一种燃煤锅炉全负荷SCR脱硝系统的制作方法

本实用新型涉及燃煤发电中废气净化及能源环保领域，尤其是涉及一种燃煤锅炉全负荷scr脱硝系统。

背景技术：

我国以煤为主的能源结构在相当长时间内不会改变，因此，控制燃煤锅炉燃烧烟气中nox排放是我国治理大气环境污染的一项重要工作。以nh3为还原剂的nox选择性催化还原(scr)技术是近年来在燃煤发电行业应用最为广泛、最有效的燃煤锅炉烟气脱硝技术。

选择性催化还原(scr)技术，根据采用的催化剂的不同要求烟气具备一定的温度范围，在此温度范围内选择性催化还原(scr)nox，降低燃煤烟气nox排放浓度，在实际燃煤锅炉高负荷运行期间，能够满足此温度要求，但是在锅炉启动、停止和低负荷运行时，烟气温度往往达不到选择性催化还原(scr)技术所要求的工作温度，导致scr脱硝装置无法有效脱除锅炉烟气nox。而环境保护部函(环函[2015]143号)明确指出：火电厂在任何运行负荷时，都必须达标排放，从而nox排放浓度达不到国家规定的排放标准50mg/m³的要求，为此要求火电机组必须通过技术改造实现燃煤锅炉全负荷scr脱硝运行。

常规燃煤电厂的催化剂，适用温度300～420℃，如果是长期在低于最低喷氨温度以下运行，催化剂快速失去活性，同时由于低温环境下，硫酸铵盐在催化剂表面析出后，会同时将烟气中的粉尘粘附在催化剂表面，造成催化剂的堵塞现象，这种情况通过升温时无法将催化剂活性完全恢复的所以，长期在低于最低喷氨温度以下运行，对催化剂的化学寿命影响比较大，尤其是粉尘含量较高的燃煤电厂，因此在启停机等低负荷阶段，必须设法提高脱硝反应区烟气整体温度。

因此，如何有效解决scr脱硝装置在发电机组启动与低负荷运行条件下的投运问题，成为当前燃煤锅炉烟气脱硝领域的关键问题。

现有技术中，如专利cn201510701175.x——“省煤器分段锅炉全负荷低nox装置及改造方法”，是通过将省煤器分段布置，以满足燃煤锅炉低负荷脱硝运行要求，但是这种方法对于现役燃煤发电机组存在其改造工程量大，且由于必须考虑满负荷运行机组超温问题，其低负荷下探幅度有限，无法实现机组启动阶段scr脱硝装置系统的脱硝运行。

现有技术中，如专利cn204962817u——“全负荷工况投运的scr烟气脱硝系统”，是在锅炉省煤器与scr烟气脱硝反应器之间的脱硝烟道上设置补燃装置，通过补燃装置提高锅炉点火至最低稳燃负荷工况下的非稳燃负荷期间的烟气温度，从而实现锅炉从点火至100％bmcr工况任一负荷下的全负荷烟气脱硝。但是由于这种方法需要额外消耗燃料提高锅炉烟气温度，存在机组运行费用高的问题。

技术实现要素：

本实用新型的目的就是为了克服上述现有技术存在的scr脱硝装置在机组启机与低负荷运行时系统不能投入正常运行的缺陷而提供一种燃煤锅炉全负荷scr脱硝系统。

本实用新型的目的可以通过以下技术方案来实现：

一种燃煤锅炉全负荷scr脱硝系统，包括脱硝反应器、空预器，所述空预器包括烟气道和空气道，所述脱硝反应器的烟道出口通过所述空预器的烟气道与静电除尘装置连接，所述空预器的空气道的输入端与送风机连接，输出端与二次风箱连接，该系统还包括暖风器，所述暖风器的输入端分别与临近发电机组汽轮机的压力缸抽气口和空预器的空气道的输出端连接，所述暖风器的输出端与所述脱硝反应器的烟道进口连接。

