低位布置燃气轮机SCR烟气脱硝数值模拟研究与应用

以某低位布置E级燃气蒸汽联合循环机组余热锅炉为例,进行了选择性催化还原（SCR）脱硝技术数值模拟研究,得到余热锅炉SCR烟气脱硝系统流场和余热锅炉内部喷氨格栅的放置位置。结果表明:对于低位布置的燃气轮机,在扩口段烟道设置导流板能够有效改善催化剂入口截面上速度分布均匀性;提出了一种适用于余热锅炉扩口烟道的分割仓式导流板结构;采用分区可调的多组一体式氨注射混合器能在较短距离内加强氨气和NOx的混合;将喷氨格栅布置在模块2之前时,催化剂入口截面上NH3分布均方根偏差为2.05%;在机组实际运行时对喷氨格栅进行分区优化调整可以获得最佳的余热锅炉出口截面NOx分布均匀性和最小的氨逃逸量。     

小型循环流化床锅炉NOx超低排放改造试验

小型循环流化床锅炉NOx超低排放改造已经成为当前进一步推动工业源超低排放改造的重要对象。本文针对某台75 t/h循环流化床锅炉展开脱硝系统运行情况诊断、升级改造,并对脱硝系统实现超低排放的性能进行测试。结果表明:该锅炉测试过程中NOx原始生成质量浓度约210~270 mg/m3,脱硝系统升级改造后,无炉内脱硫工况下,尿素喷射量增大至89 L/h（质量分数40%,下同）时,NOx排放质量浓度下降至28.7 mg/m3,炉内脱硫工况下,尿素喷射量增大至95.2 L/h时,NOx排放质量浓度下降至48.10 mg/m3;原选择性非催化还原（SNCR）脱硝系统效率较低,仅为22.29%~64.46%,改造后的SNCR脱硝系统在无炉内脱硫工况下脱硝效率达到了约90%,炉内脱硫工况下脱硝效率最高近77.5%;SNCR脱硝系统提效改造技术路线对小型循环流化床锅炉NOx超低排放改造效果较好,但应尽量减少炉内脱硫工艺的影响。本研究对全国小型循环流化床锅炉NOx超低排放改造具有重要的借鉴意义。     

选择性非催化还原脱硝技术的应用

对现役国产300MW燃煤机组SG-1025/16.7-M313UP型锅炉进行选择性非催化还原(selective noncatalytic reduction,SNCR)脱硝系统改造:通过计算流体力学(computational fluid dynamics,CFD)数值模拟及现场锅炉温度场测试,确定喷枪布置位置和数量;采用全伸缩式长喷枪布置,提高尿素溶液覆盖面积,从而提高脱硝率;利用喷枪的不同组合,适应锅炉负荷的变化,保证还原剂的最佳反应温度窗口。改造后NOx的排放质量浓度由360mg/m3降至为210mg/m3,脱硝效率达到41.6%,锅炉运行正常。     

SCR脱硝技术在3033t/h锅炉上的应用和改进

介绍选择性催化还原法(SCR)烟气脱硝系统在3 033t/h锅炉上的应用情况,分析了SCR脱硝技术在运行中存在的问题;针对SCR脱硝系统降低NOx排放质量浓度和减少氨逃逸量和喷氨量,提出了一系列改造措施,取得了较好的效果,降低了NOx对环境的污染,保证了SCR脱硝系统安全稳定运行。     

典型燃煤电厂SCR脱硝系统超低排放运行优化

本文以某超超临界660 MW燃煤机组选择性催化还原（SCR）脱硝系统为研究对象，针对其在超低排放运行中出现的问题，进行了系统诊断分析，并采取了一系列脱硝性能提效和运行优化集成措施。最终实现了脱硝出口NOx波动幅度控制在±10 mg/m3以内，降低出口截面上平均NOx分布相对标准偏差至20%以内，并通过初装催化剂再生提效的方法控制现场平均氨逃逸量在0.5 ?L/L以下，有效消除了脱硝出口截面上氨逃逸量局部过高现象，为机组安全经济运行和NOx深度减排创造了条件。     

