設(shè)有省煤器再循環(huán)系統(tǒng)的脫硝裝置及發(fā)電機(jī)組的制作方法
【專利摘要】本發(fā)明涉及脫硝技術(shù)，公開了一種設(shè)有省煤器再循環(huán)系統(tǒng)的用于鍋爐的脫硝裝置。本發(fā)明中，采用省煤器再循環(huán)系統(tǒng)來提高省煤器水側(cè)的溫度，實(shí)現(xiàn)在低負(fù)荷工況下提高省煤器出口的煙氣溫度，滿足全負(fù)荷工況下最低噴氨溫度要求；再循環(huán)系統(tǒng)設(shè)置的循環(huán)泵控制省煤器水側(cè)流量不變或者略有增加，避免了省煤器水側(cè)出現(xiàn)沸騰現(xiàn)象，保證了省煤器安全穩(wěn)定運(yùn)行。
【專利說明】設(shè)有省煤器再循環(huán)系統(tǒng)的脫硝裝置及發(fā)電機(jī)組
【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001]本發(fā)明涉及脫硝【技術(shù)領(lǐng)域】，特別涉及設(shè)有省煤器再循環(huán)系統(tǒng)的脫硝裝置。
【背景技術(shù)】
[0002]我國能源以燃煤為主，煙氣中含有大量的二氧化硫和氮氧化物，直接排放會(huì)對(duì)大氣造成嚴(yán)重的污染，影響社會(huì)的身體健康，因此控制二氧化硫和氮氧化物的污染，是我國和當(dāng)今世界亟待解決的問題環(huán)境污染已經(jīng)成為我國重大社會(huì)關(guān)切問題。
[0003]按照《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》GB13223-2011要求，對(duì)于新建機(jī)組及現(xiàn)有機(jī)組，采用除“W”型火焰燃燒外的鍋爐機(jī)組需要實(shí)現(xiàn)NOx排放低于100mg/Nm3的限值，對(duì)于“W”型火焰燃燒的鍋爐機(jī)組需要實(shí)現(xiàn)NOx排放低于200mg/Nm3的限值。
[0004]目前煙煤和褐煤鍋爐爐膛出口(SCR反應(yīng)器前)的NOx排放濃度可以控制在160~350mg/Nm3 ;貧煤鍋爐爐爐膛出口的NOx排放濃度可以控制在350~500mg/Nm3 ;“W”型火焰燃燒的鍋爐爐膛出口的NOx排放濃度可以控制在700~1100mg/Nm3。上述排放指標(biāo)距離環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)有相當(dāng)大距離，必須采取高效率的脫硝技術(shù)，目前合適的脫硝工藝為SCR法脫硝技術(shù)。SCR法脫硝技術(shù)的核心要素是催化劑，一般催化劑的有效反應(yīng)溫度范圍為300~420°C左右；在上述反應(yīng)溫度之外效率會(huì)大幅降低。而最低的噴氨溫度區(qū)間為310~320°C或以上，根據(jù)煤質(zhì)條件略有不同，最主要原因是，NH3在催化劑中和NOx反應(yīng)時(shí)，同時(shí)會(huì)將部分的SO2氧化成SO3 ;同時(shí)NH3存在一定的逃逸；逃逸的NH3和SO3會(huì)反應(yīng)生成硫酸氫胺。硫酸氫胺在空預(yù)器中，在不同的溫度段存在氣態(tài)、液態(tài)和固 態(tài)三個(gè)狀態(tài)；液態(tài)的硫酸氫胺粘性極強(qiáng)，因此要求在空預(yù)器中的硫酸氫胺只在冷段換熱面存在，冷段換熱面通過鍍陶瓷、加強(qiáng)沖洗等手段予以解決。而受到吹灰高度的限值，冷段高度不能無限提高。在目前階段，如果噴氨溫度低于310~320°C，會(huì)嚴(yán)重堵塞空預(yù)器及催化劑，嚴(yán)重影響機(jī)組的安全穩(wěn)定運(yùn)行。因此，目前在脫硝工藝中，限制最低噴氨溫度為310~320°C。
[0005]也就是說，脫硝系統(tǒng)應(yīng)能在鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷和BMCR的任何工況之間持續(xù)安全運(yùn)行，但是由于催化劑的固有特性，最低噴氨溫度需要控制在310~320°C以上，目前多數(shù)機(jī)組都不能滿足上述規(guī)范要求。
[0006]超(超)臨界燃煤發(fā)電機(jī)組在滿負(fù)荷(BMCR工況)工況下，省煤器出口(即SCR進(jìn)口)的煙氣溫度一般為3501:~3801:之間，在50%810?工況以上負(fù)荷，省煤器出口(即SCR進(jìn)口)的煙氣溫度一般也在310~320°C之上，能夠進(jìn)行噴氨運(yùn)行。在鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷(一般為30% BMCR)和50% BMCR負(fù)荷之間，省煤器出口( 即SCR進(jìn)口)的煙氣溫度一般為260°C~310°C之間，不能滿足最低噴氨溫度要求。
