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。     

烟气再循环脱硝技术的创新应用

在炭黑尾气燃烧过程中加入烟气再循环后,一方面降低了燃烧过程中产生的热力型NOx,另一方面利用燃料中还原性气体CO与NOx反应同时降低了燃烧型NOx.     

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。     

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。     

烟气旁路实现百万等级超超临界锅炉宽负荷脱硝的应用

根据国家最新的环保要求,在投运锅炉面临着更宽负荷下的脱硝设备投运的需求。以国投天津北疆电厂为案例,介绍了烟气旁路作为一种实现更宽负荷下脱硝设备投运解决方案的应用及实际效果,为今后在役电厂实施宽负荷脱硝改造提供了可供选择的方案和参考依据。     

1000MW机组电厂宽负荷脱硝研究与应用

介绍了上海漕泾电厂1 000 MW超超临界机组脱硝系统组成与配置;宽负荷脱硝项目改造前的运行状态;当前脱硝系统存在的问题和不足并分析了原因,在此基础上论述了宽负荷脱硝的必要性,各方案的可行性、安全性以及经济性,经过对比分析选择省煤器水侧旁路作为最终改造实施方案。最后,给出了宽负荷脱硝改造后系统调试试验结果,达到了预期目标,有效地避免了低负荷时段脱硝系统退出的发生,为政府号召的节能减排工作作出了贡献,为其它同类型机组的供热改造提供了借鉴经验。     

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。     

燃煤电厂宽温催化剂全负荷脱硝的应用研究

研究了宽温催化剂在燃煤电厂的全负荷脱硝应用。该新型SCR宽温催化剂在设计煤种条件下35%~100%BMCR工况时,脱硝效率不小于85%,氨逃逸率不大于3 ppm,SO_2/SO_3转化率小于1%。研究结果表明,在100%负荷工况下,脱硝效率85.31%,氨逃逸率2.30 ppm,SO_2/SO_3转化率0.835%。35%负荷工况下,脱硝效率85.05%,氨逃逸率2.51 ppm。在试验工况条件下,各项保证参数均达到保证值。     

脱硝宽负荷运行的水侧改造途径

燃煤电厂锅炉在低负荷时,脱硝系统(SCR)往往由于烟温低而不能投入运行。为了使机组在低负荷时氮氧化物的排放满足环保的要求,需要对现有SCR进行宽负荷脱硝改造。首先对宽负荷脱硝改造的必要性进行介绍,然后就脱硝宽负荷运行的水侧改造的4种方案进行阐述和对比,指出了每种方案的优劣。最后通过应用案例详细介绍了GRS、SGRS的改造效果,并总结了水侧改造的技术特点。     

全负荷脱硝技术的应用与分析

在锅炉省煤器中添加热水再循环系统,并增加邻机2号抽汽管路,将其应用于某600 MW亚临界机组。结果表明:在30%锅炉最大连续出力(BMCR)工况下,泵入热水再循环质量流量为900 t/h,省煤器出口烟气温度达到309.10℃,增幅为30.80 K,可达到脱硝要求;在启动工况下邻机蒸汽可将本机给水温度从154.22℃提升到194.53℃,省煤器出口烟气温度可达到301.77℃,同样满足脱硝要求。     

中温烟气旁路技术在变煤种宽负荷脱硝工程运用

随着我国电煤市场变化和火电机组运行灵活性政策出台,许多烟煤锅炉开始燃用褐煤并参与深度调峰,如何适应新煤种并实现宽负荷脱硝成为亟需解决的问题。本文在制粉系统防爆技改基础上,提出了一种中温烟气加热SCR系统入口烟温的技术方案,并结合工程实际运用进行了介绍,为同类型机组参与深度调峰工作提供一定借鉴。     

