SCR烟气脱硝尿素热解和水解技术经济性分析

尿素由于运输储存安全方便和对环境无害的特点,成为燃煤电厂SCR烟气脱硝还原剂液氨的可靠替代品。选择合适的尿素制氨技术是SCR烟气脱硝液氨改尿素工程的关键环节。通过工程建模对比分析采用尿素热解和尿素水解工艺的投资费用和运行成本,采用热力学方法分析尿素制氨系统能耗水平。结果表明：尿素水解投资略高于尿素热解,但其运行成本较低,技术经济性更优;尿素热解运行成本高的原因主要在于尿素转化率偏低,且采用高品质电能作为热源。     

火电厂烟气SCR脱硝尿素催化水解制氨技术研究

尿素水解制氨技术安全性较好,能耗水平较低,但系统响应速率较慢,难以适应SCR烟气脱硝要求。为此,研究出一种尿素催化水解制氨新技术。介绍该技术原理、工艺流程和控制策略,并且对几种尿素制氨技术进行了综合对比;以成功应用于大唐长春第二热电厂6号机组脱硝工程尿素催化水解系统为例,介绍该技术的应用效果。研究结果表明,所研究的尿素催化水解制氨技术是一种先进的低能耗尿素制氨新技术,具有很好的市场应用前景。     

高浓度尿素水解制氨试验研究

为提高火电厂尿素水解制氨工艺经济性,开展了高浓度尿素水解制氨试验研究,比较分析了不同尿素条件下水解装置的运行特性.结果表明:提高给料尿素溶液质量分数,反应液中尿素质量分数增加,产品气中氨体积分数上升,单位产氨热耗显著下降,但同时会增加设备腐蚀及结晶堵塞的风险;不同给料尿素溶液质量分数条件下尿素水解反应的指前因子和活化能参数变化很小.该研究为提高火电厂烟气脱硝用尿素水解装置的经济性提供参考。     

尿素热解和水解技术在锅炉烟气脱硝工程中的应用

随着国内的经济发展,燃煤电厂锅炉烟气排放的指标控制越加严格,燃煤电厂烟气污染物的排放越来越受到国家和社会的广泛关注。锅炉烟气脱硫技术已在国内燃煤电厂全面实施,锅炉烟气脱硝技术在北京市已全面普及,在国内其它地方也逐渐推广,作为脱硝还原剂液氨的运用由于受到安全、地域等因素的限制,尿素热解和水解制氨技术逐渐受到青睐,将为许多用户提供选择。     

内置式气气换热器在SCR烟气脱硝尿素热解系统中的应用

采用内置式气气换热器的尿素热解过程具有系统简单、能耗低等优点。在详细分析内置式气气换热器技术特点的基础上,提出了采用内置式气气换热器的尿素热解方案并应用于某300MW机组的脱硝系统,将原天然气加热热解工艺改造为内置式气气换热器。改造后运行结果表明,内置式气气换热器每年可减少天然气消耗约360 000 m³（标准状态）,减少运行费用90余万元,产生了良好的经济效益。     

1000 MW机组锅炉SCR脱硝尿素热解技术研究

某1 000 MW机组锅炉拟采用尿素热解制氨法获取SCR脱硝所需还原剂,常用的尿素热解热源技术来自于电加热锅炉热风技术,但该技术耗电量大,运行成本高,且热风含尘,易造成堵灰和磨损。经分析比较,采用炉内烟气—空气换热器作为尿素热解热源,该技术使用低品级能源代替高品级能源,大大降低运行维护成本,克服系统堵灰和磨损问题。计算结果表明,炉内烟气—空气换热器技术对锅炉性能影响极小,基本可以忽略不计。     

1000 MW机组锅炉SCR脱硝尿素热解技术研究

某1 000 MW机组锅炉拟采用尿素热解制氨法获取SCR脱硝所需还原剂,常用的尿素热解热源技术来自于电加热锅炉热风技术,但该技术耗电量大,运行成本高,且热风含尘,易造成堵灰和磨损。经分析比较,采用炉内烟气—空气换热器作为尿素热解热源,该技术使用低品级能源代替高品级能源,大大降低运行维护成本,克服系统堵灰和磨损问题。计算结果表明,炉内烟气—空气换热器技术对锅炉性能影响极小,基本可以忽略不计。     

SCR烟气脱硝尿素热解用炉内气气换热器技术研究

尿素作为选择性催化还原(SCR)烟气脱硝还原剂得到越来越广泛的应用,但一直存在尿素热解能耗高的问题。利用脱硝与锅炉结合的优势,提出一种利用锅炉高温烟气加热冷一次风,作为尿素热解热源的技术路线,可大大降低尿素热解工艺的能耗,真正实现节能、环保、安全的目标。     

