CN104028104B - 设有省煤器再循环系统的脱硝装置及发电机组 - Google Patents

Abstract

本发明涉及脱硝技术，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。

Description

设有省煤器再循环系统的脱硝装置及发电机组

技术领域

本发明涉及脱硝技术领域，特别涉及设有省煤器再循环系统的脱硝装置。

背景技术

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℃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℃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℃，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℃。

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℃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350℃～380℃之间，在50％BMCR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℃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℃～310℃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：

(1)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(1)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。

(1)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1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1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1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加，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。

发明内容

本发明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，在本发明第一方面中，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，所述省煤器的出口烟气温度为310～320℃或者以上，同时不超过脱硝催化剂最佳的温度区间300～420℃。

在另一优选例中，还包括省煤器水侧主给水管道，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。

在另一优选例中，所述省煤器中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1～2之间。

在另一优选例中，还包括再循环系统调节阀，控制从再循环系统引入到省煤器中的给水流量。

在另一优选例中，在所述省煤器的出口设置有省煤器出口烟气温度测点，所述再循环系统调节阀根据测得的省煤器出口烟气温度调节从再循环系统引入到省煤器的给水流量，所述再循环系统中还设置有流量测点，用于实时测量从再循环系统引入到省煤器的给水流量。

在另一优选例中，所述脱硝装置还包括省煤器水侧旁路管道，将所述省煤器水侧主给水管道连接到所述锅炉的水冷壁进口集箱，并设有水侧旁路调节阀，所述水侧旁路调节阀控制省煤器水侧主给水管道中的部分水流量旁路到锅炉的水冷壁。

在另一优选例中，所述循环泵为系统自带的启动循环泵。

在本发明第二方面中提供了一种发电机组，该发电机组包括本发明第一方面中设有省煤器再循环系统的脱硝装置，且发电机组的功率范围为300～1000MW。

在另一优选例中，所述发电机组是超临界发电机组或超超临界发电机组。

在另一优选例中，在30～100％负荷工况下，所述发电机组中省煤器的出口烟气温度为310～320℃或者以上，同时不高于脱硝催化剂温度上限420℃。

本发明实施方式与现有技术相比，主要区别及其效果在于：

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从而避免了空气预热器及催化剂的堵塞问题；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。

附图说明

图1是现有技术中设置省煤器烟气侧旁路脱硝系统的结构图；

图2是现有技术中设置省煤器水侧旁路脱硝系统的结构图；

图3是现有技术中分级省煤器脱硝系统的结构图；

图4是本发明第一实施方式中一种设有省煤器再循环系统的脱硝装置的结构示意图；

图5是本发明第二实施方式中一种设有省煤器再循环系统的脱硝装置的结构示意图。

具体实施方式

在以下的叙述中，为了使读者更好地理解本申请而提出了许多技术细节。但是，本领域的普通技术人员可以理解，即使没有这些技术细节和基于以下各实施方式的种种变化和修改，也可以实现本申请各权利要求所要求保护的技术方案。

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明的实施方式作进一步地详细描述。

术语解释：

全负荷脱硝：脱硝系统在锅炉最低稳燃负荷和锅炉最大连续出力(BMCR)之间的任何工况持续安全运行。

最低稳燃负荷：锅炉不投辅助燃料助燃而能长期连续稳定运行的最低负荷，一般用其与BMCR之比表示，一般为30～40％。

选择性催化还原脱硝(SCR法)：利用还原剂在催化剂的作用下有选择性地与烟气中的NOx发生化学反应，生成氮气和水的方法。

最低喷氨温度：受催化剂物理化学特性限制，能够满足机组安全运行的允许省煤器出口(即SCR反应器入口)的最低烟气温度。

本发明第一实施方式涉及一种设有省煤器再循环系统的脱硝装置。该设有省煤器再循环系统的脱硝装置包括锅炉和省煤器再循环系统。

具体地说，如图4所示，锅炉1中布置有省煤器2，SCR反应器3和空气预热器4，在省煤器2的水侧设有省煤器进口集箱9和省煤器出口集箱10。其中，省煤器进口集箱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，以构成省煤器水侧。锅炉1中燃烧产生的烟气从省煤器进口进入省煤器2，被省煤器水侧吸收热量后，从省煤器出口进入到SCR反应器3中进行脱硝反应。

