600MW火电机组提高SCR入口烟温方案研究

国电浙江北仑第一发电有限公司2号锅炉低负荷时省煤器出口烟温过低,为保证低负荷时机组的脱硝投运率,需提高脱硝SCR入口烟温。论述提高SCR入口烟温几种方法的原理及利弊,并对省煤器分级改造的方案进行了介绍,为国内同类机组脱硝改造提供了借鉴。     

国内首台火电机组省煤器分级改造提高SCR入口烟温实践

北仑电厂2号锅炉低负荷时省煤器出口烟温过低,不能保证机组的脱硝投运率,通过省煤器的分级改造,提高了SCR入口烟气温度,既满足了脱硝设备的烟温要求,又不影响锅炉热效率,为国内同类机组脱硝改造提供了借鉴.     

电站燃煤锅炉全负荷SCR脱硝控制技术探讨

为了解决燃煤电站锅炉在低负荷时由于SCR入口烟温低于SCR催化剂正常工作温度窗口而导致脱硝系统无法投运的问题,主要对策有增加省煤器旁路、提高锅炉给水温度、省煤器分级技术以及开发宽温度窗口SCR脱硝催化剂。这些方法能在一定程度上改善低负荷SCR脱硝系统运行情况,目前国内所采用的省煤器旁路烟道等技术是以牺牲一定的经济性为代价的,高效节能锅炉全负荷SCR脱硝控制技术的研究对于逐步改善周围大气环境质量具有显著的经济效益和社会效益。本文旨在为燃煤锅炉进行全负荷SCR脱硝控制提供参考。     

应用分级省煤器技术实现宽负荷脱硝

电站锅炉在低负荷工况下SCR入口烟温偏低,无法满足SCR投运要求。介绍了某电厂600 MW锅炉通过分级省煤器技术改造,将锅炉250 MW负荷下脱硝入口烟温提高20℃以上,且不降低锅炉效率,保证了SCR投运率和脱硝效率,在同类型锅炉上具有广泛的应用前景。     

省煤器分级在提升700MW燃煤机组SCR脱硝系统投运率的应用研究与实践

通过实施省煤器分级改造来提高700 MW燃煤机组低负荷段SCR脱硝系统投运率的工程案例进行了研究分析。结果表明:改造后各负荷段(250 MW^700 MW)SCR入口烟气温度得到不同程度提高,且均满足SCR脱硝催化剂连续喷氨的参数要求,NO x排放浓度普遍降低,特别是低负荷段尤为明显,完全符合当前国家及地方环保要求;同时,锅炉排烟温度进一步降低,额定工况下锅炉效率略有提升,有效保证了机组的安全、经济、稳定运行。此外,改造后该机组每年可为电厂减亏1924万元。实践证明:该项技术改造方案取得了较好的工程效果,为国内采用SCR脱硝系统的燃煤机组有效解决低负荷段NO x的排放难题提供了可靠的技术参考。     

应用热水再循环技术实现宽负荷脱硝

燃煤电站锅炉在较低负荷运行时,脱硝设备(SCR)入口烟气温度可能低于脱硝催化剂正常工作温度窗口(通常为300℃~420℃),需要进行相关改造来满足电站锅炉低负荷投运脱硝设备的要求。通过对分级省煤器、省煤器烟气旁路、省煤器水旁路、热水再循环等几种目前常见的提高低负荷脱硝入口烟气温度改造方法的原理及特点进行了介绍,并详细介绍了热水再循环改造的技术路线,旨在为需要进行相关改造电厂的方案选择提供参考。     

锅炉低负荷下SCR入口烟温提升方案对比研究

为了解决燃煤电站锅炉在中低负荷时,由于SCR入口烟温低于SCR催化剂最佳反应温度范围而导致SCR效率低以及氨逃逸率增加而引起空气预热器的堵灰等问题,以广东某电厂600MW机组锅炉为研究对象,在50%THA、60%THA和70%THA工况下通过热力计算对比分析了4种不同的烟温提升方案,结果表明:给水旁路和省煤器出口水旁路再循环方案调节能力不足,不具备可行性;当所需SCR入口烟温调节幅度在0℃～40℃范围内,省煤器烟气旁路方案有较好的调节能力,但排烟温度会升高,需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;而省煤器分级改造虽受预留空间及改造费用的影响,但具有明显的烟温调节能力,当移除面积小于原省煤器的50%时,SCR脱硝系统其进口烟温调节幅度在0℃～40℃范围内,又能满足在高负荷下正常运行,且不至于使排烟温度升高,对锅炉运行的经济性不会产生影响。     

