CN206082182U - 一种实现火电机组全负荷脱硝的装置 - Google Patents

Abstract

本实用新型公开了一种实现火电机组全负荷脱硝的装置，所述全负荷期间包括以下阶段：机组并网时、机组并网后至低负荷阶段、日常调度范围内、低负荷阶段至机组停机解列的过程,该装置包括锅炉、高压加热器组、相邻的汽轮发电机组、烟气旁路和新增末级高压加热装置，锅炉通过SCR入口烟道与SCR反应区相连，在SCR入口烟道上并联有烟气旁路，烟气旁路是从锅炉省煤器入口或之前受热面处接出，连至SCR入口烟道,在烟气旁路上设有风门挡板；本实用新型适应于采用选择性催化还原技术（SCR）的脱硝系统，使其在各个负荷阶段都能全部投入运行，降低火电机组的NOx排放，达到国家相关排放标准要求。

Description

一种实现火电机组全负荷脱硝的装置

技术领域

本实用新型涉及发电厂领域，具体涉及一种实现火电机组全负荷脱硝的装置。

背景技术

目前，国内火力发电厂广泛采用选择性催化还原法（SCR）脱硝技术控制氮氧化物(NOx)的排放。SCR反应器中的烟气温度一般设计要求为320℃～420℃之间，因为当烟气温度在340℃～380℃之间时，催化剂活性物的活性最高，催化还原反应效率最高。当烟气温度低于320℃时，用于反应的氨气会和烟气中的SO3反应生成硫酸铵和硫酸氢铵，此时铵盐会对催化剂活性物微孔进行堵塞和加速对催化剂的磨损，降低催化剂的活性；当进入SCR反应器中的烟气温度低于320℃时，SCR脱硝必须退出运行，禁止喷氨。当温度高于420℃，特别是烟气温度高于450℃时，副反应会发生，NH3会被氧化成NO，造成还原反应无法进行，并且高温烟气还会对催化剂造成烧结，大大降低催化剂的寿命。

鉴于上述原因，目前SCR脱硝装置一般布置于省煤器出口至空预器前的烟道上。省煤器出口即脱硝装置进口烟气温度随锅炉负荷变化而变化，如图1和图2所示，从国内相关机组的运行数据统计来看，超临界锅炉在50%负荷以下（亚临界锅炉在负荷低于60%时），SCR反应器入口的烟气温度很难达到320℃，这就导致脱硝系统不能投运。

改善上述SCR装置投运条件有两个办法：（1）催化剂改造为低温催化剂，使其能够满足低负荷时烟气温度的运行要求。（2）提高进入SCR脱硝装置入口烟气的温度，控制机组在任意负荷下反应器中烟气温度均在320℃～420℃之间。现在低温催化剂技术尚在实验室阶段，未能工程应用。因此，大多数电厂采用低负荷时提高烟气温度的方法，采取的改造方案主要有以下几种：

1、增加省煤器烟气旁路

增加省煤器烟气旁路技术主要是采用减少经过省煤器用于给水加热的烟气，通过旁路直接进入SCR装置的方法，提高进入SCR反应区烟气的温度。在省煤器旁路烟道出口处设置旁路烟气挡板，通过调节旁路挡板的开度可以控制直接进入SCR反应区的烟气量，进而可以控制烟气温度。

增加省煤器烟气旁路带来的问题如下：

（1）由于烟气从省煤器旁路流走，不能充分加热给水，必然会降低锅炉的热效率，增加煤耗。

（2）对旁路烟道挡板的性能要求较高，如果旁路挡板打开后无法关闭，将会造成高负荷时进入SCR反应器的烟气温度超温，容易造成催化剂烧结，另外，烟气泄漏造成炉效的下降。

（3）增加烟气旁路无法满足从机组并网至低负荷区域的烟气温度达脱硝最低温度限值的要求，因此，并网至低负荷脱硝装置还需退出运行。

2、 增加省煤器工质旁路

增加省煤器工质旁路技术主要是给通过省煤器换热的给水增加一旁路，减少给水在省煤器处的换热，进而减少经过省煤器时烟气的热损失，最终提高进入SCR反应器的烟气温度。该方法可以通过调节给水旁路调节门的开度，调节烟气温度

增加省煤器工质旁路带来的问题如下：

（1）由于给水的换热系数远远低于烟气的换热系数，通过给水旁路能够提高进入SCR反应器的烟气温度，但效果不明显，远差于省煤器烟气旁路。因此，低负荷脱硝装置无法投运。

