200 MW机组SCR烟气脱硝系统优化运行

为缓解空气预热器ABS堵塞问题,研究以某200 MW机组为例,针对机组长时间处于深度调峰状态下烟气波动较大、烟气温度较低、喷氨量过高、多次发生空气预热器堵塞的问题。通过开展现场试验摸底,结合机组DCS历史数据,分析机组实际运行状况,确定空气预热器堵塞原因。根据试验结果对SCR烟气脱硝系统喷氨部分进行优化调整,消除了SCR烟气脱硝系统喷氨过量的现象,减少氨逃逸、延缓ABS的产生、缓解空气预热器堵塞的问题。

燃煤机组SCR烟气脱硝系统流场均布一体化建模与性能优化

选择性催化还原(SCR)烟气脱硝效率与其内部烟气和还原剂流动的均匀性密切相关。在建立SCR脱硝反应数学模型基础上,采用用户自定义子程序耦合了多组分烟气流动与反应过程;通过比较不同负荷下330 MW等级燃煤机组脱硝性能的实测与模拟数据验证了模型的可靠性和有效性,基于对反应器内烟气和还原剂流动及其反应特性的数值模拟分析,提出了喷氨格栅上游导流板结构优化方案,进而考察了操作条件对NO和NH3排放质量浓度的影响。结果表明:喷氨格栅来流烟气速度分布的非均匀性是导致烟气与还原剂混合效果较差的主要原因,进而通过调整喷氨格栅上游导流板结构并在烟道壁面增设挡板可将脱硝效率提高约3.37%;为满足NO_(x)质量浓度为50 mg/m^(3)及NH3质量浓度为2.5 mg/m^(3)的排放限值需选取适宜喷氨量,以所选取SCR脱硝装置为例,当烟气初始NO质量浓度为650 mg/m^(3),SCR脱硝系统适宜氨氮摩尔比应约为0.94。

燃气机组SCR脱硝烟氨混合优化

为解决燃气机组小孔直喷式喷氨格栅结构引起的烟气和氨气混合不充分问题,研制了基于涡旋发生及输送效应的方型烟氨混合装置,与其他类型烟氨混合装置进行对比,研究了燃气机组中方型烟氨混合装置对流场及氨氮物质的量比分布的影响,结果表明:不加混合器、增加圆盘混合器及增加方型混合器催化剂前截面氨氮物质的量比分布的变异系数(δ_(CV))分别为11.9%、10.8%及8.95%,将方型混合器置于高压蒸发器和催化剂之间,方型混合器与催化剂之间截面的氨氮物质的量之比分布的δ_(CV)值降为1.20%;燃气机组余热锅炉高压蒸发器与催化剂之间设置方型混合器后,方型混合器与催化剂间截面的氨氮物质的量比分布的δ_(CV)值由不加混合器时的14.68%降至3.71%,实现了烟气和氨气充分混合,为SCR催化剂的高效催化反应创造了有利条件。

SCR脱硝系统NO_(x)浓度预测模型与应用

针对火电机组选择性催化还原(SCR)脱硝系统烟气氮氧化物出口浓度预测误差大、准确率低的问题,建立了利用注意力机制(AM)优化长短时记忆神经网络(LSTM)算法的氮氧化物出口浓度的实时预测模型。该模型通过LSTM模型提取SCR脱硝系统运行数据特征,搭建输入的时间序列与出口NO_(x)浓度时间序列之间的非线性关系,AM进一步优化LSTM隐含层输出序列的权值,最后得到SCR脱硝系统出口NO_(x)浓度预测模型。深能保定某350 MW火电机组SCR脱硝运行实验数据表明:AM-LSTM与RNN、LSTM相比预测精度更高,泛化能力更强,有望应用到更多参数的大系统脱硝场景。

燃煤机组SCR脱硝系统预测控制研究与应用

燃煤机组SCR脱硝系统被控对象具有长时滞、非线性的复杂热工特性,在机组运行工况变化时,传统脱硝控制策略难以实现精确喷氨,导致NO_(x)浓度波动大,易出现超量喷氨、脱硫出口NO_(x)浓度超标的问题,提出了变权重预测控制策略,通过应用预测控制补偿SCR出口NO_(x)浓度变化的滞后,提升控制系统的设定值跟踪能力,降低了氨逃逸水平。山西河曲二期#3机组工程应用表明:系统在稳定负荷、快速变负荷以及启停制粉系统的条件下,均能将SCR出口及脱硫出口的NO_(x)浓度控制在合理范围内。