烟气温度对SCR脱硝催化剂的影响

江苏徐塘发电有限责任公司4号炉低氮燃烧器技改运行后,由于省煤器出口温度低于设计值,在负荷低于210 MW时,造成SCR脱硝停运,脱硝投运率较低。文中叙述了烟气温度对SCR脱硝机组催化剂的影响,并从锅炉的启停、运行烟温高低、事故状态三个方面进行了阐述通过分析,并针对性地对SCR脱硝系统进行了优化设计,制定了防止催化剂损坏的措施,该措施对延长催化剂寿命,降低SCR脱硝机组的运行维护具有重要意义。     

1100t/h塔式直流燃煤锅炉SCR脱硝装置入口烟温降低的方法及应用

为解决塔式燃煤直流锅炉脱硝装置入口烟温偏高的问题,设计了高温烟气换热器热力系统,将脱硝系统的入口烟温降至脱硝催化剂最佳运行温度范围,并对烟气热量进行回收利用.给出了高温烟气换热器热力系统技术方案,对系统投运效果进行了测试.结果表明:所提方法有效解决了选择性催化还原(SCR)脱硝装置入口烟温偏高的问题;在额定负荷下,脱硝效率可以提高1.4%;在负荷波动时,可以稳定SCR脱硝装置入口烟温;锅炉排烟温度和出口热风温度均降低.     

给水置换式省煤器系统在电站锅炉中的应用

将给水置换式省煤器系统运用到电站锅炉低负荷下SCR安全投运的改造中,将部分温度较低的工质水直接引流到下降管中,同时将部分省煤器出口温度相对较高的热水置换到省煤器入口。结果表明:通过给水置换的方式可提高省煤器实际入口工质水的温度,减小省煤器的传热温压,减少省煤器的换热量,提高省煤器出口的烟气温度,即提高了脱硝设备入口的烟气温度,达到了在低负荷下安全投运脱硝设备的目的;改造后锅炉可在低负荷下安全稳定运行,因脱硝设备不能投运而产生的NOx排放量也减少。     

大容量锅炉省煤器两级布置及其应用

为了降低火力发电厂氮氧化物排放,在省煤器与空气预热器之间装设SCR脱硝系统,可实现80%的脱硝效率。而脱硝催化剂入口必须保证烟气温度在310~420℃之间如何实现锅炉在全负荷范围内满足SCR系统的运行要求是今年部分电厂遇到的难题,将省煤器分级布置是解决该问题的有效途径之一,本文详细阐述了省煤器分级的技术方案。     

某电厂660MW超临界机组宽负荷脱硝技术应用

针对燃煤机组在低负荷时,脱硝装置(SCR)由于烟温低而不能满足投运要求的问题,以某660 MW超临界机组为例,提出4种宽负荷脱硝改造方案进行分析比较,确认采用给水旁路+省煤器再循环的改造方案。根据机组改造后的实际效果分析此方案的可行性,总结其技术特点。     

不同宽负荷脱硝系统变工况及瞬态性能的对比研究

对比了0号高压加热器、省煤器给水旁路和省煤器烟气旁路等宽负荷脱硝系统的宽负荷性能及瞬态特性。结果表明：在30%THA～100%THA负荷、旁路流量均为50%时,采用低过侧省煤器烟气旁路的SCR入口温度升高幅度最大,达31.2 K;采用各省煤器旁路方案均使机组标准煤耗率增大,采用低过侧省煤器烟气旁路和低再侧省煤器烟气旁路时,标准煤耗率每增大1 g/(kW·h),可分别提高SCR入口温度42.16 K和27.56 K;采用低过侧省煤器烟气旁路时,SCR入口温度变化滞后时间短且变化率高(达到34.65 K/min);投运0号高加后SCR入口温度变化滞后约1 min,功率平均变化率为10.22 MW/min。     

锅炉省煤器分级改造技术分析和效果

燃煤锅炉在采用低氮燃烧器的基础上,锅炉尾部在省煤器与空气预热器之间安装SCR(Selective Catalytic Reduction)脱硝装置,来进一步控制氮氧化物排放,因机组参与电网深度调峰,SCR入口排烟温度过低,影响脱硝效率,甚至退出运行。通过各种技术方案分析比较,推荐采用省煤器分级方案,在600 MW超临界机组实施,有效提高了SCR入口排烟温度,对于指导机组深度调峰,改善SCR运行效率,烟气达标排放,具有重要指导作用。     

