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。     

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。     

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。     

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。     

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.     

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。     

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。     

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。     

电站低温省煤器变工况特性分析与运行优化

通过热力学分析,研究燃煤电站低温省煤器系统变工况特性,探究低温省煤器系统在变工况条件下节能效果的变化规律和原因。对固定排烟温度和兼顾平均温差与排烟温度两种运行模式进行计算和分析。研究结果表明,从节能效果规律上看,低温省煤器系统在高负荷下节能效果明显优于低负荷,且高负荷时节能效果更稳定,在较低负荷时,随着负荷降低,节能效果呈现急剧下降趋势。产生这种变化规律的原因主要是:低温省煤器换热温差及烟气放热温区、烟气流量以及系统单位燃料回收余热量随着负荷变化产生相应的变化。通过对低温省煤器出口烟温的合理调节,可以从某种程度上减轻这种影响,明显减缓低负荷下低温省煤器节能效果的下降。该研究结果为电站低温省煤器系统的优化设计与运行提供了理论分析数据。     

320MW机组锅炉加装低温省煤器的经济性研究

对某台320MW机组锅炉在尾部烟道加装低温省煤器,利用烟气余热加热机组凝结水,以降低电袋复合除尘器入口烟温。试验结果表明:加装低温省煤器后,汽轮机热耗率下降40.3kJ/(kW.h),机组供电煤耗降低1.425g/(kW.h);进入电袋复合除尘器的烟气温度降至130℃左右,满足进入脱硫装置排烟温度≤150℃的要求,同时消除了锅炉两侧烟道的烟温偏差,使机组可在任何负荷下安全运行。     

300 MW机组CFB锅炉低温再热器改造方案研究

针对某300 MW电厂循环流化床(CFB)锅炉高负荷下排烟温度过高,低负荷再热蒸汽温度不足的问题,提出了增加低温再热器面积的改造方案,并基于运行数据,对该锅炉改造前后的3个典型运行工况进行了详细热力计算与分析。结果表明:增加低温再热器面积可以有效地提高再热汽温,但受限于省煤器的烟-水换热特性,单纯降低省煤器之前的烟温难以降低最终的排烟温度。     

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。     

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。     

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。     

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。     

300MW机组CFB锅炉低温再热器改造方案研究

针对某300MW电厂循环流化床（CFB）锅炉高负荷下排烟温度过高,低负荷再热蒸汽温度不足的问题,提出了增加低温再热器面积的改造方案,并基于运行数据,对该锅炉改造前后的3个典型运行工况进行了详细热力计算与分析。结果表明：增加低温再热器面积可以有效地提高再热汽温,但受限于省煤器的烟一水换热特性,单纯降低省煤器之前的烟温难以降低最终的排烟温度。     

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。     

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。     

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。     

增设零号高压加热器控制SCR脱硝烟温对机组经济性影响的计算研究

增设零号高压加热器可提高燃煤锅炉在中低负荷时选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)脱硝反应器入口烟温,为确定其对机组经济性的影响规律,以国内某电厂600 MW机组为研究对象,首先确定了50%、60%和70%额定负荷下零号高压加热器的运行参数,进而对增设零号高压加热器后各工况进行了热力性能和成本变化的计算。结果表明:增设零号高压加热器后,给水的温升提高了排烟温度,这会提高SCR脱硝效率,降低了脱硝成本,但同时会增加机组运行的燃煤成本;且较抽汽阀门全开方式,抽汽节流方式的经济性是降低的。因此,若采用零号高压加热器技术,需要耦合使用低温省煤器来降低排烟温度,以消除零号高压加热器的增设对机组经济性的不利影响。