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。     

炉水再循环方案在350 MW机组宽负荷脱硝中的应用

山西某发电公司为响应山西省深度调峰的要求,采用炉水再循环的技术路线对1号机组进行宽负荷脱硝改造。通过改造,机组负荷降低至40%额定负荷时,选择性催化还原脱硝装置入口烟气温度由287℃提高至300℃以上,具备了40%额定负荷及以上负荷工况下投运脱硝的能力。机组深度调峰能力从56%额定负荷降低至40%额定负荷,可为同类型机组深度调峰宽负荷脱硝改造提供参考。     

高效宽负荷回热系统设计研究

通过某超超临界机组在低负荷时无法实现锅炉选择性催化脱硝系统的有效投入,研究在其8级回热系统增设A0加热器,通过热力学模型仿真,分析A0加热器投入的最佳策略,不仅实现环保锅炉选择性催化脱硝系统宽负荷投入的要求,同时满足汽轮机系统整体节能的目的。     

630 MW超临界火电机组深度调峰适应性研究

提高煤电机组灵活性,是提高我国电力系统调节能力的现实选择,以一台630MW超临界机组为例,通过掺烧优质烟煤和调节烟气旁路控制脱硝系统入口烟温的方法对机组调峰能力进行试验,实现了32％额定负荷下的稳定运行,分析了调峰运行过程中燃烧器、水冷壁及脱硝系统在调峰负荷下的适应性.试验结果显示,在32％负荷下,炉膛燃烧稳定,四周水...     

超低排放下的宽负荷脱硝技术介绍

为满足火电机组灵活性改造要求,实现机组最低技术出力以上全负荷、全时段氮氧化物稳定达标排放,需要对现有脱硝系统进行宽负荷脱硝改造,介绍几种主要的宽负荷脱硝技术。     

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。     

抽水蓄能与燃煤机组联合调峰优化对脱硝成本影响

燃煤机组低负荷调峰期间,脱硝系统无法正常投运,已成为区域电网绿色调度急需解决的问题。目前,大部分针对抽水蓄能与燃煤机组联合调峰优化的研究未考虑脱硝系统投入率对调峰能耗的影响。对此,本文在定性分析抽水蓄能与燃煤机组调峰方式对脱硝能效影响的基础上,通过建立考虑脱硝成本的抽水蓄能与燃煤机组联合调峰优化模型,并采用GAMS软件进行模型仿真。结果表明:抽水蓄能与燃煤机组联合调峰对脱硝成本影响明显;采用抽水蓄能和燃煤机组两班制联合调峰方式,不仅可以有效缓解该区域电网调峰压力,提高系统调峰经济性,而且可以降低区域电网内燃煤机组的脱硝总成本和发电总成本。该研究成果可为绿色调度提供参考。     

山东省可再生能源调峰机组核定及灵活性提升策略

随着外电入鲁和风电、光伏等可再生能源发电量的不断增加,山东电网的调峰压力不断增大。为提升电力系统的调峰能力,根据山东省可再生能源建设规模、消纳情况、电源结构和负荷特性,确定一定规模煤电机组为调峰机组,并明确要求调峰机组在不采取助燃措施、环保达标条件下,连续安全稳定运行的最低电负荷须低于40%额定电负荷。通过试验核定,确认了山东省首批8台可再生能源调峰试点机组。对未达到调峰要求的机组,可根据设备情况采用热电解耦、宽负荷脱硝和提高锅炉稳燃能力等技术提升机组的灵活性,以满足电网的调峰需求。     

宽负荷SCR脱硝系统的全负荷拓展技术探索

为了实现选择性催化还原(SCR)脱硝系统全负荷运行,减少环境污染,机组启动过程中使用宽负荷SCR脱硝系统进行全负荷脱硝系统试验:通过锅水循环泵(简称锅水泵)流量调节阀和锅水泵出水调节阀控制省煤器再循环流量,同时通过省煤器水旁路调节阀控制省煤器旁路流量,在保证设备、系统安全的前提下,减少了启动过程中省煤器的吸热量,提高了SCR脱硝反应器入口烟温,使得并网前SCR脱硝反应器入口烟温达到脱硝催化剂最低温度要求,从而投入SCR脱硝系统运行。     

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。     

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。     

350MW超临界机组深度调峰背景下掺烧准东煤试验研究

对新疆某电厂350MW超临界机组,研究在深度调峰期间锅炉侧出现的问题及经济性指标,以实现机组35%额定容量深度调峰目标。结果表明：锅炉在低负荷下炉膛负压波动较大,燃烧稳定性变差,但总体仍能维持不投油稳燃的需求。机组脱硝烟气温度满足宽温催化剂要求（260℃）,且燃用准东煤时未出现各受热面严重沾污、积灰情况。锅炉具备深度调峰至35%额定负荷的出力能力。     

1030 MW超超临界机组深度调峰特性试验研究

对某1030 MW超超临界机组进行深度调峰试验,研究机组在500 MW、350 MW负荷下参与电网调峰的运行状况与经济性指标.结果表明:机组在350 MW深度调峰下能够运行1.5 h以上,但锅炉在低负荷下炉膛负压波动较大,稳燃能力呈下降趋势,脱硝装置在350 MW负荷下运行时已接近脱硝自动退出温度,水冷壁和再热器部分管...     

680 MW超临界机组深度调峰技术实践研究

煤电机组深度调峰是现阶段实现可再生能源消纳的重要措施。某680 MW超临界机组为实现30%负荷深度调峰常态化可靠运行，开展了诸多实践并取得较理想效果。在设备改造方面，增设一层等离子点火燃烧器，实施了全负荷脱硝改造和静叶调节引风机加装烟气再循环管路改造。在低负荷优化方面，开展了精细化燃烧调整、主汽温和再热汽温优化调整，大幅提升机组运行的经济性，提高了机组30%负荷的运行可靠性。在自动控制方面，开发出机组低负荷协调优化控制策略，实现了机组30%～50%升降负荷过程各项参数的稳定控制，有效降低人工操作风险。该机组上一系列技术的应用可为同类型机组开展深度调峰工作提供借鉴。     

1000MW机组深度调峰锅炉全负荷脱硝优化改造技术研究

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。     

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.     

330 MW机组SCR脱硝系统灵活性优化改造技术研究

以某330 MW机组SCR脱硝系统为研究对象,为了适应机组深度灵活性调峰,开展SCR脱硝系统优化改造技术研究。结合煤中的硫分和水分,机组负荷降低至30%THA工况时,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18℃,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增设零号高加等提升脱硝系统低负荷时烟气温度技术,确定省煤器水旁路为最佳改造方案,为同类型机组脱硝系统改造提供参考依据。     

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。     

燃煤电厂全负荷脱硝技术的应用

燃煤电厂一般以实现最低稳燃调度负荷区间的宽负荷脱硝为运行目标,部分电厂还需花费巨资通过技改途径来实现。为此,针对选择性催化还原(selective,catalytic reduction,SCR)脱硝系统低负荷无法投运的难题,结合某超超临界燃煤发电机组实际情况,开展全负荷脱硝技术研究及实践。在不对设备进行改造的情况下,通过利用机组各项有利边界条件,对锅炉侧、汽轮机侧、逻辑控制等方面进行技术优化,实现超超临界燃煤发电机组"零投资"的全负荷脱硝(机组并网前即投运脱硝),环境保护的社会、经济效益显著。     

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。