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《青海电力》2018,(3)
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。 相似文献
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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。 相似文献
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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。 相似文献
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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。 相似文献
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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。 相似文献
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随着国家环保要求的日益严格,目前新建300MW级以上电厂大部分均随主机建设脱硝装置,在经济发达地区已投运电厂已经开始进行脱硝技改。由于已投运电厂的锅炉特性、场地布置方式等均有不同,对脱硝技术的选择也都各异。本文针对这类问题,对比了燃烧器改造、OFA、再燃、SNCR、SCR等脱硝技术特点,从如何选用脱硝技术,以及各种脱硝技术在已投运电厂进行加装脱硝系统改造的技术选择时需要注意的问题进行探讨,对已投运电厂的脱硝技改提供参考意见。 相似文献
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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)。 相似文献
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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. 相似文献
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火电厂宽负荷脱硝改造势在必行,利用几种提高省煤器入口烟气温度或者提高省煤器进入水温的方案,可以有效提高进入SCR入口烟气温度,使得SCR在宽负荷下正常投运,确保氮氧化物排放达到环保要求。 相似文献
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《电站系统工程》2021,(1):57-60
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。 相似文献
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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。 相似文献
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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. 相似文献
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