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。     

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。     

600MW机组锅炉低负荷脱硝投运改造工程实践

某电厂锅炉300MW负荷以下运行时无法满足SCR脱硝系统正常连续运行烟温要求(300℃～420℃),脱硝系统被迫退出,NOx排放超标,为保证机组低负荷时脱硝系统正常投运,需提高SCR入口烟温。分析与论述了几种提高SCR入口烟温方法,确定采用省煤器分级方案。改造后,210 MW负荷工况下SCR入口烟温提高30℃左右,脱硝系统正常投运,锅炉效率未受影响。采用省煤器分级改造取得了较好的工程效果,为同类型机组脱硝改造提供参考。     

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.     

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。     

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。     

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。     

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.     

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。     

基于弹性回热技术的低负荷SCR脱硝系统性能研究

分析了低负荷下给水温度降低是导致SCR脱硝系统退出运行的关键因素,研究了基于弹性回热技术的低负荷SCR脱硝系统性能。理论分析、仿真计算和综合评估表明弹性回热技术能够提高低负荷下给水温度,保证SCR正常运行。同时能够提高机组经济性,且负荷越低,煤耗收益越大;还带来改善低负荷下直流锅炉水动力特性、提高稳燃性能和燃烧效率、提高机组调频性能等诸多收益。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

循环流化床锅炉的低氮排放技术

循环流化床锅炉具有低NO_X排放和炉内脱除SO_2的优点,但随着新环保标准的颁布,流化床锅炉出口污染物排放值不能满足超低排放的要求,本文主要介绍通过改善流化床锅炉燃烧条件和采取SNCR烟气脱硝、SCR烟气脱硝或SNCR和SCR相结合的烟气脱硝等脱硝技术,确保流化床锅炉出口烟气中NO_X排放值达到环保指标要求。     

燃煤机组锅炉深度调峰性能计算分析

为了研究燃煤机组锅炉深度调峰能力,建立了低负荷稳燃、水动力循环、宽负荷脱硝、空气预热器低温腐蚀及辅机安全相应模型,并基于Fortran语言编写了计算程序.其中低负荷稳燃计算模型中利用D-S证据论对锅炉深度调峰时的燃烧稳定性进行判断;水动力循环计算模型中采用非线性流动网络系统法计算水冷壁关键参数;宽负荷脱硝计算模型通过比较选择性催化还原(SCR)反应器入口烟温与催化剂最低运行温度间关系来确定锅炉能否正常脱硝;空气预热器低温腐蚀计算模型通过比较酸露点与最低壁温间关系来确定其腐蚀程度;辅机安全计算模型通过分析风机所需压头与风机特性曲线的匹配来判断其运行稳定性.结果 表明:华能陕西秦岭(秦华)发电有限公司660 MW锅炉在20％锅炉最大连续蒸发量负荷时水动力安全,一次风机运行在稳定区;所开发的计算程序可用于工程实践,为锅炉深度调峰提供了指导.     

神东集中供热工程煤粉锅炉技术改造研究

本文介绍了神东矿区集中供热工程某70MW煤粉热水锅炉建成投用后运行情况,针对锅炉系统中锅炉负荷低、脱硝入口温度高、排烟问题高、省煤器和空预器积灰严重、煤粉燃尽率差等问题,提出技术改造的必要性,并对锅炉各系统或设备实施针对性技术改造研究,在确保供热系统安全可靠前提下,采用经济合理的新工艺、新产品、新材料和新设备,为后续同类型改造项目提供可靠依据。     

生物质循环流化床锅炉烟气脱硝技术研究与应用

随着社会对环保越来越重视,锅炉烟气超低排放已经在全国范围内推广实行。生物质直燃发电供汽过程中的氮氧化物排放不可忽视。针对生物质直燃循环流化床锅炉SCR脱硝过程中烟气温度低、碱金属和飞灰含量高的问题,从SCR催化剂配方、脱硝反应器优化设计、脱硝系统集成优化和智能管理等几个方面进行研究,最终研究成果应用于130t/h高温高压生物质循环流化床锅炉。实践表明,SCR脱硝系统能够将NO_x排放水平控制在50mg/m~3以下,脱硝效率超过80%,氨逃逸浓度低于2.3mg/m~3,满足超低排放要求。