省煤器再循环系统包括贮水罐11和循环泵12，贮水罐11连接省煤器出口集箱10，循环泵12连接省煤器进口集箱9，从省煤器出口集箱10引出的水依次通过贮水罐11和循环泵12，并通过省煤器进口集箱9再次回到省煤器2以吸收烟气热量。

优选地，在30～100％负荷工况下，省煤器的出口烟气温度为310～320℃或者以上，同时不超过脱硝催化剂最佳的温度区间300～420℃。

优选地，贮水罐11具有保温效果。此外，由于给水温度相对较高，必须在再循环泵入口设置贮水罐11，保证有一定的水位，防止水在再循环中产生气蚀问题。

优选地，循环泵12为系统自带的启动循环泵。利用原有启动循环泵来实现省煤器再循环系统，有效降低了成本。

此外，可以理解，循环泵12也可以为独立的省煤器循环水泵。

通过循环泵12的启停可以控制省煤器水侧流量，贮水罐11则为循环泵12提供了一定的水位，起到保护循环泵12的作用。

优选地，脱硝装置还包括省煤器水侧主给水管道13，省煤器水侧主给水管道13将汽机连接到省煤器进口集箱9并设有主给水管道调节阀14，主给水管道调节阀14控制从汽机引入到省煤器2中的给水流量。

优选地，省煤器水侧流量与省煤器水侧主给水管道的给水流量之比为1～2之间。

可以理解，或者从图4中可以看出，省煤器水侧流量为主给水管道13从汽机引入到省煤器2中的给水流量以及从再循环系统引入到省煤器2中的给水流量的总和。控制省煤器中水流量与主给水管道的给水流量之比为1～2之间，即控制省煤器水侧流量不变甚至略有增加，低负荷工况下在提高省煤器出口烟气温度的同时，保证省煤器水侧不出现沸腾的状况。

优选地，省煤器再循环系统还包括再循环系统调节阀15，再循环系统调节阀15连接于循环泵12的出口与省煤器进口集箱9之间，控制从再循环系统引入到省煤器2中的给水流量。再循环系统调节阀15在循环泵11的基础上，用于调节省煤器水侧流量，进一步保证了省煤器水侧流量在控制范围内。

优选地，在省煤器的出口设置有省煤器出口烟气温度测点，再循环系统调节阀15根据测得的省煤器出口烟气温度调节从再循环系统引入到省煤器2的给水流量；再循环系统中还设置有流量测点，用于实时测量从再循环系统引入到省煤器2的给水流量。此外，从再循环系统引入到省煤器2的给水流量仅由出口烟气温度调节，出口水温不作限制，满足欠焓即可，只要满足温度低于饱和温度再加一定裕度即可。

根据省煤器出口烟气温度的浮动自动调节从再循环系统引入到省煤器2的给水流量，能够及时根据出口烟气温度调节省煤器水侧主给水管道和再循环系统提供给省煤器的水流量。

本实施方式采用省煤器再循环系统以循环利用吸收过煤气热量的水来提高省煤器水侧的温度，减少从煤气中吸收的热量，从而实现在低负荷工况下提高省煤器出口的烟气温度，实现省煤器出口烟气温度满足全负荷工况下最低喷氨温度要求以避免空气预热器及催化剂的堵塞问题。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。

本发明第二实施方式涉及一种设有省煤器再循环系统的脱硝装置，图5是该设有省煤器再循环系统的脱硝装置的结构示意图。

第二实施方式在第一实施方式的基础上进行了改进，主要改进之处在于，如图5所示，脱硝装置还包括省煤器水侧旁路管道16，省煤器水侧旁路管道16将省煤器水侧主给水管道13连接到锅炉1的水冷壁进口集箱17，并设有水侧旁路调节阀18，水侧旁路调节阀18控制省煤器水侧主给水管道13中的部分水流量旁路到锅炉1的水冷壁8。

