超临界锅炉复合全负荷脱硝技术应用实践

为实现燃煤锅炉全时段NO_(x)的达标排放,在当前宽负荷脱硝技术的基础上提出了一种650 MW超临界机组冷态启动“省煤器给水旁路+#2高加汽源改接”的全负荷脱硝改造方案。结果表明:中速暖机时提高了#2高加出口给水温度10℃以上,并且使点火初期烟气升温至满足脱硝系统投运条件,实现了机组并网前净烟气NO_(x)时均值达到超低排放限值要求。并网前大幅度降低给水吸热量使脱硝系统投运后SCR反应器入口烟温始终维持在300℃及以上。超临界机组应用深度调峰,可在15%~100%的负荷范围内完成全过程自动调节。

350MW超临界循环流化床锅炉耦合协调全负荷脱硝研究与实践

通过对现有循环流化床机组烟气氮氧化物排放浓度进一步降低的限制因素进行综合研判,提出了350 MW超临界循环流化床锅炉机组在不同负荷时的脱硝技术组合及运行控制策略。项目实施后,提前2年达到环保部门全负荷脱硝要求,取得了显著的社会效益和经济效益,在同类型循环流化床机组中具有良好的示范效果。

超超临界二次再热机组锅炉全负荷脱硝特性

以华能安源发电有限责任公司超超临界660 MW二次再热机组锅炉和华能莱芜电厂超超临界1 000 MW二次再热机组锅炉为研究对象,通过锅炉校核热力计算对二次再热机组锅炉不同负荷工况下烟气脱硝系统选择性催化还原(SCR)装置入口烟温特性进行了研究,并与电厂实际运行数据和常规超超临界一次再热机组锅炉进行了对比。结果表明:本文计算结果与电厂实际运行结果吻合很好;超超临界二次再热机组锅炉能够实现锅炉全负荷脱硝,随着锅炉负荷的降低,其SCR装置入口烟温逐渐降低,在最低30%BMCR负荷时,二次再热机组锅炉SCR装置入口烟温仍高于320℃,比相同容量的常规一次再热机组锅炉SCR装置入口烟温高30~40℃;超超临界二次再热机组锅炉能实现全负荷脱硝的主要原因在于锅炉给水温度显著提高,比常规一次再热机组锅炉给水温度提高约30℃。该研究结果对超超临界二次再热机组的设计和建设提供了参考和借鉴。

全负荷脱硝氨逃逸率与SO_3转化率的变化

全负荷甚至全过程脱硝是燃煤电厂的必然趋势。以330MW亚临界机组为对象,通过40%~100%全负荷试验,并在50%负荷时切除高压加热器,以在烟气流量不变的情况下降低烟温,研究负荷与烟温对氨逃逸率和SO_3转化率的影响。全负荷范围内控制SCR入口NO_x浓度为220mg/m^3和SCR脱硝效率为65%。氨逃逸率随着负荷的降低先降后升,在50%负荷时最低;SO_3转化率随着负荷的降低而线性下降。在50%负荷切除高压加热器后,烟温由319.5℃降低到288.3℃使氨逃逸率上升约一倍,但仍小于额定负荷下的氨逃逸率。全负荷范围内氨逃逸率均小于3μL/L的设计值,且随着负荷降低并没有异常升高,因此认为在合适的脱硝效率下负荷变化并不是SCR脱硝系统氨逃逸率增加从而导致空预器堵塞的根本原因。因此将机组的SCR烟温下限由300℃调整到290℃,以实现机组全负荷范围内脱硝投运。调整后已运行约1年时间,空预器并没有出现差压异常升高趋势或积灰堵塞情况。

630MW超临界机组锅炉全负荷脱硝技术路径选型研究

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630 MW超临界机组为研究对象,提出5种全负荷脱硝改造方案并从改造效果、安全可靠性、工程投资及复杂性、经济性等方面进行分析比较,最终确认采用省煤器给水置换的改造方案。为同类型机组全负荷脱硝的技术路径的选型提供借鉴。

燃煤电厂全负荷脱硝技术的应用

燃煤电厂一般以实现最低稳燃调度负荷区间的宽负荷脱硝为运行目标,部分电厂还需花费巨资通过技改途径来实现。为此,针对选择性催化还原(selective,catalytic reduction,SCR)脱硝系统低负荷无法投运的难题,结合某超超临界燃煤发电机组实际情况,开展全负荷脱硝技术研究及实践。在不对设备进行改造的情况下,通过利用机组各项有利边界条件,对锅炉侧、汽轮机侧、逻辑控制等方面进行技术优化,实现超超临界燃煤发电机组"零投资"的全负荷脱硝(机组并网前即投运脱硝),环境保护的社会、经济效益显著。

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。

1000 MW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NO_x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。

全负荷脱硝技术在超临界燃煤机组的应用

在低负荷阶段,广东珠海金湾发电有限公司(以下简称"金湾电厂")两台锅炉的脱硝系统因烟温低而退出运行,造成烟气污染物的超标排放。为了使低负荷时氮氧化物(NO_x)的排放达到最新环保要求,金湾电厂对锅炉进行了脱硝改造:首先在锅炉尾部烟道加装了脱硝装置并对省煤器进行分级改造,然后进行低氮燃烧调整以及启停机运行的优化。改造后,烟囱出口NO_x的质量浓度小于30mg/m^3(标准状态下),40%~60%负荷阶段脱硝装置投运率100%,有效地减少污染物的排放,较好地解决锅炉因烟温低而脱硝系统不能投入运行的问题。

