燃煤锅炉省煤器分级改造实现低负荷SCR脱硝的案例分析

本文针对国内燃煤机组长期低负荷运行导致SCR脱硝系统无法投运的问题,阐述了目前国内普遍采用的提高SCR脱硝投运率的运行控制措施及几种切实可行的技术改造方案,并介绍了某项目通过对省煤器分级改造提高SCR入口烟气温度,实现低负荷SCR脱硝系统稳定运行的案例,旨在为国内同类型机组改造提供参考和借鉴。     

尿素热解系统性能影响因素分析

尿素热解技术在SCR烟气脱硝工艺中应用较广,其性能直接关系污染物NO-_x的达标排放和脱硝装置运行的经济性。文章根据2台机组尿素热解系统的设备配置、设计参数、运行参数和实际性能测试结果对比,系统分析各因素对尿素热解转化率和单位产氨量电耗等性能指标的影响。提高电加热器入口热风温度和尿素溶液浓度,合理控制入口风量、尿素溶液流量和热解炉出口温度,降低热风含尘量,保证雾化空气品质,可以提高尿素热解转化率、降低单位产氨量电耗,进而提高现有尿素热解装置产氨量、降低系统运行成本。     

燃煤电厂SCR烟气脱硝设计的影响因素分析

选择性催化还原脱硝法(SCR)是当前世界上主流的烟气脱硝技术工艺,具有脱硝效率高、成熟可靠、应用广泛、经济合理和适应性强等特点。本文就影响燃煤电厂SCR烟气脱硝设计的几个主要因素如入口NOx浓度、还原剂和催化剂形式及其布置方式进行了分析与讨论,并指出各燃煤电厂在进行SCR烟气脱硝设计时应结合自身烟气条件、煤质资料及其当地环境保护法律法规等合理选择烟气参数,以保证SCR系统运行的安全性和经济性。     

SCR脱硝技术在沧东电厂4号机组中的应用

以沧东电厂4号机组进行的脱硝改造工程为例,阐述了选择性催化还原(SCR)烟气脱硝系统的工作原理,并对SCR反应器、催化剂等脱硝设备的特点进行了详细地介绍,同时对4号机组加装脱硝装置后对空预器、引风机的影响进行了详细地分析,并针对其影响提出了具体的改造措施。     

700 t/d浮法玻璃窑脱硝技术工艺比选

由于对浮法玻璃窑烟气排放标准的提高,玻璃窑烟气需要进行脱硝系统的增设。文章介绍了目前国内重油浮法玻璃窑的烟气状况及主要脱硝方式。针对某700 t/d重油浮法玻璃窑烟气脱硝项目,对比了几种SCR脱硝布置方式,并通过综合考虑对原有余热锅炉影响程度、施工难度及运行费用等条件后,最终选择了适应于该现场的合理方案。最终方案因对余热锅炉热效率影响小,同时作为相对独立工艺系统无需对余热锅炉进行过多改造而确定为在余热锅炉前增设中高温SCR。     

采用烟气旁路的燃煤机组脱硝系统变负荷过程的经济性分析

设置省煤器烟气旁路系统是提高燃煤机组脱硝系统入口烟气温度、实现全工况脱硝的有效途径。为分析燃煤机组频繁变负荷过程的脱硝经济性，本研究建立了某660 MW超超临界燃煤发电机组动态模型及SCR脱硝系统动态模型，研究了燃煤机组在50%～100%THA升负荷过程的尿素成本、NO_x排放环境成本和燃煤成本。结果表明：在变负荷过程中开启省煤器烟气旁路挡板时，燃煤成本的变化最大，总成本有一定的增加；在50%～75%THA升负荷过程中，烟气旁路挡板开度分别为5%和10%时，燃煤成本分别增加了600元和1 200元，尿素成本分别减少了442.48元和554.89元，而NO_x排放环境成本变化较小，仅为62.22元和63.19元；在75%～100%THA升负荷过程中，燃煤成本分别增加了1 800元和2 300元，而尿素成本和NO_x排放环境成本的变化量较小，因此不建议开启烟气旁路挡板。     

基于旁路烟道蒸发的脱硫废水零排放技术在火电厂的应用

在河南焦作某电厂2×350 MW机组脱硫废水烟气余热蒸发零排放工程的运行基础上,进行工艺的优化与改进,创造性地引入旁路烟道蒸发系统:在SCR脱硝装置后、空气预热器前引出少量高温烟气(烟温在330~350℃)至旁路烟道系统;旁路烟道出、入口通过电动隔离挡板实现与主体烟道的隔离;旁路烟道入口加设电动调节挡板以调节烟气的流量、流速;旁路烟道内设置高效双流体雾化喷嘴,雾化液滴与引入的高温烟气进行迅速传质、传热,实现液滴的高效蒸发;旁路烟道出口连接在空气预热器后、除尘器前的烟道上,蒸发后的结晶物随烟气在除尘系统得到去除,水蒸气在脱硫塔被冷凝后间接补充脱硫工艺用水,最终实现了脱硫废水零排放,且对电厂原有系统影响较小。     

超低排放下燃煤电厂氨排放特征

燃煤电厂采用SCR(选择性催化还原)脱硝过程消耗大量的氨,同时存在氨逃逸和氨排放问题.为了掌握超低排放燃煤机组的氨排放程度、脱硝氨逃逸情况以及各环保设施对氨的协同脱除能力,为燃煤电厂氨减排政策制定和氨减排技术研发提供支持.在京津冀大气污染传输通道城市中选取11个城市中的14台机组,采用例如DL/T 260—2012《燃煤电厂烟含脱硝装置性能验收试验规范》的标准方法用稀硫酸吸收烟气中的氨再结合分光光度测试方法,对环保设施多个位置的烟气中氨进行浓度测试.结果表明:①氨排放浓度介于0.05~3.27 mg/m3之间,平均约0.95 mg/m3,通过烟气排入大气中氨的浓度不高;②测试的14台机组中有7台机组(约50%)脱硝氨逃逸值高于设计值(2.28 mg/m3),说明脱硝氨逃逸超过设计值呈普遍现象,个别电厂脱硝氨逃逸严重,氨逃逸亟待解决;③环保设施对逃逸氨具有较好的协同脱除能力,平均脱除率约为64.86%.建议对于SCR脱硝氨逃逸严重的机组,对SCR出口烟道截面氮氧化物(NO_x)实施网格式测试,在此基础上实施精细化精准喷氨、优化流场、提高SCR脱硝运行水平(或采用专业化运维),从源头上减少氨耗量,降低系统能耗和氨排放.      

浅析燃煤电厂SCR催化剂砷中毒对脱硝系统的影响

SCR催化剂砷中毒是燃煤电厂脱硝系统运行中常见的问题,通过对烟气中As来源和催化剂砷中毒机理的介绍,结合某燃煤电厂300MW机组实例进行分析,总结出SCR催化剂砷中毒对电厂脱硝系统和下游设备造成的影响,并给出了降低SCR催化剂砷中毒影响的建议。     

某火电厂2×600MW机组燃煤烟气脱硝工程设计实例

介绍某火电厂2×600MW机组燃煤烟气脱硝工程主要设计内容,并对其脱硝技术--选择性催化还原法的工艺、反应机理、脱硝原料、液氨储存及供应系统等设计内容进行阐述,提出系统操作过程中需注意的问题。