CN115414782A - 燃煤耦合污泥发电scr烟气脱硝系统运行优化管理方法 - Google Patents

燃煤耦合污泥发电scr烟气脱硝系统运行优化管理方法 Download PDF

Info

Publication number
CN115414782A
CN115414782A CN202211124166.5A CN202211124166A CN115414782A CN 115414782 A CN115414782 A CN 115414782A CN 202211124166 A CN202211124166 A CN 202211124166A CN 115414782 A CN115414782 A CN 115414782A
Authority
CN
China
Prior art keywords
catalyst
denitration
concentration
scr
flue gas
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN202211124166.5A
Other languages
English (en)
Other versions
CN115414782B (zh
Inventor
郝杰勇
包英捷
余长开
吴迅
周显春
唐荣富
梁晏萱
陈飞云
于常春
曾多
兰小洪
孔凡海
王乐乐
鲍强
何川
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Suzhou Xire Energy Saving Environmental Protection Technology Co Ltd
Huaneng Chongqing Luohuang Power Generation Co Ltd
Original Assignee
Suzhou Xire Energy Saving Environmental Protection Technology Co Ltd
Huaneng Chongqing Luohuang Power Generation Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Suzhou Xire Energy Saving Environmental Protection Technology Co Ltd, Huaneng Chongqing Luohuang Power Generation Co Ltd filed Critical Suzhou Xire Energy Saving Environmental Protection Technology Co Ltd
Priority to CN202211124166.5A priority Critical patent/CN115414782B/zh
Publication of CN115414782A publication Critical patent/CN115414782A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN115414782B publication Critical patent/CN115414782B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/86—Catalytic processes
    • B01D53/8621—Removing nitrogen compounds
    • B01D53/8625—Nitrogen oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/50—Sulfur oxides
    • B01D53/508—Sulfur oxides by treating the gases with solids
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/86—Catalytic processes
    • B01D53/88—Handling or mounting catalysts
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/20—Reductants
    • B01D2251/206—Ammonium compounds
    • B01D2251/2062—Ammonia
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/0283—Flue gases

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Exhaust Gas Treatment By Means Of Catalyst (AREA)

Abstract

本发明公开了一种燃煤耦合污泥发电SCR烟气脱硝系统运行优化管理方法，包括如下步骤：基于SCR烟气脱硝系统，建立主要污染物的生成、脱除与转化过程中的对应关系；建立影响ABS生成的各指标的卡边控制范围；基于SCR脱硝催化剂实验室检测与现场性能评估系统，结合实际运行优化数据，建立机组SCR脱硝运行优化管理系统；基于各指标的卡边控制范围，根据机组SCR脱硝运行优化管理系统选择方案对SCR烟气脱硝系统进行管理和运行优化。本发明能够充分综合催化剂和脱硝装置实际性能，考虑上下游设备的运行限制，最大限度提高系统整体效率，实现环保、安全、节能的高效绿色运行。