锅炉SCR入口NO_X浓度的控制

某公司锅炉脱硝系统采用空气分级燃烧技术和锅炉尾部烟气脱硝技术。由于空气分级燃烧技术造成炉膛火焰中心上移,影响锅炉飞灰、排烟、CO和减温水量指标,造成锅炉效率下降、增加运行成本。SCR设备运行需消耗液氨,相同脱硝效率下液氨成本取决于烟气量及SCR入口NOx浓度。SCR入口NOx浓度越低消耗的液氨量越少、液氨成本越低,但一味降低SCR入口NOx浓度可能会造成炉效下降幅度过大。为了确定机组NOx的排放浓度,在300MW负荷下对机组进行了不同NOx排放浓度下炉效和液氨总成本的测试,并得出相应经济的配风方式。     

烟道补燃宽负荷脱硝技术的研究与应用

针对燃煤机组深度调峰过程中低负荷下脱硝系统的投运问题,以某300 MW亚临界机组为研究对象,基于烟气直接加热的原理,提出了尾部烟道补燃宽负荷脱硝技术,通过烟道燃气补燃来直接加热烟气。结果表明:该技术可大幅度提升选择性催化还原(SCR)入口烟气温度,在低负荷下SCR入口烟气温升达10～30 K,在调峰过程中满足脱硝系统正常投入的要求;在启动过程中,投运补燃燃烧器可极大地缩短脱硝系统投运时间,满足并网且投入脱硝系统的需求。     

600 MW级燃煤机组宽负荷脱硝改造方案论证及评价

对3台600 MW级燃煤机组宽负荷脱硝改造工程进行方案论证及性能评价.通过方案论证可知,省煤器分级技术方案负荷适应范围广、设备运行稳定且对锅炉效率无影响,无需对锅炉尾部水冷壁进行改造及校核.通过改造后的性能评价可知,省煤器分级方案能够保证机组在35％～100％负荷范围内脱硝装置入口烟气温度满足设计要求,实现脱硝装置宽负...     

优化尾部受热面降低600MW亚临界锅炉排烟温度的热力计算研究

某电厂1台600 MW亚临界机组锅炉经增容和低氮燃烧改造后存在排烟温度偏高的问题,为有效降低排烟温度同时不影响锅炉安全运行和SCR脱硝装置投运,提出了在SCR脱硝装置出口和空气预热器入口之间的烟道处,合理增加低温省煤器受热面的改造方案。为优化此低温省煤器受热面的布置,借助通用锅炉热力计算BESS软件对两个增设低温省煤器受热面的方案进行热力计算研究,即方案A和方案B(分别在原有省煤器受热面积的基础上增加66.7%和100%)。结果表明:不同负荷下两个方案均可有效降低排烟温度,且方案B各项指标更佳,降低排烟温度约14℃,提高锅炉效率约0.6%,节约运行成本约557万元/年。此外,针对方案B对锅炉运行可能造成的各种影响进行了详尽的预判性评估。     

660MW机组脱硝系统全工况投运改造策略选择

针对日趋突出的环境污染问题及越来越严格的大气排放标准,控制燃煤发电厂氮氧化物的排放总量成为锅炉环保技术发展的方向。针对某660MW燃煤电厂低负荷时SCR脱硝系统无法投运的现状,通过对4种脱硝系统全负荷投运技术路线对比,推荐采用省煤器烟气旁路系统改造方案,同时对具体方案进行了设计。     

大型燃煤电站锅炉宽负荷脱硝技术路径选型及应用分析

针对燃煤机组在启动并网和调峰阶段,由于脱硝装置SCR入口处烟气温度较低而无法正常投入使用,导致氮氧化物排放浓度出现超标的问题,文中从运行方式和技术改造两个方面分析了燃煤机组实现宽负荷脱硝的可行性。机组的运行方式调整无法满足频繁的机组深度调峰需求,但技术改造可以实现燃煤机组的宽负荷脱硝目标。文中还介绍了几种燃煤机组宽负荷脱硝改造技术,包括"0"号高加、省煤器水旁路、省煤器中间集箱流量调节、省煤器水旁路加热水再循环、省煤器烟气分隔挡板、省煤器分级改造、省煤器烟气调温旁路等,并分析了相关技术的特点。最后对某660 MW燃煤机组,提出了采用省煤器烟气调温旁路技术作为该机组全负荷脱硝的优选方案。