宽负荷脱硝技术探讨

宽负荷脱硝技术探讨

摘要：电站锅炉宽负荷脱硝改造势在必行，介绍了现有的宽负荷脱硝技术，论述了各自的原理及优缺点，给出了宽负荷脱硝改造的技术方案选取建议。

关键词：电站锅炉，超低排放，宽负荷脱硝，省煤器分级

1 引言

以煤为主的能源结构并且通过直接燃烧的方式加以利用是造成我国大气污染的主要原因之一。因此，为了保障空气质量，必须采用先进的污染物治理技术控制燃煤机组的污染物排放总量，并执行更为严格的排放标准。在环保部于2011年7月发布的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中，要求燃煤锅炉氮氧化物(以NO2计)排放浓度低于100mg/Nm3或200mg/Nm3。2014年9月，在发改委、环保部、能源局联合印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》中，要求燃煤机组必须确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求，即大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值要求，其中，氮氧化物(以NO2计)排放浓度不高于50mg/Nm3。2015年12月，环保部、发改委、能源局再次联合印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求东部、中部和西部地区分别在2017年、2018年和2020年前基本完成超低排放改造。在发改委、环保部、能源局于2015年12月2日联合印发的关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知(发改价格[2015]2835号)中明确规定，对验收合格并符合超低排放要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。其中，2016年1月1日以前、以后并网运行的实现超低排放的机组，对其统购上网电量加价1分/kW·h、0.5分/kW·h(含税)，且加价电量与实现超低排放的时间比率挂钩。此外，需要注意的是，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放中有一项不符合超低排放标准的，即视为该时段不符合超低排放标准。综上，国家是从排放标准及鼓励政策两方面来引导全负荷脱硝的实现[1-3]。

目前，应用较为广泛的烟气脱硝技术为选择性催化还原法(SCR)。为满足SCR催化剂的温度窗口，在SCR反应器的设计过程中一般要求入口烟气温度为320的设计过程中。实际运行过程中，由于锅炉负荷受电网控制，无法长期高负荷运行，部分锅炉运行在50%负荷以下时，SCR入口烟温低于320温，使得SCR无法正常运行，造成NOX排放浓度超低、催化剂失活、氨逃逸增加等。因此，有必要采用宽负荷脱硝技术来满足NOX排放要求，实现最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求。

2 宽负荷脱硝技术

宽负荷脱硝技术主要分为低温催化剂和锅炉侧改造。低温催化剂主要是通过拓宽脱硝催化剂温度窗口，使其能够在低负荷烟温条件下保证脱硝效率。然而，燃煤电站锅炉低温SCR 催化剂技术目前暂无工程应用。锅炉侧改造主要是通过对锅炉烟风、汽水系统(含省煤器)

进行改造，以提高锅炉低负荷时SCR入口烟温，实现正常脱硝。其中，锅炉侧改造的主要技术有：省煤器旁路(烟气或水旁路)、省煤器分隔、给水加热、省煤器分级等，且均有工程应用[4，5]。

2.1 省煤器旁路

省煤器旁路是在省煤器烟气或给水侧设置旁路，用于减少低负荷时省煤器的吸热量，提高SCR入口烟温。

2.1.1 省煤器烟气旁路

低负荷时，将省煤器入口的部分高温烟气经旁路直接引入省煤器出口烟道，提高SCR

入口烟温。该技术的优点是系统简单、投资成本低，但也存在明显的缺点，即低负荷运行时会使省煤器吸热量减少，造成空预器排烟温度上升，减低锅炉效率。此外，烟气旁路技术对旁路烟道挡板门的性能要求较高，机组高负荷撤出旁路时，由于省煤器进口烟温能达到500℃以上，旁路调节挡板在高温下极易变形，产生内漏，同样会使排烟温度升高，影响锅炉经济性。同时，在满负荷时挡板若内漏量大，可能会使省煤器出口烟温达到400℃以上，从而

使催化剂烧结开始发生，而且烧结的过程是不可逆的，导致催化剂活性降低。因此烟气旁路存在一定的技术风险。

2.1.2 省煤器给水旁路

低负荷时，将省煤器入口的部分给水经旁路引入省煤器出口或锅炉下降管，通过调节旁路水量控制省煤器换热量，提高SCR入口烟温。该技术的优点是系统简单、投资成本低，但由于低负荷时省煤器出口烟温很低，如仍需保证省煤器出口烟温，则势必增大旁路水流量，将会产生省煤器中介质超温，使省煤器出口水温的欠焓达不到机组安全运行要求。此外，本方案与烟气旁路一样将导致排烟温度的上升，影响机组的经济性。目前国内尚未见成功应用案例，因此不建议采用此方案。

2.2 省煤器分隔

省煤器分隔技术是将原有省煤器烟道用隔板分隔为多个内置独立通道，并分别设置烟道挡板。低负荷时，通过调节烟道挡板门，减少省煤器换热量，提高SCR入口烟温。该技术的优点是投资成本低，能够满足温升需求，但因挡板门为高温高灰运行，对其可靠性要求较高，此外，因烟道分隔，吹灰存在一定难度，且该技术同样会造成锅炉效率的降低。

2.3 给水加热

给水加热技术是通过抽取蒸汽或其他热源加热省煤器入口给水，降低省煤器传热温差来减少换热量，进而提高省煤器出口烟温。

2.3.1 炉水循环

炉水循环是设置炉水循环回路，抽取炉水加热省煤器给水。低负荷时，将部分炉水引入省煤器入口，提高省煤器进口水温，减少省煤器换热量，提高SCR入口烟温。该技术系统简单，调节灵活，但主要用于在汽包炉炉水泵裕量较大的情况，且同样会造成锅炉效率的降低。

2.3.2 零号高加

零号高加技术是在回热系统的1号高加前增设一零号高加。低负荷时，投入零号高加提升给水温度，降低省煤器换热量，进而提高省煤器出口烟温。零号高加会降低汽机热耗，但系统较为复杂，且同样存在锅炉效率降低的问题。

2.4 省煤器分级

省煤器分级是将省煤器尾端部分受热面移至SCR反应器出口，通过降低SCR前省煤器换热量，提高SCR入口烟温，保证SCR装置宽负荷运行。省煤器分级的优点在于温度调节范围大，运行稳定，因没有改变锅炉侧的传热过程及分配，因此对锅炉效率等性能指标没有影响。但对改造项目会涉及部分省煤器的拆除及新增省煤器，因此成本较高，系统改造相对复杂。

3 结论

电站锅炉宽负荷脱硝改造势在必行，现有宽负荷脱硝技术能够满足宽负荷脱硝要求。经过技术经济对比，建议新建机组优先采用省煤器分级宽负荷脱硝技术，而对于改造机组则建议通过技术经济比较选用适合的技术改造方案。