[0007]目前國內(nèi)外解決此技術(shù)的辦法有如下幾種:
[0008](I)設(shè)置省煤器煙氣側(cè)旁路，提高脫硝裝置入口溫度；
[0009](2)設(shè)置省煤器水側(cè)旁路，降低省煤器中水的流量，提高脫硝裝置入口溫度；
[0010](3)采用分段省煤器的布置方案，將脫硝裝置布置在兩段省煤器之間；
[0011](4)對(duì)于新建機(jī)組，通過提高給水溫度，滿足低負(fù)荷工況下脫硝裝置的運(yùn)行要求。[0012]對(duì)于大量的現(xiàn)有投運(yùn)的超(超)發(fā)電機(jī)組，需要通過上述⑴至(3)辦法解決，但是均存在種種問題或者技術(shù)及安全風(fēng)險(xiǎn)，難于實(shí)現(xiàn)，目前應(yīng)用均存在一定的問題，各個(gè)技術(shù)的特點(diǎn)及存在問題說明如下。
[0013](I)設(shè)置省煤器煙氣側(cè)旁路。設(shè)置省煤器煙氣側(cè)旁路脫硝系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)圖如圖1所示，鍋爐I在煙道中布置有省煤器2，SCR反應(yīng)器3和空氣預(yù)熱器4，通過設(shè)置煙氣側(cè)旁路5，從該旁路通過的煙氣不會(huì)被省煤器水側(cè)(由省煤器水側(cè)主給水管道13從汽機(jī)引入給水流量)吸收熱量，從而提高低負(fù)荷工況下SCR反應(yīng)器3入口的煙氣溫度。但是由于此旁路煙道需要在高溫下運(yùn)行，且需要經(jīng)常啟停，煙氣系統(tǒng)中需要設(shè)置擋板6，擋板門6在高溫高灰工況下難于運(yùn)行，目前的制造能力和材料狀況，此煙氣擋板門尚存在較多問題，且難以解決。煙氣旁路存在擋板門關(guān)不嚴(yán)，造成煙氣泄漏，在滿負(fù)荷運(yùn)行時(shí)會(huì)降低機(jī)組的運(yùn)行效率。目前省煤器煙氣側(cè)旁路應(yīng)用較少。
[0014](2)設(shè)置省煤器水側(cè)旁路。設(shè)置省煤器水側(cè)旁路脫硝系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)圖如圖2所示，鍋爐I在煙道中布置有省煤器2，SCR反應(yīng)器3和空氣預(yù)熱器4，通過設(shè)置省煤器水側(cè)旁路7降低省煤器水側(cè)流量(由省煤器水側(cè)主給水管道13從汽機(jī)引入給水流量)，以減少從燃?xì)鈧?cè)吸收的熱量，從而實(shí)現(xiàn)低負(fù)荷工況運(yùn)行下提高省煤器出口的煙氣溫度，滿足最低噴氨溫度要求。存在的主要問題是，省煤器在低負(fù)荷狀況下，本身的流量比較?。辉倥月芬徊糠至髁咳ニ浔?，造成省煤器水側(cè)流量過小。此外水側(cè)旁路7要旁路大量的給水才能提高省煤器出口煙溫。在低負(fù)荷狀況下，流量不均會(huì)造成省煤器受熱不均，存在省煤器中介質(zhì)沸騰(汽化)的風(fēng)險(xiǎn)。
[0015](3)分級(jí)省煤器的方案也是一種較為可行的全負(fù)荷脫硝技術(shù)方案。分級(jí)省煤器脫硝系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)圖如圖3所示，鍋爐I在煙道中布置有省煤器2(由省煤器水側(cè)主給水管道13從汽機(jī)引入給水流量)，SCR反應(yīng)器3和空氣預(yù)熱器4，原理是將SCR反應(yīng)器3布置在兩級(jí)省煤器2之間，此中間段溫度較高，滿足全負(fù)荷脫硝的要求。存在的問題主要包括兩個(gè)方面:首先，分段省煤器的布置方案，需要較大的布置空間，對(duì)于新建機(jī)組具有一定可行性，但是現(xiàn)役機(jī)組常常受到布置條件的限制，難以改造；其次，采用分段省煤器布置方案后，不論在低負(fù)荷狀況還是滿負(fù)荷狀況，均提高了脫硝反應(yīng)器的進(jìn)口溫度，在低負(fù)荷狀況下能夠噴氨運(yùn)行，但是在滿負(fù)荷工況下，溫度高于脫硝最佳的溫度區(qū)間，此時(shí)催化劑數(shù)量需要大幅增力口，同時(shí)也增加了投資和系統(tǒng)阻力，造成廠用電的上升。
