CN112097555A - 基于熔盐储能系统的火力发电厂低负荷脱硝系统 - Google Patents

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李峻
王国贵
秦鹏
仇晓龙
桂本
张春琳
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Abstract

本发明提供了一种基于熔盐储能系统的火力发电厂低负荷脱硝系统，其特征在于包括常规火力发电系统和高压蒸汽熔盐储能系统；常规火力发电系统采用SCR技术脱硝；常规火力发电系统产生的高压蒸汽经管道输出至高压蒸汽熔盐储能系统；高压蒸汽与高压蒸汽熔盐储能系统换热后成为高压凝结水，高压凝结水通过高压凝结水管道送回至常规火力发电系统；高压凝结水管道与常规火力发电系统的省煤器水侧出口管道相连通；省煤器的旁路给水管道分别与高压凝结水管道和常规火力发电系统给水管道相连通。本发明保证熔盐储能系统正常运行和锅炉低负荷运行时的脱硝效果。

Description

基于熔盐储能系统的火力发电厂低负荷脱硝系统
技术领域
本发明涉及储能技术领域，具体涉及一种基于熔盐储能系 统的火力发电厂低负荷脱硝系统。
背景技术
为促进我国新能源发电并网消纳，要求加强电力系统的 调峰能力建设，全面提升系统的调峰，其中手段之一就是加 大燃煤电站调峰的改造力度，加大煤电调峰的能力。火力发电 厂深度调峰有助于保证热电机组冬季供暖，避免弃风弃光问 题，使我国实现调整能源结构的目标。
与此同时，自国家《火电厂大气污染物排放标准》颁布实 施以来，燃煤发电行业基本都已进行了SCR烟气脱硝改造， 其运行时一般要求烟气温度达到320℃以上。在火电机组深度 改造形势下，要求超低负荷(＜40％额定负荷)运行，但超低 负荷运行时，最低负荷极限受限于烟气温度，烟气温度过低满 足不了SCR催化剂运行要求。
目前的技术方案虽然能够达到深度调峰的目的，但是机组 深度调峰时，SCR脱硝装置入口烟气温度无法保证，低负荷运 行时无法满足污染物排放标准。
发明内容
本发明的目的就是针对现有技术的缺陷，提供一种基于熔 盐储能系统的火力发电厂低负荷脱硝系统，保证熔盐储能系统 正常运行和锅炉低负荷运行时的脱硝效果。
本发明提供了一种基于熔盐储能系统的火力发电厂低负 荷脱硝系统，其特征在于包括常规火力发电系统和高压蒸汽熔 盐储能系统；常规火力发电系统采用SCR技术脱硝；常规火 力发电系统产生的高压蒸汽经管道输出至高压蒸汽熔盐储能 系统；高压蒸汽与高压蒸汽熔盐储能系统换热后成为高压凝结 水，高压凝结水通过高压凝结水管道送回至常规火力发电系 统；高压凝结水管道与常规火力发电系统的省煤器水侧出口管 道相连通；省煤器的旁路给水管道分别与高压凝结水管道和常 规火力发电系统给水管道相连通。
上述技术方案中，所述省煤器的旁路给水管道上设置有第 一电磁阀。
上述技术方案中，所述高压蒸汽熔盐储能系统包括高温熔 盐储热罐、低温熔盐储热罐和加热器组；位于低温熔盐储热罐 的熔盐通过熔盐管路经加热器组后进入高温熔盐储热罐；常规 火力发电系统的高压蒸汽通过蒸汽管道进入加热器组与熔盐 换热；高压蒸汽换热后转化为高压凝结水；高压凝结水经高压 凝结水管道输出至省煤器出水端。
上述技术方案中，所述高压凝结水管道上设置有高压水凝 结水泵。
上述技术方案中，所述高压凝结水管道上设置有第二电磁 阀，所述第二电磁阀靠近省煤器水侧出口管道设置。
上述技术方案中，所述常规火力发电系统深度调峰低负荷 运行时，熔盐储能产生的高压凝结水直接输送至省煤器水侧出 口管道；所述常规火力发电系统需进一步提高SCR脱硝装置 的入口烟气温度时，所述省煤器旁路给水管道上第一电磁阀开 启并调整开度，常规火力发电系统给水管道中的高压给水流入 高压凝结水管道，减少省煤器的给水流量并维持低负荷工况下 省煤器烟气侧出口温度。
本发明提供一种基于熔盐储能系统的火力发电厂低负荷 脱硝系统，高压蒸汽直接加热熔盐进行储能时，可以减少汽轮 机进汽量，从而减小发电功率实现深度调峰；高压蒸汽与熔盐 换热后的高压凝结水温度较高，加压后直接送入常规火力发电 系统的省煤器水侧出口管道，可减少省煤器给水流量，维持低负 荷工况下SCR脱硝装置的入口烟气温度，保证熔盐储能系统正常 运行和锅炉低负荷运行时的脱硝效果。所述常规火力发电系统 为保证脱硝效果，需进一步提高SCR脱硝装置的入口烟气温 度时，所述省煤器旁路给水管道上第一电磁阀开启并调整开 度，常规火力发电系统给水管道中的高压给水流入高压凝结水 管道，进一步减少省煤器给水流量。
附图说明
图1是本发明的示意图；
其中，1-常规火力发电系统，1.1-省煤器，1.2-省煤器水侧出口 管道，1.3-脱硝装置，1.4-省煤器旁路给水管道，1.5-常规火力 发电系统给水管道，1.6-第一电磁阀，1.7-第二电磁阀，2-高压 蒸汽熔盐储能系统，2.1-高温熔盐储热罐，2.2-低温熔盐储热 罐，2.3-加热器组，2.4-高压凝结水管道，2.5-高压凝结水泵。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步的详细说 明，便于清楚地了解本发明，但它们不对本发明构成限定。
如图1所示，本发明提供了一种基于熔盐储能系统的火力 发电厂低负荷脱硝系统。常规火力发电系统1深度调峰低负荷 运行时，高压蒸汽进入高压蒸汽熔盐储能系统2进行储能，可 以减少常规火力发电系统1汽轮机进汽量，从而减小发电功率 实现深度调峰；高压蒸汽与高压蒸汽熔盐储能系统2换热后变 成温度较高的高压凝结水，高压凝结水经高压凝结水泵2.5加 压后通过高压凝结水管道2.4直接送入常规火力发电系统1的 省煤器水侧出口管道1.2，可减少省煤器1.1给水流量，维持低负 荷工况下SCR脱硝装置1.3的入口烟气温度，保证高压蒸汽熔盐 储能系统2正常运行和常规火力发电系统1锅炉低负荷运行时的脱硝效果。
常规火力发电系统1为保证脱硝效果，需进一步提高SCR 脱硝装置1.3的入口烟气温度时，所述省煤器旁路给水管道1.4 上第一电磁阀1.6开启并调整开度，常规火力发电系统给水管 道1.5中的高压给水流入高压凝结水管道2.4，进一步减少省 煤器1.1给水流量，可进一步提高省煤器1.1烟气侧出口温度。
根据火力发电厂机组参数和熔盐热物理性质的不同，高压 蒸汽熔盐储能系统2产生高压凝结水的温度可能不同，常规亚 临界和超临界机组参数条件下，熔盐为二元盐(KNO3 40％、 NaNO3 60％)时，高压蒸汽熔盐储能系统2产生高压凝结水的 温度约300℃。
本说明书未作详细描述的内容属于本领域专业技术人员 公知的现有技术。