宽负荷脱硝技术探讨

宽负荷脱硝技术探讨 摘要:电站锅炉宽负荷脱硝改造势在必行,介绍了现有得宽负荷脱硝技术,论述了各自得原理及优缺点,给出了宽负荷脱硝改造得技术方案选取建议。 关键词:电站锅炉;超低排放;宽负荷脱硝;省煤器分级 DOI:10、1６64０／j。ｃnki。３7-1222/ｔ、2016。09。054 1 引言 以煤为主得能源结构并且通过直接燃烧得方式加以利 用就是造成我国大气污染得主要原因之一。因此,为了保障空气质量,必须采用先进得污染物治理技术并执行更为严格得排放标准。《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》中明确要求,燃煤机组必须确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求,其中,氮氧化物(以NO2计)排放浓度不高于5０mg/Ｎm３。在关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题得通知(发改价格［2015］2835号)中明确规定,对验收合格并符合超低排放要求得燃煤发电企业给予适当得上网电价支持,加价电量与实现超低排放得时间比率挂钩,其中,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放中有一项不符合超低排放标准得,即视为该时段不符合超低排放标准、综上,国家就是从排放标准及鼓励政策两方面来引导全负荷脱硝得实现[1-2]。 目前应用较为广泛得烟气脱硝技术为选择性催化还原法

(SCR)。为满足SCR催化剂得温度窗口,设计时一般要求SCR 入口烟气温度高于320℃。实际运行过程中,由于锅炉负荷受电网控制,无法长期高负荷运行,部分锅炉运行在50%负荷以下时,SCR入口烟温低于320℃,使得SＣR无法正常运行,造成NOX排放浓度超低、催化剂失活、氨逃逸增加等。因此,有必要采用宽负荷脱硝技术来满足ＮOＸ排放要求,实现最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求。 2 宽负荷脱硝技术 宽负荷脱硝技术主要分为低温催化剂与锅炉侧改造。低温催化剂主要就是通过拓宽脱硝催化剂温度窗口,使其能够在低负荷烟温条件下保证脱硝效率、然而,燃煤电站锅炉低温S ＣR催化剂技术目前暂无工程应用、锅炉侧改造主要就是通过对锅炉烟风、汽水系统(含省煤器)进行改造,以提高锅炉低负荷时SCR入口烟温,实现正常脱硝。其中,锅炉侧改造得主要技术有:省煤器旁路(烟气或水旁路)、省煤器分隔、给水加热、省煤器分级等,且均有工程应用［4,5］、 2.1省煤器旁路 省煤器旁路就是在省煤器烟气或给水侧设置旁路,用于减少低负荷时省煤器得吸热量,提高SCＲ入口烟温。 ２、１。1省煤器烟气旁路 低负荷时,将省煤器入口得部分高温烟气经旁路直接引入省煤器出口烟道,提高SCR入口烟温。该技术得优点就是系统

SNCR脱硝方案(改)

GXDF-20 沸腾炉SNCR 脱硝系统项目 SNCR 技术方案 2020 年04 月

一、总论 1.1工程概况 GXDF-20 沸腾炉脱硝改造工程。本工程采用选择性非催化还原法（SNCR）脱硝工艺，还原剂为尿素。 1.2 厂址所在地 项目位于鄂尔多斯市伊金霍洛旗札萨克镇内蒙古伊泰广联煤化有限责任公司红庆河矿井及选煤厂工业广场内。 1.3主要设计参数 （1）GXDF-20 沸腾炉 （2）锅炉最大连续蒸发量：20t/h （3）锅炉(B-MCR)燃煤量：3.5 t/h(设计煤种) （4）锅炉运行方式：锅炉在50-100%负荷下能长期安全稳定运行 1.4术语定义 1.4.1 SNCR 工艺 SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction，简称SNCR）脱硝工艺，是利用还原剂在不需要催化剂的情况下有选择性地与烟气中的氮氧化物（NOx）发生化学反应，生成氮气和水的一种脱硝技术。 1.4.2脱硝效率 脱硝效率也称NO X（以NO2计，标态，6%O2含量）脱除率，其计算方法如下: 脱硝率= C1 ?C2 × 100% C1 式中：C1——脱硝系统投运前锅炉排放烟气中NOx 含量（mg/Nm3）。C2——脱硝系统运行时锅炉排放烟气中NOx 含量（mg/Nm3）。

1.4.3氨逃逸率 氨的逃逸率是指在锅炉尾部烟道（空气预热器入口装设测点）处检测到的氨的浓度。系指脱硝系统运行时，空气预热器入口烟气中氨的质量与烟气体积（标态，干基，6%O2）之比，单位为mg/Nm3。 1.4.4脱硝系统可用率 从首次喷射尿素水溶液（20%溶液）开始直到最后的性能验收为止的质保期 内，脱硝整套装置的运转率在最终验收前不低于98%。系统可用率定义： A ?B 可用率= A：锅炉每年总运行时间，h； B：脱硝系统每年总停运时间，h。 1.5性能保证A × 100% 1.5.1主要性能指标保证 在下列边界条件下，脱硝装置在投运后： （1）在NOx 初始浓度为350mg/Nm3（标态，干基，6%O2）时，NOx 脱除率不小于79% ，氨逃逸率小于5mg/Nm3；在锅炉排烟烟气NO X浓度低于350mg/Nm3（标态，干基，6%O2）时，SNCR 脱硝将锅炉排烟烟气NOx 浓度降低至150mg/Nm3（标态，干基，6%O2）及以下。 （2）脱硝系统设计和制造应符合安全可靠、连续有效运行的要求，服务年限应在30 年以上，整个寿命期内系统可用率应不小于98%； （3）脱硝系统应能在锅炉最低稳燃负荷工况和BMCR 工况之间的任何负荷持续安全运行；脱硝系统负荷响应能力应满足锅炉负荷变化率要求，（4）锅炉排烟烟气NO X浓度不高于350mg/Nm3（标态，干基，6%O2），对锅炉效率的影响不大于0.15%；脱硝系统具备将锅炉排烟烟气NOX 浓度低于150mg/Nm3（标态，干基，6%O2）的能力。 （5）加装烟气脱硝系统后，供货方应根据自己经验，在投标阶段提出脱硝装置对锅炉运行的影响分析以及应采取处理措施并做专题说明。 （6）供货方首先对工艺系统做性能计算，完善下列空白内容：

