旺隆电厂脱硝改造及应用

根据有关环保要求并结合自身的实际情况,旺隆电厂对2台420t/h燃煤锅炉进行脱硝改造.脱硝改造包括:将锅炉燃烧器改造为低氮燃烧器;对尾部烟道受热面重新设计和布置,并在烟道上加装选择性催化还原技术(SCR)装置和配套系统.改造后烟气脱硝系统脱硝效果显著,大幅减少了区域氮氧化物排放量.     

超临界锅炉尾部烟道再燃烧原因分析及预防措施

针对某超临界锅炉脱硝系统改造后在启动过程中发生的尾部再燃烧,从锅炉的结构特点、启动过程控制进行综合分析,由于脱销装置增加了烟道阻力,少油点火能量不足和烟气的涡流,致使部分未燃烧及未燃尽的煤粉在锅炉的尾部沉积,炉内燃烧状况恶化,最终导致了尾部烟道再燃烧的发生。提出了预防锅炉尾部烟道再燃烧发生的措施:装有少油点火装置的锅炉要给予充足的点火能量、脱硝改造的超临界锅炉应进行冷态空气动力场试验及燃烧调整试验,锅炉点火启动前保证炉膛及烟道的保护装置安全可靠。     

锅炉尾部烟道的阻力特性及测试

随着我国节能减排力度的增加,许多电厂均在锅炉尾部烟道内安装了低温省煤器,并增加了脱硝催化剂的层数。某机组对尾部烟道进行了改造,使烟道阻力产生了较大变化。通过测试,发现锅炉尾部烟道内各部件两端的阻力存在明显差异,其中空气预热器和SCR脱硝设备的两端阻力较大。根据尾部烟道的阻力特性,分析了机组无法满负荷运行的原因,并提出了相应的改进措施。     

2×75t/h煤粉锅炉烟气SNCR+SCR混合脱硝工艺设计及应用

结合山西某热电厂2×75 t/h煤粉锅炉烟气脱硝工程实例,详细阐述了SNCR工艺系统、SCR反应器、喷枪安装、锅炉尾部烟道改造,并对运行效果进行分析。结果表明,SNCR+SCR混合脱硝工艺具有较高的脱硝效率,SCR反应器设置1层催化剂,配合SNCR工艺,脱硝效率可达75%左右,适用于NO_x含量较高的中小型燃煤锅炉烟气脱硝,满足环保排放要求。     

装设SCR脱硝装置对锅炉岛设计的影响及对预留方案的建议

2004年1月1日起火电厂建设开始执行新版GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准),对NO2排放的限制更加严格．并要求“第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱硝装置空间”。针对新建大容量火电机组如何预留烟气脱硝装置空间的问题,概述目前国内外烟气脱硝技术的应用情况;分析采用SCR烟气脱硝装置后对锅炉岛的总体布置、锅炉钢结构、炉膛承压设计、空气颈热器性能和设计及对引风机风压等的影响;对于如何预留装设SCR脱硝装置的条件、预留到何种程度等提出建议：对SCR反应器布置空间预留．空气预热器的改造预留、引风机改造等提出了多个方案,设计时结合各火电工程的建设特点,选择合理预留SCR装置方案。     

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。     

600MW机组引风机改造后可靠性及经济性分析

为降低大气污染物的排放,火力发电厂要进行烟气脱硝、除灰改造,这将引起锅炉尾部烟道系统阻力增加,原有引风机出力将无法满足要求。以乌沙山发电厂3号机组为例介绍了引风机改造方案,对改造后引风机的可靠性和经济性进行了分析。     

选择性催化还原(SCR)脱硝装置对锅炉结构的影响

目前国内采用选择性催化还原脱硝工艺进行烟气脱硝处理的燃煤机组较多,但多数是在主机合同已经签订的条件下再配套SCR脱硝装置,其安装不可避免会对锅炉结构产生影响。为此,结合某电厂600 MW燃煤机组脱硝工程,就SCR脱硝装置对锅炉尾部及空气预热器的影响进行了分析,并指出设计、施工应注意的问题。     

600MW“W”火焰锅炉脱硝技术改造工程实践

以大唐阳城发电有限公司600 MW"W"火焰锅炉脱硝改造工程为例,阐述了项目的实施、工程的费用及承包方式、脱硝方案及工艺的选择、锅炉相关系统的配套改造等,总结了工程建设及设备调试、运行中积累的经验和出现的问题,为同类型锅炉的脱硝改造提供借鉴作用。     

烟气SCR法脱硝工艺流程的设计与应用

根据燃煤电站锅炉燃烧过程NOx 生成机理和减排技术的现状,需要在锅炉尾部加装烟气脱硝装置。选择性催化还原（SCR）是比较成熟的技术。文章着重分析了其脱硝原理、工艺流程、脱硝岛整体布置方案、还原剂、催化剂的选择和烟道的设计优化。另外还介绍如何控制运行中的工艺参数和工程的应用情况。     