燃煤电站尿素水解脱硝系统优化调整

尿素水解装置是尿素水解制备脱硝还原剂的重要装置,目前尿素水解制备脱硝还原剂技术在国内尚处于起步阶段。从尿素水解反应机理出发,对水解装置运行特性进行了控制策略研究,制定了最经济的给料浓度和水解装置的最佳运行方式。以国电集团延吉热电厂2×210 MW燃煤机组烟气脱硝工程为例,对其烟气脱硝系统进行优化调整。通过优化调整后,在烟气脱硝系统反应器出口建立了均匀、稳定的NOx分布,最大限度的控制脱硝副反应化学物质生成,在保证高效脱硝效率的同时,降低烟气脱硝系统氨气的逃逸率。     

烟气脱硝用尿素水解装置性能分析

尿素水解装置是尿素法–烟气脱硝工艺中的重要装置,目前国内适用于烟气脱硝工程的水解装置尚处于起步阶段。文中从水解反应的机制出发,对水解装置的特性进行了分析计算,描述了随着给料浓度、操作条件变化,水解产物的特性变化,同时拟合了操作区间内的水解反应动力学的关系式,水解反应指前因子A 8.23×1011,活化能E 98.09kJ/mol。结合动力学特性与相平衡模型,对某台进口设备装置的运行特性进行模拟,计算结果较好地符合实际运行工况,验证了理论分析的可靠性。分析结果和结论对与国内研发、设计具有自主知识产权的烟气脱硝用水解装置,具有一定的参考意义。     

SCR烟气脱硝尿素热解炉前烟气加热器技术研究

在以尿素为还原剂的选择性催化还原（SCR）脱硝系统中,热解炉前电加热器耗电量大。为降低电耗,某电厂在640 MW机组脱硝改造中将电加热器系统改造为旁路做备用,增加高温烟气加热器,利用高温烟气对热一次风进行加热,所用高温烟气（约650 ℃、6 000 m³/h（标准状态））从高温再热器后、低温再热器前的水平烟道引出。分析研究了这一技术路线,并对改造效果进行变负荷性能试验。数据分析结果表明,此项改造技术可行,且实施方便、运行良好,高温烟气加热器完全可取代电加热器,因而可降低机组厂用电率,节省电厂供电成本。     

我国火电厂脱硫技术的应用及分析

介绍了我国SO2的污染情况和8种有代表性的脱硫技术，分析了这些技术的原理和优缺点，并提出了推进我国脱硫事业发展的三点意见。     

火电厂湿法烟气脱硫效率的研究

针对某火电厂2×330MW机组湿法烟气脱硫系统,运用微元法对系统脱硫效率进行研究,建立了脱硫效率与原烟气量、原烟气二氧化硫含量、浆液pH值、液气比之间的仿真模型。对影响湿法烟气脱硫效率进行了定量分析,其结果对提高湿法烟气脱硫效率和降低运行费用具有指导意义。     

火电厂烟气脱硫系统热工控制技术探讨

介绍火电厂烟气的石灰石／石膏湿法脱硫的技术流程和工艺系统,分析烟气脱硫工程中的热工控制技术以及脱硫系统对单元机组控制的影响,为了解脱硫的工艺及其控制系统提供帮助。     

国产首套尿素水解装置在大型火电厂的工业应用及技术优化

随着GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》的颁布,大批火电机组均需建设SCR烟气脱硝装置。出于对安全生产的考虑,所使用的还原剂将会逐步改液氨为尿素。以往尿素水解主要依赖进口技术,烟气脱硝尿素水解装置国产化可避免对进口技术的依赖,并可减少脱硝运行成本。以首套国产化尿素水解装置的工业应用为例,介绍国电东胜热电厂2×330 MW机组脱硝工程国产尿素制氨系统的特点、运行效果及其关键技术优化。运行实践表明,所设计、制造的国产化尿素水解装置可靠性良好,整体运行稳定,负荷跟踪满足设计要求,各项参数合理。所得经验可为同类烟气脱硝工程的设计、安装、调试提供借鉴。     

烟气脱硝尿素单元制与公用制水解工艺技术比较

结合具体工程实例,采用调查、个案研究与经验总结相结合的研究方法,比较了烟气脱硝尿素单元制与公用制这2种布置方式的安全性和空间适应性。与单元制布置方式相比,公用制布置的主要优势体现在：水解反应器互为备用,系统更安全可靠;主管道以输送氨气为主,降低了管道堵塞的可能;更能适应入口氮氧化物浓度波动;空间布置更灵活紧凑;锅炉台数越多,公用制布置方式优势越明显。对于负荷率不高、氮氧化物浓度波动较大,且位于寒冷地区的电厂,建议优先考虑公用制尿素水解布置方式。     

脱硫添加剂在火电厂烟气脱硫中的应用

某电厂600MW机组石灰石一石膏法烟气脱硫系统运行过程中,存在的运行pH值偏高、石膏中亚硫酸钙含量超标以及脱硫效率下降等问题,通过脱硫添加剂的使用,较好地解决了上述问题,并有效地改善了脱硫系统的运行工况。