Description

燃煤耦合污泥发电SCR烟气脱硝系统运行优化管理方法
技术领域
本发明涉及燃煤火电机组技术领域，特别涉及一种燃煤耦合污泥发电SCR烟气脱硝系统运行优化管理方法。
背景技术
当前，随着环保要求的提高和城市污水处理规模的扩大，城市污泥产量迅速增加，污泥处置成为环保新的问题。污泥在燃煤电厂中进行燃煤耦合发电，成为当前污泥处置新的方向，在城市污泥减量化、无害化及综合利用方面开拓了新的途径，符合当前大力发展循环经济和碳减排的综合趋势。
随着国家超低排放及机组灵活性改造的逐步实施，燃煤电厂受低NOx排放浓度限制和灵活性调峰运行的影响越来越大，燃煤耦合污泥掺烧对SCR烟气脱硝装置高效、安全运行提出了更高的要求。SCR烟气脱硝技术的核心是催化剂，机组运行中催化剂受堵塞和磨损以及低温投运等影响会造成活性下降，进而影响脱硝性能。脱硝装置在机组运行中受系统设计、运行方式以及喷氨控制的影响，造成局部氨逃逸浓度较高、空预器堵塞问题，严重影响机组安全稳定运行。
因此，需要对SCR烟气脱硝系统的全局运行进行优化管理，以能够充分综合催化剂和脱硝装置实际性能，考虑上下游设备的运行限制，最大限度提高脱硝系统整体效率，实现环保、安全、节能的高效绿色运行。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种燃煤耦合污泥发电SCR烟气脱硝系统运行优化管理方法，能够充分综合催化剂和脱硝装置实际性能，考虑上下游设备的运行限制，最大限度提高系统整体效率，实现环保、安全、节能的高效绿色运行。
为实现上述技术目的，达到上述技术效果，本发明通过以下技术方案实现：
一种燃煤耦合污泥发电SCR烟气脱硝系统运行优化管理方法，包括如下步骤：
(1)基于SCR烟气脱硝系统，建立主要污染物的生成、脱除与转化过程中的对应关系；
(2)基于主要污染物的生成、脱除与转化过程中的对应关系，并通过NH4SO4生成规律预测和评估不同负荷、运行条件、煤质、烟温和污染物浓度下对下游设备的ABS沉积影响，并基于污染物排放控制上限建立影响ABS生成的各指标的卡边控制范围；
(3)基于SCR脱硝催化剂实验室检测与现场性能评估系统，结合实际运行优化数据，建立机组SCR脱硝运行优化管理系统；
(4)基于所建立的影响ABS生成的各指标的卡边控制范围，根据所建立的机组SCR脱硝运行优化管理系统选择方案对SCR烟气脱硝系统进行管理和运行优化。
进一步的，步骤(1)的具体过程为：
通过采集DCS系统中锅炉侧及脱硝系统、脱硫系统、除尘系统连续监测数据，采集煤质及污泥分析化验结果，获取不定期NOx浓度、SO2和SO3浓度、粉尘浓度、烟气流量测试报告，建立多种工况、多种煤质下污染物原始浓度数据库，进而建立多种工况、多种煤质与多种污染物浓度关系；
基于SCR脱硝的反应机理，并考虑实际SCR装置催化剂体积量，结合入口烟气参数、进出污染物浓度历史数据，建立入口NOx浓度、入口烟气温度、还原剂耗量与出口NOx浓度的对应关系，建立入口SO2和SO3浓度、入口烟气温度、还原剂耗量与出口SO2/SO3转化率的对应关系，建立入口NOx浓度、入口烟气温度、还原剂耗量与出口NH3逃逸浓度的对应关系，根据以上对应关系，建立多种工况、多种煤质与多种污染物脱除与转化过程的对应关系。
进一步的，影响ABS生成的各指标的卡边控制范围包括硫酸氢氨的沉积系数范围、NH3逃逸控制范围、SO3浓度控制范围和低负荷烟温控制范围；
步骤(2)的具体过程为：
根据NH3逃逸浓度监测值或NH3逃逸浓度实时计算值，取高值，结合SCR脱硝出口SO3浓度，基于典型硫酸氢氨的沉积图，初步确定硫酸氢氨的沉积系数范围；
根据机组当前运行数据，结合历年运行数据以及硫酸氢氨的沉积系数范围，确定NH3逃逸控制范围；
结合NH3逃逸控制范围和硫酸氢氨的沉积系数范围，确定SO3浓度控制范围；
结合机组低负荷运行情况和低负荷运行评估情况，确定低负荷烟温控制范围。
