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。     

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。     

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.     

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。     

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。     

600 MW亚临界机组省煤器热水再循环宽负荷脱硝改造分析

为解决火电机组深度调峰时选择性催化还原(SCR)脱硝催化剂入口烟温低,不能满足脱硝催化剂要求的问题,内蒙古京隆发电有限责任公司1号机组采用省煤器热水再循环方法提高SCR脱硝入口烟温。结果表明,采用该方法可以提高省煤器入口水温60～70℃、SCR入口烟温30～50℃,实现20%额定负荷时SCR催化剂入口烟温的需求,同时也对改造存在的汽包水位控制和再热汽温等问题进行梳理,为同类型机组改造提供参考。     

超超临界深度调峰机组锅炉全时段脱硝技术研究

超超临界机组锅炉参与深度调峰时,脱硝系统入口烟温将不能满足脱硝系统安全环保运行的要求。现有全负荷脱硝技术温度调节区间有限,机组启停阶段SCR入口烟温偏低,无法满足全时段脱硝要求。为实现脱硝系统全时段运行,在超超临界塔式炉上开展烟气补燃技术方案研究,并给出分析建议。     

超临界350MW机组直流锅炉深度调峰能力试验

在某电厂超临界350 MW机组直流锅炉上进行深度调峰能力试验,为满足锅炉运行安全经济、环保排放合格等约束条件,经过对磨煤机投运方式、运行氧体积分数、配风方式等运行可控因素的调整优化,在锅炉未进行任何灵活性改造的情况下,机组最低电负荷由50%降至40.3%额定负荷,深度调峰能力大幅度提高。锅炉在最低负荷下,投运B、D和E磨煤机,磨煤机出力平均分配,氧体积分数为5.0%,风煤比为2.4,燃烧器摆角为70%,分离器转数为35 Hz的运行方式下,选择性催化还原(SCR)脱硝系统入口烟温可达到295℃左右,脱硝系统运行正常,环保排放参数合格,锅炉运行稳定,且经济安全。     

热电机组深度调峰模式下锅炉中低负荷性能研究

内蒙古处在高寒地区,供暖期长达半年之久,内蒙古电网包含大比例的热电机组;该地区冬季风能资源丰富,这种现状加大了内蒙古电网对热电机组调峰能力的迫切需求。根据内蒙古某热电厂锅炉中低负荷稳定运行特性和实际运行情况进行性能试验研究,对该机组的深度调峰能力进行挖掘,试验结果表明:燃用发电企业现有煤种,低压缸切除工况下,可以实现35%BMCR工况下的低负荷稳燃运行,机组运行稳定,锅炉运行效率与额定工况设计值相比略有下降,热电机组运行经济下降;SCR入口烟温能够满足脱硝反应温度,保证脱硝装置运行正常;锅炉水动力循环稳定,未出现明显的传热恶化。研究结果为热电机组的深度调峰提供理论和实际的技术支撑,为内蒙古电网最大限度地接纳风电及光伏可再生能源、减少传统能源的消耗提供借鉴。     

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。     

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。     

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。     

700MW机组全负荷脱硝烟气旁路系统数值模拟研究

随着国家环保部门对燃煤电厂的新环保政策出台,要求机组在任何工况下都必须达标排放。以目前火电市场现状,常态化的低负荷运行对脱硝达标排放的影响最大。这主要由于脱硝系统受烟气温度条件的限制与SCR催化剂技术工艺特点的影响,在烟气温度较低时无法正常投运。因此针对燃煤机组全负荷脱硝的改造迫在眉睫。文中以660 MW机组全负荷脱硝的烟气旁路系统为例进行数值模拟研究,分析研究工程改造的可行性及对设备运行性能的影响,为全负荷脱硝的烟气旁路方案设计提供技术指导。     