Claims (6)

1.一种基于熔盐储能系统的火力发电厂低负荷脱硝系统，其特征在于包括常规火力发电系统和高压蒸汽熔盐储能系统；常规火力发电系统采用SCR技术脱硝；常规火力发电系统产生的高压蒸汽经管道输出至高压蒸汽熔盐储能系统；高压蒸汽与高压蒸汽熔盐储能系统换热后成为高压凝结水，高压凝结水通过高压凝结水管道送回至常规火力发电系统；高压凝结水管道与常规火力发电系统的省煤器水侧出口管道相连通；省煤器的旁路给水管道分别与与高压凝结水管道和常规火力发电系统给水管道相连通。
2.根据权利要求1所述的基于熔盐储能系统的火力发电厂低负荷脱硝系统，其特征在于所述省煤器的旁路给水管道上设置有第一电磁阀。
3.根据权利要求1所述的基于熔盐储能系统的火力发电厂低负荷脱硝系统，其特征在于所述高压蒸汽熔盐储能系统包括高温熔盐储热罐、低温熔盐储热罐和加热器组；位于低温熔盐储热罐的熔盐通过熔盐管路经加热器组后进入高温熔盐储热罐；常规火力发电系统的高压蒸汽通过蒸汽管道进入加热器组与熔盐换热；高压蒸汽换热后转化为高压凝结水；高压凝结水经高压凝结水管道输出至省煤器出水端。
4.根据权利要求1所述的基于熔盐储能系统的火力发电厂低负荷脱硝系统，其特征在于所述高压凝结水管道上设置有高压水凝结水泵。
5.根据权利要求1所述的基于熔盐储能系统的火力发电厂低负荷脱硝系统，其特征在于所述高压凝结水管道上设置有第二电磁阀，所述第二电磁阀靠近省煤器水侧出口管道设置。
6.根据权利要求2所述的基于熔盐储能系统的火力发电厂低负荷脱硝系统，其特征在于所述常规火力发电系统深度调峰低负荷运行时，熔盐储能产生的高压凝结水直接输送至省煤器水侧出口管道；所述常规火力发电系统需进一步提高SCR脱硝装置的入口烟气温度时，所述省煤器旁路给水管道上第一电磁阀开启并调整开度，常规火力发电系统给水管道中的高压给水流入高压凝结水管道，减少省煤器的给水流量并维持低负荷工况下省煤器烟气侧出口温度。
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