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。     

SCR水解制氨技术在火电厂的应用

大唐长春第二热电有限公司6号锅炉型号为HG-670/13.7-YM9型,配200 MW双抽供热汽轮机组。锅炉呈"П"型布置,采用直流式喷燃器、四角布置、双切圆燃烧方式,在原设计中没有脱销装置,6号机组于2014年6月份进行烟气脱销系统工程,2014年12月完成投入运行。烟气脱硝装置采用选择性催化还原法(SCR)进行烟气脱硝,还原剂为尿素水解制氨,副产物为氮气和水,脱硝反应器布置在锅炉省煤器和回转式空预器之间。     

电厂SCR脱硝系统与石灰石–石膏湿法脱硫系统故障分析

对某地区大量燃煤机组的选择性催化还原法(selective catalytic reduction,SCR)脱硝系统以及石灰石–石膏湿法脱硫系统故障进行了调研和分析,以故障数据为基础采用k-means聚类结合关联规则的方法分析SCR脱硝系统以及湿法脱硫系统故障情况与机组特征参数之间的相关性。结果表明:低温退投运、堵塞以及泄漏是SCR脱硝系统的三大主要故障;增压风机、烟气–烟气换热器(gas-gas heater,GGH)以及吸收塔是脱硫设备故障最为严重的三大部件;SCR脱硝设备故障多发生于负荷率低、脱硝投运时间短、切圆型锅炉的机组;石灰石–石膏湿法脱硫系统故障多发生于入炉煤含硫量高、容量小、切圆型锅炉的机组。对燃煤机组的SCR脱硝系统和石灰石–石膏湿法脱硫系统进行故障分析可大大提高整个机组的经济性、安全性。     

燃煤机组大比例直接耦合生物质发电对机组影响研究

燃煤机组耦合生物质发电能够大幅度提高生物质的利用效率,降低机组碳排放,是今后燃煤机组实现碳减排的重要途径。本文针对某电厂300 MW等级燃煤机组,以能量守恒定 律为基础,通过锅炉热力校核计算,分析了机组在不同工况下大比例直接耦合生物质发电对燃煤机组的影响。结果表明:大比例直接耦合生物质发电后,原有受热面布置基本能够满足换热需要;减温水量增加,锅炉热效率下降0.14百分点~2.69百分点,可减排CO2约121.2万t;引风机需要进行扩容改造,对受热面腐蚀、脱硝、除尘和脱硫系统均会有不利影响,需要采用专门措施确保机组的安全运行。     

联合脱硝技术在燃煤锅炉脱硝改造中的应用

随着环保标准的不断提高,电力企业燃煤锅炉的脱硝改造项目也越来越多。现在SNCR与SCR是主要的脱硝技术,在不同的改造项目中根据实际情况进行选用。国华热电分公司结合其设备特点制定了联合运行脱硝的技术方案并实施成功,为燃煤锅炉的脱硝改造做了有益探索。     

SCR脱硝系统新型侧进侧出连接烟道布置及优化

针对燃煤机组脱硝改造中场地空间有限,选择性催化还原(SCR)脱硝装置无法按常规设计布置的情况,研究了一种SCR脱硝系统侧进、侧出新型连接烟道,并基于计算流体动力学(CFD)流场模拟,对新型SCR烟气脱硝装置的流场进行了优化设计,设置合理的导流板,使得进入第一层催化剂的烟气速度、NH3浓度分布、烟气流线与垂直方向夹角以及系统阻力均满足相关技术要求。该新型SCR脱硝系统连接烟道应用于某燃煤发电厂2×135MW机组,有效解决了现场空间无法布置常规SCR脱硝装置的问题,其脱硝效率达到85%以上,氨逃逸率小于3 mg/m3,运行效果较好。为解决燃煤机组加装SCR装置空间不足的问题提供了一种有效的解决办法。     

600MW燃煤机组SCR催化剂入口流场模拟优化及改造分析

使用数值模拟软件ANSYS 14.0,以某600 MW燃煤机组及其SCR系统为对象,模拟了SCR催化剂入口4种不同导流挡板布置方案对流场均匀性的影响,定性和定量分析确定了最佳的布置方案;同时以此为基础,进行现场的优化改造,改善了催化剂入口流场的均匀性,有效地提高了机组SCR脱硝系统的脱硝性能。     

某2×210 MW机组锅炉脱硝系统改造

对某电厂2×210 MW机组锅炉采用LNB+ SCR联合脱硝技术进行了脱硝系统改造,其中SCR工艺采用高灰型布置,反应器入、出口不增设灰斗,选择蜂窝式催化剂,按“2+1”模式布置,增设蒸汽吹灰器和声波吹灰器,以液氨作为还原剂.由于燃用的煤种含硫量较低,原空气预热器换热管管径较大,因此空气预热器不做改造;但必须对引风机进行改造,以满足新系统要求.     

