本实用新型属于电力设备领域，特别涉及一种临炉分级加热给水和烟气实现启动阶段脱硝正常投运装置。
背景技术：
：随着三部委接连发布《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》和《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，火电机组面临环保压力将进一步增大，在氮氧化物减排方面，要求排放指标需达到燃机标准。当前，燃煤机组按照环保要求均配套或改造增加了脱硝系统，并以采用选择性催化还原技术(SCR)为主，此技术原理是利用还原剂(NH3或尿素)在金属催化剂作用下,选择性地与氮氧化物(NOx)反应生成N2和H2O，降低锅炉烟气中氮氧化物的浓度，实现污染物减排的目的。应用于烟气脱硝中的SCR催化剂可分为高温催化剂(345℃～590℃)、中温催化剂(260℃～380℃)和低温催化剂(80℃～300℃)，不同的催化剂适宜的反应温度不同。如果反应温度偏低，催化剂的活性会降低，导致脱硝效率下降，且如果催化剂持续在低温下运行会使催化剂发生永久性损坏；如果反应温度过高，NH3容易被氧化，NOx生成量增加，还会引起催化剂材料的相变，使催化剂的活性退化。当前，国内外SCR系统大多采用高温催化剂，反应温度区间为300℃～420℃。SCR系统因烟温的限制，在机组启动阶段，该系统将会受到烟温偏低的影响。参考一般机组的启动运行数据，机组在30％BMCR及以下负荷区间，脱硝系统入口烟温均低于300℃，小于SCR系统正常投运温度限值，所以在机组启动阶段，从机组投煤至脱硝系统正常投运，期间有相当长的一段时间，机组因脱硝系统不能正常投运，导致氮氧化物超标排放，如果启动阶段设备存在故障，其超标排放的时间将更长，影响环保指标达标。技术实现要素：技术问题：为解决燃煤火电机组在启动阶段SCR系统入口烟温偏低、不能正常投运，导致此阶段氮氧化物排放超标的问题，本实用新型提供了一种临炉分级加热给水和烟气实现启动阶段脱硝正常投运装置。技术方案：本实用新型提供的临炉分级加热给水和烟气实现启动阶段脱硝正常投运装置，包括预热系统以及第一锅炉、第二锅炉、脱硝系统；所述第一锅炉的热二次风出口管道和第二锅炉的烟气出口管道并联后接入脱硝系统中；所述预热系统包括汽轮机、换热器以及依次连接成环的除氧器、省煤器、炉底水冷壁下联箱；所述汽轮机上分别连接有高参数抽气管道和低参数抽气管道，所述高参数抽气管道另一端与换热器连接，所述低参数抽气管道的另一端与除氧器连接；所述换热器设于第一锅炉的热二次风出口管道内，所述省煤器设于第二锅炉的烟气出口管道内。作为改进，所述第一锅炉的热二次风出口管道上设有调节门；所述高参数抽气管道上设有高参数抽气调节阀门；所述低参数抽气管道上设有低参数抽气调节阀门。有益效果：本实用新型提供的装置结构简单、成本低廉，通过抽吸临炉正常运行机组低参数蒸汽至启动机组除氧器，提高给水温度至一定数值后，然后从正常运行机组引一部分高参数热风，在通过换热器进一步升温的情况下，直接引至脱硝系统入口，进一步脱硝系统入口温度，使脱硝系统入口烟温在锅炉投运煤粉之前达到300℃以上，实现脱硝系统的正常投运。当前燃煤发电机组在启动阶段，因脱硝系统入口烟温偏低，不能正常投运，导致启动阶段氮氧化物排放超标。通过采用新型临炉分级加热给水和烟气实现启动阶段脱硝系统投运装置，能够保证机组启动阶段，投运燃煤之前，使脱硝系统正常投运，减少启动阶段氮氧化物的排放浓度，实现达标排放；同时，此装置能够使锅炉在点火前保持“热风、热炉”，缩短机组启动时间，对于采用燃油点火的机组，能够减少燃料的消耗，还能减少辅机耗电率，具有很好的节能减排的综合效益。