进一步的，步骤(3)中，首先定期对各层催化剂取样进行实验室检测分析，掌握各层催化剂活性、比表面积及整体脱硝效率、氨逃逸、SO2/SO3转化率指标，建立催化剂性能数据库，准确获取各层催化剂在各阶段的真实活性和潜能，进而获得催化剂总潜能；并根据各层催化剂检测的多个节点潜能获得其潜能劣化趋势，预测获得各层催化剂的实时潜能，进而获得实时的催化剂总潜能；
定期对脱硝装置整体性能进行现场评估，建立脱硝装置现场性能数据库，了解现场实际喷氨均匀性，关注入口NOx浓度分布值，出口NOx浓度分布值，入口流速分布值，根据现场催化剂检测结果，获得现场反应器潜能；
选择现场脱硝测试工况与实验室接近的工况，对比该工况下现场反应器潜能与实验室所获得的催化剂总潜能，计算装置系数；根据多次检测获得的装置系数，建立与实时的催化剂总潜能相关的装置系数数据库；
根据实时的催化剂总潜能和装置系数，获取现场条件下的现场反应器潜能，并基于现场反应器潜能计算得到实际运行条件下需氨量，用以对比实际喷氨量，并计算当前NH3逃逸浓度，对比实际测试NH3逃逸浓度。
进一步的，机组SCR脱硝运行优化管理系统包括AIG喷氨优化调整方案、催化剂提效改造方案、SCR流场优化与改造方案、脱硝控制优化方案、低负荷运行优化方案和SO3控制技术改造方案。
更进一步的，对于AIG喷氨优化调整方案，根据SCR反应器出口截面NOx浓度分布情况，调节喷氨格栅各支管氨气流量，使局部喷氨量与NOx浓度分布相匹配，减少喷氨量，降低局部氨逃逸浓度，提高脱硝装置潜能。
更进一步的，对于催化剂提效改造方案，根据催化剂实验室检测各层实际活性与初始活性比值判断催化剂实际状态处于何种阶段，结合机组整体性能和NOx排放要求，制定再生、加装或者更换策略。
更进一步的，视机组实际运行情况，进一步进行SCR喷氨流场优化、脱硝控制优化以及低负荷运行优化。
更进一步的，SO3控制技术改造方案的措施为：掺烧低硫煤或碱性添加剂，降低炉内生成的SO3浓度，降低炉内生成的SO2浓度以减少其在催化剂下的转化量；在脱硝或空预器进出口烟道内喷射碱性物质，与SO3发生选择性反应从而脱除SO3，以控制SO3浓度。
本发明的有益效果：
本发明针对SCR烟气脱硝系统运行现状和存在的问题，提出了一种全局化优化管理办法，能够充分综合催化剂和脱硝装置实际性能，考虑上下游设备的运行限制，最大限度提高系统整体效率，实现环保、安全、节能的高效绿色运行。
附图说明
图1为本发明的燃煤耦合污泥发电SCR烟气脱硝系统运行优化管理方法的流程图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的较佳实施例进行详细阐述，以使本发明的优点和特征能更易于被本领域技术人员理解，从而对本发明的保护范围做出更为清楚明确的界定。
如图1所示的一种燃煤耦合污泥发电SCR烟气脱硝系统运行优化管理方法，包括如下步骤：
(1)基于SCR烟气脱硝系统，建立主要污染物的生成、脱除与转化过程中的对应关系；具体过程为：
通过采集DCS系统中锅炉侧及脱硝系统、脱硫系统、除尘系统连续监测数据，采集煤质及污泥分析化验结果，获取不定期NOx浓度、SO2和SO3浓度、粉尘浓度、烟气流量测试报告，建立多种工况(多种负荷、多种运行氧量、多种磨组合、多种燃尽风门开度等)、多种煤质下污染物原始浓度数据库，进而建立多种工况、多种煤质与多种污染物浓度关系；
基于SCR脱硝的反应机理，并考虑实际SCR装置催化剂体积量，结合入口烟气参数、进出污染物浓度历史数据，建立入口NOx浓度、入口烟气温度、还原剂耗量与出口NOx浓度的对应关系，建立入口SO2和SO3浓度、入口烟气温度、还原剂耗量与出口SO2/SO3转化率的对应关系，建立入口NOx浓度、入口烟气温度、还原剂耗量与出口NH3逃逸浓度的对应关系，根据以上对应关系，建立多种工况、多种煤质与多种污染物脱除与转化过程的对应关系。
(2)基于主要污染物的生成、脱除与转化过程中的对应关系，并通过NH4SO4生成规律预测和评估不同负荷、运行条件、煤质、烟温和污染物浓度下对下游设备的ABS沉积影响，并基于污染物排放控制上限建立影响ABS生成的各指标的卡边控制范围；