火电机组宽负荷脱硝改造研究

火电机组宽负荷脱硝改造研究 摘要：国内绝大部分火电机组已完成了或正在实施超低排放改造，但是在启停 机及负荷低于50%BMCR工况运行期间，因烟温低于SCR装置最佳反应温度的下 限值，在此期间需解列脱硝系统，造成氮氧化物排放超标。本文对实施火电机组 宽负荷脱硝改造的必要性及可行性进行了研究。 关键词：火电机组；宽负荷；脱硝 一、前言 党的十八大以来，党中央把生态文明建设作为统筹推进“五位一体”总体布局 和协调推进“四个全面”战略布局的重要内容，我国成为全球生态文明建设的重要 参与者、贡献者、引领者，美丽中国建设迈出了重要步伐。 为有效控制火电厂大气污染物排放，我国采取了发展清洁发电技术，降低发 电煤耗，淘汰落后产能，强化节能减排，关停小火电机组，推进电力工业结构调 整等一系列重要措施，并取得了显著成效。目前，绝大部分火电机组已完成了或 正在实施超低排放改造，改造后在正常运行中氮氧化物的排放浓度小于50毫克/ 立方米。但是，国内绝大部分火电机组采用的是选择性催化还原法（SCR）脱硝 技术，通常SCR装置的最佳反应温度范围为320℃~420℃，在启停机及低负荷运 行期间，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足脱硝装置的温度要求，因此，在此期间需解列脱硝系统，造成氮氧化物排放超标。 为促进新能源消纳，国家大力推动火电机组实施深度调峰改造，随着资源系 统转型发展，煤电的未来发展将从单纯保障电量供应，向更好地保障电力供应、 提供辅助服务并重转变，为清洁能源发展腾空间、搞服务，尤其是新能源富集区，火电机组在30%~50%负荷区间运行将成为新常态，在此工况下，尾部烟道的烟温 将大幅降低，存在不满足SCR装置对温度的要求，NOX排放超标的可能，因此， 实施宽负荷脱硝改造是必要的。 二、实施方案 经对某660MW电厂的实际运行情况进行调研，在机组并网初期，SCR入口温度~274℃，在50% BMCR工况时SCR入口温度~311℃，因为煤质变化等原因，在300MW负荷时SCR入口温度有时会低到296℃，上述温度远低于SCR最低温度要求。 全负荷脱硝技术一般分为两类： （1）催化剂改造为低温催化剂； （2）提高进入SCR装置的烟气温度。 从现有的技术及实际情况看，该电厂只能采用提高进入SCR装置烟气温度 （需要至少提高40℃）的方案予以改造，现有以下三种可行方案：方案一：烟气旁路改造； 方案二：省煤器分级改造； 方案三：烟道补燃改造。 下面对三种方案的可行性分别进行分析。 1、烟气旁路改造 烟气旁路改造原理比较简单，即从锅炉尾部烟道后包墙水平低温过热器入口 抽取高温烟气在SCR入口烟道处与省煤器与水平低再出口的低温烟气进行混合， 提高低负荷时SCR入口的烟气温度，旁路烟道上需要加装非金属膨胀节、调节挡

神华宁东2x660MW机组脱硝2+1方案分析

宁东SCR法脱硝设计方案说明 1.1 工艺原理 宁东二期工程尾部脱硝采用选择性催化还原法（即SCR法）进行脱硝。SCR 烟气脱硝技术是指在310-400℃的烟气温度范围内喷入氨气作为还原剂，在催化剂的作用下与烟气中的NOx发生选择性催化反应生成N2和H2O。SCR烟气脱硝技术具有脱硝效率高、成熟可靠、经济合理、应用广泛，特别适合于机组负荷变动频繁以及对空气质量要求较敏感的燃煤机组。 本项目SCR为全负荷脱硝，脱硝效率为85%，在锅炉省煤器出口NOx浓度不超过250mg/Nm3的情况下脱硝出口氮氧化物排放浓度降至40mg/Nm3（干基，6%O2）、 （签订技术协议时已要求省煤器出口NOx浓度不超过180mg/Nm3，。按小于200mg/Nm3考核）。 SCR法脱硝的主反应如下： 4NO+ 4NH3+ O2→4N2+ 6H2O 2NO2+ 4NH3+ O2→ 3N2+ 6H2O NO2 + NO+2NH3→2N2+ 3H2O 1.2 系统设计方案 1.2.1烟道布置 本工程SCR采用高尘布置方式，布置在省煤器出口与空预器入口烟道之间。 来自尿素制备系统的氨气，为系统提供稳定的氨气源，按5%的体积浓度进入阀门站组（MVS），最后经氨喷射格栅（AIG）喷射到烟道内。 省煤器出来的烟气通过SCR进口烟道，与氨喷射格栅（AIG）注入的稀释氨气经过静态混合器后进行充分混合后进入反应器，最后在催化剂的作用下发生还原反应，反应后的烟气经SCR出口烟道到达空气预热器。 考虑到全负荷脱硝的要求，本项目设置了省煤器旁路。 北京巴威公司采用先进的计算机数值模拟设计烟道及其内部导流部件，保证在反应器入口达到SCR反应所需要的氨/硝摩尔比分布偏差、温度偏差、速度偏差等的基础上，尽可能减少SCR装置的烟气阻力，降低电厂运行成本。同时，烟道的设计充分考虑烟气磨损和堵灰问题。 1.2.2挡板、膨胀节和结构支撑等

