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。     

燃煤电厂(SCR)脱硝装置全负荷投运的方法

通过进行SCR脱硝装置入口燃烧器技术改造,利用焦炉煤气燃烧加热脱硝入口烟气温度,实现燃煤电厂(SCR)烟气脱硝装置可以在机组低负荷时段和锅炉启动过程中全负荷投入运行,满足氮氧化物(NO_X)排放浓度限值低于100 mg/Nm~3的环保排放标准。     

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。     

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。     

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200MW燃煤机组SCR烟气脱硝系统性能研究

在200 MW燃煤机组锅炉尾部烟道,建立了SCR脱硝系统性能测试平台,研究了入口烟温、NH_3/NO_x摩尔比和空间速度对脱硝效率和氨逃逸的影响;同时研究了烟气流量对脱硝系统阻力的影响。结果表明:入口烟温在340~370℃范围内,NH_3/NO_x摩尔比为1.0时,系统脱硝效率可达到80%以上。当NH_3/NO_x摩尔比小于1.08时,脱硝效率随NH_3/NO_x摩尔比增大而显著提高;当NH_3/NO_x摩尔比大于1.08时,脱硝效率提升不是很明显,而氨逃逸量会随NH_3/NO_x摩尔比的增大而一直增加,直至超出氨逃逸的设计限值。在入口烟温为360℃、NH_3/NO_x摩尔比为1.08时,调节反应器入口烟气流量,使空间速度在3300~4000 h~(-1)时,脱硝效率最佳,此时氨逃逸量低于2ppm。随着烟气流量的增大,脱硝系统的流动阻力和催化剂层的流动阻力逐渐增大,并且催化剂层阻力占脱硝系统阻力的75%左右。     

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。     

CFB锅炉SNCR+SCR联合脱硝超低排放工艺设计及应用

针对某1 060 t/h CFB锅炉NO_x排放浓度长期稳定在50 mg/Nm~3以下的超低排放目标,设计一套处理烟气量为1 150 000 Nm~3/h、初始NO_x含量190 mg/Nm~3,NO_x排放浓度不高于50 mg/Nm~3的SNCR+SCR联合烟气脱硝系统。分析当前烟气NO_x主要脱除技术的原理及优缺点,对SNCR+SCR联合脱硝工艺的主要参数、工艺流程进行设计,对工艺的设计依据、原理、目标及系统主要组成部分进行阐述。经168 h试运和性能测试,NO_x排放浓度平均值为33.55 mg/Nm~3,满足超低排放要求。性能测试结果表明:机组90%和80%负荷下,NO_x排放浓度、氨逃逸、联合脱硝效率、还原剂耗量、催化剂阻力及SO_2/SO_3转化率均满足设计要求和环保要求。     

SCR法烟气脱硝技术在潮州电厂2×1000MW机组上的应用

针对火电厂煤粉锅炉煤种适应性提高、低NOx运行要求,SCR技术可以有效地降低烟气NOx的排放浓度,减少发电企业的考核损失。以大唐潮州电厂2×1 000 MW机组增设烟气选择性催化还原法(SCR)脱硝装置的技术改造为例,简要介绍了潮州电厂原机组增加SCR脱硝系统的工艺构成和流程特点、设计参数、总体布置,并对该工程中相关设备的改造进行了描述,该改造不仅为百万机组脱硝工程的安全运行行提供了宝贵的经验,也为我国大型燃煤机组的脱硝改造工程提供参考。     

燃煤锅炉高效低NO_x协同优化系统开发及应用

为了达到大气污染物近零排放标准,大型燃煤发电机组NO_x排放质量浓度需低于35 mg/m3。在当前工程实践中应用最广泛的锅炉低氮燃烧(LNB)与选择性催化还原(SCR)综合脱硝技术存在协调问题,很难同时实现机组LNB与SCR脱硝的安全、环保、经济运行。为此,本文建立了燃煤锅炉LNB运行调整与SCR脱硝协同模型,采用改进的BP神经网络建立锅炉燃烧系统模型,利用改进的最小二乘支持向量机建立SCR脱硝系统模型,并进一步开展了机组高效低NO_x调节与优化分析,开发了燃煤锅炉高效低NO_x协同优化系统。在某机组的实际应用结果表明,该协同优化系统可在任何工况下实时指导运行人员调整机组运行参数,确保机组安全、环保、经济运行。     

W火焰锅炉SNCR脱硝及其对SCR入口流场的影响

由于W火焰锅炉NO_x排放浓度高,一些电厂采用低氮燃烧+SNCR脱硝+SCR脱硝的耦合脱硝方式,但运行中出现了氨逃逸浓度严重超标的问题。以某600 MW超临界W火焰锅炉为对象,采用CFD数值模拟辅以实测验证方法研究了锅炉负荷、尿素喷射层流场、氨氮摩尔比等因素对SNCR脱硝及SCR入口流场分布的影响。研究发现：SOFA风沿前后墙非等间距布置是造成尿素喷射层速度场及温度场不均的主要原因;随锅炉负荷降低,喷枪层截面平均温度趋向于SNCR最佳脱硝温度,脱硝效率逐渐增加;SCR入口截面温度、流速及NO_x浓度分布皆不均匀,随SNCR脱硝效率提高,SCR入口截面NO_x浓度分布偏差增大,不同负荷时SCR入口截面NO_x相对偏差达35%～53%。SNCR脱硝严重影响SCR脱硝反应器入口NO_x浓度均匀性,最终导致SCR氨逃逸浓度严重超标,建议通过优化SOFA风布置及在SCR入口段加装烟气混合器加以解决。     