[0016](4)提高給水溫度。提高給水溫度，可以提高省煤器出口的給水溫度，也是實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝的一種方案。提高給水溫度存在以下問題:1)對(duì)于新建機(jī)組，較容易實(shí)現(xiàn)，但是也受到煤質(zhì)因素的影響，需要主機(jī)廠核算，通過加大空氣預(yù)熱器換熱面積來吸收省煤器及以前的受熱面少吸收的熱量；2)對(duì)于不同的機(jī)組，有無合適的進(jìn)一步提高給水溫度的汽源尚存在一定的疑問，提高給水溫度的方案具有一定的限制條件，僅能在某些特定機(jī)組上采用；3)提高給水溫度后，不論在低負(fù)荷狀況還是滿負(fù)荷狀況，均提高了脫硝反應(yīng)器的進(jìn)口溫度，在低負(fù)荷狀況下能夠噴氨運(yùn)行，但是在滿負(fù)荷工況下，溫度高于脫硝最佳的溫度區(qū)間，催化劑數(shù)量也可能需要增加，同時(shí)也增加了投資和系統(tǒng)阻力，造成廠用電的上升。
[0017]鑒于上述各種問題，需要一種安全可靠的全負(fù)荷脫硝技術(shù)。
【發(fā)明內(nèi)容】
[0018]本發(fā)明的目的在于提供一種設(shè)有省煤器再循環(huán)系統(tǒng)的脫硝裝置，采用省煤器再循環(huán)系統(tǒng)來提高省煤器水側(cè)的溫度，并控制省煤器水側(cè)流量不變或者略有增加，實(shí)現(xiàn)在低負(fù)荷工況下提高省煤器出口的煙氣溫度，滿足全負(fù)荷工況下最低噴氨溫度要求，避免省煤器水側(cè)出現(xiàn)沸騰現(xiàn)象。
[0019]為實(shí)現(xiàn)上述目的，在本發(fā)明第一方面中，提供了一種設(shè)有省煤器再循環(huán)系統(tǒng)的脫硝裝置，所述脫硝裝置包括鍋爐和省煤器再循環(huán)系統(tǒng)，其中
[0020]所述鍋爐中布置有省煤器，SCR反應(yīng)器和空氣預(yù)熱器，在省煤器的水側(cè)設(shè)有省煤器進(jìn)口集箱和省煤器出口集箱；
[0021]所述省煤器再循環(huán)系統(tǒng)包括貯水罐和循環(huán)泵，貯水罐連接省煤器出口集箱，循環(huán)泵連接省煤器進(jìn)口集箱，從省煤器出口集箱引出的水依次通過貯水罐和循環(huán)泵，并通過省煤器進(jìn)口集箱再次回到省煤器以吸收煙氣熱量。
[0022]在另一優(yōu)選例中，在30?100%負(fù)荷工況下，所述省煤器的出口煙氣溫度為310?320°C或者以上，同時(shí)不超過脫硝催化劑最佳的溫度區(qū)間300?420°C。
[0023]在另一優(yōu)選例中，還包括省煤器水側(cè)主給水管道，并設(shè)有主給水管道調(diào)節(jié)閥，所述主給水管道調(diào)節(jié)閥控制從汽機(jī)引入到省煤器中的給水流量。
[0024]在另一優(yōu)選例中，所述省煤器中水側(cè)流量與所述省煤器水側(cè)主給水管道的給水流量之比為I?2之間。
[0025]在另一優(yōu)選例中，還包括再循環(huán)系統(tǒng)調(diào)節(jié)閥，控制從再循環(huán)系統(tǒng)引入到省煤器中的給水流量。
[0026]在另一優(yōu)選例中，在所述省煤器的出口設(shè)置有省煤器出口煙氣溫度測(cè)點(diǎn)，所述再循環(huán)系統(tǒng)調(diào)節(jié)閥根據(jù)測(cè)得的省煤器出口煙氣溫度調(diào)節(jié)從再循環(huán)系統(tǒng)引入到省煤器的給水流量，所述再循環(huán)系統(tǒng)中還設(shè)置有流量測(cè)點(diǎn)，用于實(shí)時(shí)測(cè)量從再循環(huán)系統(tǒng)引入到省煤器的給水流量。
[0027]在另一優(yōu)選例中，所述脫硝裝置還包括省煤器水側(cè)旁路管道，將所述省煤器水側(cè)主給水管道連接到所述鍋爐的水冷壁進(jìn)口集箱，并設(shè)有水側(cè)旁路調(diào)節(jié)閥，所述水側(cè)旁路調(diào)節(jié)閥控制省煤器水側(cè)主給水管道中的部分水流量旁路到鍋爐的水冷壁。
[0028]在另一優(yōu)選例中，所述循環(huán)泵為系統(tǒng)自帶的啟動(dòng)循環(huán)泵。
[0029]在本發(fā)明第二方面中提供了一種發(fā)電機(jī)組，該發(fā)電機(jī)組包括本發(fā)明第一方面中設(shè)有省煤器再循環(huán)系統(tǒng)的脫硝裝置，且發(fā)電機(jī)組的功率范圍為300?1000MW。
[0030]在另一優(yōu)選例中，所述發(fā)電機(jī)組是超臨界發(fā)電機(jī)組或超超臨界發(fā)電機(jī)組。
[0031]在另一優(yōu)選例中，在30?100%負(fù)荷工況下，所述發(fā)電機(jī)組中省煤器的出口煙氣溫度為310?320°C或者以上，同時(shí)不高于脫硝催化劑溫度上限420°C。