浅析火电厂锅炉宽负荷脱硝改造工程吊装施工方案

浅析火电厂锅炉宽负荷脱硝改造工程吊装施工方案 发表时间：2019-08-05T09:03:18.937Z 来源：《防护工程》2019年9期作者：蒋永军 [导读] 本文论述了具有紧身封闭的常规60万千瓦火电机组锅炉采用在锅炉后部炉右侧（或左侧）57米高程以上紧身封闭位置开一吊装孔做吊装运输通道，通过设置在锅炉右侧（或左侧）紧身封闭外0米地面的5吨卷扬机和在吊装孔与锅炉后部之间临时设置的5吨单轨吊实现安装设备的水平垂直运输和吊装的施工方案。 中国电建集团四川工程有限公司四川成都 610000 摘要：本文论述了具有紧身封闭的常规60万千瓦火电机组锅炉采用在锅炉后部炉右侧（或左侧）57米高程以上紧身封闭位置开一吊装孔做吊装运输通道，通过设置在锅炉右侧（或左侧）紧身封闭外0米地面的5吨卷扬机和在吊装孔与锅炉后部之间临时设置的5吨单轨吊实现安装设备的水平垂直运输和吊装的施工方案。同采用大型吊车配合5吨卷扬机实现水平垂直运输和吊装的施工方案比较，具有很高的实用性、科学性和经济性，对于指导各等级的火电机组锅炉宽负荷脱硝改造工程施工具有重要的参考价值。 关键词：锅炉宽负荷脱硝改造工程吊装方案 绪论 具有紧身封闭的常规60万千瓦火电机组锅炉在锅炉炉后部水平烟道上方在41米层到70米层范围内进行宽负荷脱硝改造工程施工所采取的非常规运输吊装施工方案，即在锅炉后部炉右侧（或左侧）57米高程以上紧身封闭位置开一吊装孔做吊装运输通道，通过设置在锅炉右侧（或左侧）紧身封闭外0米地面的5吨卷扬机和在吊装孔与锅炉后部之间临时设置的5吨单轨吊实现安装设备的水平垂直运输和吊装施工，吊装方案科学实用性强，工期缩短明显，经济性得到充分体现。 1.吊装施工内容及施工工期要求 锅炉宽负荷脱硝改造工程吊装施工内容主要是把锅炉旁路烟道设备及金属构件和烟道加固钢结构从地面0米层通过起重设备运输吊装到锅炉炉后部41米层到70米层范围内进行安装。 施工工期从开始做安装准备工作到安装完全部设备、烟道及保温、钢结构及防腐以及电仪部分，具备机组试运行条件，施工工期日历天数90天。 2.吊装施工环境分析 需要吊装的烟道设备及金属构件分段单件重量为3吨，单件几何尺寸为6米（长）*6米（宽）*2米（高），由于锅炉房四周均紧身封闭，电厂炉顶吊起吊重量为2吨，其正对的吊物孔尺寸为3米*3米，如果选择炉顶吊来进行吊装，不能实现整体单件设备或构件从锅炉室内0米地面吊到锅炉炉后41m层至70m层高度安装范围。如果选择通过锅炉紧身封闭开一吊装孔做吊装运输通道，采用150吨以上的大型吊车配合5吨卷扬机实现水平垂直运输和吊装的常规施工方案，工期就算两个月，机械费用成本太高，但如果采用通过紧身封闭外0米地面的5吨卷扬机和在吊装孔与锅炉后部之间临时设置的5吨单轨吊设施来实现安装设备、构件的水平垂直运输和吊装施工，机械费成本就大大降低，可行性和实用型更强，工期明显缩短。 3.吊装施工 3.1资源准备 安装施工用电从业主提供的锅炉57米层左、右两侧检修电源点引接。配备足够的具有特种作业证的吊装起重专业人员，准备容绳量为100米的5吨卷扬机1台，起吊高度10米的5吨电动葫芦单轨吊设施一套。 3.2五吨电动葫芦单轨吊设施安装 (1)首先拆除锅炉67米层炉后右侧（或左侧）紧靠平台处窗户下部外墙紧身封闭，在外墙支撑梁上安装提升机斜杠固定支架，然后将电动吊篮提升机固定于提升机斜杠上，利用电动吊篮提升机在锅炉房炉后右侧（或左侧）标高在57m至67m层外墙紧身封闭上拆除一个宽2.5m 高度10m的吊物孔洞，同时在正对的锅炉紧身封闭内侧，搭设脚手架，拆除锅炉紧身封闭内侧封闭板和保温等（详见外墙开孔示意图）。拆除时，所有彩色压型墙板及C型钢檩条均保护性拆除，待烟道及钢构件吊装完成后，外墙吊物孔原样恢复（详见外墙开孔示意图）。 (2)外墙紧身封闭吊物孔洞拆除后，在锅炉房炉后正对外墙紧身封闭吊物孔洞67m层平台下方安装一根单轨吊轨道梁（轨道梁型号为 I32a,），轨道梁总长度40米。并将轨道梁挑出外墙紧身封闭4米（有效使用距离3.5米）,在锅炉B50轴线钢梁上安装焊接一根长2.8米的 HM200*300*8*12钢立柱，拆除毗邻窗户玻璃，由立柱上端至单轨吊轨道工字钢挑出部分的顶端5.5米处用I28a钢梁连接固定，同时以该立柱为对称轴在其上端与67米层钢梁间安装连接一根I28a钢梁。轨道工字钢挑出2.75 米处设置一根斜梁与立柱HM200*300*8*12连接，并以立柱对称设置一根斜拉梁与单轨吊轨道工字钢上部焊接牢固。轨道工字钢挑出部分两斜梁采用I28a，水平方向用双拼槽钢[16a进行加固，确保挑出顶端垂直受力无晃动，满足吊装需要。单轨吊轨道挑出部分顶端下部顺轨道方向中轴线部位焊接一件400*250*25的吊耳，吊耳两侧分别设置两块δ12厚的加强板焊接加固，焊接完成后挂5T滑车。锅炉房炉后部分单轨吊运行轨道均与上部67米层钢梁牢固连接。单轨吊轨道安装完成后,在轨道上安装一台5T电动葫芦（详见上外墙开孔示意图及A向示意图）。 3.3地面卷扬机安装 在锅炉炉右（或左）紧身封闭外零米地面安装一台5T卷扬机，并固定牢固，卷扬机的钢丝绳通过5T滑车水平导向后再与锅炉57米层单轨吊顶端的5T滑车相连接，挂上带吊钩的动滑车用作钢构件及烟道构件起吊使用。

全负荷脱销专题解读

哈锅 专题说明22：锅炉全负荷脱硝说明 哈锅为本项目提供的锅炉尾部竖井为双烟道布置，前烟道布置低温再热器、后烟道布置低温过热器及省煤器，双烟道出口布置有调温挡板调节汽温。考虑到锅炉运行工况在35%BMCR 工况到100%BMCR工况下脱硝装置可以安全投运，脱硝入口必须保证烟气温度在300-420℃之间，必须采取相应的措施提高低负荷下烟气温度在300℃以上；同时考虑到机组运行的经济性，根据现有的布置方案及尾部烟气温度分布情况，本工程主要采用省煤器分组布置提高低负荷下脱硝入口烟气温度，同时根据燃用煤种降低预热器入口烟气温度提高机组的经济效益。 省煤器分组布置方式是将尾部烟道中的部分省煤器移植到脱硝装置出口，提高了脱硝装置入口的烟气温度，保证脱硝装置在全负荷下均可运行，同时适当的降低预热器入口烟气温度，提高机组的经济性。 1）主要流程 按照省煤器分组进行布置，省煤器将被分为两组，即一级省煤器和二级省煤器。 一级省煤器：一级省煤器布置在脱硝出口，经给水管道引至一级省煤器入口集箱，通过蛇形管换热后被送往出口集箱，出口集箱的给水通过一级省煤器出口集箱引至二级省煤器进口集箱。 二级省煤器：二级省煤器布置尾部烟道竖井后烟道，低温过热器下方。二级省煤器流程与原布置流程相同，即省煤器蛇形管在尾部受热面后引至出口集箱，出口集箱通过连接管送至水冷壁分配集箱。 省煤器分级布置示意图如下： 省煤器分组布置

巴威 全负荷脱硝专题 本工程进入脱硝装置的烟温见下表。 无需分级布置省煤器。 由于保持催化剂活性的温度一般在300-420℃，因此本工程可以满足全负荷脱硝的要求。

东方锅炉 专题说明23：锅炉全负荷SCR脱硝运行的说明 本项目要求实现锅炉的全负荷（通常指稳燃负荷～满负荷）脱硝，要达到这个目标，需要根据燃用煤质、机组参数、催化剂运行温度来选择相应的保证措施。 1、SCR全负荷投运的一般措施 亚临界及以下机组，在高负荷时为了降低排烟温度，在低负荷时脱硝进口烟温往往满足不了要求，需要采取一些辅助技术措施来实现。 目前可采用的措施主要有以下4条： （1）省煤器烟气旁路：从两组省煤器之间的气室旁路部分烟气到SCR入口烟道。 （2）省煤器工质旁路：从下组省煤器进口集箱旁路部分工质至上组省煤器出口集箱。 （3）分级布置省煤器：采用分级省煤器布置方式，即一级省煤器布置在SCR烟气下游的布置形式。