通过设置省煤器水侧旁路管道，提高了再循环系统中给水流量与主给水管道给水流量的比例，同时保持省煤器水侧流量在控制范围内，进一步提高了省煤器出口的烟气温度。

优选地，为系统运行简化，水侧旁路的水流量与从再循环系统引入省煤器的水流量相同。优选地，在再循环系统和水侧旁路管道16中设置有流量测点，结合水侧旁路调节阀18可以实现上述控制。

本发明第三实施方式涉及一种发电机组。该发电机组包括如本发明第一、第二实施方式所述的脱硝装置，且发电机组的功率范围为300～1000MW，参数为超或超超临界参数。

优选地，在30～100％负荷工况下，发电机组中省煤器的出口烟气温度为310～320℃或者以上，同时不高于脱硝催化剂温度上限420℃，可实现全负荷脱销技术。

下面结合具体实施例，进一步阐述本发明。应理解，这些实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围。

实施例1：采用省煤器再循环方案，各参数如下：

省煤器进口水温：260℃；

省煤器出口水温：286℃；

主给水管道的给水流量：222.2kg/s；

省煤器中水流量：378kg/s；

省煤器进口烟气温度：416℃；

省煤器出口烟气温度：312℃。

其中，从汽机经省煤器水侧主给水管道引入省煤器中的水流温度为242℃,流量为222.2kg/s，该部分水流与从再循环系统引入的水流混合后，使得省煤器进口水温如上所述，为260℃，流量为378kg/s。烟气经省煤器水侧吸热后，烟气温度由416℃变为312℃。

从上述参数可以看出，再循环系统流量约70％(再循环系统引入的流量同主给水管道引入流量的比值)时，即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1.7时，省煤器出口烟气温度为312℃，基本能满足脱硝温度需求。

其中，省煤器再循环管道的水流量选择原则如下：(1)水从省煤器出口集箱引出；(2)引出的水量取决于省煤器出口烟气温度、进口水温、出口水温等；(3)新增省煤器循环水泵或者利用原有启动循环泵，取决于新增泵的价格或增加的管道系统的价格；(4)如果上述再循环管道增加的省煤器出口烟气温度仍不能满足最低喷氨温度要求，考虑上述的再循环管道同省煤器水侧旁路相结合，保持省煤器水量在控制范围内，进一步提高烟温。脱硝装置入口烟气温度至310～315℃可实现喷氨投运，但是需要注意在上述温度区间投运脱硝完成后，需要提高进口的烟气温度，对催化剂及空预器进行保护。

锅炉省煤器属于烟气－水换热，提高进口水温，即可影响省煤器的换热端差，提高省煤器出口的烟气温度；同时为保证省煤器不产生沸腾(汽化)现象，又要保证省煤器中水流量在一定范围内。因此，采用省煤器再循环的方式，可以使得省煤器入口水流温度提高，从而提高SCR入口的烟气温度。

实施例2：采用省煤器再循环结合水侧旁路方案，各参数如下：

省煤器进口水温：259℃；

省煤器出口水温：299.5℃；

主给水管道的给水流量：222.2kg/s；

省煤器中水流量：222.2kg/s；

省煤器进口烟气温度：416℃；

省煤器出口烟气温度：321℃.

从上述计算可以看出，再循环系统流量约30％再循环系统引入的流量同主给水管道引入流量的比值)，同时将给水旁路至水冷壁进口集箱约30％，可以将省煤器出口烟气温度提高至321℃左右。能很好的满足喷氨温度的要求。

从实施例1和实施例2计算能看出，对于不同的机组，可以采用单独设置省煤器再循环管路的方案，也可以采用省煤器再循环旁路同水侧旁路相结合的方案。

由于给水温度相对较高，必须在再循环泵入口设置储水罐，保证有一定的水位，防止水在再循环中产生气蚀问题。

对于采用省煤器再循环旁路的方案，在脱硝入口的烟气中设置温度测点，根据温度测点自动跟踪需要再循环系统中运行的水量。在再循环管路中设置有调节阀，通过调节阀的开度可以控制再循环的流量。

