[发明专利]一种基于烟气脱硫脱硝工艺优化的深度节能系统

说明书

技术领域

本发明涉及一种基于烟气脱硫脱硝工艺优化的深度节能系统，特别适用于大型燃煤发电厂烟气净化系统的节能改造。

背景技术

第一，十二五期间，火电厂烟气脱硝已成为强制性要求，同时自2012年1月1日起实施的《火电厂大气污染物排放标准（GB 13223－2011）》对火电厂排放的污染物提出了更高的控制要求。目前，选择性催化还原技术（简称SCR）是国内火电厂普遍采用的脱硝工艺。根据现有的SCR技术，催化剂反应温度窗口一般在320℃～400℃，如脱硝效率要达到70%以上则脱硝反应温度一般需要达到340℃以上。然而在锅炉实际运行中，受机组设计因素及负荷变动等因素的影响，在负荷不足时部分中小机组的省煤器出口的烟气温度难以持续维持在340℃以上，这给充分发挥SCR催化剂作用，氮氧化物的有效脱除带来不利因素。另外，烟气温度过低产生的氨逃逸问题会造成下游空预器的堵塞，从而影响到锅炉的正常安全运行。

第二，为使SCR催化剂脱硝效率能够达标，需要对省煤器出口烟气温度进行抬升，但烟温抬升的结果在降低锅炉效率的同时势必会使得下游的设备运行偏离其设计值，如较高的烟气温度同样会引起进入电除尘器以及脱硫装置烟气温度上升，从而产生除尘效率下降、脱硫水耗上升、锅炉整体效率下降等问题。

第三，随着脱硫技术的发展和对气气换热器（简称GGH）认识的深入，人们发现GGH存在基建投资大、施工周期长、结构复杂、运行可靠性低、运行能耗高等缺点。因此，近年来在新建烟气脱硫系统中已基本取消GGH。在没有安装GGH的脱硫系统中，为使进入脱硫系统的烟气温度（125℃左右）降至吸收塔的工作温度（50℃左右），在吸收塔烟道入口需大量喷淋水，导致耗水量巨大（以1000MW机组为例，需增加耗水62t/h）。以此方式进行烟气减温，不仅增加水耗和烟气阻力，且浪费了大量可利用的锅炉排烟废热。此外，脱硫系统在取消GGH后由于烟气温度不够高而可能产生的“石膏雨”也成为新的环保问题。 因此，根据上述问题，如何利用大型火电厂现有条件，针对锅炉运行特性，重新对其炉后烟气换热系统及净化系统进行优化设计及改造，在提高除尘、脱硫、脱硝效率的同时最大程度地利用烟气废热，提高发电厂整体运行的可靠性是亟待解决的问题。

发明内容

为提高大型火力发电厂烟气脱硫、脱硝以及除尘效率，缓解或消除目前脱硫系统（无GGH）产生的 “石膏雨”现象，并充分利用机组的锅炉排烟废热，本发明提供一种基于烟气脱硫脱硝工艺优化的深度节能技术。本发明是锅炉给水旁路电动调节门、凝结水旁路电动调节门、高温烟气换热器、水水换热器、低温烟气换热器、前置空预器和二次热风加热净烟气系统的组合，在提升SCR反应器前的烟气温度，保证脱硝效率的同时回收火力发电厂的排烟废热以用于加热凝结水、空预器入口空气和脱硫装置出口净烟气，同时在机组负荷变动时该系统仍可实现将烟气温度控制在经济工况的范围内。

本发明采用一种基于烟气脱硫脱硝工艺优化的深度节能系统，该系统包括锅炉（1）、省煤器（2）、脱硝装置（3）、空预器（4）、电除尘器（5）、脱硫系统增压风机（15）、脱硫装置（6）、烟囱（7）以及送风机（10）；锅炉（1）、省煤器（2）、脱硝装置（3）、空预器（4）、电除尘器（5）、增压风机（15）、脱硫装置（6）以及烟囱（7）依次通过管道连接；所述的省煤器（2）具有入水口（2-1）和出水口（2-2），送风机（10）与空预器（4）连接；其中，该系统还包括水换热器（11），所述空预器（4）与电除尘器（5）之间设置有高温烟气换热装置（12），该高温烟气换热装置的气侧进口与空预器（4）出口相连，该高温烟气换热装置的气侧出口与电除尘器（5）进口相连，水换热器（11）的进出口与高温烟气换热器（12）的液侧进出口相连通形成回路；所述的电除尘器（5）与脱硫系统增压风机（15）之间设置有低温烟气换热装置（14），该低温烟气换热装置的气侧进口与电除尘器（5）出口相连，该低温烟气换热装置的气侧出口与增压风机（15）进口相连；所述空预器（4）与送风机（10）之间设置有前置空预器（9），该前置空预器的气侧进口与送风机（10）出口相连，该前置空预器的气侧出口与空预器（4）进口相连，所述的低温烟气换热器（14）的液侧进出口与前置空预器（9）的液侧进出口相连通形成回路。

其中，所述的高温烟气换热器（12）与水换热器（11）的回路上以及低温烟气换热器（14）与前置空预器（9）的回路上都设置有循环泵（13）。