新型SNCR烟气脱硝工艺在300MW CFB锅炉的应用

设计了一套适用于300 MW CFB锅炉的新型SNCR脱硝工艺,介绍了该脱硝系统的工艺原理、主要设计参数、系统工艺流程及主要构成,并对系统做了性能测试试验。系统设计指标为:系统脱硝效率不低于50%,烟气中NOx排放浓度低于200 mg/Nm3,氨逃逸浓度不高于8 mg/Nm3。性能测试结果表明:机组100%负荷及75%负荷下,系统平均脱硝效率分别为52.73%、51.0%,系统投入后平均NOx排放浓度分别为86.6 mg/Nm3、54.1 mg/Nm3,平均氨逃逸浓度分别为3.03 mg/Nm3、2.96 mg/Nm3。     

CFB锅炉吹脱分离型SNCR脱硝系统设计及调试研究

为了确保CFB锅炉烟气NO+x排放浓度满足环保要求,对1060 t/h CFB锅炉吹脱分离型SNCR脱硝工艺及主要参数进行设计,并阐述系统主要组成部分、工作原理和SNCR布置形式。对脱硝系统中各分系统的主要调试内容进行说明,并列出调试过程中的重点注意事项。针对该脱硝系统进行热态调整试验,试验结果为:NSR接近设计值2.0左右时,机组100%负荷及75%负荷下,喷氨后NO_x排放浓度分别由喷氨前的均值183.22 mg/Nm~3和111.96 mg/Nm~3降至均值86.62 mg/Nm~3和59.96 mg/Nm~3,平均脱硝效率分别为52.72%、46.45%,平均氨逃逸浓度分别为3.03 mg/Nm3、1.71 mg/Nm~3。     

选择性非催化还原法在电站锅炉上的应用

对一台HG-410/9.8-YW15型煤粉锅炉,在已进行常规煤粉再燃改造基础上进一步结合了选择性非催化还原(selective non-catalytic reduction,SNCR)的改造,即对该锅炉采用了联合Reburning/SNCR技术。通过实验运行表明：当仅有再燃投入运行时,NOx可以低于350 mg/m3(标准状态,6%O2,干烟气);而当结合了SNCR运行时,NOx则达到了200 mg/m3以下,同时尾部氨泄漏小于7.6 mg/m3。低负荷情况下脱硝率较高,对于51%负荷(j(NH3)/j(NO)等于1.0),NOx降至160 mg/m3,而此时的尾部氨泄漏只有1.14 mg/m3。此外,根据负荷及j(NH3)/j (NO)的不同,单独SNCR技术在再燃的基础上也实现了38.2%~73.9%的脱硝率。尾部烟道中的氨分布呈现出前墙高于后墙的现象。SNCR的投运对飞灰含碳量、排烟温度及CO排放等几乎没有影响,但会造成尾部排烟量的增加,即对锅炉效率造成了约0.5%的损失。     

金湾电厂燃煤锅炉降低NO_x排放运行调整

提高SCR投入率,降低SCR入口NOx排放浓度,使锅炉NOx排放满足小于100 mg/m3的最新国家环保要求。通过分析影响金湾电厂锅炉NOx排放的主要因素,制定了降低喷氨温度运行,锅炉降NOx燃烧调整,燃煤掺烧和减少省煤器吹灰次数等调整措施。调整措施实施后,SCR连续喷氨负荷由450 MW降至300 MW,脱硝投入率达90%,锅炉NOx排放月平均浓度和小时平均浓度分别小于100 mg/m3和300 mg/m3,满足国家环保要求。     

600 MW锅炉氮氧化物整体控制实践

燃煤电厂是NOx生成排放的主要来源之一,分析某600 MW燃煤锅炉面临的NOx排放浓度高、脱硝装置投入率低和SCR装置NOx浓度分布均匀差等问题。针对NOx排放浓度高,进行低氮燃烧器改造;针对脱硝装置投入率低,采取燃烧调整和有控制的脱硝低温运行;针对SCR装置NOx浓度分布均匀差,进行脱硝AIG氨喷射系统优化调整。通过调整与改造将锅炉NOx排放浓度由450～650 mg/m3降低到280 mg/m3,脱硝装置投入率由55%提高到99.5%,提高了SCR装置NOx浓度分布均匀性和3%的脱硝效率,实践证明有控制的脱硝低温运行是可行的。