影响ABS生成的各指标的卡边控制范围包括硫酸氢氨的沉积系数范围、NH3逃逸控制范围、SO3浓度控制范围和低负荷烟温控制范围；
各卡边控制范围的建立过程为：
根据NH3逃逸浓度监测值或NH3逃逸浓度实时计算值，取高值，结合SCR脱硝出口SO3浓度，基于典型硫酸氢氨的沉积图，初步确定硫酸氢氨的沉积系数范围；
根据机组当前运行数据，结合历年运行数据以及硫酸氢氨的沉积系数范围，确定NH3逃逸控制范围；
结合NH3逃逸控制范围和硫酸氢氨的沉积系数范围，确定SO3浓度控制范围；
结合机组低负荷运行情况和低负荷运行评估情况，确定低负荷烟温控制范围。
(3)基于SCR脱硝催化剂实验室检测与现场性能评估系统，结合实际运行优化数据，建立机组SCR脱硝运行优化管理系统；
首先，建立SCR脱硝催化剂实验室检测与现场性能评估系统：
定期对各层催化剂取样进行实验室检测分析，掌握各层催化剂活性、比表面积及整体脱硝效率、氨逃逸、SO2/SO3转化率指标，建立催化剂性能数据库，准确获取各层催化剂在各阶段的真实活性K和潜能Pc，进而获得催化剂总潜能Pt；
各层催化剂活性k根据DL/T 1286《火电厂烟气脱硝催化剂检测技术规范》检测获得，如公式(1)所示：
k＝-AV×ln(1-η') (1)
其中，AV为催化剂的面速度，η＇为该层催化剂单元体在MR＝1.0下的脱硝效率；
各层催化剂潜能根据公式(2)计算：
Pc＝k/AV (2)
多层催化剂的催化剂总潜能根据公式(3)计算：
Pt＝∑Pc (3)
依据上述公式，并根据各层催化剂检测的多个节点潜能Pc获得其潜能劣化趋势，预测获得实时潜能Pci，进而获得实时的催化剂总潜能Pti。
定期对脱硝装置整体性能进行现场评估，建立脱硝装置现场性能数据库，了解现场实际喷氨均匀性，关注入口NOx浓度分布值CVin，出口NOx浓度分布值CVout，入口流速分布值Vin；根据现场催化剂检测结果，利用公式(4)获得现场反应器潜能；
Figure BDA0003842717350000081
MR为现场测试工况下的氨氮摩尔比，η为现场测试工况下的脱硝效率，
Figure BDA0003842717350000082
和CNOx,in分别为现场测试工况下的氨逃逸和入口NOx浓度；
选择现场脱硝测试工况与实验室接近的工况，对比该工况下现场反应器潜能与催化剂总潜能，根据公式(5)计算装置系数；根据多次检测获得的装置系数，建立与实时的催化剂总潜能相关的装置系数数据库；
f＝Pt/Pr (5)
根据实时的催化剂总潜能和装置系数，获取现场条件下的现场反应器潜能，根据公式(4)以及现场反应器潜能(实时的脱硝效率η和入口NOx浓度CNOx,in可以在DCS系统上直接读取获得，准确性较高)计算得到实际运行条件下MR，进而得到当前NH3逃逸浓度，并对比实际测试逃逸浓度，进一步根据公式(6)得到实际运行条件下需氨量QNH3，用以对比实际喷氨量。
QNH3＝MR×CNOx,in×Q烟气量×17×10-6/46 (6)
Q烟气量为脱硝装置的烟气流量，可以在DCS系统上直接读取。
基于SCR脱硝催化剂实验室检测与现场性能评估各指标，结合实际运行优化数据，建立机组SCR脱硝运行优化管理系统，系统组成如下：
(a)AIG喷氨优化调整
根据SCR反应器出口截面NOx分布情况，调节喷氨格栅各支管氨气流量，使局部喷氨量与NOx分布相匹配，减少喷氨量，降低局部氨逃逸浓度，提高脱硝装置潜能；主要表现为：
根据系统计算输出实时脱硝性能，确定某一时刻对应工况下理论需氨量，同DCS表盘该时刻该工况实际喷氨量进行比对，若偏差超过10％则引起重视；
持续关注理论需氨量和实际喷氨量，偏差持续升高或超20％则提醒需要进行AIG喷氨优化调整试验；
密切关注空预器烟气侧阻力，阻力升高100～200Pa，则开始引起重视，升高300Pa则需立刻进行试验；
AIG喷氨优化调整为优先推荐采用方案。
(b)催化剂提效改造