[0032]本發(fā)明實(shí)施方式與現(xiàn)有技術(shù)相比，主要區(qū)別及其效果在于:
[0033]采用省煤器再循環(huán)系統(tǒng)來提高省煤器水側(cè)的溫度，實(shí)現(xiàn)在低負(fù)荷工況下提高省煤器出口的煙氣溫度，滿足全負(fù)荷工況下最低噴氨溫度要求從而避免了空氣預(yù)熱器及催化劑的堵塞問題；再循環(huán)系統(tǒng)設(shè)置的循環(huán)泵控制省煤器水側(cè)流量不變或者略有增加，避免了省煤器水側(cè)出現(xiàn)沸騰現(xiàn)象，保證了省煤器安全穩(wěn)定運(yùn)行。
【專利附圖】
【附圖說明】[0034]圖1是現(xiàn)有技術(shù)中設(shè)置省煤器煙氣側(cè)旁路脫硝系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)圖；
[0035]圖2是現(xiàn)有技術(shù)中設(shè)置省煤器水側(cè)旁路脫硝系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)圖；
[0036]圖3是現(xiàn)有技術(shù)中分級(jí)省煤器脫硝系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)圖；
[0037]圖4是本發(fā)明第一實(shí)施方式中一種設(shè)有省煤器再循環(huán)系統(tǒng)的脫硝裝置的結(jié)構(gòu)示意圖；
[0038]圖5是本發(fā)明第二實(shí)施方式中一種設(shè)有省煤器再循環(huán)系統(tǒng)的脫硝裝置的結(jié)構(gòu)示意圖。
【具體實(shí)施方式】
[0039]在以下的敘述中，為了使讀者更好地理解本申請(qǐng)而提出了許多技術(shù)細(xì)節(jié)。但是，本領(lǐng)域的普通技術(shù)人員可以理解，即使沒有這些技術(shù)細(xì)節(jié)和基于以下各實(shí)施方式的種種變化和修改，也可以實(shí)現(xiàn)本申請(qǐng)各權(quán)利要求所要求保護(hù)的技術(shù)方案。
[0040]為使本發(fā)明的目的、技術(shù)方案和優(yōu)點(diǎn)更加清楚，下面將結(jié)合附圖對(duì)本發(fā)明的實(shí)施方式作進(jìn)一步地詳細(xì)描述。
[0041]術(shù)語解釋:
[0042]全負(fù)荷脫硝:脫硝系統(tǒng)在鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷和鍋爐最大連續(xù)出力(BMCR)之間的任何工況持續(xù)安全運(yùn)行。
[0043]最低穩(wěn)燃負(fù)荷:鍋爐不投輔助燃料助燃而能長期連續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行的最低負(fù)荷，一般用其與BMCR之比表示，一般為30?40 %。
[0044]選擇性催化還原脫硝(SCR法):利用還原劑在催化劑的作用下有選擇性地與煙氣中的NOx發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，生成氮?dú)夂退姆椒ā?br>
[0045]最低噴氨溫度:受催化劑物理化學(xué)特性限制，能夠滿足機(jī)組安全運(yùn)行的允許省煤器出口(即SCR反應(yīng)器入口 )的最低煙氣溫度。
[0046]本發(fā)明第一實(shí)施方式涉及一種設(shè)有省煤器再循環(huán)系統(tǒng)的脫硝裝置。該設(shè)有省煤器再循環(huán)系統(tǒng)的脫硝裝置包括鍋爐和省煤器再循環(huán)系統(tǒng)。
[0047]具體地說，如圖4所示，鍋爐I中布置有省煤器2，SCR反應(yīng)器3和空氣預(yù)熱器4，在省煤器2的水側(cè)設(shè)有省煤器進(jìn)口集箱9和省煤器出口集箱10。其中，省煤器進(jìn)口集箱9和省煤器出口集箱10用于向省煤器2中引入和引出水流，以構(gòu)成省煤器水側(cè)。鍋爐I中燃燒產(chǎn)生的煙氣從省煤器進(jìn)口進(jìn)入省煤器2，被省煤器水側(cè)吸收熱量后，從省煤器出口進(jìn)入到SCR反應(yīng)器3中進(jìn)行脫硝反應(yīng)。
[0048]省煤器再循環(huán)系統(tǒng)包括貯水罐11和循環(huán)泵12，貯水罐11連接省煤器出口集箱10，循環(huán)泵12連接省煤器進(jìn)口集箱9，從省煤器出口集箱10引出的水依次通過貯水罐11和循環(huán)泵12，并通過省煤器進(jìn)口集箱9再次回到省煤器2以吸收煙氣熱量。
