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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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《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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《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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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。 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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选择性催化还原(SCR)烟气脱硝技术虽然应用广泛,但催化剂磨损、堵塞及还原剂与烟气混合不均等问题时有发生,CFD技术可多角度模拟现场情况,有助于问题的解决。对国内外燃煤电站SCR烟气脱硝CFD技术的研究进行了综述,在对文献进行梳理的基础上,阐述了计算流体力学CFD软件在SCR烟气脱硝模拟中的应用情况,其主要领域包括:流场模拟、组分浓度场模拟、气固两相流模拟、化学反应模拟等。指出合理均匀的流场是整个SCR系统经济安全运行的基础;耦合详细反应机理的SCR模型与锅炉燃烧、SNCR等模型的联合模拟是未来研究的重点。 相似文献
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目前国内选择性催化还原(SCR)脱硝机组普遍存在低负荷停止喷氨的问题,脱硝装置停运工况所对应的烟气温度称之为最低连续喷氨温度。出于技术保护的目的,以往引进国外技术的催化剂制造商得不到此温度的计算方法。为此,从硫酸氢铵(NH4HSO4)的生成机理出发,分析了NH4HSO4的结露过程,并结合催化剂的微孔毛细管冷凝现象,提出了一种计算最低连续喷氨温度的方法,该方法计算结果与工程实践有很好的耦合度。同时,根据烟气成分、脱硝效率、NOx入口浓度对最低连续喷氨温度的影响,结合运行经验,提出了“欠氨运行”概念,用以指导工程实践和脱硝系统的运行。 相似文献