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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。 相似文献
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提供了对火电机组实现SCR全时段脱硝的系统设计和方案,采用电厂起动锅炉及省煤器装置,利用起动锅炉产生的高温蒸汽对部分烟道内烟气进行升温,使脱硝装置入口烟气温度超过机组运行各阶段脱硝运行所需的温度,实现火电机组氮氧化物排放全程达标。 相似文献
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《青海电力》2018,(3)
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。 相似文献
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通过数值模拟的方法,对某电厂锅炉烟气脱硝改造工程SCR系统流场进行优化时发现,由于该机组空气预热器(空预器)的烟气侧和空气侧为左右布置,且锅炉后部受热面前后竖井烟温偏差达60℃,导致催化剂来流烟气在宽度方向上存在40℃温差。对此,通过采用急转烟道均流装置,将SCR反应器入口扁平烟道宽度方向的温度偏差,转变为烟道高度方向的温度偏差,增加了冷、热烟气的接触面积,强化了冷、热烟气的混合效果。数值模拟和模型试验研究表明:应用急转烟道均流装置的SCR系统,催化剂来流温度偏差仅为7℃,其他各项技术指标也均满足要求。 相似文献
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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)。 相似文献
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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。 相似文献
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《电站系统工程》2021,(1):57-60
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。 相似文献
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华电宿州电厂超临界600 MW机组再热蒸汽温度主要由再热烟气调节挡板进行控制,在低温再热器出口管道上设置再热器微量喷水减温器,以防止再热蒸汽超温.由于再热蒸汽温度被控对象具有大滞后、大惯性的特点,且与锅炉燃烧率相耦合,原再热蒸汽温度控制策略不能适应机组变负荷、吹灰等扰动工况,再热烟气调节挡板震荡过调使机组主要参数波动.为此,采用自适应Smith预估算法补偿技术等,对原控制策略进行了优化,使得在机组变负荷过程中再热蒸汽温度偏差小于±10℃,机组稳态时再热蒸汽温度偏差小于±5 ℃,显著提高了机组再热蒸汽温度控制品质和抗干扰能力. 相似文献
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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。 相似文献
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通过增设烟气余热利用系统回收电站锅炉尾部的烟气余热,用以替代抽汽加热凝结水,能够增加汽轮机总出功,提高机组效率。应用德国Niederaussem电厂高效烟气余热利用系统旁路烟道的设计思路,针对国内典型百万kW机组提出基于旁路烟道的新型电站锅炉余热利用系统。通过系统集成大幅提高了烟气余热的温度,从而实现了更好的节能效果。案例分析结果显示相对于常规锅炉尾部余热利用系统,基于旁路烟道新型余热利用系统可使机组供电煤耗下降5~6g/(kW.h),梯级利用效率,节能经济优势明显。 相似文献
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针对某超临界塔式直流锅炉中、低负荷再热汽温偏低的问题,通过低负荷再热汽温调整试验,以及当前中、低负荷再热汽温低的原因分析,提出了低负荷稳燃燃烧器改造、受热面改造以及锅炉运行优化等联合治理整体方案。整体方案实施后,锅炉中、低负荷下的再热汽温明显提高,40%BRL下锅炉再热蒸汽出口温度由537.9 ℃提升至563.9 ℃,50%BRL下,锅炉再热蒸汽出口温度由537.9 ℃提升至559.4 ℃,这两种负荷下机组供电煤耗分别降低1.64、1.36 g/(kW·h),合计每年节约锅炉燃料成本约125万元。在锅炉深度调峰负荷(30%BRL)下,再热蒸汽出口温度可由541.6 ℃提升至560.9 ℃,提升幅度为19.3 ℃;过热蒸汽出口温度可由560.8 ℃提升至571.9 ℃,提升幅度为11.1 ℃。 相似文献