宽负荷脱硝技术探讨

宽负荷脱硝技术探讨 摘要：电站锅炉宽负荷脱硝改造势在必行，介绍了现有的宽负荷脱硝技术，论述了各自的原理及优缺点，给出了宽负荷脱硝改造的技术方案选取建议。 关键词：电站锅炉，超低排放，宽负荷脱硝，省煤器分级 1 引言 以煤为主的能源结构并且通过直接燃烧的方式加以利用是造成我国大气污染的主要原因之一。因此，为了保障空气质量，必须采用先进的污染物治理技术控制燃煤机组的污染物排放总量，并执行更为严格的排放标准。在环保部于2011年7月发布的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中，要求燃煤锅炉氮氧化物(以NO2计)排放浓度低于100mg/Nm3或200mg/Nm3。2014年9月，在发改委、环保部、能源局联合印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》中，要求燃煤机组必须确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求，即大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值要求，其中，氮氧化物(以NO2计)排放浓度不高于50mg/Nm3。2015年12月，环保部、发改委、能源局再次联合印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求东部、中部和西部地区分别在2017年、2018年和2020年前基本完成超低排放改造。在发改委、环保部、能源局于2015年12月2日联合印发的关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知(发改价格[2015]2835号)中明确规定，对验收合格并符合超低排放要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。其中，2016年1月1日以前、以后并网运行的实现超低排放的机组，对其统购上网电量加价1分/kW·h、0.5分/kW·h(含税)，且加价电量与实现超低排放的时间比率挂钩。此外，需要注意的是，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放中有一项不符合超低排放标准的，即视为该时段不符合超低排放标准。综上，国家是从排放标准及鼓励政策两方面来引导全负荷脱硝的实现[1-3]。 目前，应用较为广泛的烟气脱硝技术为选择性催化还原法(SCR)。为满足SCR催化剂的温度窗口，在SCR反应器的设计过程中一般要求入口烟气温度为320的设计过程中。实际运行过程中，由于锅炉负荷受电网控制，无法长期高负荷运行，部分锅炉运行在50%负荷以下时，SCR入口烟温低于320温，使得SCR无法正常运行，造成NOX排放浓度超低、催化剂失活、氨逃逸增加等。因此，有必要采用宽负荷脱硝技术来满足NOX排放要求，实现最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求。 2 宽负荷脱硝技术 宽负荷脱硝技术主要分为低温催化剂和锅炉侧改造。低温催化剂主要是通过拓宽脱硝催化剂温度窗口，使其能够在低负荷烟温条件下保证脱硝效率。然而，燃煤电站锅炉低温SCR 催化剂技术目前暂无工程应用。锅炉侧改造主要是通过对锅炉烟风、汽水系统(含省煤器)

锅炉脱硝改造工程技术要求

腾龙特种树脂（厦门）有限公司3×220 t/h锅炉烟气脱硝工程 技术要求 腾龙特种树脂（厦门）有限公司 2013年10月

一、概述 1.1项目概况 腾龙特种树脂（厦门）有限公司成立于2002年4月，已建成3台220 t/h循环流化床锅炉，一台100MW抽汽式汽轮发电机组。根据福建省及厦门市十二五期间对氮氧化物减排的整体部署和要求，拟对上述3台锅炉进行脱硝改造。 本脱硝工程采用EPC总承包方式建造，本工程包括烟气脱硝装置从设计开始到质保期结束为止所涉及到的所有工作，包括但不仅仅限于工程的工艺系统设计、设备选择、采购、运输及储存、制造及安装、土建建（构）筑物的设计、施工、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产，并能满足锅炉正常连续运行需要，通过环保部门验收合格后提供一年内设备易损易耗备件。 在签订总承包合同之后，发包方保留对本技术要求提出补充要求和修改权利，承包方应允诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由双方商定。 1.2 主要设备及参数 表1锅炉设计参数 表2

备注：以上表1、2中烟气参数数据供参考。 1.3 脱硝技术指标要求： 1.3.1 锅炉50%～100%BMCR负荷范围内，脱硝后NOx排放浓度：﹤200mg/Nm3； 1.3.2 氨逃逸量：﹤8mg/Nm3； 1.3.3 锅炉脱硝验收期间将按NOx初始浓度为480毫克/立方米进行排放达标核算验收；

1.3.4脱硝设施投运后锅炉热效率影响：﹤0.2%； 1.3.5 脱硝装置投运后烟气阻力增加﹤300Pa; 说明： 1)脱硝效率定义为 脱硝率=C1-C 2×100% C1 式中：C1——脱硝系统运行时脱硝入口处烟气中NO X含量(mg/Nm3)。 C2——脱硝系统运行时脱硝出口处烟气中NO X含量(mg/Nm3)。 2)氨的逃逸率是指在脱硝装置出口的氨的浓度。 1.4 标准与规范 1.4.1 设计规范及要求 投标方提供规范、规程和标准为下列规范、规程和标准的最新版本，但不仅限于此： GB8978－1996 《污水综合排放标准》 GB50187－93 《工业企业总平面设计规范》 DL5028－93 《电力工程制图标准》 SDGJ34－83 《电力勘测设计制图统一规定：综合部分（试行）》 DL5000－2000 《火力发电厂设计技术规程》 DL/T5121－2000 《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》 YB9070－92 《压力容器技术管理规定》 GBl50－98 《钢制压力容器》 DL5022－93 《火力发电厂土建结构设计技术规定》 GB4272-92 《设备及管道保温技术通则》

320MW机组宽负荷SCR脱硝技术的研究与应用

一一一一 第３３卷第２期电力科学与技术学报V o l ３３N o ２２０１８年６月J O U R N A LO FE I E C T R I CP O W E RS C I E N C EA N DT E C H N O L O G Y J u n ２０１８ 一３２０MW机组宽负荷S C R脱硝技术的 研究与应用 邓伟力１,文一聪２,陈冬林２,刘良华１,宋一健１,魏绵源２ (１．湖南大唐节能科技有限公司,湖南长沙４１０３２９;２．长沙理工大学能源与动力工程学院,湖南长沙４１０００４) 摘一要:为了提高锅炉机组低负荷工况脱硝反应器入口的烟气温度及改善S C R脱硝性能,提出在省煤器出口两侧加装烟气调节挡板以及增设省煤器烟气旁路的解决方案,对２种方案进行详细的技术比较分析,并在一台３２０MW燃煤锅炉机组省煤器出口两侧实施了加装烟气调节挡板的改造.现场试验测试表明,锅炉省煤器出口烟气调节挡板可有效地调节低负荷时通过省煤器的烟气流量,可在３５％~１００％B M C R负荷区间使脱硝反应器入口烟温控制在３０５~４１０?,有效解决了锅炉低负荷工况下因烟气温度较低引起的脱硝效率下降的技术难题. 关一键一词:宽负荷;S C R;脱硝温度;省煤器改造 中图分类号:X７０１;O６４３．３６一一一一文献标志码:A一一一一文章编号:１６７３Ｇ９１４０(２０１８)０２Ｇ０１７２Ｇ０５ R e s e a r c ha n d a p p l i c a t i o no fw i d e l o a dS C Rd e n i t r a t i o n t e c h n o l o g y i na３２０MW u n i t D E N G W e iＧl i１,W E N C o n g２,C H E N D o n gＧl i n２,L I U L i a n gＧh u a１,S O N GJ i a n１,W E IM i a nＧy u a n２ (１．H u n a nD a t a n g E n e r g y S a v i n g T e c h n o l o g y C o．L t d．,C h a n g s h a４１０３２９,C h i n a;２．C o l l e g e o fE n e r g y a n dP o w e rE n g i n e e r i n g, C h a n g s h aU n i v e r s i t y o f S c i e n c e&T e c h n o l o g y,C h a n g s h a４１０００４,C h i n a) A b s t r a c t:I no r d e r t o i n c r e a s e t h e f l u e g a s t e m p e r a t u r e a t t h e i n l e t o f d e n i t r i f i c a t i o n r e a c t o r a n d i m p r o v eS C Rd e n i t r aＧt i o n p e r f o r m a n c e,t w om e t h o d s a r e p r o p o s e d．I n o n e c a s e,a r e g u l a t i n g d a m p e r i s i n s t a l l e d a t b o t h s i d e s o f t h e e c o n oＧm i z e r．I n t h e o t h e r c a s e,a f l u e g a sb y p a s s i s i n s t a l l e do f t h e e c o n o m i z e r．T h e t e c h n i c c o m p a r i s o na n da n a l y s i s i s i nＧc l u d e d f o r t h o s e t w o s c h e m e s．F u r t h e r,a r e g u l a t i n g d a m p e r i s i n s t a l l e d i n a３２０MWc o a lＧf i r e db o i l e r u n i t e c o n o m i z e r t o a d j u s t t h e f l u e g a su n d e r l o wl o a d s．I t i s o b s e r v e d t h a t t h e f l u e g a s t e m p e r a t u r e i s３０５~４１０?a t t h e i n l e t o f d e n iＧt r i f i c a t i o n r e a c t o rw h e n t h e l o a d i n t e r v a l i s３５％~１００％ B M C R．I n t h e c i r c u m s t a n c e,t h e d e n i t r i f i c a t i o n e f f i c i e n c yＧd eＧc r e a s i n gp r o b l e mc a u s e db y l o wf l u e g a s t e m p e r a t u r e i s t e c h n i c a l l y a n de f f e c t i v e l y s o l v e do n t h e c o n d i t i o no f t h e l o w l o a d． K e y w o r d s:w i d e l o a d;S C R;d e n i t r a t i o n t e m p e r a t u r e;i m p r o v e m e n t o f e c o n o m i z e r 收稿日期:２０１７Ｇ０９Ｇ０１;修回日期:２０１７Ｇ０９Ｇ２３ 基金项目:湖南省教育厅科学研究基金重点资助项目(１０A００４); 清洁能源与智能电网２０１１协同创新中心 资助 通信作者:陈冬林(１９６３Ｇ),男,教授,主要从事高效洁净燃烧和污染物排放控制技术的研究;EＧm a i l:c h e n d l_０１＠１２６．c o m