[0049]優(yōu)選地，在30?100%負(fù)荷工況下，省煤器的出口煙氣溫度為310?320°C或者以上，同時(shí)不超過脫硝催化劑最佳的溫度區(qū)間300?420°C。
[0050]優(yōu)選地，貯水罐11具有保溫效果。此外，由于給水溫度相對(duì)較高，必須在再循環(huán)泵入口設(shè)置貯水罐11，保證有一定的水位，防止水在再循環(huán)中產(chǎn)生氣蝕問題。
[0051]優(yōu)選地，循環(huán)泵12為系統(tǒng)自帶的啟動(dòng)循環(huán)泵。利用原有啟動(dòng)循環(huán)泵來實(shí)現(xiàn)省煤器再循環(huán)系統(tǒng)，有效降低了成本。[0052]此外，可以理解，循環(huán)泵12也可以為獨(dú)立的省煤器循環(huán)水泵。
[0053]通過循環(huán)泵12的啟?？梢钥刂剖∶浩魉畟?cè)流量，貯水罐11則為循環(huán)泵12提供了一定的水位，起到保護(hù)循環(huán)泵12的作用。
[0054]優(yōu)選地，脫硝裝置還包括省煤器水側(cè)主給水管道13，省煤器水側(cè)主給水管道13將汽機(jī)連接到省煤器進(jìn)口集箱9并設(shè)有主給水管道調(diào)節(jié)閥14，主給水管道調(diào)節(jié)閥14控制從汽機(jī)引入到省煤器2中的給水流量。
[0055]優(yōu)選地，省煤器水側(cè)流量與省煤器水側(cè)主給水管道的給水流量之比為I?2之間。
[0056]可以理解，或者從圖4中可以看出，省煤器水側(cè)流量為主給水管道13從汽機(jī)引入到省煤器2中的給水流量以及從再循環(huán)系統(tǒng)引入到省煤器2中的給水流量的總和?？刂剖∶浩髦兴髁颗c主給水管道的給水流量之比為I?2之間，即控制省煤器水側(cè)流量不變甚至略有增加，低負(fù)荷工況下在提高省煤器出口煙氣溫度的同時(shí)，保證省煤器水側(cè)不出現(xiàn)沸騰的狀況。
[0057]優(yōu)選地，省煤器再循環(huán)系統(tǒng)還包括再循環(huán)系統(tǒng)調(diào)節(jié)閥15，再循環(huán)系統(tǒng)調(diào)節(jié)閥15連接于循環(huán)泵12的出口與省煤器進(jìn)口集箱9之間，控制從再循環(huán)系統(tǒng)引入到省煤器2中的給水流量。再循環(huán)系統(tǒng)調(diào)節(jié)閥15在循環(huán)泵11的基礎(chǔ)上，用于調(diào)節(jié)省煤器水側(cè)流量，進(jìn)一步保證了省煤器水側(cè)流量在控制范圍內(nèi)。
[0058]優(yōu)選地，在省煤器的出口設(shè)置有省煤器出口煙氣溫度測(cè)點(diǎn)，再循環(huán)系統(tǒng)調(diào)節(jié)閥15根據(jù)測(cè)得的省煤器出口煙氣溫度調(diào)節(jié)從再循環(huán)系統(tǒng)引入到省煤器2的給水流量；再循環(huán)系統(tǒng)中還設(shè)置有流量測(cè)點(diǎn)，用于實(shí)時(shí)測(cè)量從再循環(huán)系統(tǒng)引入到省煤器2的給水流量。此外，從再循環(huán)系統(tǒng)引入到省煤器2的給水流量僅由出口煙氣溫度調(diào)節(jié)，出口水溫不作限制，滿足欠焓即可，只要滿足溫度低于飽和溫度再加一定裕度即可。
[0059]根據(jù)省煤器出口煙氣溫度的浮動(dòng)自動(dòng)調(diào)節(jié)從再循環(huán)系統(tǒng)引入到省煤器2的給水流量，能夠及時(shí)根據(jù)出口煙氣溫度調(diào)節(jié)省煤器水側(cè)主給水管道和再循環(huán)系統(tǒng)提供給省煤器的水流量。
[0060]本實(shí)施方式采用省煤器再循環(huán)系統(tǒng)以循環(huán)利用吸收過煤氣熱量的水來提高省煤器水側(cè)的溫度，減少從煤氣中吸收的熱量，從而實(shí)現(xiàn)在低負(fù)荷工況下提高省煤器出口的煙氣溫度，實(shí)現(xiàn)省煤器出口煙氣溫度滿足全負(fù)荷工況下最低噴氨溫度要求以避免空氣預(yù)熱器及催化劑的堵塞問題。再循環(huán)系統(tǒng)設(shè)置的循環(huán)泵控制省煤器水側(cè)流量不變或者略有增加，避免了省煤器水側(cè)出現(xiàn)沸騰現(xiàn)象，保證了省煤器安全穩(wěn)定運(yùn)行。
[0061]本發(fā)明第二實(shí)施方式涉及一種設(shè)有省煤器再循環(huán)系統(tǒng)的脫硝裝置，圖5是該設(shè)有省煤器再循環(huán)系統(tǒng)的脫硝裝置的結(jié)構(gòu)示意圖。