优选的，所述暖风器的输入端与临近发电机组汽轮机的压力缸抽气口之间的连接管路上设有第一调节门组件。

优选的，所述第一调节门组件包括从压力缸抽气口到暖风器的输入端方向依次设置的暖风器供汽电动门前手动门、暖风器供汽电动门、暖风器供汽调节门、暖风器供汽调节门后手动门。

优选的，所述暖风器的输入端与空预器的空气道的输出端之间的连接管路上设有第二调节门组件。

优选的，所述第二调节门组件包括从空预器的空气道的输出端到暖风器的输入端方向依次设置的热二次风至暖风器调门前手动门、热二次风至暖风器调门、热二次风至暖风器电动门、热二次风至暖风器电动门后手动门。

优选的，所述暖风器还与疏水器连接。

优选的，所述疏水器与暖风器连接的一端设有疏水器前手动门，所述疏水器的另一端设有疏水器后手动门。

优选的，所述暖风器与空预器的空气道的输出端连接的输入端设有暖风器进风滤网。

优选的，所述脱硝反应器与燃煤无油点火启动的锅炉本体连接。

优选的，所述锅炉本体内与脱硝反应器的连接处设有烟气调节挡板。

与现有技术相比，本实用新型具有以下优点：

1、利用临近发电机组抽汽实现自身燃煤锅炉全负荷脱硝运行，即根据锅炉运行需求，从临近发电机组抽取部分高温蒸汽，对锅炉所需的热二次风进行加热，将加热后的热空气温度控制在330℃以上，直接喷入scr脱硝装置催化剂入口，在热二次风作用下，提高scr脱硝装置催化剂的整体温度水平，不仅可以保证燃煤锅炉满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定运行，烟气中nox排放达到国家制定的排放要求，还可以实现并网后(即0mw以上，甚至点火后)真正意义上的全负荷脱硝运行。

2、由于一部分高温的纯净热空气与尾部烟道内原热烟气混合后，降低了单位体积烟气内nox的含量，也降低了单位时间内实际喷氨量，有利于nox脱除，同时对降低氨逃逸以及低负荷下防控空预器硫酸氢铵(abs)积聚极为有利。

3、由于采用燃煤无油点火启动的机组，并网前锅炉已点火至少3小时以上，脱硝催化剂反应区域入口烟气温度已有较高温度，所需补充热空气较少，即可满足脱硝投运的温度条件。

4、通过调整烟气调节挡板，尽可能减少省煤器管内工质对尾部烟道内的烟气的吸热，从而进一步提高催化剂反应区域的原烟气温度。

5、在暖风器的进汽管路上设置了电动调节门，可以实现在线热补空气的温度调节，实现风温精准控制。

6、在暖风器的进汽管路上设置了手动截止门以及电动截止门，便于系统管路的隔离，以及机组运行时设备的检修。

7、机组在启动或停运阶段时，送风机出力有较大的余量，对实现对脱硝催化剂反应区域的热补风有利。

附图说明

图1为本发明的系统原理示意图；

图2为实施例中的系统结构示意图。

图中标注：1、暖风器供汽电动门前手动门，2、暖风器供汽电动门，3、暖风器供汽调节门，4、暖风器供汽调节门后手动门，5、疏水器前手动门，6、疏水器，7、疏水器后手动门，8、疏水旁路门，9、暖风器进风滤网，10、送风机出口流量计，11、送风机出口电动门，12、锅炉本体，13、热二次风至暖风器电动门后手动门，14、热二次风至暖风器电动门，15、热二次风至暖风器调门，16、热二次风至暖风器调门前手动门，17、脱硝反应器，18、空预器，19、送风机，20、静电除尘装置，21、二次风箱，22、暖风器。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本实用新型进行详细说明。本实施例以本实用新型技术方案为前提进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本实用新型的保护范围不限于下述的实施例。