电站锅炉SCR脱硝系统改造方案

电站锅炉SCR脱硝系统改造方案 1锅炉设备情况 3号、4号锅炉为超临界参数、变压运行、螺旋管圈直流燃煤锅炉，本体型式为单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型、露天布置。燃烧方式采用低NOx同轴燃烧系统。表1为锅炉设计参数，表2为锅炉运行煤质的情况。 表1锅炉设计参数 表2运行煤质 省煤器布置于锅炉的后烟井低温再热器下面，有3组采用光管蛇形管，顺列排列，与烟气成逆流布置。

2脱硝全负荷投运存在的技术问题 通过现场测试，锅炉省煤器的出口烟温曲线如图1所示。 图1掺烧石炭煤时各负荷段下省煤器出口烟温 由图1可以看出，该电厂3号锅炉在400MW运行时省煤器出口烟温为298℃，已经低于SCR 装置的最佳反应温度范围。随着负荷的降低，省煤器出口的烟气温度进一步降低，将不得不退出SCR装置运行。 结合设计数据和运行数据，并考虑实际运行工况可能存在的偏差，大约负荷低于450MW时，SCR入口处的烟气温度达不到SCR装置允许运行最低温度（314℃）的要求。在210～250MW 负荷区间，SCR入口处的烟气温度甚至只有260～270℃，脱硝系统根本不可能投运。 此原因直接导致2013年度该机组SCR投运率只有45％。查看锅炉不同负荷时的运行状况，以2012年8月8日部分时段3号炉的运行数据为例，如图2所示。 图2 3号炉省煤器出口烟气温度随负荷变化曲线 由图2可以看出，600MW负荷下，省煤器出口烟气温度在346℃左右，300MW负荷下，省煤器出口烟气温度在297℃左右。另根据4号炉2013年7月运行画面，在600MW负荷下，省煤器出口烟气温度为357℃。 从3号炉和4号炉运行数据可以看出，在2014年1月之前，省煤器出口烟气温度是较高的。2011—2013年，机组燃煤以低熔点高水分的神华煤、印尼煤为主，锅炉受热面存在结焦现象，且其氧量运行值较目前的数值大，故排烟温度也偏高。燃用当前煤种，3号、4号炉均不存在结焦现象，且考虑到低氮燃烧问题，目前运行氧量一般也较低。 因此，按照目前的燃煤及氧量控制，即使在夏季，省煤器出口烟气温度也不会高于2013以前的水平。GB13223—2011《火电厂大气污染排放标准》要求，2014年7月1日后所有燃煤锅

全负荷投入脱硝专题

1 全负荷脱硝技术 所谓全负荷脱硝技术，通常是指当机组在低负荷运行时，采用相应的技术手段以提高SCR装置入口烟温，以避免烟温降至催化剂允许投入的最低温度，导致SCR脱硝装置被迫停止喷氨，造成脱硝装置停运。 另外一层含义是设法提高SCR脱硝系统的运行可靠性，以提高整个系统的可用率。 脱硝装置全负荷运行的优点如下： 1）降低污染物的排放：脱硝装置在全负荷情况下投运不仅减少了污染物的排放，而且是电厂环保的未来发展方向之一。 2）延长催化剂的使用寿命：脱硝装置在全负荷情况下投运，即只要烟气通反应器（催化剂），脱硝装置就在运行。众所周知，催化剂化学寿命一般从烟气接触催化剂时计起，而烟气中的烟尘、重金属、碱性物质等对催化剂寿命的危害极大。而普通机组由于在低负荷情况下无法投运脱硝装置，但此时催化剂化学寿命还在不断减少。因此，当脱硝装置在全负荷情况下投运时，相当于变相增加了催化剂的化学寿命。 3）脱硝装置在全负荷情况下投运，即减少了因进口温度过低导致的系统停运，有利于脱硝装置的长期稳定运行。 根据业内的通常做法，本报告定义全负荷脱硝为最低稳燃负荷~100%BMCR。 2 主要技术手段 SCR系统设置最低运行温度目的是使进入SCR反应器的烟气温度维持在氨盐沉积温度之上，以防止生成硫酸氢铵堵塞催化剂孔隙，降低催化剂活性。 要实现SCR脱硝装置全负荷运行，技术路线有2条：1、使烟温适应脱硝系统，需要改造锅炉热力系统或烟气系统对烟温进行控制；2、使催化剂适应烟温，采用低温催化剂同时脱除烟气三氧化硫。目前低温催化剂及三氧化硫脱除技术尚处于研发阶段，没有相关应用业绩，因此本文主要介绍技术路线1。 调整反应的温度是达到全负荷脱硝的有效措施。脱硝装置的进口烟气温度需满足脱硝的温度窗口。根据已投运脱硝装置的技术数据，催化剂的活性温度范围为315~420℃。 提升脱硝装置入口烟温目前主要有以下5种方案，即：省煤器分级、加热省煤器给水、省煤器烟气旁路、省煤器水旁路、省煤器分隔烟道。下面对5种方案及其优缺点、适用范围等进行简单介绍。 （一）省煤器分级

