、有效。     

1000 MW机组锅炉SCR脱硝尿素热解技术研究

某1 000 MW机组锅炉拟采用尿素热解制氨法获取SCR脱硝所需还原剂,常用的尿素热解热源技术来自于电加热锅炉热风技术,但该技术耗电量大,运行成本高,且热风含尘,易造成堵灰和磨损。经分析比较,采用炉内烟气—空气换热器作为尿素热解热源,该技术使用低品级能源代替高品级能源,大大降低运行维护成本,克服系统堵灰和磨损问题。计算结果表明,炉内烟气—空气换热器技术对锅炉性能影响极小,基本可以忽略不计。     

国产首套尿素水解装置在大型火电厂的工业应用及技术优化

随着GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》的颁布,大批火电机组均需建设SCR烟气脱硝装置。出于对安全生产的考虑,所使用的还原剂将会逐步改液氨为尿素。以往尿素水解主要依赖进口技术,烟气脱硝尿素水解装置国产化可避免对进口技术的依赖,并可减少脱硝运行成本。以首套国产化尿素水解装置的工业应用为例,介绍国电东胜热电厂2×330 MW机组脱硝工程国产尿素制氨系统的特点、运行效果及其关键技术优化。运行实践表明,所设计、制造的国产化尿素水解装置可靠性良好,整体运行稳定,负荷跟踪满足设计要求,各项参数合理。所得经验可为同类烟气脱硝工程的设计、安装、调试提供借鉴。     

基于尿素热解炉的SCR脱硝系统控制研究与应用

随着对火电机组环保和安全性要求的提高,新建机组已开始使用尿素溶液利用尿素热解炉制备氨气,采用选择性催化还原烟气脱硝法(Selective Catalytic Reduction,SCR)脱硝。因发电厂对NO_(x)排放浓度的控制标准逐渐提高,脱硝系统非线性、大惯性的特点,在机组变工况时脱硝系统反应器出口和烟囱入口NO_(x)浓度变化剧烈,经常造成短时间内NO_(x)排放浓度超标。根据现场数据,利用系统辨识算法建立了脱硝系统控制模型,然后结合影响NO_(x)浓度的因素,制定了基于尿素热解炉的脱硝调节控制策略。应用实践证明,采用新的控制策略后,在机组升降负荷、CEMS吹扫、启停磨煤机等过程中,SCR脱硝调节可连续稳定投入,烟囱入口NO_(x)浓度控制平稳,极大地减轻了运行人员的工作量,同时也提高了辅机的自动化水平。     

烟气脱硝还原剂制备工艺

分别从原料来源、工艺流程、占地、投资运行成本、运行安全等方面对液氨蒸发工艺、尿素热解、尿素水解制氨工艺及其特点进行了分析与对比.结果表明,液氨蒸发工艺的建设及运行成本均低于尿素制氨工艺;尿素制氨工艺的占地面积少,原料费较低;尿素水解制氨工艺的运行成本低于热解制氨工艺.同时,提出选择脱硝还原剂制备技术方案应考虑的因素及各工艺技术的发展趋势.     

不均匀喷氨系统在SNCR+SCR耦合脱硝技术中的应用

通过增加SCR梯度不均匀喷氨系统,克服SNCR烟气氨氮分布严重不均匀的明显缺点,也充分发挥了SNCR不需催化剂在炉内脱硝的优势。对比分析尿素水解、热解制氨的优缺点,通过实验研究优化喷氨格栅,强化了喷氨系统的适用性。分析了尿素水解SCR不均匀喷氨系统在实际工程中的效果,结果表明:尿素水解制氨结合SNCR+SCR耦合脱硝系统可以显著提高NOx的脱除效率;解决NH3/NOx分布不均匀问题。     

基于SCR烟气脱硝的尿素热解系统节能改造

针对SCR烟气脱硝尿素热解系统电加热器能耗高、运行成本大的弊端,提出1种采用高温烟气换热器代替电加热器的方法。以国内某台1000 MW超超临界机组为例,通过试验分析了烟气温度、烟气流量、尿素消耗量对高温烟气换热器的影响,提出了高温烟气换热器的控制策略。试验表明,采用烟气换热器可大幅降低电厂用电量,节约运行费用,经济效益明显。     

内置式气气换热器在SCR烟气脱硝尿素热解系统中的应用

采用内置式气气换热器的尿素热解过程具有系统简单、能耗低等优点。在详细分析内置式气气换热器技术特点的基础上,提出了采用内置式气气换热器的尿素热解方案并应用于某300MW机组的脱硝系统,将原天然气加热热解工艺改造为内置式气气换热器。改造后运行结果表明,内置式气气换热器每年可减少天然气消耗约360 000 m³（标准状态）,减少运行费用90余万元,产生了良好的经济效益。     

火电厂尿素水解工艺设计及试验研究

尿素水解制氨工艺在火电厂SCR脱硝还原剂制备中逐渐得到应用,其操作条件和工艺路线与传统的化工行业尿素深度水解技术存在显著差别。中试试验数据表明,尿素水解制氨工艺的操作压力应选择0.6 MPa,定压运行,操作温度接近150℃。操作条件下尿素分解率大于98%,尿素水解反应的选择性为93.4%,指前因子和活化能参数分别为2.98×106 s-1和86.575 k J/mol。设计水解反应器时应在确保布置足够受热面的前提下尽量缩小反应器体积。本研究将为火电厂烟气脱硝用尿素水解系统工艺设计提供参考。     

气气换热器在尿素热解系统中的应用研究

电站SCR脱硝系统还原剂为氨气,氨气可由液氨、氨水或尿素制成。液氨、氨水的使用受到安全、地域等因素的制约,制备氨气采用尿素热解或水解工艺,热解工艺系统应用较多。尿素热解需要一定的热能,结合某1 000 MW机组SCR脱硝装置热解系统气气换热器的设计方案,与传统电加热方式进行比较,给出尿素热解系统加热更节能的推荐方案。     

炉水再循环方案在350 MW机组宽负荷脱硝中的应用

山西某发电公司为响应山西省深度调峰的要求,采用炉水再循环的技术路线对1号机组进行宽负荷脱硝改造。通过改造,机组负荷降低至40%额定负荷时,选择性催化还原脱硝装置入口烟气温度由287℃提高至300℃以上,具备了40%额定负荷及以上负荷工况下投运脱硝的能力。机组深度调峰能力从56%额定负荷降低至40%额定负荷,可为同类型机组深度调峰宽负荷脱硝改造提供参考。