该装置适用于具有两台及以上机组的火力发电企业，当一台机组正常运行，另一台机组正在启动时，由正常运行机组提供热源，先通过加热启动机组给水，提高脱硝系统入口温度，然后，再直接提供高温热空气，通过分级加热，使启动机组在投运煤粉燃料之前，脱硝系统入口温度达到投运的最低温度，此装置还能够缩短启动时间，所以具有节能减排综合性的效益。附图说明图1为临炉分级加热给水和烟气实现启动阶段脱硝正常投运装置的结构示意图。具体实施方式下面对本实用新型临炉分级加热给水和烟气实现启动阶段脱硝正常投运装置作出进 一步说明。临炉分级加热给水和烟气实现启动阶段脱硝正常投运装置，见图1包括预热系统以及第一锅炉1、第二锅炉2、脱硝系统3；第一锅炉1的热二次风出口管道和第二锅炉2的烟气出口管道并联后接入脱硝系统3中；预热系统包括汽轮机4、换热器5以及依次连接成环的除氧器6、省煤器7、炉底水冷壁下联箱8；汽轮机4上分别连接有高参数抽气管道10和低参数抽气管道9，高参数抽气管道10另一端与换热器5连接，低参数抽气管道9的另一端与除氧器6连接；换热器5设于第一锅炉1的热二次风出口管道内，省煤器7设于第二锅炉2的烟气出口管道内。第一锅炉1的热二次风出口管道上设有调节门12；高参数抽气管道10上设有高参数抽气调节阀门13；低参数抽气管道9上设有低参数抽气调节阀门11。可选地，预热系统各装置之间可连接其他装置，例如控制阀、凝汽器等，以更好的实现本实用新型的目的。该装置的工作原理：(1)第一锅炉1正常运行；在第二锅炉2启动初期，先从正常运行的汽轮机4机组选取某级抽气；通过低参数抽气管道9将低温蒸汽引入除氧器6中，然后经省煤器7，达到炉底水冷壁下联箱8，然后通过其他部件，回到除氧器6，加热后的给水，一方面提高炉膛内温度，同时还提高脱硝系统3入口温度；通过控制低参数抽气调节阀门12控制蒸汽流量，按照规定升温速率提高给水温度，进而提高第二锅炉2内空气温度，及脱硝系统3入口温度；(2)当第一锅炉1、第二锅炉2内温度和脱硝系统3入口温度达到一定数值后，打开调节阀门11，从第一锅炉的空预器出口热二次风风道引一部分高温空气，先经过换热器5进一步升温后，直接引至脱硝系统3入口，进一步升高脱硝系统3入口温度，直至超过其最低投运温度；从汽轮机4引高参数蒸汽一部分至换热器5，通过抽气调节阀门13控制蒸汽流量，用以加热热二次风。以某超超临界1000MW机组启动过程为例，在不具备临炉分级加热给水和烟气实现启动阶段脱硝正常投运装置的条件下，正常冷态启动时，从投运煤粉到脱硝系统入口烟温达到最低要求值(300℃)，投运燃料量约400t，氮氧化物排放总量约为7.88t(按机组设计煤质计算)，在采用微油点火的条件下，需投用燃油约45t。在采用临炉分级加热给水和烟气实现启动阶段脱硝正常投运装置的条件下，同样在正常冷态启动时，以 80％的脱硝效率计算，氮氧化物排放减少约5.50t，同时实现氮氧化物达标排放；燃料投运量约100t，但需增加约850t蒸汽，折算为设计煤质燃料约200t，则启动过程所需燃料量约300t，燃料量减少约100t；燃油投用量约10t，降低约35t；延迟送风机、引风机启动约3h，节约电量约3.0万kWh。对比分析，通过采用此装置，每次启动节约运行成本约25万元。表1本实用新型装置综合效益本实用新型装置常规装置SCR系统入口烟温(℃)>300＜300燃料量(t)300400氮氧化物排放量(t)2.387.88燃油耗量(t)约10约45节约耗电量(万kWh)30注：节约耗电量以常规装置为机组进行计算。当前第1页1 2 3