某300MW机组20%TRL工况宽负荷脱硝技术改造方案探讨

第３期 收稿日期：２０１８－１１－０８ 作者简介：杨　坤（１９８４—），男，工程师，从事电力环保咨询服务工作。 某３００ＭＷ机组２０％ＴＲＬ工况宽负荷脱硝技术改造方案探讨 杨　坤１，申伟伟２，王　羽１ （１．北京国电智通节能环保科技有限公司，北京　１０００５３；２．国家电投集团中电神头发电有限责任公司，山西朔州　０３６０１１） 摘要：为应对全国范围内可再生能源消纳，部分区域负荷波动大，机组调节困难等问题。进行灵活性改造，提高机组深度调峰能力的燃 煤电站在市场中更具备竞争力。改造过程中，由于低负荷造成的氮氧化物排放超标属于重点和难点。本文通过２０％ＴＲＬ工况下改造方案，探讨改造可能产生的问题，并提出解决方案。关键词：脱硝系统；灵活性改造；３００ＭＷ机组中图分类号：Ｘ７８４ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００８－０２１Ｘ（２０１９）０３－００８３－０２ 随着电网容量的增加和用电结构的变化，电网峰谷负荷差值逐渐增大，对调峰电源的需求也逐渐升高。大容量机组在我国各大电网占有的比例越来越大，因而大容量机组参与调峰运行已成必然趋势。提高火电机组的灵活性，为国内清洁能源让路，在保证电网稳定运行的前提下，燃煤机组要求锅炉在机组≤３ ０％额定负荷条件下能够稳定运行，同时降低锅炉出口ＮＯＸ的排放值。提高电厂锅炉投运稳定灵活性，实现深度调峰（低负荷运行），快速启停，爬坡能力加强。火力发电厂“超低负荷 灵活性稳定运行”改造工作势在必行［１－３］ 。 本文所分析机组是哈尔滨锅炉厂有限公司设计制造的配３００ＭＷ汽轮发电机组的亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风、四角切圆燃烧方式，设计燃料为褐煤。本文以２０％ＴＲＬ目标进行脱硝系统改造方案的分析和探讨。 １　宽负荷脱硝改造方案 ２０％ＴＲＬ试验期间，ＳＣＲ入口烟温在２９２℃，故需要考虑对 ＳＣＲ系统进行全负荷脱硝研究。通常ＳＣＲ装置的最佳反应温 度范围为３ ００～４００℃，对于特定的装置，催化剂的设计温度范围稍有变化，通常按照锅炉正常负荷的省煤器出口烟温设计，当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足脱硝装置的温度要求。宽负荷脱硝技术一般分为两类：（ １）催化剂改造为低温催化剂，使得催化剂能够满足低负荷时烟气温度的运行要求；（２）提高进入ＳＣＲ烟气的温度，控制机组 在任意负荷下反应器中烟气温度均在３ ００～４００℃之间。目前低温催化剂仅存在于实验室阶段，本本主要讨论提高ＳＣＲ入口烟气温度的方法，采取的改造方案主要有以下几种：（ａ）简单水旁路方案；（ｂ）省煤器热水再循环；（ｃ）烟气旁路方案。 １．１　简单水旁路 该方案是通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，直接引至下降管中，减少流经省煤器的给水量，从而减少省煤器从烟气中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。 方案的改造范围： 需要设置的管道旁路包括：冷热水混合器，调节阀，截止阀，止回阀，新增原给水管道至下降管之间的给水管道，管道支吊架，其他疏水设置等。 １．２　省煤器流量置换方案 该方案是在省煤器简单水旁路的基础之上进一步发展的 方案。第一部分也是通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路直接引至下降管中，减少流经省煤器的给水量，从而减小省煤器从烟气中吸热量。第二部分再通过热水再循环系统将省煤器出口的热水再循环（增加泵）引至省煤器进口，提高省煤器进口的水温，降低省煤器的吸热量，提高省煤器出口的烟气温度。 方案需要改造的范围： 方案在冷热水混合器，调节阀，截止阀，止回阀，新增原给水管道至下降管之间的给水管道，管道支吊架，其他疏水设置等的基础之上，增加了一套省煤器再循环系统，包括：再循环泵，压力容器罐，调节阀，截止阀，止回阀，以及相应的疏水系统。 １．３　烟气旁路方案 本方案是通过设置一个烟气旁路将高温烟气直接引入ＳＣＲ入口处与省煤器出口的低温烟气混合，提高ＳＣＲ入口烟温的方案。该方案设置简单，该方案一般用于双烟道以及有施工条件的机组。 方案改造范围： 包括锅炉增加的旁路烟道，原烟道的拆除，关断阀、膨胀节 调节挡板、支吊Ｓ ＣＲ基础钢架的校核与加固，增加吹灰器，平台扶梯等。 该方案通过在转向室的两侧的烟道上开孔，抽走一部分烟 气引至Ｓ ＣＲ入口烟道处，在低负荷下，通过抽取较高温度的烟气与省煤器出口过来的烟气混合，使低负荷下ＳＣＲ入口处的烟气温度提高。烟气旁路方案会使再热汽温有所降低。烟气从烟气转向室处旁路方案从转向室抽取烟气的原因是此处烟温较高以及抽取的烟气量比较合适，通过计算得出，从转向室需 要抽取１ ０％左右烟气，若从尾部竖井烟道的其他位置抽取，所需的烟气量较大，通过阻力平衡以及挡板很难调节所要的烟气量通过旁路，从而达不到效果，另外，从更高烟温处抽取烟气，一方面会影响高温受热面吸热，另一方面烟气混合不均时的影响更大，因此一般选择在转向室处。 ２　各方案评价 ２．１　省煤器简单水旁路方案 改造效果上：本方案高低负荷下可以提高ＳＣＲ入口烟温１０℃左右，改造后在７５％ＴＲＬ负荷以上可以维持ＳＣＲ入口烟温在３１５℃以上，在５０％ＴＲＬ负荷可以提高ＳＣＲ入口烟温１０℃，根据目前电厂省煤器出口烟温来看，在２０％ＴＲＬ下，烟气温度 勉强达到３ ００℃。安全可靠性上：通过旁路省煤器的给水，可以提高省煤器出口烟温１０℃左右，此时，省煤器悬吊管的温度仍然有一定的过冷度，完全可以保证省煤器的安全。即在保证省煤器悬吊管温度有过冷度的前提下，低负荷下可以提高省煤器出口烟温１０℃左右。 工程投资及复杂性：工程投资小，系统简单，安全可靠。总投资在３００万左右。应用调研情况： 目前国内采用简单水旁路方案改造成功的业绩较少，如国电投平圩电厂，浙能绍兴热电等。实炉试验的效果与计算值基 · ３８·杨　坤，等：某３００ＭＷ机组２０％ＴＲＬ工况宽负荷脱硝技术改造方案探讨