宽负荷脱硝SCR入口烟气流场优化系统研究与应用

燃煤机组锅炉在低负荷运行状态下,SCR(选择性催化还原)进口烟道沿宽度方向烟温偏差很大,外侧低中间高,偏差最高可达17~18℃。烟温低的区域处在催化剂低限值下面了,而喷氨枪仍然整个烟道均匀地在喷,造成氨气与烟气混合不均致使脱硝效率降低,同时对催化剂也产生不良影响。针对这一现象,本课题在SCR反应器入口烟道外侧加装均流挡板,使烟气通流面积随负荷变化而变化,充分保证喷氨枪断面上的流速,提高充满度确保烟气流场均匀,与氨气充分混合起到匀质的效果,从而提高脱硝效率。并使外侧催化剂处于休息状态,延长了催化剂寿命。工程改造后进行性能测试,均质后的效果能将NO_x值降低32~40 mg/Nm~3,可实现20 mg/Nm~3的近"0"排放,喷氨流量降低11%左右。获得了环保与经济的双重收益。     

采用给水加热实现660MW超临界机组宽负荷脱硝的理论研究

为了解决燃煤机组低负荷运行时脱硝效率低、热经济性差的问题,以某660MW超临界机组为例,对采用蒸汽喷射器的低负荷给水加热系统进行改进,添加了喷射器旁路和高低压蒸汽入口调节阀,以实现宽负荷脱硝.计算得到No.0高压加热器的温升范围,以及高负荷时喷射器的运行优化方法.结果表明:在满足脱硝及省煤器稳定运行的条件下,当机组负荷高于30%负荷时,No.0高压加热器可选温升范围较大,可根据脱硝要求选择合适的给水温升;当机组高负荷运行时,可降低喷射器入口高压蒸汽压力,提高机组热经济性.     

中温烟气旁路技术在变煤种宽负荷脱硝工程中的运用

为了解决烟煤锅炉燃用褐煤参与深度调峰时SCR系统被迫停运的问题,本文在制粉系统防爆技改基础上,提出了一种中温烟气旁路技术加热SCR系统入口烟温的方案,成功实现了改烧褐煤时制粉系统防爆和宽负荷脱硝运行。本文结合中温烟气旁路技术工程实际运用进行了详细介绍,为同类型机组参与深度调峰工作提供一定借鉴。     

脱硝宽负荷运行的水侧改造方法研究与实践

燃煤电厂锅炉在低负荷时,脱硝系统(SCR)往往由于烟温低而不能投入运行。为了使机组在低负荷时氮氧化物的排放满足环保的要求,需要对现有SCR进行宽负荷脱硝改造。首先对宽负荷脱硝改造的必要性进行介绍,然后就脱硝宽负荷运行的水侧改造的4种方案进行阐述和对比,指出了每种方案的优劣。最后通过应用案例详细介绍了GRS、SGRS的改造效果,并总结了水侧改造的技术特点。     

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。     

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...     

汽包锅炉实现低负荷脱硝的烟气升温系统

一种提高锅炉SCR反应器入口烟温的系统(Gas temperature Rising System,以下简称GRS),以满足锅炉低负荷和/或大气温度低造成SCR入口温度低无法投用脱硝系统时提高烟气温度的需要,从而实现在各种负荷条件下锅炉脱硝系统的正常投用。本系统适用于亚临界和超高压的汽包锅炉,包括自然循环汽包炉和强迫循环汽包炉。     

用VisualBasic编程实现建筑卫生热水负荷的计算

文章主要介绍了建筑卫生热水负荷的一般计算方法，并介绍了利用VisualBasic编程来实现计算的方法，并具体举例介绍了该程序的使用方法。     

火电厂低负荷脱硝研究

对火电厂低负荷时如何提高省煤器出口烟温,以提高SCR装置使用率,保证锅炉在负荷区间内实现氮氧化物的达标排放。并对已投入运行的实际电厂方案进行调研分析,进一步论证了各方案的可行性,从而为工程设计提供参考和借鉴。