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。     

联合脱硝技术在燃煤锅炉脱硝改造中的应用

随着环保标准的不断提高,电力企业燃煤锅炉的脱硝改造项目也越来越多。现在SNCR与SCR是主要的脱硝技术,在不同的改造项目中根据实际情况进行选用。国华热电分公司结合其设备特点制定了联合运行脱硝的技术方案并实施成功,为燃煤锅炉的脱硝改造做了有益探索。     

1026 t/h亚临界电站锅炉降氮改造

以台山电厂2号锅炉降氮改造为例,总结了锅炉分级燃烧技术以及SCR脱硝工艺的应用对锅炉的降氮效果.通过燃烧器改造,使燃料在炉膛中经历分级燃烧,主燃区形成欠氧的还原气氛,抑制NOx的形成,在烟道后端增设SCR脱硝装置,利用氨气还原烟气中残余NOx,使烟气NOx含量降至50 mg/3以内,满足国家环保指标要求.低氮燃烧器及SCR脱硝装置改造对1 026 t/h亚临界燃煤锅炉具有明显的降氮排放效果.     

锅炉烟气脱硝尿素热解炉催化水解节能改造

针对国内锅炉烟气脱硝尿素热解炉运行过程中存在的问题,从能耗、尿素分解率、副产物等方面进行了分析,比较了当前成熟的尿素烟气热解技术和尿素水解技术路线,提出了最佳尿素热解炉催化水解节能改造技术路线。现场运行实践表明,采用尿素催化水解技术对尿素热解炉进行改造后,脱硝系统制氨可靠性得到大幅度提高,能耗、尿素利用率以及对尾部受热面的影响等指标得到大幅度优化,节能改造投资回收期仅为1～2.1年。     

300 MW机组锅炉尾部受热面的改造

某发电厂300 MW亚临界机组锅炉低氮燃烧器改造后,存在主/再热蒸汽温度超温频繁、过热器减温水量大、SCR脱硝装置入口烟温高等问题。通过减少锅炉部分低温过热器、增加1组光管省煤器的尾部烟道受热面改造,彻底解决了上述问题,提高了机组运行的安全性和经济性,取得了良好的节能降耗效果。     

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。     

低氮燃烧与SCR脱硝技术相结合的改造

介绍了某公司的锅炉设备概况以及低氮燃烧与SCR脱硝技术相结合的改造方案,详细阐述了低氮燃烧改造与SCR脱硝技术改造的技术特点和工艺流程,分析了低氮燃烧改造及SCR脱硝技术改造对锅炉安全运行的影响,提出了改造后应采取的安全措施,总结了锅炉燃烧运行调节的优化改进经验。     

锅炉脱硝改造前燃烧系统状态评价及建议

通过对某电厂330 MW机组增装脱硝系统和燃烧器改造前锅炉效率、NOx排放、空气预热器漏风、锅炉运行性能等进行准确的状态评价,为增装脱硝系统和燃烧器改造及设备选型提供依据.建议该机组在进行低氮燃烧器改造时,全面考虑各种影响因素,寻求最佳风量,并应将锅炉原设计煤种作为校核煤种之一予以考虑;在实施脱硝改造时,应根据空气预热器的构造特点采取有效措施,减小空气预热器漏风率.     

循环流化床锅炉炉内超低排放改造优化调整试验

针对燃煤发电厂降低大气污染物排放以满足环保要求,以某发电厂5号锅炉改造为例,介绍了实现循环流化床锅炉炉内脱硝、脱硫的原理,并依据该原理对炉内脱硝、脱硫系统提出了改造和优化调整试验方案.调整后的系统,实现了降低锅炉的NOx和SO2的原始排放、提高炉内脱硫和炉内脱硝效率的目的 .     

燃气-蒸汽联合循环机组SCR脱硝技术研究

以某9F级燃气-蒸汽联合循环机组余热锅炉为原型，进行了选择性催化还原（SCR）脱硝系统改造设计研究，根据脱硝系统所需氨耗量和烟气参数设计了氨水蒸发系统，根据余热锅炉的具体尺寸和实际运行烟温参数确定了催化剂的布置位置和参数，并采用数值模拟方法研究了改造后余热锅炉脱硝系统的烟气流场。结果表明:对于高位布置的燃气轮机，在扩口段烟道可不设置导流板；采用分区可调的多组一体式氨注射混合器，能在较短距离内加强氨气和NOx的混合；项目改造完成后进行了喷氨优化调整试验，最终脱硝系统出口截面上的NOx分布相对标准偏差从29.6%降至19.6%，氨逃逸量从3.46 ?L/L降至2.89 ?L/L，改善效果明显。