提高SCR反应器入口烟气温度的技术方法

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。     

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。     

一种电站锅炉全负荷脱硝综合优化技术

根据电站锅炉设备固有特点,通过采取优化磨煤机启动,优化尾部烟道烟气挡板调整,优化汽温控制、提高给水温度,优化炉水循环泵运行,优化电站锅炉湿态转干态前后的操作等综合优化技术,提高脱硝入口烟温,不需进行设备改造,即可实现电站锅炉全负荷脱硝。此综合优化技术的实施,可节约技改费用,避免出现加装省煤器烟道旁路时因挡板不严将造成排烟温度升高、锅炉效率降低的问题,同时避免出现设置省煤器给水旁路时容易出现省煤器内工质沸腾工况而影响机组安全运行的问题。此综合优化技术可为同类型机组实现全负荷脱硝提供借鉴。     

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。     

降低SCR脱硝装置最低投运负荷的策略研究

发电机组低负荷下,锅炉省煤器出口烟温往往达不到SCR脱硝装置运行要求.为解决这一问题,对现有省煤器旁路式解决方法进行分析,找出不足,进而提出了省煤器烟气旁路式和限流式加低温换热器的解决方案.在机组低负荷运行时利用这2种新方法,能够在不影响锅炉效率的前提下,实现脱硝装置稳定、高效运行;对于排烟温度较高的锅炉,采用省煤器限流式加低温换热器的方法,能够有效降低锅炉排烟温度,提高锅炉效率.     

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。     

锅炉低负荷工况下脱硝系统投运率提高的改造技术

对通过分级省煤器改造来提高超临界锅炉低负荷工况下脱硝系统投运率的改造案例进行了研究。通过持续2个月的运行监控表明,运用分级省煤器改造来保证低负荷工况下NOx的持续超低排放、脱硝系统的安全稳定投运方案切实可行,且锅炉排烟温度进一步降低,为目前国内众多采用SCR工艺进行烟气脱硝的电厂升级改造提供了可靠的参考依据。     

全负荷脱硝技术在超临界燃煤机组的应用

在低负荷阶段,广东珠海金湾发电有限公司(以下简称"金湾电厂")两台锅炉的脱硝系统因烟温低而退出运行,造成烟气污染物的超标排放。为了使低负荷时氮氧化物(NO_x)的排放达到最新环保要求,金湾电厂对锅炉进行了脱硝改造:首先在锅炉尾部烟道加装了脱硝装置并对省煤器进行分级改造,然后进行低氮燃烧调整以及启停机运行的优化。改造后,烟囱出口NO_x的质量浓度小于30mg/m~3(标准状态下),40%~60%负荷阶段脱硝装置投运率100%,有效地减少污染物的排放,较好地解决锅炉因烟温低而脱硝系统不能投入运行的问题。     

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。     

省煤器烟气旁路在SCR烟气脱硝系统中的应用

由于机组低负荷运行时,选择性催化还原(SCR)烟气脱硝系统的入口烟气温度低于最低喷氨温度,会导致SCR系统无法喷氨运行。为此,需设置省煤器烟气旁路。以某火电厂600MW机组SCR系统为例,通过数值模拟的方法得到最佳省煤器烟气旁路方案,即将省煤器旁路入口设于喷氨格栅前,将部分接口伸入进口烟道内,加深高温烟气进入SCR系统水平烟道的射入距离,有利于高温烟气和低温烟气迅速混合。该方案实施后,第1层催化剂入口截面上烟气平均温度为319℃,烟气温度分布的最大偏差为2.4%,满足最低喷氨温度要求。     

省煤器分级技术改造与性能评价

为提高低负荷工况SCR脱硝装置入口烟气温度,某电厂对其600 MW超临界锅炉进行了省煤器分级技术改造,并通过性能考核对改造结果进行了综合评价。改造后低负荷工况时SCR脱硝装置入口烟气温度提高到300℃以上,满负荷工况时不高于400℃,保证了SCR脱硝装置的持续稳定投运,且未降低锅炉效率,为同类机组SCR脱硝装置低负荷脱硝技术改造提供借鉴和参考。     

300MW机组SCR系统低负荷运行能力提升策略

热电厂脱硝SCR烟气系统运行过程中,经常出现中、低负荷下SCR反应器入口烟温低于催化剂的最佳反应温度,导致SCR反应器运行效率偏低,严重影响锅炉的脱硝效率、排放浓度和氨逃逸率,还会引起空预器的堵灰问题。通过对锅炉烟风系统进行省煤器外烟气旁路改造,实现了在锅炉低负荷工况下,SCR系统正常稳定工作。     