选择性催化还原烟气脱硝控制系统在220MW机组的应用

北京京能热电股份有限公司于2007年至2008年对1～4号220MW（增容改造后）燃煤机组进行脱硝系统改造工程,此次脱硝工程采用选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺,文章主要介绍了增加SCR系统后相应的控制系统的改造情况。     

8号炉1号、3号角小油枪灭火问题的分析及解决措施

淮北某发电有限责任公司五期技改工程8号机组是210MW燃煤汽轮发电机组，配套的锅炉为东方锅炉股份有限公司生产的DG670／13.7-20型超高压、一次中间再热、单汽包自然循环、π型布置、固态排渣煤粉炉。     

旺隆电厂脱硝改造及应用

根据有关环保要求并结合自身的实际情况,旺隆电厂对2台420t/h燃煤锅炉进行脱硝改造.脱硝改造包括:将锅炉燃烧器改造为低氮燃烧器;对尾部烟道受热面重新设计和布置,并在烟道上加装选择性催化还原技术(SCR)装置和配套系统.改造后烟气脱硝系统脱硝效果显著,大幅减少了区域氮氧化物排放量.     

选择性催化还原(SCR)脱硝装置对锅炉结构的影响

目前国内采用选择性催化还原脱硝工艺进行烟气脱硝处理的燃煤机组较多,但多数是在主机合同已经签订的条件下再配套SCR脱硝装置,其安装不可避免会对锅炉结构产生影响。为此,结合某电厂600 MW燃煤机组脱硝工程,就SCR脱硝装置对锅炉尾部及空气预热器的影响进行了分析,并指出设计、施工应注意的问题。     

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.     

装设SCR脱硝装置对锅炉岛设计的影响及对预留方案的建议

2004年1月1日起火电厂建设开始执行新版GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准),对NO2排放的限制更加严格．并要求“第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱硝装置空间”。针对新建大容量火电机组如何预留烟气脱硝装置空间的问题,概述目前国内外烟气脱硝技术的应用情况;分析采用SCR烟气脱硝装置后对锅炉岛的总体布置、锅炉钢结构、炉膛承压设计、空气颈热器性能和设计及对引风机风压等的影响;对于如何预留装设SCR脱硝装置的条件、预留到何种程度等提出建议：对SCR反应器布置空间预留．空气预热器的改造预留、引风机改造等提出了多个方案,设计时结合各火电工程的建设特点,选择合理预留SCR装置方案。     

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。     

燃气轮机与燃煤机组SCR脱硝催化剂特性比较

通过对燃气轮机组(以下简称"燃气机组")与燃煤机组在NOx排放政策要求及SCR工艺中催化剂特性方面的对比,论述了在燃气机组应用SCR脱硝技术的必要性,分析了燃气与燃煤机组SCR脱硝工艺在催化剂布置、结构、成分及脱硝效率等方面的特性差异.研究结果表明,燃气机组因SCR工艺烟气温度低、基准氧含量高,入口烟气中NOx、SO2...     

利用COM-SIPOS调试软件在线完成动叶执行机构的更换

正云南华电镇雄发电有限责任公司1、2号机组为600 MW超临界W型燃煤机组,锅炉为超临界W型火焰直流炉(全钢悬吊结构П型),一次再热,平衡通风,露天布置,固态排渣,锅炉尾部烟道布置两台三分仓回转式空预器。脱硫DCS(分布式控制系统)采用MAXDNA控制系统,一次风机、送风机、引风机及增压风机动叶执行机构采用SIPOS 电动执行机构。执行机构的控制单元和齿轮单元为一体安装,齿轮单元部分的减速机输出拐臂与阀门连杆相连。1、2号机组增压风机     

燃煤锅炉高效低NO_x协同优化系统开发及应用

为了达到大气污染物近零排放标准,大型燃煤发电机组NO_x排放质量浓度需低于35 mg/m3。在当前工程实践中应用最广泛的锅炉低氮燃烧(LNB)与选择性催化还原(SCR)综合脱硝技术存在协调问题,很难同时实现机组LNB与SCR脱硝的安全、环保、经济运行。为此,本文建立了燃煤锅炉LNB运行调整与SCR脱硝协同模型,采用改进的BP神经网络建立锅炉燃烧系统模型,利用改进的最小二乘支持向量机建立SCR脱硝系统模型,并进一步开展了机组高效低NO_x调节与优化分析,开发了燃煤锅炉高效低NO_x协同优化系统。在某机组的实际应用结果表明,该协同优化系统可在任何工况下实时指导运行人员调整机组运行参数,确保机组安全、环保、经济运行。     

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。     

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。