SCR脱硝系统存在的若干关键问题及其解决措施

过去几年,火电厂广泛采用选择性催化还原脱硝技术(SCR)实现NOx的超低排放目标,但运行后期催化剂磨损和堵塞加剧,脱硝出口NOx浓度偏差变大,氨逃逸排放增加,喷氨控制不精准等问题逐渐暴露。从入口流场均匀性差、出口NOx取样点代表性不足和脱硝控制系统反应滞后三个方面进行原因分析,并提出相应的解决措施,包括流场优化改造、采用全截面多点取样系统和脱硝控制系统优化。通过分析和总结,以期为火电厂SCR脱硝装置的高效、经济运行提供参考,并用于指导下一步的脱硝技术改造工作。

联合循环机组余热锅炉SCR脱硝系统氨逃逸率高原因分析及处理

针对燃气—蒸汽联合循环机组余热锅炉选择性催化还原(SCR)脱硝系统氨逃逸率高的问题,通过对燃气—蒸汽联合循环机组排放的烟气NO_(x)中NO_(2)含量高,且过量NO_(2)的反应速度慢的机理研究,分析了余热锅炉SCR脱硝系统氨逃逸率高的原因及危害;提出了通过燃烧调整、更换新型催化剂、流场优化及精准喷氨等技术措施可有效降低氨逃逸率。

发电厂机组负荷调整对SCR反应器运行的影响

阐述烟气SCR脱硝原理,脱硝反应器结构设计,SCR脱硝效率的影响因素,探讨发电厂机组负荷调整对SCR反应器运行的影响,采用控制变量方式对不同负荷的烟气温度进行测量比较。

4275kW级燃气内燃机组SCR烟气脱硝超低排放性能评估

为进一步降低现有典型燃气内燃机烟气氮氧化物(NOX)排放浓度,实现节能减排降碳协同治理的目标,选取装载有国产绿色分子筛高温脱硝催化剂的典型4275kW燃气内燃机组作为研究对象,对不同负荷、不同缸温和72小时试运行条件下催化剂的NOX减排效果进行研究,并开展了第三方现场监测。结果表明,采用分子筛高温脱硝催化剂,可以使内燃机组稳定、高效、经济运行,全负荷NOX排放达到超低水平,脱硝效率90%以上,燃机效率提升近2%。

660MW超超临界机组运行方式对SCR系统氨逃逸率的影响

以某台660MW超超临界机组为例,通过燃烧调整及SCR运行调整,研究了主要运行参数对氨逃逸率的影响.结果表明:氨逃逸率随着脱硝效率提高而提高,当脱硝效率高于设计值(65%)时,氨逃逸率上升幅度增大;SCR入口NOx质量浓度存在一个最佳值(约200mg/m3)使得氨逃逸率最低,最佳的燃尽风率和最佳氧体积分数分别为18%和3%,过高的燃尽风率或过高的氧体积分数对氨逃逸率的影响尤其显著;在额定机组负荷下,氨逃逸率较高,而机组负荷在500 MW及以下时,氨逃逸率总体降低约60%.

火电厂SCR运行性能诊断技术

针对部分现役SCR装置运行过程中存在的氨逃逸浓度过大,系统阻力偏高,空气预热器ABS腐蚀及催化剂活性降低等问题,通过SCR运行性能诊断技术对某火电厂SCR装置的现场脱硝性能测试和催化剂实验室分析,全面评价了SCR装置的性能,提出了更换SCR催化剂,改造氨喷射系统等建议。SCR装置性能诊断技术为分析脱硝运行中的问题及科学制定催化剂更换管理策略提供了依据,该性能诊断的方法同样适用于其他类型机组的SCR装置。

600MW燃煤机组SCR催化剂入口流场模拟优化及改造分析

使用数值模拟软件ANSYS 14.0,以某600 MW燃煤机组及其SCR系统为对象,模拟了SCR催化剂入口4种不同导流挡板布置方案对流场均匀性的影响,定性和定量分析确定了最佳的布置方案;同时以此为基础,进行现场的优化改造,改善了催化剂入口流场的均匀性,有效地提高了机组SCR脱硝系统的脱硝性能。

SCR烟气脱硝自动控制系统及其在国华三河电厂的应用

介绍了国华三河电厂二期2×300MW机组的烟气脱硝自动控制系统,该控制系统的控制策略不仅算法过程简单、参数整定方式清晰、对象识别速度快,而且充分利用随动关系对应的摩尔比,以及用比例控制方式,解决了烟气出口NOx浓度因大惯性而难于控制的问题。对实际运行参数检验表明,该控制系统鲁棒性强,达到了各项控制指标,较好地满足了脱硝自动化控制的要求,并具有较强的通用性和实用性。

