燃煤电厂(SCR)脱硝装置全负荷投运的方法

通过进行SCR脱硝装置入口燃烧器技术改造,利用焦炉煤气燃烧加热脱硝入口烟气温度,实现燃煤电厂(SCR)烟气脱硝装置可以在机组低负荷时段和锅炉启动过程中全负荷投入运行,满足氮氧化物(NO_X)排放浓度限值低于100 mg/Nm~3的环保排放标准。     

燃煤电厂脱硝反应区结构设计分析

选择性催化还原法(SCR)烟气脱硝在燃煤电厂得到了广泛应用。结合上海石洞口电厂的SCR烟气脱硝项目,阐述了燃煤电厂脱硝反应区的结构设计规律及特点。烟气流场优化和氨烟均匀混合等关键技术的掌握在实践中得到了验证,促进了烟气脱硝技术国产化向前迈进。     

省煤器分级技术改造与性能评价

为提高低负荷工况SCR脱硝装置入口烟气温度,某电厂对其600 MW超临界锅炉进行了省煤器分级技术改造,并通过性能考核对改造结果进行了综合评价。改造后低负荷工况时SCR脱硝装置入口烟气温度提高到300℃以上,满负荷工况时不高于400℃,保证了SCR脱硝装置的持续稳定投运,且未降低锅炉效率,为同类机组SCR脱硝装置低负荷脱硝技术改造提供借鉴和参考。     

燃煤电厂锅炉SCR脱硝系统调试技术研究

正为降低NOx对环境影响,提供清洁能源,建设绿色环保电厂,增建烟气脱硝装置已经势在必行[1]。SCR法脱硝效率高达90%以上,运行安全可靠,是目前最成熟烟气脱硝技术之一,大部分电厂采用SCR脱硝技术。在《国家环境保护"十一五"科技发展规划》中,电力行业脱硝被列入新型工业化过程中重点解决环境科技问题,NOx控制技术和对策被列入区域大气污染物控制重点解决环境科技问题。其中,华能榆社发电厂有限责任公司2×300 MW机组脱硝改造工程就采用SCR法脱硝工艺。     

烟气脱硝工程的调试及其分析

介绍了选择性催化还原(SCR)脱硝技术的原理和系统组成,并以广东省内某电厂600 MW机组烟气脱硝工程为例,阐述了SCR烟气脱硝工程的调试过程,分析了调试过程中值得注意的问题,可为类似的脱硝工程调试提供参考.     

SCR烟气脱硝技术在宁海电厂4号机组上的应用

宁海电厂4号机组配套了选择性催化还原(SCR)烟气脱硝系统,对该脱硝系统的工作原理、工艺流程、设备特点进行介绍。同时,根据2年多的运行实践,对SCR烟气脱硝系统运行状况、系统性能(包括催化剂寿命)及对锅炉运行所产生的影响进行评价。运行结果表明,宁海电厂4号机组SCR烟气脱硝系统性能指标均达到了设计要求,设备运行稳定可靠,有效地控制了NOx的排放。     

选择性催化还原烟气脱硝技术在600MW机组上的应用

以某电厂5号机组600MW烟气脱硝工程为例,详细介绍了选择性催化还原(SCR)烟气脱硝技术的系统构成,分析总结了SCR烟气脱硝实际运行中应注意的问题。     

利用电站锅炉耦合秸秆直燃炉提高再热汽温和SCR烟温经济性分析

针对电站锅炉普遍存在的再热蒸汽温度偏低和选择性催化还原(SCR)烟气脱硝系统低负荷下无法正常投运的问题,提出通过一种电站锅炉耦合秸秆绝热直燃炉,利用秸秆直燃的高温烟气显热直接提高锅炉尾部烟道烟气温度的技术方案。以某超临界350 MW机组锅炉为例,对不同负荷下将耦合秸秆绝热直燃炉高温烟气分别引入低温再热器进口烟道和SCR烟气脱硝系统前烟道的情况进行热力计算和经济性分析。结果表明:将1 000℃高温烟气引入低温再热器进口烟道时,100%负荷工况下,消耗秸秆3 749 kg/h,可将再热蒸汽温度升高13.5℃,节省供电标准煤耗1.86 g/(kW·h);50%负荷工况下,消耗秸秆3 749 kg/h,再热蒸汽温度升高33.3℃,节省供电标准煤耗7.39g/(kW·h);将1000℃高温烟气引入SCR烟气脱硝系统前烟道时,50%负荷工况下,消耗秸秆580 kg/h,SCR烟气脱硝系统入口烟温升高8.7℃,满足SCR烟气脱硝系统投运要求,供电标准煤耗增加0.84 g/(kW·h)。     

