省煤器给水旁路提升SCR进口烟温应用研究

针对某300 MW燃煤电站锅炉在中低负荷运行时SCR脱硝系统进口烟温低无法投运的问题,采用省煤器给水旁路技术改造以提升SCR进口烟温。通过典型负荷下的旁路试验,验证了给水旁路技术对锅炉烟温的提升性能,同时考察了对锅炉运行的影响。针对给水旁路技术存在因给水饱和气化而威胁锅炉安全的潜在问题,建立了旁路安全流量在线计算模型,得到旁路运行中的实时安全流量,为给水旁路技术的安全应用提供指导。相关研究为电站锅炉实现SCR脱硝宽负荷投运提供了有价值的参考。     

1000MW机组深度调峰锅炉全负荷脱硝优化改造技术研究

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。     

利用省煤器给水旁路提高SCR进口烟温的应用及分析

介绍了某发电厂1号机组脱硝系统的运行优化思路,通过加装省煤器给水旁路提高低负荷下进入脱硝系统的烟气温度,在燃用设计煤种时,35%BMCR负荷工况下脱硝系统入口烟温不低于293℃,保证低负荷阶段脱硝系统稳定运行。     

火电厂并网脱硝和低负荷脱硝的技术现状

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.     

基于省煤器烟道分隔挡板控制的锅炉宽负荷脱硝系统研究与应用

采用选择性催化还原法烟气脱硝技术的燃煤机组在低负荷运行时,烟气温度降低并脱离催化剂的活性温度窗口,导致脱硝系统退出运行。研究并应用了一种锅炉宽负荷脱硝系统,在锅炉省煤器内增加分隔隔板将省煤器烟道分为3路通道。低负荷时降低两侧烟道的烟气流量,减少省煤器换热量,提高SCR反应器进口烟气温度。     

火电厂锅炉脱硝烟气旁路改造分析

根据国家环保的要求,燃煤锅炉必须全负荷下脱硝投运。为满足此要求,某火力发电厂600 MW机组提出了省煤器烟气旁路的技改方案,通过对烟气旁路的技改,实现了脱硝全负荷投运的目的,同时运行操作及维护少,提升烟温效果明显,设备可靠性高,锅炉效率影响小,达到了环保要求。     

锅炉省煤器烟气旁路改造引发问题分析及对策

阐述了某公司为保证2台300 MW机组脱硝系统能够在机组安全情况下全负荷投运,对锅炉省煤器进行加装旁路烟道来提高SCR反应器入口烟温的改造;改造后的机组出现了空预器差压增大的问题。针对此问题,从系统运行调整、设备运行状况等方面入手进行分析,提出调整建议和改造措施,有效控制了空预器差压,保证了机组的安全运行。     

降低SCR脱硝装置最低投运负荷的策略研究

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.     

330 MW机组SCR脱硝系统灵活性优化改造技术研究

以某330 MW机组SCR脱硝系统为研究对象,为了适应机组深度灵活性调峰,开展SCR脱硝系统优化改造技术研究。结合煤中的硫分和水分,机组负荷降低至30%THA工况时,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18℃,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增设零号高加等提升脱硝系统低负荷时烟气温度技术,确定省煤器水旁路为最佳改造方案,为同类型机组脱硝系统改造提供参考依据。     

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。     

2×600MW超临界火力发电机组锅炉宽负荷脱硝改造技术路线选择

本文介绍了现有宽负荷脱硝技术,论述了不同技术的优缺点,给出了宽负荷脱硝造技术路线选取建议;尾部烟道下组省煤器受热面分级布置技术,通过锅炉给水量调节实现烟温的调节,既能提高锅炉效率又能满足宽负荷脱硝运行温度的要求。     

宽负荷SCR脱硝系统的全负荷拓展技术探索

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。     

锅炉旁路烟道脱硝入口烟温自动控制系统设计与分析

针对锅炉低负荷运行时段,脱硝系统入口烟气温度低于催化剂正常使用温度的问题,对现有的旁路烟道挡板调节进行改进,以国家能源集团双辽发电有限公司机组为例,通过对分散控制系统PID控制算法中放大倍数和积分时间的适当调整,使锅炉在30%～100%负荷区段运行时脱硝系统能够可靠地连续投入。     

全负荷脱硝在捷制500MW机组锅炉上的设计应用

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。     

基于零改造的全负荷脱硝投入应用实践

针对火电机组启动期间脱硝设备无法投入的问题,某电厂1 036 MW机组选择了提高烟气温度适应催化剂的技术路线,通过优化机组启动的控制策略,在未进行设备改造时采用常规高温催化剂的情况下,采用提高汽轮机本体及再热器系统初始温度、再热器烟气挡板偏向再热器侧运行、确保炉水循环泵的正常运行时间接提高给水温度等措施,顺利实现了全负荷脱硝运行,对同类型电厂具有借鉴意义。     

提高SCR反应器入口烟气温度的技术方法

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。     

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。     

1000MW塔式锅炉全负荷脱硝技术研究与应用

国内尚无超超临界机组实现在网运行期间选择性催化还原（SCR）系统全程不间断运行的改造案例。本文以某超超临界1 000 MW机组塔式锅炉为研究对象,结合塔式锅炉省煤器布置特点,利用大容量高、低压串联旁路系统设计的有利条件,提出了采用省煤器水旁路和热水再循环的组合方案,满足了全负荷段实现NOx超低排放的要求。在此基础上,提出了该方案在深度调峰、机组启动和滑参数停机3个典型工况下控制策略,为同类型机组全负荷脱硝的设计改造和控制优化提供借鉴。     

燃煤机组低负荷运行SCR烟气脱硝系统应对措施

针对燃煤电站机组低负荷运行过程中,省煤器出口烟气温度过低,无法满足选择性催化还原(SCR)催化剂投运温度要求的问题,本文以某超临界600 MW燃煤机组为研究对象,分别进行省煤器给水旁路、省煤器烟气旁路以及省煤器分级布置3种改造。锅炉热力计算结果显示:机组在50%额定负荷工况下,采用省煤器分级布置改造方案,当SCR反应器前省煤器受热面积份额为83%,SCR反应器后省煤器受热面积份额为17%时,SCR反应器入口烟气温度可达320℃,满足催化剂投运要求,且锅炉热效率维持在94.69%,该方案改造效果最佳。