锅炉旁路烟道脱硝入口烟温自动控制系统设计与分析

针对锅炉低负荷运行时段,脱硝系统入口烟气温度低于催化剂正常使用温度的问题,对现有的旁路烟道挡板调节进行改进,以国家能源集团双辽发电有限公司机组为例,通过对分散控制系统PID控制算法中放大倍数和积分时间的适当调整,使锅炉在30%～100%负荷区段运行时脱硝系统能够可靠地连续投入。     

利用省煤器给水旁路提高SCR进口烟温的应用及分析

介绍了某发电厂1号机组脱硝系统的运行优化思路,通过加装省煤器给水旁路提高低负荷下进入脱硝系统的烟气温度,在燃用设计煤种时,35%BMCR负荷工况下脱硝系统入口烟温不低于293℃,保证低负荷阶段脱硝系统稳定运行。     

利用电站锅炉耦合秸秆直燃炉提高再热汽温和SCR烟温经济性分析

针对电站锅炉普遍存在的再热蒸汽温度偏低和选择性催化还原(SCR)烟气脱硝系统低负荷下无法正常投运的问题,提出通过一种电站锅炉耦合秸秆绝热直燃炉,利用秸秆直燃的高温烟气显热直接提高锅炉尾部烟道烟气温度的技术方案。以某超临界350 MW机组锅炉为例,对不同负荷下将耦合秸秆绝热直燃炉高温烟气分别引入低温再热器进口烟道和SCR烟气脱硝系统前烟道的情况进行热力计算和经济性分析。结果表明:将1 000℃高温烟气引入低温再热器进口烟道时,100%负荷工况下,消耗秸秆3 749 kg/h,可将再热蒸汽温度升高13.5℃,节省供电标准煤耗1.86 g/(kW·h);50%负荷工况下,消耗秸秆3 749 kg/h,再热蒸汽温度升高33.3℃,节省供电标准煤耗7.39g/(kW·h);将1000℃高温烟气引入SCR烟气脱硝系统前烟道时,50%负荷工况下,消耗秸秆580 kg/h,SCR烟气脱硝系统入口烟温升高8.7℃,满足SCR烟气脱硝系统投运要求,供电标准煤耗增加0.84 g/(kW·h)。     

锅炉负荷变化对脱硝系统内烟气流动影响研究

为研究锅炉负荷变化对脱硝系统运行的影响,采用CFD方法对不同锅炉负荷时脱硝系统内烟气流动过程进行数值模拟,对比了50％,70％和100％三种锅炉负荷下,烟气NOx浓度分布、速度分布和温度分布差异,结果表明:负荷变化时,催化区域前后区域烟气流速会随之变化,但烟道内烟气流动规律基本相似;定量喷氨时,催化层入口区域内烟气各组...     

一种火电机组实现SCR全时段脱硝的系统及方法

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。     

电站锅炉SCR脱硝旁路烟道改造数值模拟及应用

某电厂在机组低负荷运行时,SCR脱硝装置入口烟温低于脱硝反应最低温度,导致SCR无法正常运行。采取了在锅炉转向室后抽出高温烟气,与低温烟气进行混合,提高SCR入口烟气温度的技术改造措施。通过数值模拟及试验,研究了旁路烟道布置方式对混合后烟气温度分布的影响以及改造前后锅炉效率、烟温分布变化的情况。     

不同清洁因子C_F下省煤器烟气旁路对SCR和锅炉效率的影响

以国内某600 MW亚临界机组为研究对象,针对锅炉在中低负荷时SCR脱硝效率低以及氨逃逸率高等问题,进行省煤器烟气旁路改造,同时通过设计得到了50%THA、60%THA和70%THA三种负荷下不同的省煤器表面清洁因子C_F,并对不同C_F工况进行了热力计算。结果表明:增设省煤器烟气旁路方案,具有较好的烟温调节能力,而排烟温度的升高,需要耦合使用低温省煤器改造等手段消除排烟温度升高带来锅炉效率下降的影响;省煤器表面清洁因子C_F在一定的范围内,SCR脱硝效率随着C_F降低而升高,但对应的锅炉效率却下降,且旁路份额越多趋势越明显。实际运行中,应根据烟温变化及时判断省煤器污染程度,进行适时、适当地清除省煤器表面的积灰,保证SCR系统安全高效经济运行。     

2×600MW超临界火力发电机组锅炉宽负荷脱硝改造技术路线选择

本文介绍了现有宽负荷脱硝技术,论述了不同技术的优缺点,给出了宽负荷脱硝造技术路线选取建议;尾部烟道下组省煤器受热面分级布置技术,通过锅炉给水量调节实现烟温的调节,既能提高锅炉效率又能满足宽负荷脱硝运行温度的要求。