600MW机组SCR脱硝系统运行特性

随着燃煤火电机组装机容量的增加,燃烧排放的氮氧化物也持续增长,由此引发了一系列的环境问题。为此,首先对某电厂选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)烟气脱硝系统的工作原理、系统构成等进行了分析;再以分散控制系统(distributed control system,DCS)监测的脱硝系统数据为基础,结合脱硝反应机理分析了负荷、喷氨量等参数变化时其他相关参数的动态变化规律和脱硝效率随负荷、氨氮摩尔比、氧量等因素的静态变化规律,分析结果可为电厂SCR自动控制系统的设计提供参考。     

新排放标准下电厂脱硝改造技术分析

介绍电厂燃烧中及燃烧后有降低过量空气系数、分级燃烧及烟气再循环等脱硝技术,得出选择性催化还原法(SCR)脱硝技术是目前常用的脱氮技术的结论,从燃烧器改造、分级燃烧及SCR技术改造等方面对新排放标准下电厂脱硝改造方案进行分析,通过计算分析脱硝出口烟气中NOx含量是否达标,验证了脱硝改造技术达到的效果,满足环保要求。     

630 MW超临界火电机组深度调峰适应性研究

提高煤电机组灵活性,是提高我国电力系统调节能力的现实选择,以一台630MW超临界机组为例,通过掺烧优质烟煤和调节烟气旁路控制脱硝系统入口烟温的方法对机组调峰能力进行试验,实现了32％额定负荷下的稳定运行,分析了调峰运行过程中燃烧器、水冷壁及脱硝系统在调峰负荷下的适应性.试验结果显示,在32％负荷下,炉膛燃烧稳定,四周水...     

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。     

烟气脱硝技术在600 MW机组的应用

文章分析了降低燃煤电厂烟气中NOx排放的各种技术,并以某电厂5号机组600 MW烟气脱硝工程为例,详细介绍了SCR烟气脱硝技术的系统构成,以及SCR烟气脱硝技术在实际运行中应注意的问题。     

电站锅炉选择性催化还原烟气脱硝技术的应用

介绍了选择性催化还原烟气脱硝SCR（Selective Catalytic Reduction）的技术原理,SCR工艺流程及脱硝装置的布置方案。分析了影响SCR脱除效率的主要因素。通过SCR工程应用实例,学习和借鉴新建脱硝系统设计与运行取得的经验教训,对今后发展SCR烟气脱硝技术具有重要的借鉴和指导意义。     

某电厂HG-410/9.8YW15型锅炉采用SCR降低Nox排放的工程方案

选择性催化还原(SCR)脱硝技术是目前国际上比较成熟的一种大幅度降低火电厂氮氧化物排放的技术,但在我国应用较少.对SCR脱硝技术进行了简单的介绍,结合国内某电厂的具体情况,介绍在该电厂实施SCR系统改造的工程技术方案.     

基于全寿命周期成本的SCR脱硝系统优化分析

在严峻的环保形势、沉重的环保设施投资和运行成本以及激烈的电力市场竞争局势下,火力发电企业的SCR脱硝装置迫切需要从粗放型向精细化运行转变。为此,将全寿命周期成本引入SCR脱硝系统,从系统投资和运行维护特点出发,建立SCR脱硝系统全寿命周期成本模型,并通过对影响各成本的主要因素进行分析,研究与探讨控制和优化全寿命周期成本的途径和措施,服务电力企业SCR脱硝系统的可持续发展和合理化利用资源。     

玉环电厂1000MW机组选择性催化还原脱硝装置的设计特点

为了减少锅炉NOx排放对大气的污染,华能玉环电厂对其4×1 000MW机组进行了脱硝工程改造。由于改造工程主要增设了选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)脱硝装置,为此介绍了SCR脱硝系统所选用的工艺构成和流程特点、设计参数、总体布置情况,并对该工程中相关设备的改造进行了描述;同时通过冷态模型实验和计算机模拟计算,为改造工艺的优化提供了有利保障。     

选择性催化还原(SCR)脱硝装置对锅炉结构的影响

目前国内采用选择性催化还原脱硝工艺进行烟气脱硝处理的燃煤机组较多,但多数是在主机合同已经签订的条件下再配套SCR脱硝装置,其安装不可避免会对锅炉结构产生影响。为此,结合某电厂600 MW燃煤机组脱硝工程,就SCR脱硝装置对锅炉尾部及空气预热器的影响进行了分析,并指出设计、施工应注意的问题。