燃煤锅炉全负荷脱硝技术的研究及应用

燃煤锅炉在低负荷时,若脱硝入口烟温低于脱硝催化剂正常工作温度窗口,会导致脱硝系统退出运行,为解决这一问题,各发电厂纷纷开展脱硝烟温提升改造。改造后,基本实现机组正常调峰负荷内脱硝不退出,但是机组启动和停机过程仍然无法实现全负荷段脱硝投入。针对以上问题,研究了机组启、停机操作过程的烟温提升技术,并应用于某发电厂启、停机过程中,实现了脱硝全负荷投入运行,为燃煤锅炉实现全负荷脱硝投入提供参考。

国产600 MW超临界燃煤机组全负荷脱硝改造技术分析

随着近几年我国经济增速放缓,全年的总发电量逐年下降,全国火电机组年平均利用小时逐年减少,火电机组运行负荷常年处于较低水平,机组启停频繁。面对火电机组常年低负荷运行现状和国家环保的要求,实现电厂全负荷脱硝势在必行。针对国产600 MW超临界燃煤机组全负荷脱硝改造进行技术路线分析,通过对比各改造技术路线的优缺点、改造工程费用等,推荐适合燃煤机组全负荷脱硝改造的指导技术路线。

浅谈650MW超临界机组全负荷脱硝技术的应用

随着社会发展,工业排放对环境产生的影响日趋严重,随着电厂逐步超低排放改造,污染物排放水平大幅降低,为环保事业做出了较大贡献,尤其是脱硝技术的应用,大大降低了NOX排放量。但目前脱硝系统运行中存在一些问题,脱硝催化剂运行温度直接影响脱硝效果,锅炉低烟温运行阶段被迫退出运行,不能满足全负荷段环保排放要求,全负荷脱硝技术的应用已经迫在眉睫。2016—2017年华润电力(常熟)有限公司3台机组均进行了省煤器烟气旁路改造,配合运行参数调整,在实际使用中,实现了机组全负荷脱硝。

大型超超临界燃煤机组全负荷脱硝技术应用研究

分析了燃煤电厂不能全负荷脱硝对电厂经济性的影响,以及机组低负荷运行时SCR脱硝系统不能正常投运的原因,进而提出进行全负荷脱硝技术改造。对5种全负荷脱硝技术改造方法技术特点进行阐述和论证。

燃煤机组SCR脱硝系统全负荷脱硝控制对策

分析SCR脱硝系统最低运行烟温的影响因素,根据影响因素的变化制定启停机低负荷SCR脱硝系统运行调整策略;全负荷脱硝技术改造方案优选。

600 MV超临界机组全负荷脱硝技术改造方案分析

近年来,燃煤机组常年低负荷工况已成常态。面对国家日趋严格的环保要求,全负荷脱硝是燃煤电厂发展的必然趋势。对600 MW超临界机组的全负荷脱硝改造方案进行分析,综合对比各改造技术的优劣,进而提出机组全负荷工况脱硝的技术改造方案。

600MW超临界机组全负荷脱硝探讨

以巴威600MW超临界锅炉为例,采用热力计算方法分析不同全负荷脱硝改造技术路线的技术经济性、施工复杂程度、及对锅炉运行经济性的影响,建议采用省煤器流量置换方案。

700MW机组全负荷脱硝烟气旁路系统数值模拟研究

随着国家环保部门对燃煤电厂的新环保政策出台,要求机组在任何工况下都必须达标排放。以目前火电市场现状,常态化的低负荷运行对脱硝达标排放的影响最大。这主要由于脱硝系统受烟气温度条件的限制与SCR催化剂技术工艺特点的影响,在烟气温度较低时无法正常投运。因此针对燃煤机组全负荷脱硝的改造迫在眉睫。文中以660 MW机组全负荷脱硝的烟气旁路系统为例进行数值模拟研究,分析研究工程改造的可行性及对设备运行性能的影响,为全负荷脱硝的烟气旁路方案设计提供技术指导。

超临界燃煤机组全负荷脱硝改造技术简析

超临界燃煤机组已在我国投运数年之久,在长期运行中人们发现,当初采用的传统脱硝技术存在包括低负荷在内的全负荷范围下脱硝效率欠佳的问题,对机组在环保、经济成本等方面均构成负面影响,而目前我国要求燃煤电厂污染物排放控制更是日趋严格,本文将着重阐述超临界燃煤机组的脱硝技术现状、影响表现,并相应提出全负荷脱硝改造技术。

燃煤电厂全负荷脱硝技术的应用研究

对于电厂而言,在生产过程中需要关注最低稳燃,调度负荷区间的负荷脱硝,目的在于减少发展过程中的资源消耗,取得更大的经济效益,避免对环境的污染。现阶段部分电厂想要达到上述目标仍需投入大量的资金进行改造。基于此,本文重点探讨有关选择性催化还原脱硝系统低负荷无法投运的难题,依据亚临界燃煤发电机组实际情况,展开关于全负荷脱硝技术的研究,并探讨该项技术在实践中的具体效果。考虑在不改造设备的情况下,利用各种有利边界条件实现技术优化效果,最终达到零投资的全负荷脱硝,以此彰显燃煤电厂所承担的社会责任。

F级燃机高效低阻全负荷脱硝技术研究及应用

获奖情况:2022年中国安装协会科学技术进步奖二等奖一、成果研究背景随着国内燃机机组普遍完成了氮氧化物的“超低排放”,针对燃气蒸汽联合循环机组NOx的深度减排也日益提上了日程。华能江阴燃机电厂在机组设计与建设同期即采用了高效SCR脱硝和先进的低阻力催化剂技术,并通过后期调试运行中充分挖掘催化剂自身潜力和氨水制氨优势在国内率先实现了脱硝全负荷投运。