[0062]第二實(shí)施方式在第一實(shí)施方式的基礎(chǔ)上進(jìn)行了改進(jìn),主要改進(jìn)之處在于,如圖5所示，脫硝裝置還包括省煤器水側(cè)旁路管道16，省煤器水側(cè)旁路管道16將省煤器水側(cè)主給水管道13連接到鍋爐I的水冷壁進(jìn)口集箱17，并設(shè)有水側(cè)旁路調(diào)節(jié)閥18，水側(cè)旁路調(diào)節(jié)閥18控制省煤器水側(cè)主給水管道13中的部分水流量旁路到鍋爐I的水冷壁8。
[0063]通過設(shè)置省煤器水側(cè)旁路管道，提高了再循環(huán)系統(tǒng)中給水流量與主給水管道給水流量的比例，同時(shí)保持省煤器水側(cè)流量在控制范圍內(nèi)，進(jìn)一步提高了省煤器出口的煙氣溫度。
[0064]優(yōu)選地，為系統(tǒng)運(yùn)行簡化，水側(cè)旁路的水流量與從再循環(huán)系統(tǒng)引入省煤器的水流量相同。優(yōu)選地，在再循環(huán)系統(tǒng)和水側(cè)旁路管道16中設(shè)置有流量測(cè)點(diǎn)，結(jié)合水側(cè)旁路調(diào)節(jié)閥18可以實(shí)現(xiàn)上述控制。
[0065]本發(fā)明第三實(shí)施方式涉及一種發(fā)電機(jī)組。該發(fā)電機(jī)組包括如本發(fā)明第一、第二實(shí)施方式所述的脫硝裝置，且發(fā)電機(jī)組的功率范圍為300?1000MW,參數(shù)為超或超超臨界參數(shù)。
[0066]優(yōu)選地，在30?100%負(fù)荷工況下，發(fā)電機(jī)組中省煤器的出口煙氣溫度為310?320°C或者以上，同時(shí)不高于脫硝催化劑溫度上限420°C，可實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫銷技術(shù)。
[0067]下面結(jié)合具體實(shí)施例，進(jìn)一步闡述本發(fā)明。應(yīng)理解，這些實(shí)施例僅用于說明本發(fā)明而不用于限制本發(fā)明的范圍。
[0068]實(shí)施例1:采用省煤器再循環(huán)方案，各參數(shù)如下:
[0069]省煤器進(jìn)口水溫:260 V ；
[0070]省煤器出口水溫:286°C ；
[0071]主給水管道的給水流量:222.2kg/s ；
[0072]省煤器中水流量:378kg/s ；
[0073]省煤器進(jìn)口煙氣溫度:416°C ；
[0074]省煤器出口煙氣溫度:312°C。
[0075]其中，從汽機(jī)經(jīng)省煤器水側(cè)主給水管道引入省煤器中的水流溫度為242°C，流量為222.2kg/s，該部分水流與從再循環(huán)系統(tǒng)引入的水流混合后，使得省煤器進(jìn)口水溫如上所述，為260°C，流量為378kg/s。煙氣經(jīng)省煤器水側(cè)吸熱后，煙氣溫度由416°C變?yōu)?12°C。
[0076]從上述參數(shù)可以看出，再循環(huán)系統(tǒng)流量約70% (再循環(huán)系統(tǒng)引入的流量同主給水管道引入流量的比值)時(shí)，即所述省煤器的水側(cè)流量與所述省煤器水側(cè)主給水管道的給水流量之比為1.7時(shí)，省煤器出口煙氣溫度為312°C，基本能滿足脫硝溫度需求。
[0077]其中，省煤器再循環(huán)管道的水流量選擇原則如下:(I)水從省煤器出口集箱引出；
(2)引出的水量取決于省煤器出口煙氣溫度、進(jìn)口水溫、出口水溫等；(3)新增省煤器循環(huán)水泵或者利用原有啟動(dòng)循環(huán)泵，取決于新增泵的價(jià)格或增加的管道系統(tǒng)的價(jià)格；(4)如果上述再循環(huán)管道增加的省煤器出口煙氣溫度仍不能滿足最低噴氨溫度要求，考慮上述的再循環(huán)管道同省煤器水側(cè)旁路相結(jié)合，保持省煤器水量在控制范圍內(nèi)，進(jìn)一步提高煙溫。脫硝裝置入口煙氣溫度至310?315°C可實(shí)現(xiàn)噴氨投運(yùn)，但是需要注意在上述溫度區(qū)間投運(yùn)脫硝完成后，需要提高進(jìn)口的煙氣溫度，對(duì)催化劑及空預(yù)器進(jìn)行保護(hù)。
[0078]鍋爐省煤器屬于煙氣一水換熱，提高進(jìn)口水溫，即可影響省煤器的換熱端差，提高省煤器出口的煙氣溫度；同時(shí)為保證省煤器不產(chǎn)生沸騰(汽化)現(xiàn)象，又要保證省煤器中水流量在一定范圍內(nèi)。因此，采用省煤器再循環(huán)的方式，可以使得省煤器入口水流溫度提高，從而提高SCR入口的煙氣溫度。
[0079]實(shí)施例2:采用省煤器再循環(huán)結(jié)合水側(cè)旁路方案，各參數(shù)如下:
[0080]省煤器進(jìn)口水溫:259 O ;
[0081]省煤器出口水溫:299.5 0C ；
[0082]主給水管道的給水流量:222.2kg/s ；
[0083]省煤器中水流量:222.2kg/s ；
[0084]省煤器進(jìn)口煙氣溫度:416°C ；[0085]省煤器出口煙氣溫度:321°C.[0086]從上述計(jì)算可以看出，再循環(huán)系統(tǒng)流量約30%再循環(huán)系統(tǒng)引入的流量同主給水管道引入流量的比值)，同時(shí)將給水旁路至水冷壁進(jìn)口集箱約30%，可以將省煤器出口煙氣溫度提高至321 °C左右。能很好的滿足噴氨溫度的要求。
[0087]從實(shí)施例1和實(shí)施例2計(jì)算能看出，對(duì)于不同的機(jī)組，可以采用單獨(dú)設(shè)置省煤器再循環(huán)管路的方案，也可以采用省煤器再循環(huán)旁路同水側(cè)旁路相結(jié)合的方案。
[0088]由于給水溫度相對(duì)較高，必須在再循環(huán)泵入口設(shè)置儲(chǔ)水罐，保證有一定的水位，防止水在再循環(huán)中產(chǎn)生氣蝕問題。
[0089]對(duì)于采用省煤器再循環(huán)旁路的方案，在脫硝入口的煙氣中設(shè)置溫度測(cè)點(diǎn)，根據(jù)溫度測(cè)點(diǎn)自動(dòng)跟蹤需要再循環(huán)系統(tǒng)中運(yùn)行的水量。在再循環(huán)管路中設(shè)置有調(diào)節(jié)閥，通過調(diào)節(jié)閥的開度可以控制再循環(huán)的流量。
[0090]對(duì)于采用省煤器再循環(huán)方案結(jié)合水側(cè)旁路的案，再循環(huán)旁路的控制方式同僅設(shè)置再循環(huán)旁路的方案。為系統(tǒng)運(yùn)行簡化，要求水側(cè)旁路的水量同省煤器再循環(huán)中的水量相同，即保持省煤器中運(yùn)行的水量同給水水量。在再循環(huán)管路和水側(cè)旁路管路中設(shè)置流量測(cè)點(diǎn)，并在水側(cè)旁路管路中設(shè)置調(diào)節(jié)閥，可以實(shí)現(xiàn)上述的控制。
[0091]對(duì)比例I —2
[0092]在研制過程中，發(fā)明人還測(cè)試了多種不同結(jié)構(gòu)的脫銷裝置。這些對(duì)比例中的省煤器水側(cè)主給水管道引入省煤器中的水流的溫度和流量，以及省煤器進(jìn)口煙氣溫度與實(shí)施例1-2的相同，不同點(diǎn)主要在于對(duì)比例沒有使用再循環(huán)系統(tǒng)，且對(duì)比例省煤器中水流量與主給水管道引入水流量的比值小于等于I。
[0093]具體地說，某660MW超超臨界機(jī)組的兩個(gè)對(duì)比計(jì)算實(shí)例分別為:
[0094](I)原始設(shè)計(jì)工況
[0095]在40%負(fù)荷工況下，主要參數(shù)如下:
[0096]省煤器進(jìn)口水溫:242 V ；
[0097]省煤器出口水溫:290°C ；
[0098]主給水管道的給水流量:222.2kg/s ；
[0099]省煤器進(jìn)口煙氣溫度:416°C ;
[0100]省煤器出口煙氣溫度:302°C。
[0101]從上述計(jì)算可以看出，省煤器出口煙氣溫度為302°C，不能滿足脫硝溫度需求。
[0102](2)僅采用省煤器水側(cè)旁路方案，計(jì)算如下:
[0103]省煤器進(jìn)口水溫:242 V ；
[0104]省煤器出口水溫:337°C ；
[0105]主給水管道的給水流量:222.2kg/s ；
[0106]省煤器中水流量:100kg/s ；
[0107]省煤器進(jìn)口煙氣溫度:416°C ；
[0108]省煤器出口煙氣溫度:313°C.[0109]從上述計(jì)算可以看出，需要旁路約55%的流量，才能將省煤器出口煙氣溫度提高至313°C，基本能滿足脫硝溫度需求。但是上述工況造成省煤器中水的汽化風(fēng)險(xiǎn)極大。
[0110]本發(fā)明基于鍋爐的汽水循環(huán)和換熱器原理，采用省煤器再循環(huán)系統(tǒng)并設(shè)置再循環(huán)水泵，或者省煤器再循環(huán)系統(tǒng)同省煤器水側(cè)旁路結(jié)合使用，實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝。在實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷脫硝的同時(shí)，保證了省煤器中水的流量，保證了省煤器安全穩(wěn)定運(yùn)行。即要求鍋爐能夠在低負(fù)荷工況下噴氨運(yùn)行，保持脫硝SCR裝置入口煙氣溫度高于310?320°C。
[0111] 雖然通過參照本發(fā)明的某些優(yōu)選實(shí)施方式，已經(jīng)對(duì)本發(fā)明進(jìn)行了圖示和描述，但本領(lǐng)域的普通技術(shù)人員應(yīng)該明白，可以在形式上和細(xì)節(jié)上對(duì)其作各種改變，而不偏離本發(fā)明的精神和范圍。
【權(quán)利要求】
1.一種設(shè)有省煤器再循環(huán)系統(tǒng)的脫硝裝置，其特征在于，所述脫硝裝置包括鍋爐和省煤器再循環(huán)系統(tǒng)； 所述鍋爐中布置有省煤器，SCR反應(yīng)器和空氣預(yù)熱器，在所述省煤器的水側(cè)設(shè)有省煤器進(jìn)口集箱和省煤器出口集箱； 所述省煤器再循環(huán)系統(tǒng)包括貯水罐和循環(huán)泵，所述貯水罐連接所述省煤器出口集箱，所述循環(huán)泵連接所述省煤器進(jìn)口集箱，從省煤器出口集箱引出的水依次通過所述貯水罐和循環(huán)泵，并通過省煤器進(jìn)口集箱再次回到省煤器以吸收煙氣熱量。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的脫硝裝置，其特征在于，在30?100%負(fù)荷工況下，所述省煤器的出口煙氣溫度為310?320°C或者以上，同時(shí)不超過脫硝催化劑最佳的溫度區(qū)間300?420。。。
3.根據(jù)權(quán)利要求1所述的的脫硝裝置，其特征在于，所述脫硝裝置還包括省煤器水側(cè)主給水管道，所述省煤器水側(cè)主給水管道將汽機(jī)連接到所述省煤器進(jìn)口集箱并設(shè)有主給水管道調(diào)節(jié)閥，所述主給水管道調(diào)節(jié)閥控制從汽機(jī)引入到省煤器中的給水流量。
4.根據(jù)權(quán)利要求1所述的脫硝裝置，其特征在于，所述省煤器的水側(cè)流量與所述省煤器水側(cè)主給水管道的給水流量之比為I?2之間。
5.根據(jù)權(quán)利要求1所述的脫硝裝置，其特征在于，所述省煤器再循環(huán)系統(tǒng)還包括再循環(huán)系統(tǒng)調(diào)節(jié)閥，所述再循環(huán)系統(tǒng)調(diào)節(jié)閥連接于所述循環(huán)泵的出口與省煤器進(jìn)口集箱之間，控制從再循環(huán)系統(tǒng)引入到省煤器中的給水流量。
6.根據(jù)權(quán)利要求5所述的脫硝裝置，其特征在于，在所述省煤器的出口設(shè)置有省煤器出口煙氣溫度測(cè)點(diǎn)，所述再循環(huán)系統(tǒng)調(diào)節(jié)閥根據(jù)測(cè)得的省煤器出口煙氣溫度調(diào)節(jié)從再循環(huán)系統(tǒng)引入到省煤器的給水流量； 所述再循環(huán)系統(tǒng)中還設(shè)置有流量測(cè)點(diǎn)，用于實(shí)時(shí)測(cè)量從再循環(huán)系統(tǒng)引入到省煤器的給水流量。
7.根據(jù)權(quán)利要求1所述的脫硝裝置，其特征在于，所述脫硝裝置還包括省煤器水側(cè)旁路管道，所述省煤器水側(cè)旁路管道將所述省煤器水側(cè)主給水管道連接到所述鍋爐的水冷壁進(jìn)口集箱，并設(shè)有水側(cè)旁路調(diào)節(jié)閥，所述水側(cè)旁路調(diào)節(jié)閥控制省煤器水側(cè)主給水管道中的部分水流量旁路到鍋爐的水冷壁。
8.根據(jù)權(quán)利要求1所述的脫硝裝置，其特征在于，所述循環(huán)泵為系統(tǒng)自帶的啟動(dòng)循環(huán)栗。
9.一種發(fā)電機(jī)組，其特征在于，包括如權(quán)利要求1至8中任一項(xiàng)所述的設(shè)有省煤器再循環(huán)系統(tǒng)的脫硝裝置，且發(fā)電機(jī)組的功率范圍為300?1000MW。
10.根據(jù)權(quán)利要求9所述的發(fā)電機(jī)組，其特征在于，在30?100%負(fù)荷工況下，所述發(fā)電機(jī)組中省煤器的出口煙氣溫度為310?320°C或者以上，同時(shí)不高于脫硝催化劑溫度上限 420 0C ο
【文檔編號(hào)】B01D53/56GK104028104SQ201410289053
【公開日】2014年9月10日 申請(qǐng)日期:2014年6月24日 優(yōu)先權(quán)日:2014年6月24日
【發(fā)明者】馮琰磊, 申松林, 鄧文祥, 施剛夜, 林磊, 葉勇健, 李佩建, 黃家運(yùn) 申請(qǐng)人:中國電力工程顧問集團(tuán)華東電力設(shè)計(jì)院