（2）由于进入省煤器的给水量减少，会导致省煤器出口处给水温度升高，极端情况会造成省煤器出口处给水气化，烧坏省煤器。

（3）由于省煤器给水旁路的存在，导致给水换热效果降低，增加排烟损失。

3、 省煤器采取分组布置

省煤器采取分组布置技术主要是减少原省煤器的换热面，进而减少进入SCR反应区前的烟气热损失，提高进入SCR反应区的烟气温度。同时在SCR后增加二级省煤器，对给水进一步进行加热。采用此种方法能够使得空预器前的烟气温度基本保持不变，省煤器出口的给水温度也能基本保持不变，能够保证锅炉的经济性，使锅炉的热效率基本不变，可以维持锅炉运行方式不变，锅炉安全性高。此种方法带来的问题是改造投资成本高，SCR反应区的烟气温度会整体提升，不具备烟温调节功能，高负荷时存在烟气超温，脱硝催化剂会烧结。

4、 低负荷时提高给水的温度

低负荷时提高给水温度的方法主要是通过提高在进入省煤器前给水的温度以达到减少给水在省煤器处的吸热量，从而减少烟气在省煤器处的热量损失，最终达到提高SCR反应器中烟气温度的目的。目前，提高给水温度的措施主要是利用汽轮机的补气阀向外供汽，供给系统增加的零号高加。

该方法的缺点：

（1）局限性大，目前国内设计及装有补气阀的机组较少，只有西门子的百万机组和660MW超临界机组有此设备，所有300MW机组、600MW机组及东汽和哈汽生产的百万机组均无补气阀，因此该技术只能在我国10%左右的装机容量上可以使用。

（2）补气阀原来功能的取消，使机组的调频能力降低。上海汽轮机厂对于取消补气阀，将原来的补汽口转换成供汽口，一直存在疑惑，认为安全上存在隐患。所以，在取消后的机组运行中需严密监视机组振动等问题。

（3）低负荷的负荷不能太低，根据目前已经采用该技术的相关电厂运行情况看，最低能够保持排烟温度高于320℃的机组负荷为40%，低于此负荷脱销装置退出运行。

（4）改造成本高，由于补气阀抽出的蒸汽参数高，系统使用的管道、阀门价格昂贵，零号高加的设计制造困难，系统如有换热装置，采用高合金钢材料，成本较高。

（5）系统运行复杂，由于系统采用了零号高加，给水系统原来设计的分配原则被打破，加热器端差较大，系统在低负荷时的压降特别大，达不到设计能力，而且管道中的噪音特别高，安全风险大。

国家能源发展战略行动计划(2014-2020年)及“十二五规划”对于燃煤电厂执行以天然气为燃料的燃气轮机组的大气污染物排放限值的要求，各火电企业纷纷响应号召，正大力开展火电机组的超净排放工程，取得了令人欣喜的成效。

超净排放技术是燃煤电厂执行以天然气为燃料的燃气轮机组的大气污染物排放限值，如下表1所示。

表1: 以天然气为燃料的燃气轮机组大气污染物排放浓度限值

事实上，由于我国当前经济发展不是十分景气，目前我国火电机组还面临着深度调峰的任务，即在社会用电的低谷，火电机组能够适应低负荷运行的要求，根据前述分析，脱硝装置实际上在低负荷时是退出运行的，加之低负荷锅炉燃烧情况差，氮氧化物的排放一般都超500 mg/Nm3，与上述排放标准差之甚远。

我国政府十分重视氮氧化物排放情况，相关部委出台政策，严格控制火电机组各个负荷阶段的NOx排放，同时加大激励机制，对于真正实现各阶段超净排放的火电机组给予奖励。基于上述介绍的提高烟气温度的方法实际上是无法真正做到机组在各个负荷阶段都进行脱硝的情况，本领域的技术人员都致力于开发全负荷脱硝的技术。

实用新型内容

针对现有技术中存在的问题，本实用新型提供一种实现火电机组全负荷脱硝的装置及方法，包括机组并网至满负荷及机组停运前的整个运行期间，采用选择性催化还原技术（SCR）的脱硝系统全部投入运行，降低火电机组的NOx排放，使火电机组在各个负荷阶段都能达到国家相关排放标准要求。

为实现上述目的，本实用新型采用以下技术方案：

一种实现火电机组全负荷脱硝的装置，所述全负荷期间包括以下阶段：机组并网时、机组并网后至低负荷阶段、日常调度范围内、低负荷阶段至机组停机解列的过程，该装置包括锅炉、高压加热器组、相邻的汽轮发电机组、烟气旁路和新增末级高压加热装置，锅炉通过SCR入口烟道与SCR反应区相连，在SCR入口烟道上并联有烟气旁路，烟气旁路是从锅炉省煤器入口或之前受热面处接出，连至SCR入口烟道,在烟气旁路上设有风门挡板；