根据催化剂实验室检测各层实际活性与初始活性比值判断催化剂实际状态处于何种阶段，结合机组整体性能和NOx排放要求，制定再生、加装或者更换策略；主要为：
根据环保要求的NOx排放浓度以及多层脱硝催化剂整体性能(脱硝效率及氨逃逸或者催化剂总潜能)，制定催化剂换装方案；
根据各层催化剂活性和潜能值，结合多层脱硝催化剂整体性能，确定各层催化剂更换时间；
结合机组检修停机时间和周期、催化剂供货周期或再生时间，分别对催化剂的更换、加装及再生方案进行对比论证，综合分析投资及运行成本，确定最佳更换方案。
此方案为常规检测基础上的寿命提效管理方案，根据实验室检测结果及实际运行情况定期调整进度。
(c)SCR流场优化与改造
在AIG喷氨优化调整基础上，出现以下情况，需要综合实际运行和环保政策要求，进行SCR喷氨流场优化与改造：
SCR出口NOx浓度CVout值无法通过调整降低至30％以内；
SCR入口NOx浓度分布情况在不同负荷下差异较大，入口NOx浓度低于600mg/m3且CVin值大于10％；入口NOx浓度高于600mg/m3或氨氮摩尔比高于0.95且CVin值大于5％；
SCR入口烟气流速分布情况在不同负荷下差异较大，入口烟气流速分布偏差大于15％；
SCR入口烟道导流板及支撑件存在明显磨损现象；催化剂层存在明显积灰严重区域；催化剂层存在明显磨损严重或磨穿区域；
催化剂表面有明显大颗粒灰沉积。
(d)脱硝控制优化
烟囱入口NOx浓度在设定值基础上波动大于±15mg/m3，则进行控制优化。
此方案可视机组实际运行情况进行，在AIG喷氨优化调整基础上可更清晰地反映脱硝控制水平和迫切性。
(e)低负荷运行优化
SCR入口烟温低于310℃需引起重视，若存在烟温低于300℃区域，则需要进行低负荷运行评估，以确定最低连续喷氨温度MOT，及时采取对应的运行优化方案，以防止低负荷下运行造成催化剂硫酸氢铵堵塞。
若低负荷运行优化方案不能满足投运实际情况，则需要进行全负荷投运改造，以提高低负荷下SCR入口烟气温度，满足投运要求。
此方案可视机组实际运行情况进行，经常参与深度调峰机组需重点考虑。
(f)SO3控制技术改造
ABS带来的下游设备堵塞和腐蚀问题，一方面可以通过对SCR优化运行管理降低空预器入口NH3逃逸浓度，另一方面通过SO3控制技术降低空预器入口烟气中SO3浓度得以缓解；主要措施有：
掺烧低硫煤或碱性添加剂，降低炉内生成的SO3浓度，降低炉内生成的SO2浓度以减少其在催化剂下的转化量；
在脱硝或空预器进出口烟道内喷射消石灰、氢氧化镁、亚硫酸氢钠、碳酸钠等碱性物质，与SO3发生选择性反应从而脱除SO3；该方法可控制SO3脱除到很低的浓度(<5ppm)。
此方案可视机组实际运行SO3、SO2浓度情况及氨逃逸控制情况下选择进行。
(g)该系统的方案还包括催化剂、空预器、低温省煤器、除尘器的检修维护
催化剂：停机期间处理积灰，绘制积灰程度分布图，绘制破损程度分布图，处理磨损破损封条；
空预器：日常密切关注烟气侧阻力，出现明显增长(200-300Pa)及时采取以上措施；检修期间检查冷端运行情况，阻力过大或堵塞较严重时确定粘污物质种类并采取清洗措施；
低温省煤器：日常密切关注烟气侧阻力，出现明显增长(100-200Pa)及时采取以上措施，检修期间采取清洗措施，必要时分段割取或完全切除；
除尘器：日常密切关注灰中氨含量，出现明显增长及时采取以上措施，检修期间确定粘污物质种类并采取清洗措施。
(4)基于所建立的影响ABS生成的各指标的卡边控制范围，根据所建立的机组SCR脱硝运行优化管理系统选择方案对SCR烟气脱硝系统进行管理和运行优化。
根据各指标(NH3逃逸，SO3浓度，烟气温度)的卡边控制范围对比各指标实际运行范围；
基于各指标对比结果及变化趋势，给出脱硝系统运行评价，并根据SCR脱硝运行优化管理系统，及时进行科学管理和优化。
以上所述仅为本发明的实施例，并非因此限制本发明的专利范围，凡是利用本发明说明书及附图内容所作的等效结构或等效流程变换，或直接或间接运用在其他相关的技术领域，均同理包括在本发明的专利保护范围内。