对于采用省煤器再循环方案结合水侧旁路的案，再循环旁路的控制方式同仅设置再循环旁路的方案。为系统运行简化，要求水侧旁路的水量同省煤器再循环中的水量相同，即保持省煤器中运行的水量同给水水量。在再循环管路和水侧旁路管路中设置流量测点，并在水侧旁路管路中设置调节阀，可以实现上述的控制。

对比例1－2

在研制过程中，发明人还测试了多种不同结构的脱销装置。这些对比例中的省煤器水侧主给水管道引入省煤器中的水流的温度和流量，以及省煤器进口烟气温度与实施例1-2的相同，不同点主要在于对比例没有使用再循环系统，且对比例省煤器中水流量与主给水管道引入水流量的比值小于等于1。

具体地说，某660MW超超临界机组的两个对比计算实例分别为：

(1)原始设计工况

在40％负荷工况下，主要参数如下：

省煤器进口水温：242℃；

省煤器出口水温：290℃；

主给水管道的给水流量：222.2kg/s；

省煤器进口烟气温度：416℃；

省煤器出口烟气温度：302℃。

从上述计算可以看出，省煤器出口烟气温度为302℃，不能满足脱硝温度需求。

(2)仅采用省煤器水侧旁路方案，计算如下：

省煤器进口水温：242℃；

省煤器出口水温：337℃；

主给水管道的给水流量：222.2kg/s；

省煤器中水流量：100kg/s；

省煤器进口烟气温度：416℃；

省煤器出口烟气温度：313℃.

从上述计算可以看出，需要旁路约55％的流量，才能将省煤器出口烟气温度提高至313℃，基本能满足脱硝温度需求。但是上述工况造成省煤器中水的汽化风险极大。

本发明基于锅炉的汽水循环和换热器原理，采用省煤器再循环系统并设置再循环水泵，或者省煤器再循环系统同省煤器水侧旁路结合使用，实现全负荷脱硝。在实现全负荷脱硝的同时，保证了省煤器中水的流量，保证了省煤器安全稳定运行。即要求锅炉能够在低负荷工况下喷氨运行，保持脱硝SCR装置入口烟气温度高于310～320℃。

虽然通过参照本发明的某些优选实施方式，已经对本发明进行了图示和描述，但本领域的普通技术人员应该明白，可以在形式上和细节上对其作各种改变，而不偏离本发明的精神和范围。

Claims (8)

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；

在30～100％负荷工况下，所述省煤器的出口烟气温度为310～320℃或者以上，同时不超过脱硝催化剂最佳的温度区间300～420℃。

2.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。

3.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1～2之间。

4.根据权利要求1所述的脱硝装置，其特征在于，所述省煤器再循环系统还包括再循环系统调节阀，所述再循环系统调节阀连接于所述循环泵的出口与省煤器进口集箱之间，控制从再循环系统引入到省煤器中的给水流量。

5.根据权利要求4所述的脱硝装置，其特征在于，在所述省煤器的出口设置有省煤器出口烟气温度测点，所述再循环系统调节阀根据测得的省煤器出口烟气温度调节从再循环系统引入到省煤器的给水流量；

所述再循环系统中还设置有流量测点，用于实时测量从再循环系统引入到省煤器的给水流量。

6.根据权利要求1所述的脱硝装置，其特征在于，所述脱硝装置还包括省煤器水侧旁路管道，所述省煤器水侧旁路管道将所述省煤器水侧主给水管道连接到所述锅炉的水冷壁进口集箱，并设有水侧旁路调节阀，所述水侧旁路调节阀控制省煤器水侧主给水管道中的部分水流量旁路到锅炉的水冷壁。

7.根据权利要求1所述的脱硝装置，其特征在于，所述循环泵为系统自带的启动循环泵。

8.一种发电机组，其特征在于，包括如权利要求1至7中任一项所述的设有省煤器再循环系统的脱硝装置，且发电机组的功率范围为300～1000MW。