所述机组并网时，相邻的汽轮发电机组对应的蒸汽通过高压加热器组加热本机给水，同时烟气旁路投运；

所述机组并网后至低负荷阶段，相邻的汽轮发电机组对应的蒸汽通过高压加热器组加热本机给水，同时烟气旁路投运；

所述日常调度范围内，烟气旁路关闭，新增末级高压加热装置投运；

所述低负荷阶段至机组停机解列的过程的第一阶段：本机高压加热器组投运，同时烟气旁路开启；

所述低负荷阶段至机组停机解列的过程的第二阶段：烟气旁路开启，同时，相邻的汽轮发电机组对应的蒸汽通过高压加热器组加热本机给水。

所述机组并网时，一方面采用相邻的汽轮发电机组产生的蒸汽通过高压加热器组加热本机给水，抬高本机的排烟温度，同时开启烟气旁路提高本机排烟温度，确保锅炉出口排烟温度高于催化剂投入运行的最低温度限值，所述相邻的汽轮发电机组加热适应于有两台及以上火电机组，或有适应于本机组启动的高压汽源存在，为本机的高压加热器组提供相应汽源。

所述机组并网后至低负荷阶段，一方面采用相邻的汽轮发电机组产生的蒸汽通过高压加热器组加热本机给水，抬高本机的排烟温度，同时开启烟气旁路提高本机排烟温度，满足SCR反应区入口最低烟气温度要求，随着本机负荷的上升，本机高压抽汽具备投运条件，当最终给水温度与相邻的汽轮发电机组产生的蒸汽加热的给水水温一致时，进行汽源切换至本机抽汽，当给水温度进一步提高时，逐步关小烟气旁路。

所述新增末级高压加热装置包括蒸汽管道、新增末级高压加热器、背压式汽轮发电机和背压式汽轮机抽汽调节阀，所述蒸汽管道的蒸汽输出端口与背压式汽轮发电机的高压缸入口相连，利用背压式汽轮发电机的抽汽或排汽，通过新增末级高压加热器，加热原给水系统的高压加热器组的给水，所述被采用汽源的压力高于原给水系统的高压加热器组中原末级高压加热器的抽汽压力，所述背压式汽轮机抽汽调节阀设置在新增末级高压加热器和高压缸之间的管路上。

所述高压缸上设有高压抽汽口和排汽口，所述高压抽汽口的汽源继续通过新增末级高压加热器加热原给水系统的高压加热器来的给水，所述被采用汽源的压力高于原给水系统的高压加热器中原末级高压加热器的抽汽压力，通过背压式汽轮机抽汽调节阀将其调整至所需压力，所述排汽口的排汽用于其他用户。

所述高压缸上设有高压排汽口和抽汽口，所述高压排汽口的汽源继续通过新增末级高压加热器加热原给水系统的高压加热器来的给水，所述被采用汽源的压力高于原给水系统的高压加热器中原末级高压加热器的抽汽压力，通过背压式汽轮机抽汽调节阀将其调整至所需压力，所述高压缸排汽口15之多余的排汽还用于其他加热，所述抽汽口的抽汽用于其他用户。

所述高压缸上还设有若干个压力呈递减的次高压抽汽口，该抽汽用于其他目的。

所述高压缸上还设有若干个较高压抽汽口，该抽汽用于其他目的。

一种实现火电机组全负荷脱硝的的方法，火电机组采用选择性催化还原技术来降低火电机组的N0x排放，基于选择性催化还原技术建造的脱硝系统，脱硝系统内包含有催化剂和SCR反应区，当锅炉出口排烟温度高于催化剂运行的最低温度时，脱硝系统全部投入运行，实现火电机组全负荷脱硝的方法包括有如下步骤：

第一步，当处于机组并网时，一方面采用相邻的汽轮发电机组产生的蒸汽通过高压加热器组加热本机给水，抬高本机的排烟温度，同时开启烟气旁路提高本机排烟温度，确保锅炉出口排烟温度高于催化剂投入运行的最低温度限值；

第二步，当处于机组并网后至低负荷阶段，一方面采用相邻的汽轮发电机组产生的蒸汽通过高压加热器组加热本机给水，抬高本机的排烟温度，同时开启烟气旁路提高本机排烟温度，满足SCR反应区入口最低烟气温度要求；

第三步，当处于低负荷阶段至日常调度范围内时，随着本机负荷的上升，本机高压抽汽具备投运条件，当最终给水温度与相邻的汽轮发电机组产生的蒸汽加热的给水水温一致时，进行汽源切换至本机抽汽，当给水温度进一步提高时，逐步关小烟气旁路；

