燃煤机组脱硫设施运行情况分析与研究

来源 :2013年发电企业节能减排技术论坛 | 被引量 : 0次 | 上传用户:wyfwin
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分析了我国现有燃煤机组脱硫设施的运行情况,研究了脱硫设施的脱硫效率、进出口SO2浓度、进出口粉尘含量、GGH压差和漏风率、增压风机效率、石膏脱水系统、脱硫系统电耗等各方面情况,进而掌握现有燃煤机组脱硫设施的运行状态,并分析脱硫设施运行的影响因素,为燃煤机组脱硫系统的经济、稳定、高效的运行打下基础.
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由于锅炉烟气脱硝系统处于高温、高尘、高腐蚀、流场分布不均等环境中,因此烟气污染连续监测系统(CEMS)较脱硫CEMS复杂,且难以提高CEMS对气态污染物的测量准确性。对此,通过流场测试试验得出选择性催化还原法(SCR)进、出口NOx、O2分布规律,并对取样方式进行改进,提高了CEMS对气态污染物测量的准确性;通过加装在线氨逃逸率测量表计,解决了原物料衡算法波动大、数据不准确的问题;通过对预处理系统
将测试数据经Tecplot软件处理后,通过云图直观的呈现均匀性速度场,通过化学法测试氨逃逸率.由于实际运行中喷氨格栅上游速度场分布均匀性较差,且经过若干级导流作用后使得选择性催化还原法(SCR)入口速度场和NH3浓度场均匀性也较差,导致反应差、出口NH3均匀性差.通过对喷氨格栅手动蝶阀进行调整,将喷氨量与NOx浓度场和速度场进行匹配,提高了NH3的利用率并降低了氨逃逸率.根据分析对实际运行中的SC
近年来火电厂环保要求中对NOx排放的要求不断提高,为达到排放要求和减轻锅炉脱硝改造压力,防止水冷壁发生高温腐蚀和结焦,对某超临界600MW机组锅炉烟气中CO和NOx浓度随O2量、二次风挡板开度的变化特性和NOx浓度随燃尽风门开度的变化特性进行了分析。结果表明,该锅炉高位燃尽风和紧凑燃尽风风门挡板开度均为100%、O2量为3%时,生成NOx浓度最低为300mg/m3(换算成6%O2时),此时CO浓度
介绍了运城发电公司2号机组2B凝结水泵变频器改造过程,凝结水变频器系统运行情况,以及改造效果。经过此次改造,机组不同负荷工况下的节能效果非常好,有效地解决了凝结水系统管道在低负荷震动大、阀门节流大、以及控制系统滞后、相互耦合严重、控制对象特性不确定等问题,同时实现了无工频切换过程,减少了对凝结水系统的冲击。
结合杨柳青电厂4×300MW机组石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统的运行工况,在分析机组负荷、燃煤硫含量、脱硫效率及石膏品质等因素对机组电耗、水耗及石灰石粉消耗量影响规律的基础上,提出了烟气脱硫系统(FGD)的节电、节水及节粉技术与管理措施.为机组FGD的经济运行提供保障,在兼顾环保、社会效益的同时,进一步降低电厂的脱硫成本.
随着燃煤电站的大量新建投产和人们环保意识的日益增强,对燃煤电站的环保要求越来越高.以已实现烟气脱硝和机组同步完成试运的华能海门电厂4×1036MW机组为例,对对冲燃烧锅炉NOx的排放特性及其影响因素进行了系统分析,并从炉内燃烧控制技术和烟气处理技术等方面进行了协同试验研究,以确定NOx的排放控制原则,并提出了控制NOx排放的关键点及注意事项,实现了该锅炉NOx排放浓度在100mg/m3以内。
国内有些热电厂拆除原有的凝汽式或抽凝式汽轮机,以背压式汽轮机(简称背压机)代之,以提高机组运行经济性.背压机因无低压回热加热系统,只能通过高压排汽在除氧器加热补水,从而产生较大的热经济损失.对此,应设计1种低压回热抽汽及排汽加热补水的新型背压机.将原有的抽凝式、或者凝汽式机组改造为既可向外部供气,又可用低压回热抽汽及排汽加热补水;通过凝汽器改造为第1级补水加热器,构成1种新型背压机,可节省大量投资
介绍了烟气脱硝过程中硫酸氢铵(ABS)的形成机理,并论述了影响ABS形成的主要因素:温度、氨逃逸量、SO3浓度、飞灰等对ABS形成的影响规律。探讨了ABS对催化剂和空气预热器影响的机理。研究结果对认识ABS的形成规律,减轻ABS对脱硝和后续设备的不良影响以及采取切实可行的应对措施具有较大的参考价值。
对商业SCR脱硝催化剂的再生效果进行了探讨.催化剂在运行了14400,25144.5以及30287.8h后产生了不同的脱硝效率,其中,运行时间最短的催化剂却表现出了最低的催化活性。在实验室模拟条件下,3种再生后催化剂在不同空速下脱硝效率稳定性很高,并且SO2氧化率也小于1%。采用BET、XRD、SEM、EDX多种表征技术对3种不同运行时间的催化剂再生前后进行了表征,结果表明运行了14400h催化剂
陡河发电厂1~4号炉共4台机组,在机组运行中将原有水力除灰系统进行拆除并安装干除灰设备,每台锅炉各安装1套正压浓相气力输灰系统。改造后仅售灰、节水及节电可获得直接效益约2000万元/a,半年收回全部改造投资。同时,环保效益巨大.