燃气轮机高效脱硝的工艺流程设计及研究

针对燃气轮机工况条件下烟气排放的特点以及现有脱硝系统的问题,提出了一种燃气轮机机组SCR高效脱硝的技术方案,通过在燃机和余热锅炉的连接段处布置有尿素预热管和雾化喷枪,利用烟气余热进行尿素的预热和热解;采用烟气消旋装置可以对螺旋的烟气进行整流,消除了烟气的旋转,从而实现了对整个烟气通道的流场优化;结合燃气轮机的烟气排放特点采用专用的SCR脱硝催化剂,为实现燃气轮机的高效脱硝工艺设计提供理论依据和技术保证。     

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。     

300 MW机组超低排放脱硝喷氨经济运行优化研究

针对火电厂300 MW机组实施超低排放改造后,存在SCR反应器入口NO_x含量高、喷氨量大等问题。在低氮燃烧器未改造的情况下,通过分析、试验、研究,调整优化锅炉配风方式和设备运行参数,将NO_x排放指标控制在标准以下,达到了环保要求。同时,降低了SCR装置的喷氨量,降低了氨逃逸浓度,减轻了脱硝系统引起空预器堵塞,提高了机组的安全经济运行水平,节能环保和经济效益明显,可为同类型机组在超低排放改造中提供参考经验和借鉴。     

超低排放形势下SCR脱硝工程改造现状的调查

为达到“煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）”要求,超低排放改造工作在燃煤电厂全面展开。对49个电厂已完成烟气超低排放改造的132台机组安装的SCR脱硝催化剂现状进行了调查,对脱硝机组的类型、烟气温度、入口粉尘浓度、入口NO_x浓度和超低排放要求下脱硝催化剂的改造方案进行了统计和分析,并对超低排放改造前后SCR脱硝催化剂不同催化剂层间体积的变化进行了比较,同时结合部分改造案例分析了超低排放改造设计过程中值得注意和改进的事项,以进一步保障脱硝系统的达标排放和安全经济运行,给后续开展烟气脱硝超低排放改造机组的设计和建设提供借鉴。     

超临界350 MW机组CFB锅炉脱硫脱硝经济性分析

神华神东山西河曲发电有限公司(河曲CFB电厂)超临界350 MW机组循环流化床(CFB)锅炉超低排放技术路线为炉内高效脱硫抑氮+选择性非催化还原(SNCR)脱硝技术+炉外烟气循环流化床法脱硫工艺。通过现场试验,验证了床层温度、运行氧量和炉内钙硫摩尔比等运行参数对炉膛出口NO_x、SO_2排放的影响规律,以及向CFB锅炉内加入石灰石和设置前置电除尘器对脱硫脱硝运行经济性的影响。结果表明:可通过试验调整运行参数,控制炉外脱硫塔入口SO_2质量浓度,综合比较锅炉热效率、炉内喷钙系统石灰石消耗量、脱硝系统尿素消耗量和炉后脱硫系统Ca(OH)_2消耗量,选取最佳运行参数,实现燃烧效率和炉内脱硫、脱硝系统运行经济性最优;炉外脱硫系统前设置前置电除尘器,经济性更佳。该结论为采用烟气循环流化床法脱硫工艺的新建机组和实施超低排放改造的大型CFB锅炉提供了参考。     

适应烟气超低排放的现役超临界燃煤火电机组环保设施改造

为了满足燃煤火电机组的烟气超低排放要求,对现役超临界机组进行超低排放改造,对锅炉燃烧器进行低氮改造,对原有脱硝SCR增加1层催化剂,脱硫系统将单塔单循环改为单塔双循环,同时在脱硫系统出口增加湿式除尘器。改造后,对烟气排放进行试验测试,数据表明烟尘浓度、二氧化硫、氮氧化物等均满足烟气超低排放标准,符合国家环保指标要求。此次改造可为其它燃煤机组改造提供借鉴。     

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。     

循环流化床锅炉烟气降硝改造探讨

分析了某公司130 t/h循环流化床锅炉NO_x原始排放浓度高和炉膛出口温度低的原因,并提出了相应的技术对策,包括对锅炉异型分离器本体及中心筒进行优化改造,提高了分离器效率,为SNCR脱硝系统提供合理的温度分布场;同时新增二次环形风实现深度分级燃烧及烟气再循环技术降低了NO_x原始排放浓度。经降硝改造后,锅炉NO_x排放浓度满足环保要求。     

分区混合动态喷氨技术工程应用

为保证催化剂入口氨氮摩尔比分布均匀、降低氨逃逸量,常规选择性催化还原(SCR)脱硝系统要求其入口NO_x质量浓度分布均匀且稳定。机组灵活性改造后,负荷将频繁调整,SCR脱硝系统入口NO_x的分布则随着燃烧条件的变化而变化,导致常规SCR脱硝系统难以长期保持氨逃逸量达标,这将对空气预热器、除尘器、低温省煤器等后续设备的安全可靠运行造成严重威胁。为此,本文提出基于分区混合的动态喷氨技术,具体方案为:在SCR脱硝系统入口烟道加装大范围烟气混合器,降低NO_x分布不均匀度;然后将SCR脱硝系统后续入口烟道分成2~4个区,通过分区混合器将烟气成分基本混合均匀;每个分区设置1个自动调节阀调整分区喷氨量;每个分区出口设置在线NO_x测点,并以此对各分区喷氨量进行实时调整,最大程度降低氨逃逸水平。在某660 MW机组上进行该项技术改造,改造后催化剂入口截面速度及氨氮摩尔比分布均匀性显著提高,降低了氨耗量,有效保证了后续设备的安全可靠运行。