Claims (9)

1.一种燃煤耦合污泥发电SCR烟气脱硝系统运行优化管理方法，其特征在于，包括如下步骤：
(1)基于SCR烟气脱硝系统，建立主要污染物的生成、脱除与转化过程中的对应关系；
(2)基于主要污染物的生成、脱除与转化过程中的对应关系，并通过NH4SO4生成规律预测和评估不同负荷、运行条件、煤质、烟温和污染物浓度下对下游设备的ABS沉积影响，并基于污染物排放控制上限建立影响ABS生成的各指标的卡边控制范围；
(3)基于SCR脱硝催化剂实验室检测与现场性能评估系统，结合实际运行优化数据，建立机组SCR脱硝运行优化管理系统；
(4)基于所建立的影响ABS生成的各指标的卡边控制范围，根据所建立的机组SCR脱硝运行优化管理系统选择方案对SCR烟气脱硝系统进行管理和运行优化。
2.根据权利要求1所述的一种燃煤耦合污泥发电SCR烟气脱硝系统运行优化管理方法，其特征在于，步骤(1)的具体过程为：
通过采集DCS系统中锅炉侧及脱硝系统、脱硫系统、除尘系统连续监测数据，采集煤质及污泥分析化验结果，获取不定期NOx浓度、SO2和SO3浓度、粉尘浓度、烟气流量测试报告，建立多种工况、多种煤质下污染物原始浓度数据库，进而建立多种工况、多种煤质与多种污染物浓度关系；
基于SCR脱硝的反应机理，并考虑实际SCR装置催化剂体积量，结合入口烟气参数、进出污染物浓度历史数据，建立入口NOx浓度、入口烟气温度、还原剂耗量与出口NOx浓度的对应关系，建立入口SO2和SO3浓度、入口烟气温度、还原剂耗量与出口SO2/SO3转化率的对应关系，建立入口NOx浓度、入口烟气温度、还原剂耗量与出口NH3逃逸浓度的对应关系，根据以上对应关系，建立多种工况、多种煤质与多种污染物脱除与转化过程的对应关系。
3.根据权利要求1所述的一种燃煤耦合污泥发电SCR烟气脱硝系统运行优化管理方法，其特征在于，影响ABS生成的各指标的卡边控制范围包括硫酸氢氨的沉积系数范围、NH3逃逸控制范围、SO3浓度控制范围和低负荷烟温控制范围；
步骤(2)的具体过程为：
根据NH3逃逸浓度监测值或NH3逃逸浓度实时计算值，取高值，结合SCR脱硝出口SO3浓度，基于典型硫酸氢氨的沉积图，初步确定硫酸氢氨的沉积系数范围；
根据机组当前运行数据，结合历年运行数据以及硫酸氢氨的沉积系数范围，确定NH3逃逸控制范围；
结合NH3逃逸控制范围和硫酸氢氨的沉积系数范围，确定SO3浓度控制范围；
结合机组低负荷运行情况和低负荷运行评估情况，确定低负荷烟温控制范围。
4.根据权利要求1所述的一种燃煤耦合污泥发电SCR烟气脱硝系统运行优化管理方法，其特征在于，
步骤(3)中，首先定期对各层催化剂取样进行实验室检测分析，掌握各层催化剂活性、比表面积及整体脱硝效率、氨逃逸、SO2/SO3转化率指标，建立催化剂性能数据库，准确获取各层催化剂在各阶段的真实活性和潜能，进而获得催化剂总潜能；并根据各层催化剂检测的多个节点潜能获得其潜能劣化趋势，预测获得各层催化剂的实时潜能，进而获得实时的催化剂总潜能；
定期对脱硝装置整体性能进行现场评估，建立脱硝装置现场性能数据库，了解现场实际喷氨均匀性，关注入口NOx浓度分布值，出口NOx浓度分布值，入口流速分布值，根据现场催化剂检测结果，获得现场反应器潜能；
选择现场脱硝测试工况与实验室接近的工况，对比该工况下现场反应器潜能与实验室所获得的催化剂总潜能，计算装置系数；根据多次检测获得的装置系数，建立与实时的催化剂总潜能相关的装置系数数据库；
根据实时的催化剂总潜能和装置系数，获取现场条件下的现场反应器潜能，并基于现场反应器潜能计算得到实际运行条件下需氨量，用以对比实际喷氨量，并计算当前NH3逃逸浓度，对比实际测试NH3逃逸浓度。
5.根据权利要求1所述的一种燃煤耦合污泥发电SCR烟气脱硝系统运行优化管理方法，其特征在于，机组SCR脱硝运行优化管理系统包括AIG喷氨优化调整方案、催化剂提效改造方案、SCR流场优化与改造方案、脱硝控制优化方案、低负荷运行优化方案和SO3控制技术改造方案。
6.根据权利要求5所述的一种燃煤耦合污泥发电SCR烟气脱硝系统运行优化管理方法，其特征在于，对于AIG喷氨优化调整方案，根据SCR反应器出口截面NOx浓度分布情况，调节喷氨格栅各支管氨气流量，使局部喷氨量与NOx浓度分布相匹配，减少喷氨量，降低局部氨逃逸浓度，提高脱硝装置潜能。
7.根据权利要求5所述的一种燃煤耦合污泥发电SCR烟气脱硝系统运行优化管理方法，其特征在于，对于催化剂提效改造方案，根据催化剂实验室检测各层实际活性与初始活性比值判断催化剂实际状态处于何种阶段，结合机组整体性能和NOx排放要求，制定再生、加装或者更换策略。
8.根据权利要求5所述的一种燃煤耦合污泥发电SCR烟气脱硝系统运行优化管理方法，其特征在于，视机组实际运行情况，进一步进行SCR喷氨流场优化、脱硝控制优化以及低负荷运行优化。
9.根据权利要求5所述的一种燃煤耦合污泥发电SCR烟气脱硝系统运行优化管理方法，其特征在于，SO3控制技术改造方案的措施为：掺烧低硫煤或碱性添加剂，降低炉内生成的SO3浓度，降低炉内生成的SO2浓度以减少其在催化剂下的转化量；在脱硝或空预器进出口烟道内喷射碱性物质，与SO3发生选择性反应从而脱除SO3，以控制SO3浓度。
CN202211124166.5A 2022-09-13 2022-09-13 燃煤耦合污泥发电scr烟气脱硝系统运行优化管理方法 Active CN115414782B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202211124166.5A CN115414782B (zh) 2022-09-13 2022-09-13 燃煤耦合污泥发电scr烟气脱硝系统运行优化管理方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202211124166.5A CN115414782B (zh) 2022-09-13 2022-09-13 燃煤耦合污泥发电scr烟气脱硝系统运行优化管理方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN115414782A true CN115414782A (zh) 2022-12-02
CN115414782B CN115414782B (zh) 2023-09-29