锅炉低负荷工况下脱硝系统投运率提高的改造技术

对通过分级省煤器改造来提高超临界锅炉低负荷工况下脱硝系统投运率的改造案例进行了研究。通过持续2个月的运行监控表明,运用分级省煤器改造来保证低负荷工况下NOx的持续超低排放、脱硝系统的安全稳定投运方案切实可行,且锅炉排烟温度进一步降低,为目前国内众多采用SCR工艺进行烟气脱硝的电厂升级改造提供了可靠的参考依据。     

SCR法烟气脱硝技术在潮州电厂2×1000MW机组上的应用

针对火电厂煤粉锅炉煤种适应性提高、低NOx运行要求,SCR技术可以有效地降低烟气NOx的排放浓度,减少发电企业的考核损失。以大唐潮州电厂2×1 000 MW机组增设烟气选择性催化还原法(SCR)脱硝装置的技术改造为例,简要介绍了潮州电厂原机组增加SCR脱硝系统的工艺构成和流程特点、设计参数、总体布置,并对该工程中相关设备的改造进行了描述,该改造不仅为百万机组脱硝工程的安全运行行提供了宝贵的经验,也为我国大型燃煤机组的脱硝改造工程提供参考。     

燃煤电厂(SCR)脱硝装置全负荷投运的方法

通过进行SCR脱硝装置入口燃烧器技术改造,利用焦炉煤气燃烧加热脱硝入口烟气温度,实现燃煤电厂(SCR)烟气脱硝装置可以在机组低负荷时段和锅炉启动过程中全负荷投入运行,满足氮氧化物(NO_X)排放浓度限值低于100 mg/Nm~3的环保排放标准。     

提高SCR反应器入口烟气温度的技术方法

SCR催化剂的活性受烟气温度影响,当反应器进口烟气温度降低到催化剂最低投运温度时,脱硝系统须退出运行。按照火电厂燃煤锅炉SCR脱硝装置的常规设计,在低负荷运行时经常出现SCR反应器进口烟气温度低于催化剂最低投运温度的情况,导致氮氧化物排放浓度超标。为了保证锅炉日常运行时SCR反应器进口的烟气温度满足催化剂投运条件,介绍了采用高温烟气加热、省煤器分段布置、旁路部分省煤器给水、提高锅炉给水温度等技术方法,并就其特点进行了对比分析。     

现役燃煤机组SCR烟气脱硝装置运行现状分析

为了给燃煤电厂超低排放改造提供借鉴,对国内26个电厂61台采用选择性催化还原（SCR）工艺燃煤机组的脱硝装置运行现状进行了分析,得到脱硝效率、进出口NO_x浓度、氨氮摩尔比、SO₂/SO₃转化率、逃逸氨、运行烟温、系统阻力、温降等脱硝装置各方面实际运行参数,掌握了燃煤机组脱硝装置主要性能。研究结果表明,大部分脱硝装置整体性能较为良好;所存在的问题主要包括：机组炉型、煤质、燃烧工况以及设计裕量等因素导致部分机组脱硝系统入口NO_x浓度偏离原设计值较多,喷氨不合理导致大部分机组氨氮摩尔比偏大并造成逃逸氨浓度超标,部分机组低负荷时脱硝系统入口烟温偏低,部分机组脱硝系统温降较大。对此提出了相应建议及意见。     

全负荷脱硝技术在超临界燃煤机组的应用

在低负荷阶段,广东珠海金湾发电有限公司(以下简称"金湾电厂")两台锅炉的脱硝系统因烟温低而退出运行,造成烟气污染物的超标排放。为了使低负荷时氮氧化物(NO_x)的排放达到最新环保要求,金湾电厂对锅炉进行了脱硝改造:首先在锅炉尾部烟道加装了脱硝装置并对省煤器进行分级改造,然后进行低氮燃烧调整以及启停机运行的优化。改造后,烟囱出口NO_x的质量浓度小于30mg/m~3(标准状态下),40%~60%负荷阶段脱硝装置投运率100%,有效地减少污染物的排放,较好地解决锅炉因烟温低而脱硝系统不能投入运行的问题。     

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。