锅炉低氮燃烧与SCR脱硝联合运行优化系统

基于锅炉排烟含氧量、附加燃尽风风量、燃尽风风量等运行因素对机组脱硝经济性的影响,建立了锅炉低氮燃烧与SCR脱硝系统联合运行的综合成本模型,通过锅炉低氮燃烧调整试验与SCR脱硝特性试验获取机组的运行特性及模型参数,开发了以机组脱硝运行综合变动成本最小为目标的脱硝运行优化系统,实现了机组脱硝优化运行在线指导。试验验证及应用结果表明:脱硝运行优化系统给出的运行方式合理;A电厂2号机组按脱硝运行优化系统给出的运行方式调整后,灰渣平均含碳量减少了32%,锅炉效率提高约0.28%,氨耗量增加约23kg/h,综合节省费用约240元/h;B电厂3号机组调整后锅炉效率基本不变,尿素耗量下降约49kg/h,综合节省费用约180元/h。     

300MW机组SCR脱硝系统喷氨优化

以某电厂300MW燃煤机组SCR脱硝系统为研究对象,对比了优化调整前后的SCR脱硝系统运行状况,分析了喷氨量较大的原因,优化了锅炉运行方式,可降低液氨消耗量,提高SCR脱硝系统的安全可靠性和机组运行的经济性,并为同类型机组的喷氨优化提供参考。     

350 MW燃煤机组SCR脱硝系统流场分布试验及性能优化调整

针对某350 MW燃煤机组SCR脱硝系统喷氨流量分配不均、氨逃逸偏高的问题,首先通过流场分布试验掌握SCR区域速度和烟气成分等运行参数分布情况,然后实时测量脱硝反应器出口烟气氨逃逸浓度,并进行性能优化调整以减少氨逃逸,从而提高脱硝装置运行可靠性和经济性,降低对后续空预器的不利影响。     

SNCR-SCR联合脱硝超低排放运行诊断及优化

本文针对某600 MW机组选择性非催化还原-选择性催化还原(SNCR-SCR)联合脱硝系统,分析了其在超低排放运行中出现灰中氨味大、氨逃逸量高和还原剂尿素耗量大的原因,并通过SNCR-SCR联合脱硝系统运行优化有效减少了尿素耗量,降低了因氨逃逸量过大导致下游设备硫酸氢铵污堵的风险。运行诊断结果表明:当前脱硝催化剂的性能满足其设计性能要求,未出现异常失活现象,脱硝系统氨逃逸量高的主要原因为SNCR脱硝系统尿素喷枪投运不合理造成的过量喷氨;通过对SNCR脱硝系统4个区内喷枪投入的优化配置和尿素流量调整,该机组590 MW负荷下的尿素耗量降低幅度超过600 L/h;通过锅炉燃烧优化调整,尤其是降低锅炉运行氧量,机组550 MW负荷下的尿素耗量减少了440 L/h,节能减排效果明显。该诊断方法和运行优化措施可为同类系统的超低排放运行提供借鉴。     

SNCR/SCR联合脱硝运行调整试验研究

介绍了SNCR/SCR联合脱硝在410 t/h电站锅炉的应用,通过锅炉不同工况下的试验调整,研究了锅炉脱硝系统的喷氨层数、喷氨量、投入磨等不同组合对锅炉整体脱硝效率的影响,通过现场试验分析锅炉在不同工况下的脱硝最佳状态,最终实现锅炉脱硝系统经济高效运行。     

火电厂400t/h锅炉燃烧试验、优化及调整

天生港发电有限公司9号锅炉长期存在飞灰含碳量偏高等问题,为寻求该问题的原因,进行了燃烧试验。 根据试验结果,分析了各因素对锅炉运行的安全性和经济性的影响,并确定了优化燃烧方式。采用优化的燃烧方式 后,锅炉效率能提高到90.78%左右。通过9号锅炉燃烧试验和优化调整,提高了锅炉运行的经济性,降低了锅炉NOX 的排放浓度。     

循环流化床锅炉飞灰含碳量偏高分析与调整

循环流化床锅炉(简称CFB锅炉)燃烧采用低温燃烧,是一种清洁燃烧技术,具有良好的脱硫和脱硝性能,同时循环流化床锅炉的飞灰含碳量偏高也是近年来受到关注的问题,在电力生产过程中可以通过燃料管理和运行调整有效降低飞灰含碳量,提高锅炉效率。     

配双进双出磨煤机直吹式制粉系统的优化运行

指出制粉系统运行的优劣将直接影响锅炉运行的安全性和经济性。针对某电厂配双进双出钢球磨煤机直吹式制粉系统运行中存在锅炉带不到额定负荷、锅炉飞灰和炉渣含碳量偏高等问题,对制粉系统进行了优化调整。优化调整后上述问题基本得到解决,锅炉的运行特性也得到了明显改善。     

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。     

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。     

一次风机暖风器利用锅炉排烟余热的经济性分析

有效利用排烟余热是提高运行经济性的措施之一。以某亚临界300MW燃煤机组锅炉为研究对象。采用等效焓降理论,定量分析了一次风机暖风器利用锅炉排烟余热技术的经济性。研究表明：优化的低压省煤器一暖风器联合换热系统的实际运行效果良好;在机组额定负荷下,锅炉尾部烟温可下降约20℃,发电标准煤耗下降约1．2g/kW·h,实际年收益可达52万元;随机组负荷的降低,经济性效果更加显著。     