Family

ID=84203625

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202211124166.5A Active CN115414782B (zh) 2022-09-13 2022-09-13 燃煤耦合污泥发电scr烟气脱硝系统运行优化管理方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN115414782B (zh)

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050180905A1 (en) * 2003-12-02 2005-08-18 J. Edward Cichanowicz Multi-stage heat absorbing reactor and process for SCR of NOx and for oxidation of elemental mercury
US20090252665A1 (en) * 2008-04-07 2009-10-08 William Downs Enhancement of conventional scr and sncr processes with ammonia destruction catalyst
CN104826492A (zh) * 2015-04-23 2015-08-12 华北电力大学（保定） 一种选择性催化还原法烟气脱硝喷氨控制系统的改进方法
CN107036115A (zh) * 2017-05-26 2017-08-11 山西大学 一种深度利用锅炉烟气余热以及污染物脱除的系统
CN109034586A (zh) * 2018-07-18 2018-12-18 苏州西热节能环保技术有限公司 一种脱硝设备运行全过程的经济效益评价方法
CN109078483A (zh) * 2018-06-21 2018-12-25 华能国际电力股份有限公司 一种基于两级潜能折算的scr催化剂提效预测方法
CN109709260A (zh) * 2018-12-29 2019-05-03 国电环境保护研究院有限公司 一种scr脱硝催化剂的全寿命管理方法
CN113426293A (zh) * 2021-07-05 2021-09-24 苏州西热节能环保技术有限公司 一种scr脱硝装置运行方法
CN113477045A (zh) * 2021-06-23 2021-10-08 苏州西热节能环保技术有限公司 一种碱基喷射脱除so3的精细化控制方法