超低排放形势下SCR脱硝系统运行存在问题与对策

针对超低排放形势下选择性催化还原(SCR)脱硝系统运行过程中出现的NO_x排放超限、空气预热器硫酸氢铵堵塞加重等问题,分析其主要与超低排放对SCR反应器中NH3/NO_x分布的均匀性要求提高,SO_2/SO_3转化率升高,喷氨优化控制要求提高,最低喷氨温度升高及催化剂寿命管理更加复杂等有关。对此,提出了通过喷氨优化调整和流场优化改造改善NH3/NO_x分布均匀性,减少催化剂的用量及钒含量控制SO_2/SO_3转化率,降低脱硝系统入口喷氨量、SO_3质量浓度或设备改造来拓宽低负荷脱硝运行范围,通过喷氨控制系统优化降低NO_x排放超标及过量喷氨的风险,采取有效的催化剂寿命管理延长催化剂使用寿命、降低废催化剂产生量等解决方案。对实现燃煤电厂SCR脱硝系统的安全、高效及经济运行具有指导意义。

SCR催化剂低负荷运行硫酸氢铵失活研究

针对国内燃煤机组低负荷运行SCR脱硝系统出现的催化剂因硫酸氢铵(ABS)失活问题,在实验室模拟烟气条件下,对催化剂ABS失活及活性恢复特性进行了研究。结果表明,毛细凝聚作用下的ABS液化-汽化是典型的物理可逆过程,且受到烟气中NH_3与SO_3体积分数的正相关影响。基于这一研究成果,提出了最低连续喷氨温度(MOT)的经验计算公式,该公式可用于评估实际运行烟气条件下的MOT。为指导SCR低负荷运行最佳方案的选择和ABS失活催化剂的活性恢复,在对SCR低负荷运行案例分析基础上,给出了MOT经验计算公式使用原则和方法。

SCR脱硝催化剂低负荷运行评估技术研究与应用

根据催化剂硫酸氢铵中毒机理,解释了催化剂设定最低连续运行喷氨温度(MOT)的原因,通过分析影响MOT的因素,提出了MOT的可变性及根据选择性催化还原(SCR)脱硝系统实际运行烟气参数科学评估MOT的重要性。典型催化剂低负荷评估试验结果表明:脱硝系统在硫酸氢铵凝结温度与MOT之间短时间运行,催化剂活性可恢复;通过掺烧低硫煤或其他降低SO_3质量浓度的措施,可有效降低催化剂MOT;脱硝系统入口NOx质量浓度偏离设计值较大,锅炉掺烧褐煤、印尼煤等高水分煤质或第1层催化剂类型更换时,需重新评估催化剂MOT。该结论为实现脱硝系统全负荷投运提供了理论依据。

SCR系统急转烟道均流装置的数值模拟

通过数值模拟的方法,对某电厂锅炉烟气脱硝改造工程SCR系统流场进行优化时发现,由于该机组空气预热器(空预器)的烟气侧和空气侧为左右布置,且锅炉后部受热面前后竖井烟温偏差达60℃,导致催化剂来流烟气在宽度方向上存在40℃温差。对此,通过采用急转烟道均流装置,将SCR反应器入口扁平烟道宽度方向的温度偏差,转变为烟道高度方向的温度偏差,增加了冷、热烟气的接触面积,强化了冷、热烟气的混合效果。数值模拟和模型试验研究表明:应用急转烟道均流装置的SCR系统,催化剂来流温度偏差仅为7℃,其他各项技术指标也均满足要求。

300 MW机组锅炉SCR装置流场研究

通过数值模拟和模型试验的方法,对某电厂300MW机组锅炉选择性催化还原(SCR)烟气脱硝装置内的流场分布进行了研究。通过调整烟道结构、安装导流叶片以及延长整流格栅前导流叶片长度等,改善了流场分布。改进后SCR装置内催化剂来流烟速分布均匀性及方向性、催化剂来流氨氮摩尔比、脱硝系统阻力、催化剂来流灰量分布均匀性等指标均满足技术要求。

大型燃煤机组进行SCR烟气脱硝改造的技术探讨

对在原电厂设计时未考虑加装脱硝装置的大型燃煤机组进行脱硝改造的方案进行了探讨,对实施脱硝改造时应注意的问题进行了分析。

燃煤机组SCR脱硝系统氨氮混合优化

以某电厂660 MW燃煤机组选择性催化还原(SCR)脱硝系统为研究对象,针对氨逃逸严重、空气预热器(空预器)运行短时间堵塞的问题,结合物理模型速度场冷态试验及现场NO_x浓度分布测试试验,建立了该脱硝系统的三维模型,并运用Fluent软件模拟了不同圆盘导流板安装角度及不同喷氨方案下该SCR脱硝系统烟气流场和组分分布。结果表明,适当调大圆盘导流板倾角及各喷口喷氨速度,可有效改善催化剂层入口处NH_3浓度和氨氮摩尔比分布的均匀性,使催化剂层入口处氨氮摩尔比相对标准偏差控制在4%以下,满足设计和运行要求,为大型燃煤机组SCR脱硝系统的优化调整和运行提供理论参考。