大型超超临界燃煤机组全负荷脱硝技术应用研究

分析了燃煤电厂不能全负荷脱硝对电厂经济性的影响,以及机组低负荷运行时SCR脱硝系统不能正常投运的原因,进而提出进行全负荷脱硝技术改造。对5种全负荷脱硝技术改造方法技术特点进行阐述和论证。     

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。     

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。     

世界首台100万千瓦二次再热机组投运

<正>国电泰州百万千瓦等级超超临界二次再热机组是上海电气电站集团自主设计、制造,目前世界上参数最高、效率最高、应用新技术最多的科技创新项目,也是我国燃煤电站技术发展水平的集中展现。本刊讯日前,世界首台100万千瓦超超临界二次再热燃煤发电机组——国电泰州电厂二期工程3号机组正式投入运营,脱硫、脱硝装置同步投运。该项目设计发电煤耗256.2克/千瓦     

我国燃煤发电机组创发电效率最高、发电煤耗最少、环境指标最优3项世界之最

<正>中国国电集团宣布,我国自主设计、制造的百万千瓦超超临界二次再热燃煤发电机组在江苏泰州建成。这是世界上首次将二次再热技术应用到百万千瓦超超临界燃煤发电机组,也是我国火电技术在高参数大容量机组方面彻底摆脱国外知识产权束缚的一次重大突破。该工程由中国国电集团公司、中国电力工程顾问集团、上海电气电站集团三方联合攻关,机组脱硫、脱硝装置同步投运,具有机组参数先进稳妥、机组效率世     

1000MW机组低氮燃烧调整试验

正NO_x是污染排放的主要气体之一,而我国NOx的主要来源是燃煤机组电厂。目前采取主要脱硝技术有:选择性催化还原(SCR)和选择性非催化还原(SNCR)。为了满足国家环保要求,降低脱硝成本,提高锅炉效率,对某电厂进行燃烧器改造,并对2#锅炉进行燃烧调整。1设备概况某电厂配有4台1000 MW超超临界燃煤发电机组。哈尔滨锅炉厂有限责任公司由三菱重工业株式会社(Mitsuibishi Heavy Industries Co.Ltd)提供     

广西最大火电机组投产,缓解用电紧张局面

近日,华润(贺州)电厂一期2×104.5万kW超超临界机组工程1号机组一次性顺利通过168h满负荷试运行。该机组是我国目前单机容量最大、效率最高、最环保的火力发电机组之一,也是目前广西最大的发电机组。该机组的投运,每年将为广西提供100亿～120亿kWh电量,对缓解广西用电紧张局面发挥积极作用。据了解,华润(贺州)电厂规划容量为400万kW,分2期建设。一期工程规划建设2×100万kW超超临界燃煤发电机组,属国家鼓励的高效、低耗、符合产业政策的大型发电厂。项目于     

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。     

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。     

超超临界机组零号高加系统的优化改造

以某电厂超超临界660 MW机组为例,研究零号高压宽负荷脱硝系统在各个典型负荷下的经济性指标。根据计算显示:低负荷投运零号高加,在满足脱硝装置(SCR)入口烟温要求的前提下,同时具有较好的节能收益;高负荷投运零号高加,由于零抽调节阀的节流损失,机组煤耗会有所增加。因此提出优化的零号高加改造系统,通过零号高加抽汽管旁路灵活投退高加,降低机组在整个运行周期的综合能耗。     

工程简讯

1国家发改委以发改能源[2008]672号文,核准批复了辽宁绥中电厂二期工程项目。本工程建设2台1000MW国产超超临界燃煤发电机组,同步安装烟气脱硫装置,1台机组加装烟气脱硝设施,另1台机组预留烟     

国内首个火电机组全时段脱硝项目投运

正本刊讯近日,中国华电山东章丘公司成果"燃煤机组全时段脱硝耦合深度稳燃关键技术与应用"正式通过全国科学技术成果鉴定,标志着国内首个燃煤机组"全时段脱硝"项目正式投运。"燃煤机组全时段脱硝耦合深度稳燃关键技术与应用"成果来源于华电集团重点科技项目"300兆瓦燃煤火电     

国内首个火电机组“全时段脱硝”项目在中国华电正式投运

正近日,中国华电山东章丘公司成果"燃煤机组全时段脱硝耦合深度稳燃关键技术与应用"正式通过全国科学技术成果鉴定,标志着国内首个燃煤机组"全时段脱硝"项目正式投运。"燃煤机组全时段脱硝耦合深度稳燃关键技术与应用"成果来源于中国华电重点科技项目     

征稿启事

正"超/超超临界燃煤锅炉特性、运行与改造"专题征稿启事超超临界燃煤发电技术是目前世界上成熟、先进、高效的发电技术。发展超超临界燃煤机组不仅可以提高机组热效率,降低发电煤耗,而且可减少CO_2和其他大气污染物的排放。超超临界燃煤发电机组在效率、容量、可靠性、设备     

燃煤发电机组实现全工况脱硝运行的改造策略

针对日趋突出的环境污染问题及越来越严格的大气排放标准,控制燃煤发电厂氮氧化物的排放总量成为锅炉环保技术发展的方向。通过对现有脱硝技术现状及存在问题的分析,对燃煤发电机组脱硝系统实现全工况运行的5种改造策略,即:两段式省煤器设计、九级加热器、加装省煤器烟气侧旁路及给水侧旁和V-Temp省煤器的技术要点进行了对比分析,为新建和已投运机组采用何种改造策略提供参考。     

火电厂锅炉脱硝烟气旁路改造分析

根据国家环保的要求,燃煤锅炉必须全负荷下脱硝投运。为满足此要求,某火力发电厂600 MW机组提出了省煤器烟气旁路的技改方案,通过对烟气旁路的技改,实现了脱硝全负荷投运的目的,同时运行操作及维护少,提升烟温效果明显,设备可靠性高,锅炉效率影响小,达到了环保要求。     

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。     

超超临界燃煤发电机组大气污染物超低排放方案选择

针对一台1 000 MW拟建机组提出了大气污染物治理措施,确定了超超临界燃煤发电机组脱硝、除尘、脱硫等超低排放方案,以避免机组刚投产即需进行改造的局面。     

超超临界发电技术研究与应用

成熟的超超临界发电技术已成为目前燃煤火电机组发展的主导方向,是满足中国电力可持续发展的重要发电技术。论述了超临界和超超临界发电技术在中国的研究与应用现状及国外超超临界机组的发展概况,介绍了中国首台超超临界发电机组——华能玉环电厂1 000 MW机组的技术特点、设备状况和工程进展,以及中国华能集团公司近年来在超超临界发电技术方面所作的研究开发、示范及推广应用3个层次上的进展,并展望了燃煤发电技术的发展方向。     

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。