电厂燃煤锅炉降低NO_x排放运行调整

锅炉NOx排放不能满足最新国家环保要求,原因是排烟温度低,烟气脱硝装置(SCR)在450 MW即退出运行。通过以下4方面运行调整:降低喷氨温度运行、锅炉降NOx燃烧调整、燃煤掺烧、减少省煤器吹灰次数,使SCR在300 MW投入,锅炉NOx排放月平均浓度100 mg/Nm3、小时平均浓度300 mg/Nm3、脱硝投运率90%,满足国家环保要求,并着重分析了影响NOx的主要因素。     

某600 MW对冲燃烧锅炉SCR脱硝系统喷氨优化调整

为解决某600 MW对冲燃烧锅炉选择性催化还原(SCR)脱硝系统喷氨支管阀门调整对负荷适应性不强的问题，提出了一种负荷兼顾调整的策略。结果表明：喷氨支管阀门经过负荷兼顾调整后，脱硝系统两侧出口氮氧化物(NO_x)质量浓度相对标准偏差平均值分别下降18.52百分点、25.87百分点，喷氨体积流量平均值分别下降20.7 m³/h、27.0 m³/h,脱硝系统的运行得到明显改善。     

600MW机组锅炉掺烧澳煤飞灰含碳量高分析与调整

针对600 MW机组锅炉掺烧澳煤后飞灰含碳量升高的问题,通过对燃煤煤种特性及制粉系统进行分析,探索飞灰含碳量高的原因,提出补焊磨损严重的磨煤机分离器挡板及优化掺烧方式等调整措施。结果表明:补焊分离器挡板及补上脱落的回粉挡板后煤粉细度降低,煤粉燃尽性提高,飞灰含碳量有所降低;进一步优化掺烧方式后,飞灰含碳量降低到1.22%,提高了锅炉运行经济性。     

某热电厂1~#锅炉飞灰含碳量偏高原因的分析及解决方案探讨

锅炉运行中飞灰含碳量偏高会引起锅炉效率降低、经济性下降,针对某热电厂220 t/h1#锅炉含碳量偏高原因进行了分析,提出了对燃烧器进行改造,在对角两个下一次风喷嘴内加装钝体,在丙、丁角下一次风管内加装浓淡分离器,四个三次风方型风门改为圆形风门。改造后,锅炉燃烧工况得到了较大的改善,飞灰可燃物由原来的10%左右降低到4%左右,锅炉效率提高了2.9%,提高了锅炉经济性,具有很好的应用价值。     

漳泽发电厂670t/h锅炉飞灰可燃物偏高的原因分析及对策

针对漳泽发电厂670t/h锅炉飞灰可燃物偏高问题进行详细分析，并提出相应的改进措施。通过对燃烧设备治理、优化运行调整、降低煤粉细度、使飞灰可燃物由原来的9.10%降低到5.32%左右，机组运行经济性显著提高。     

260t／h煤粉炉灰渣含碳量偏高原因分析及对策

热动分部260t／h煤粉炉由于各种原因,灰渣含碳量一直居高不下,飞灰含碳量最高达26．75％,炉渣含碳量最高达19．26％,严重影响了机组运行的经济性的同时,也不满足锅炉节能合格条件飞灰≤15％,炉渣≤3％的要求。为此分析灰渣含碳量偏高的原因,并通过大量的现场试验、采用有针对性的整改手段,找到基本的燃烧调整规律以降低锅炉燃烧损失势在必行。     

某电厂300MW燃煤机组SCR喷氨优化调整试验研究

以某电厂300 MW燃煤机组锅炉SCR烟气脱硝系统为研究对象,通过喷氨优化调整试验,找出SCR入口烟气流场的分布规律,提高了SCR出口NOx分布的均匀性,降低了氨逃逸浓度,从而减轻对空预器等设备的影响,提高机组运行的经济性和可靠性。     

330MW机组SCR烟气脱硝系统运行优化试验分析

SCR脱硝反应器出口NO_x质量浓度分布不均匀会造成氨逃逸率高、还原剂耗量增加等问题。某电厂330MW机组SCR烟气脱硝系统经优化调整试验,根据SCR反应器出口NO_x质量浓度分布情况对各喷氨支管的手动阀开度进行调节,使SCR反应器出口NO_x质量浓度分布不均匀度降低至15%以下,在满足脱硝效率的前提下,降低了氨逃逸率和空预器堵塞风险,从而使系统运行的经济性和安全性得到显著提升。     

600MW机组锅炉受热面优化改造降低主再热减温水量研究

以某电厂600 MW亚临界四角切圆燃烧方式锅炉为研究对象,由于锅炉原设计和低氮燃烧器改造造成锅炉过热减温水量和再热减温水量严重高于设计值。满负荷时过热减温水量大于设计值90.5 t/h,再热减温水量大于设计值82.9 t/h,影响机组热耗增加约72.2 kJ/kW·h。为了降低锅炉减温水量,提高机组经济性,通过过热器、再热器和省煤器受热面优化改造,封堵侧墙墙式再热器面积约10%,减少后屏再热器受热面积约20%,减少末级再热器受热面积约25%,减少水平低温过热器受热面积约50%,增加省煤器受热面积约40%,在末级再热器屏底下方增设吹灰器。优化改造后,锅炉过热器和再热器减温水量大幅降低,满负荷下过热器和再热器减温水量分别降低约90 t/h和67 t/h,降低机组供电煤耗约2.50 g/kW·h。