某燃煤发电项目宽负荷脱硝技术方案比选

某燃煤发电项目宽负荷脱硝技术方案比选 发表时间：2019-11-18T10:45:06.877Z 来源：《中国电业》2019年第14期作者：王雷 [导读] 为满足日益提高的环保排放要求，本文介绍了五种宽负荷脱硝技术方案特点。 摘要：为满足日益提高的环保排放要求，本文介绍了五种宽负荷脱硝技术方案特点，同时分析了各方案的使用条件和优缺点，结合某燃煤发电项目，在进行技术经济全面比较的基础上，选择出最适合本工程的技术方案，为今后锅炉宽负荷脱硝和安全经济的机组运行做好准备。 关键词：燃煤电厂宽负荷脱硝环保排放 某燃煤发电项目位于埃及西奈半岛，规划装机容量为四台660MW的超临界燃煤机组，煤源拟采用南非、印尼、澳大利亚等进口烟煤，烟气排放要求符合埃及当地／国际法规、法律和标准，并且进一步要求符合在项目实施期间，生效的、最新的、适用的埃及法律。鉴于当前国际上日益提高的环保排放要求，结合某燃煤发电项目，在进行技术经济全面比较的基础上，选择出最适合本工程的技术方案，为今后锅炉宽负荷脱硝和安全经济的机组运行做好准备，特进行宽负荷脱硝技术方案比选工作。 一、某燃煤发电项目设计背景 1.1设计煤种 电厂将在基荷下运行，具有下列基本设计参数： 设计寿命 30年 要求的平均可用性 85 % 每台机组的总的连续出力 660 MW 只用煤时的最低稳燃负荷 40％汽机最大连续出力（TMCR） 表1 某燃煤发电项目主要设计参数 表2 典型的煤成份 1.2气体排放 本项目的气体排放，包括NOx排放将在烟囱出口测量时，且是6％体积比O2的干烟气折算而得。电厂的总体气体排放不得超过下列极限［基于24小时的IFC指南和埃及法律］： 表3 烟气排放限值 注：（1）在选择了IFC指南的情况下，可研中不需要用SCR（选择性催化还原）脱硝。 （2）排放极限应按照埃及法令1095／2011，或者是项目实施期间生效的、最新的、适用的埃及法律。当有任何新的法规出现时，将评估它们对燃煤电厂的任何影响。 二、宽负荷脱硝方案 本报告基于解决在燃煤最低稳燃40%TMCR负荷至100%TMCR区间的宽负荷脱硝。SCR技术采用催化剂，催化作用使反应活化能降低反应可在较低的温度条件（320~420℃）下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度。锅炉高负荷时，该区域的温度在380℃左

黄岛电厂锅炉SCR全负荷脱硝技术应用 陈清亮

黄岛电厂锅炉SCR全负荷脱硝技术应用陈清亮 发表时间：2018-05-14T10:08:03.560Z 来源：《电力设备》2017年第35期作者：陈清亮 [导读] 摘要：本文介绍了黄岛电厂5号670MW机组利用锅炉烟气旁路结合分级省煤器实现锅炉SCR全负荷脱硝技术。 （大唐黄岛发电有限责任公司山东黄岛 266500） 摘要：本文介绍了黄岛电厂5号670MW机组利用锅炉烟气旁路结合分级省煤器实现锅炉SCR全负荷脱硝技术。通过分级省煤器系统以及加装烟气旁路系统实现全负荷脱硝。通过分级省煤器受热面改造的同时，改变受热面换热面积，从而降低排烟温度，提高锅炉效率。关键词：锅炉SCR；烟气旁路；分级省煤器； 引言 目前，黄岛电厂部分大型电站锅炉已进行烟气旁路改造，但烟气旁路在低负荷段（20%-50%）会造成锅炉热量损失，机组供电煤耗增加，经济性下降。 1.黄岛电厂5号机组锅炉结构及脱硝系统 1.1锅炉结构 三期5号670MW超临界燃煤发电机组，于2006年11月8日投产。锅炉配置上海锅炉有限公司生产的型号为SG-2102/25.4-M953超临界变压运行螺旋管圈直流炉，锅炉型式为单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢悬吊结构П型燃煤锅炉。炉膛由膜式壁组成，从炉膛冷灰斗水冷壁入口集箱到水冷壁中间集箱采用螺旋管圈，在此上方为垂直管水冷壁。给水系统配置两台50%BMCR容量的汽动给水泵和一台30%BMCR容量的调速电动给水泵。 锅炉配置两台上海锅炉厂有限公司空气预热器公司生产的2-32.5VI（50）-1981SMR型容克式三分仓回转式空气预热器。加装SCR系统后，为防止空气预热器冷端腐蚀，将空气预热器冷端换热元件更换为搪瓷元件。 1.2脱硝系统 5号机组设2套选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝装置。脱硝反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间。还原剂为纯液氨，是将液氨在蒸发槽中加热成氨气，然后与稀释风机的空气混合成氨气体积含量为5%的混合气体后送入烟气系统。脱硝工艺系统主要由烟气系统、氨喷射系统、SCR反应器、液氨储存和蒸发系统、吹灰系统等组成。 SCR技术是NH3在催化剂作用下，选择性地与NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，故称为“选择性”。主要反应如下： 脱硝入口的氨会与烟气中的SO3反应生成硫酸氨和硫酸氢氨（通常称为ABS），根据目前已投运SCR脱硝装置，催化剂一般允许运行温度区间在310～420℃。因此，当低负荷下省煤器出口烟温低于MOT时，就需要停止喷氨（或者短期喷氨，尽快提高运行负荷，利用高温烟气将氨盐气化），或者采取其它措施提高SCR入口烟温。 2锅炉SCR不能全负荷投入的弊端 2.1受到环保部门的考核 当机组发电期间发生NOx排放超标，政府环保部门将扣除超标负荷电价，2016年黄岛电厂因NOx排放超标扣除60万左右。没有采用全负荷脱硝的机组启停次数越多，扣除越多，且随着机组利用小时数的降低，机组启动次数将越多，这样扣除的NOx排放超标负荷电价越多。 2.2空预器堵塞趋势加剧 （1）低负荷低烟气流量引风机发生抢风现象，负压波动大，影响锅炉安全运行；（2）易引起一、二次风压和炉膛负压周期性波动，影响煤粉燃尽性；（3）锅炉风机耗电增大，厂用电率增加 2.3不能参与电网深度调峰，机组利用小时数不能得到有效提高 采用全负荷脱硝的机组可以参与电网深度调峰，享受深度调峰特殊待遇。2016年山东电网深度调峰机组利用小时数享受5000小时，且发基础电量，上网电价高。 3全负荷脱硝技术应用 3.1分级省煤器系统 将原有省煤器部分，在SCR反应器后增设一定的省煤器热面。给水直接引至位于SCR反应器后面的省煤器，然后通过连接管道引至位于SCR反应器前面的省煤器中。通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR反应器入口温度在290℃以上的目的，以保证SCR 可以在30%BMCR负荷以上所有负荷正常运行。烟气通过SCR反应器脱氮之后，空气预热器进、出口烟温基本不变。 通过改造分级省煤器系统能够在机组30%负荷以上投入脱硝系统。 3.2烟气旁路系统 在锅炉水平烟道转向室处或省煤器进口位置的烟道上开孔，抽一部分烟气至SCR接口处，设置烟气挡板，增加部分钢结构。在低负荷时，通过抽取烟气加热省煤器出口过来的烟气，使低负荷时SCR入口处烟气温度达到脱硝最低连续运行烟温以上。旁路烟气量受烟道布置限制，旁路烟气量一般总烟气量的10—40%。 通过加装烟气旁路系统能够提高锅炉在启动初期SCR入口温度能够达到290℃以上，能够在机组并列前投入脱硝系统。