实施例

针对燃煤机组在启动或低负荷运行时scr脱硝装置无法运行问题，本申请提出一种燃煤锅炉全负荷scr的脱硝系统，降低氮氧化物排放。在通常情况下，由于燃煤发电机组的装机数量一般都配置两台以上，在一台以上机组运行，而另一台机组在启动或停运阶段时，本系统利用运行机组的高温抽汽，对启动或停运机组的热二次风进行加热，将进一步加热后的高温二次风，通过合理的流场优化均布喷入催化剂反应区域，与尾部烟道内原热烟气混合后，可以直接提高催化剂反应区域的温度场。

如图1所示，本系统包括脱硝反应器17、空预器18和暖风器22。空预器18包括烟气道和空气道，脱硝反应器17的烟道出口通过空预器18的烟气道与静电除尘装置20连接，空预器18的空气道的输入端与送风机19连接，输出端与二次风箱21连接。暖风器22的输入端分别与临近发电机组汽轮机(以下简称为临机)的压力缸抽气口和空预器18的空气道的输出端连接，暖风器22的输出端与脱硝反应器17的烟道进口连接。

送风机19来风经空预器18加热后，除大部分送入二次风箱21通入炉膛助燃后，另一小部分再次经临机提供的高温抽汽所供热源的暖风器22加热升温后，进而作为脱硝反应区的热补风，热补风与尾部烟气均匀混合后，抬高了烟气温度，使其温度在290℃以上，达到了脱硝催化反应的温度。

暖风器22的输入端与临机的压力缸抽气口之间的连接管路上设有第一调节门组件。第一调节门组件包括从压力缸抽气口到暖风器22的输入端方向依次设置的暖风器供汽电动门前手动门1、暖风器供汽电动门2、暖风器供汽调节门3、暖风器供汽调节门后手动门4。

暖风器22的输入端与空预器18的空气道的输出端之间的连接管路上设有第二调节门组件。第二调节门组件包括从空预器18的空气道的输出端到暖风器22的输入端方向依次设置的热二次风至暖风器调门前手动门16、热二次风至暖风器调门15、热二次风至暖风器电动门14、热二次风至暖风器电动门后手动门13。暖风器22与空预器18的空气道的输出端连接的输入端口处设有暖风器进风滤网9。

暖风器22还与疏水器6连接。疏水器6与暖风器22连接的一端设有疏水器前手动门5，疏水器6的另一端设有疏水器后手动门7。疏水器前手动门5、疏水器6和疏水器后手动门7组成疏水旁路门8。

送风机19与空预器18之间的管路上设有送风机出口流量计10和送风机出口电动门11。

脱硝反应器17与燃煤无油点火启动的锅炉本体12连接。锅炉本体12内与脱硝反应器17的连接处设有烟气调节挡板，可以尽可能减少省煤器管内工质对尾部烟道内的烟气的吸热，从而进一步提高催化剂反应区域的原烟气温度。

如图2所示，本实施例中系统利用临机中压缸5级后抽汽实现锅炉全负荷脱硝的系统。

由于中压缸5级后三抽温度高，因此本系统选择三抽温度，系统工作参数如表1所示。本实施例中，tha工况(热耗率验收工况)下抽汽温度为456.5℃，实际运行中，中压5级后温度高达520℃左右，且机组变负荷期间温度变化较小，机组运行中蒸汽的焓降主要体现在压力的变化，蒸汽品位高，换热效果好。

tha工况(热耗率验收工况)下三抽蒸汽压力1.924mpa左右，而vwo(阀门全开工况)下三抽蒸汽压力2.056mpa左右，压力较低，便于系统现场管路的布置，投资节省。

表1本系统工作参数

由于并网前锅炉已点火3小时左右，脱硝入口烟气温度已达到250℃以上，仅需将烟气温度提高40℃即可满足脱硝投运条件，故所需补充热空气较少，即可满足脱硝投运条件。