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050180905A1 (en) * 2003-12-02 2005-08-18 J. Edward Cichanowicz Multi-stage heat absorbing reactor and process for SCR of NOx and for oxidation of elemental mercury
US20090252665A1 (en) * 2008-04-07 2009-10-08 William Downs Enhancement of conventional scr and sncr processes with ammonia destruction catalyst
CN104826492A (zh) * 2015-04-23 2015-08-12 华北电力大学（保定） 一种选择性催化还原法烟气脱硝喷氨控制系统的改进方法
CN107036115A (zh) * 2017-05-26 2017-08-11 山西大学 一种深度利用锅炉烟气余热以及污染物脱除的系统
CN109078483A (zh) * 2018-06-21 2018-12-25 华能国际电力股份有限公司 一种基于两级潜能折算的scr催化剂提效预测方法
CN109034586A (zh) * 2018-07-18 2018-12-18 苏州西热节能环保技术有限公司 一种脱硝设备运行全过程的经济效益评价方法
CN109709260A (zh) * 2018-12-29 2019-05-03 国电环境保护研究院有限公司 一种scr脱硝催化剂的全寿命管理方法
CN113477045A (zh) * 2021-06-23 2021-10-08 苏州西热节能环保技术有限公司 一种碱基喷射脱除so3的精细化控制方法
CN113426293A (zh) * 2021-07-05 2021-09-24 苏州西热节能环保技术有限公司 一种scr脱硝装置运行方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN115414782B (zh) 2023-09-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN109493250B (zh) 一种scr反应器的脱硝能力的评估方法
CN111639782B (zh) 一种燃煤电厂scr脱硝装置so2/so3转化率预测方法
CN103592407B (zh) 一种电厂scr脱硝系统催化剂活性在线监测方法
CN104826493A (zh) 一种选择性催化还原法烟气脱硝系统的控制方法
CN110082474B (zh) 一种脱硝催化剂的性能诊断系统和性能诊断方法
CN105069185A (zh) 一种利用烟气压差法建立空预器清洁因子计算模型的方法及应用
CN111582639B (zh) 一种脱硝系统运行状态评估系统
CN113094986B (zh) 垃圾焚烧炉烟气中污染物排放量预测模型构建方法及应用
CN110045054A (zh) 一种scr脱硝催化剂寿命评估与预测的方法
CN116757500A (zh) 一种工业互联网平台监测系统及方法
CN115145152A (zh) 一种锅炉燃烧与脱硝过程协同优化控制的方法
CN114282736A (zh) 一种炼油企业碳排放监控管理方法
CN105844083A (zh) 一种scr脱硝催化剂最佳更换时间的实时计算方法
CN112783115B (zh) 一种蒸汽动力系统的在线实时优化方法及装置
CN115414782A (zh) 燃煤耦合污泥发电scr烟气脱硝系统运行优化管理方法
CN111664717B (zh) 一种智能型催化脱硝脱co及余热利用一体化装置
CN113419570A (zh) 垃圾焚烧电厂烟气脱硝系统控制方法
CN117350458A (zh) 一种基于在线监测的火电机组碳排放分析方法
CN112308397B (zh) 一种基于火电机组脱硝综合性能评价方法
CN112379035B (zh) 一种在线评估scr脱硝装置催化剂性能的系统及方法
CN106526064A (zh) 一种动态检测scr脱硝过程中催化剂活性的方法
CN110554135B (zh) 一种基于检测活性的scr脱硝催化剂更换体积量核算方法
CN105823071A (zh) 一种降低锅炉超洁净排放运营成本的方法
JPH10109018A (ja) 排ガス脱硝方法と装置
CN104699941A (zh) 基于机组经济性的锅炉nox排放评价指标的分析方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant