本发明专利技术涉及脱硝技术，公开了一种设有省煤器再循环系统的用于锅炉的脱硝装置。本发明专利技术中，采用省煤器再循环系统来提高省煤器水侧的温度，实现在低负荷工况下提高省煤器出口的烟气温度，满足全负荷工况下最低喷氨温度要求；再循环系统设置的循环泵控制省煤器水侧流量不变或者略有增加，避免了省煤器水侧出现沸腾现象，保证了省煤器安全稳定运行。
【技术实现步骤摘要】
设有省煤器再循环系统的脱硝装置及发电机组
本专利技术涉及脱硝
，特别涉及设有省煤器再循环系统的脱硝装置。
技术介绍
我国能源以燃煤为主，烟气中含有大量的二氧化硫和氮氧化物，直接排放会对大气造成严重的污染，影响社会的身体健康，因此控制二氧化硫和氮氧化物的污染，是我国和当今世界亟待解决的问题环境污染已经成为我国重大社会关切问题。按照《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011要求，对于新建机组及现有机组，采用除“W”型火焰燃烧外的锅炉机组需要实现NOx排放低于100mg/Nm3的限值，对于“W”型火焰燃烧的锅炉机组需要实现NOx排放低于200mg/Nm3的限值。目前烟煤和褐煤锅炉炉膛出口(SCR反应器前)的NOx排放浓度可以控制在160~350mg/Nm3 ;贫煤锅炉炉炉膛出口的NOx排放浓度可以控制在350~500mg/Nm3 ;“W”型火焰燃烧的锅炉炉膛出口的NOx排放浓度可以控制在700~1100mg/Nm3。上述排放指标距离环保标准有相当大距离，必须采取高效率的脱硝技术，目前合适的脱硝工艺为SCR法脱硝技术。SCR法脱硝技术的核心要素是催化剂，一般催化剂的有效反应温度范围为300~420°C左右；在上述反应温度之外效率会大幅降低。而最低的喷氨温度区间为310~320°C或以上，根据煤质条件略有不同，最主要原因是，NH3在催化剂中和NOx反应时，同时会将部分的SO2氧化成SO3 ;同时NH3存在一定的逃逸；逃逸的NH3和SO3会反应生成硫酸氢胺。硫酸氢胺在空预器中，在不同的温度段存在气态、液态和固 态三个状态；液态的硫酸氢胺粘性极强，因此要求在空预器中的硫酸氢胺只在冷段换热面存在，冷段换热面通过镀陶瓷、加强冲洗等手段予以解决。而受到吹灰高度的限值，冷段高度不能无限提高。在目前阶段，如果喷氨温度低于310~320°C，会严重堵塞空预器及催化剂，严重影响机组的安全稳定运行。因此，目前在脱硝工艺中，限制最低喷氨温度为310~320°C。也就是说，脱硝系统应能在锅炉最低稳燃负荷和BMCR的任何工况之间持续安全运行，但是由于催化剂的固有特性，最低喷氨温度需要控制在310~320°C以上，目前多数机组都不能满足上述规范要求。超(超)临界燃煤发电机组在满负荷(BMCR工况)工况下，省煤器出口(即SCR进口)的烟气温度一般为3501:~3801:之间，在50%810?工况以上负荷，省煤器出口(即SCR进口)的烟气温度一般也在310~320°C之上，能够进行喷氨运行。在锅炉最低稳燃负荷(一般为30% BMCR)和50% BMCR负荷之间，省煤器出口( 即SCR进口)的烟气温度一般为260°C~310°C之间，不能满足最低喷氨温度要求。目前国内外解决此技术的办法有如下几种:(I)设置省煤器烟气侧旁路，提高脱硝装置入口温度；(2)设置省煤器水侧旁路，降低省煤器中水的流量，提高脱硝装置入口温度；(3)采用分段省煤器的布置方案，将脱硝装置布置在两段省煤器之间；(4)对于新建机组，通过提高给水温度，满足低负荷工况下脱硝装置的运行要求。对于大量的现有投运的超(超)发电机组，需要通过上述⑴至(3)办法解决，但是均存在种种问题或者技术及安全风险，难于实现，目前应用均存在一定的问题，各个技术的特点及存在问题说明如下。(I)设置省煤器烟气侧旁路。设置省煤器烟气侧旁路脱硝系统的结构图如图1所示，锅炉I在烟道中布置有省煤器2，SCR反应器3和空气预热器4，通过设置烟气侧旁路5，从该旁路通过的烟气不会被省煤器水侧(由省煤器水侧主给水管道13从汽机引入给水流量)吸收热量，从而提高低负荷工况下SCR反应器3入口的烟气温度。但是由于此旁路烟道需要在高温下运行，且需要经常启停，烟气系统中需要设置挡板6，挡板门6在高温高灰工况下难于运行，目前的制造能力和材料状况，此烟气挡板门尚存在较多问题，且难以解决。烟气旁路存在挡板门关不严，造成烟气泄漏，在满负荷运行时会降低机组的运行效率。目前省煤器烟气侧旁路应用较少。(2)设置省煤器水侧旁路。设置省煤器水侧旁路脱硝系统的结构图如图2所示，锅炉I在烟道中布置有省煤器2，SCR反应器3和空气预热器4，通过设置省煤器水侧旁路7降低省煤器水侧流量(由省煤器水侧主给水管道13从汽机引入给水流量)，以减少从燃气侧吸收的热量，从而实现低负荷工况运行下提高省煤器出口的烟气温度，满足最低喷氨温度要求。存在的主要问题是，省煤器在低负荷状况下，本身的流量比较小；再旁路一部分流量去水冷壁8，造成省煤器水侧流量过小。此外水侧旁路7要旁路大量的给水才能提高省煤器出口烟温。在低负荷状况下，流量不均会造成省煤器受热不均，存在省煤器中介质沸腾(汽化)的风险。(3)分级省煤器的方案也是一种较为可行的全负荷脱硝技术方案。分级省煤器脱硝系统的结构图如图3所示，锅炉I在烟道中布置有省煤器2(由省煤器水侧主给水管道13从汽机引入给水流量)，SCR反应器3和空气预热器4，原理是将SCR反应器3布置在两级省煤器2之间，此中间段温度较高，满足全负荷脱硝的要求。存在的问题主要包括两个方面:首先，分段省煤器的布置方案，需要较大的布置空间，对于新建机组具有一定可行性，但是现役机组常常受到布置条件的限制，难以改造；其次，采用分段省煤器布置方案后，不论在低负荷状况还是满负荷状况，均提高了脱硝反应器的进口温度，在低负荷状况下能够喷氨运行，但是在满负荷工况下，温度高于脱硝最佳的温度区间，此时催化剂数量需要大幅增力口，同时也增加了投资和系统阻力，造成厂用电的上升。(4)提高给水温度。提高给水温度，可以提高省煤器出口的给水温度，也是实现全负荷脱硝的一种方案。提高给水温度存在以下问题:1)对于新建机组，较容易实现，但是也受到煤质因素的影响，需要主机厂核算，通过加大空气预热器换热面积来吸收省煤器及以前的受热面少吸收的热量；2)对于不同的机组，有无合适的进一步提高给水温度的汽源尚存在一定的疑问，提高给水温度的方案具有一定的限制条件，仅能在某些特定机组上采用；3)提高给水温度后，不论在低负荷状况还是满负荷状况，均提高了脱硝反应器的进口温度，在低负荷状况下能够喷氨运行，但是在满负荷工况下，温度高于脱硝最佳的温度区间，催化剂数量也可能需要增加，同时也增加了投资和系统阻力，造成厂用电的上升。鉴于上述各种问题，需要一种安全可靠的全负荷脱硝技术。
技术实现思路
本专利技术的目的在于提供一种设有省煤器再循环系统的脱硝装置，采用省煤器再循环系统来提高省煤器水侧的温度，并控制省煤器水侧流量不变或者略有增加，实现在低负荷工况下提高省煤器出口的烟气温度，满足全负荷工况下最低喷氨温度要求，避免省煤器水侧出现沸腾现象。为实现上述目的，在本专利技术第一方面中，提供了一种设有省煤器再循环系统的脱硝装置，所述脱硝装置包括锅炉和省煤器再循环系统，其中所述锅炉中布置有省煤器，SCR反应器和空气预热器，在省煤器的水侧设有省煤器进口集箱和省煤器出口集箱；所述省煤器再循环系统包括贮水罐和循环泵，贮水罐连接省煤器出口集箱，循环泵连接省煤器进口集箱，从省煤器出口集箱引出的水依次通过贮水罐和循环泵，并通过省煤器进口集箱再次回到省煤器以吸收烟气热量。在另一优选例中，在30?100%负荷工况下，所述省煤器的出本文档来自技高网...
【技术保护点】
一种设有省煤器再循环系统的脱硝装置，其特征在于，所述脱硝装置包括锅炉和省煤器再循环系统；所述锅炉中布置有省煤器，SCR反应器和空气预热器，在所述省煤器的水侧设有省煤器进口集箱和省煤器出口集箱；所述省煤器再循环系统包括贮水罐和循环泵，所述贮水罐连接所述省煤器出口集箱，所述循环泵连接所述省煤器进口集箱，从省煤器出口集箱引出的水依次通过所述贮水罐和循环泵，并通过省煤器进口集箱再次回到省煤器以吸收烟气热量。
【技术特征摘要】
1.一种设有省煤器再循环系统的脱硝装置，其特征在于，所述脱硝装置包括锅炉和省煤器再循环系统； 所述锅炉中布置有省煤器，SCR反应器和空气预热器，在所述省煤器的水侧设有省煤器进口集箱和省煤器出口集箱； 所述省煤器再循环系统包括贮水罐和循环泵，所述贮水罐连接所述省煤器出口集箱，所述循环泵连接所述省煤器进口集箱，从省煤器出口集箱引出的水依次通过所述贮水罐和循环泵，并通过省煤器进口集箱再次回到省煤器以吸收烟气热量。2.根据权利要求1所述的脱硝装置，其特征在于，在30?100%负荷工况下，所述省煤器的出口烟气温度为310?320°C或者以上，同时不超过脱硝催化剂最佳的温度区间300?420。。。3.根据权利要求1所述的的脱硝装置，其特征在于，所述脱硝装置还包括省煤器水侧主给水管道，所述省煤器水侧主给水管道将汽机连接到所述省煤器进口集箱并设有主给水管道调节阀，所述主给水管道调节阀控制从汽机引入到省煤器中的给水流量。4.根据权利要求1所述的脱硝装置，其特征在于，所述省煤器的水侧流量与所述省煤器水侧主给水管道的给水流量之比为I?2之间。5.根据权利要求1所述的脱硝装置，其特征在于，所述省煤器再循环系统还包括再循环系统调节阀，所述再...
【专利技术属性】
技术研发人员：冯琰磊，申松林，邓文祥，施刚夜，林磊，叶勇健，李佩建，黄家运，
申请(专利权)人：中国电力工程顾问集团华东电力设计院，
类型：发明
国别省市：上海;31
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