第四步，当处于日常调度范围内，关闭烟气旁路，采用新增末级高压加热装置加热本机给水，抬高本机排烟温度；

第五步，当处于调度的低限负荷值至机组停机解列的过程中，采用烟气旁路和给水温度的配合，确保SCR的运行，当本机给水温度不满足要求时，切换至相邻的汽轮发电机组加热本机给水的系统，使得锅炉出口排烟温度高于催化剂投入运行的最低温度限值，确保脱硝系统运行，直至运行至发电机的解列点。

所述烟气旁路是指在锅炉省煤器入口处或之前受热面处接出一根旁路烟道，利用旁路烟道将锅炉内的部分烟气直接接入脱硝系统的SCR反应区中以提高烟气的温度，在省煤器的旁路烟道出口处设置旁路烟气挡板，通过调节旁路烟气挡板的开度控制直接进入SCR反应区的烟气量，进而控制锅炉出口的排烟温度；所述的烟气旁路用以旁路整个省煤器、或部分省煤器、或旁路包括省煤器以外的受热面；所述相邻的汽轮发电机组蒸汽加热本机给水是指通过从相邻机组对应的高压加热器的抽汽管道上抽出蒸汽，接至本机的对应的高压加热器，在本机高压加热器没有本机汽源或本机气源参数太低时投入使用以提高给水温度，所述相邻的汽轮发电机组蒸汽加热适用于该地区有两台及以上火电机组或有适应于本机启动的高压汽源存在，为本机的高压加热器提供相应汽源；发电机组并网后，在发电机组加负荷过程中，高压加热器随机投运，若来自邻机的蒸汽参数高于本机对应的抽汽参数，汽源的切换暂缓进行；当本机末级高压加热器的出口给水温度高于邻机蒸汽加热的加热器出口给水温度，进行汽源切换本实用新型机组并网前，通过采用烟气旁路和利用邻机蒸汽加热本机给水的联合方法，确保锅炉出口排烟温度高于催化剂投入运行的最低温度限值，此联合方法一直应用到机组并网后，本机高压加热器投运，给水温度提高并与烟气旁路配合，满足SCR入口最低烟气温度要求；随着本机给水温度的进一步提高，逐步关小烟气旁路；

在日常调度范围内（目前上海地区为40%~100%，其他地区低负荷在50%左右，全国都有进一步下降的趋势），为了提高机组的经济性，关闭烟气旁路，单独采用提高给水温度方法确保催化剂运行，此方法使用点可以根据实际情况提前至高压加热器投运，最终给水温度满足条件；在调度的低限负荷值至机组停机解列的过程中，同样采用烟气旁路和给水温度的配合，确保SCR的运行，当本机给水温度不满足要求时，切换至邻机蒸汽加热本机给水的系统。

与现有技术相比，本实用新型的有益效果为：

①本实用新型采用选择性催化还原技术（SCR）的脱硝系统，确保机组从并网至满负荷及机组停运前的整个运行期间SCR脱硝装置都投入运行，使NOx的排放始终满足超净排放要求；②使机组在整个调度的运行范围内高效运行，增加了回热抽汽量，减少了排汽损失，同时也提高了锅炉的平均吸热温度，机组的循环效率得以提高。减少了水冷壁入口欠焓，有利于水动力的稳定，提高了低负荷锅炉运行安全性；③加快了机组启动速度，缩短了启动时间，节约了机组启动能耗，降低了排放。同时还改善了机组启动过程中设备的使用环境，提高了安全性。

附图说明

以下将结合附图对本实用新型的构思、具体结构及产生的技术效果作进一步说明，以充分地了解本实用新型的目的、特征和效果。

图1是本实用新型改造前发电机并网点脱硝装置投运示意图。

图2是本实用新型改造前发电机解列点脱硝装置投运示意图。

图3是本实用新型改造后发电机并网点脱硝装置投运示意图。

图4是本实用新型改造后发电机解列点脱硝装置投运示意图。

图5是本实用新型邻机蒸汽加热原理图。

图6是本实用新型烟气旁路的结构示意图。

图7是本实用新型邻机蒸汽加热的具体结构示意图。

图8为本实用新型日常调度范围内抽汽加热、排汽用于其他用户的结构示意图。

图9为本实用新型日常调度范围内排汽加热、抽汽用于其他用户的结构示意图。

图10为本实用新型日常调度范围内抽汽加热，次高压抽汽用于其他用途的结构示意图。

图11为本实用新型日常调度范围内排汽加热，较高压抽汽用于其他用途的结构示意图。

具体实施方式

如图3-图7所示，本实施例实现火电机组全负荷脱硝的装置，所述全负荷期间包括以下阶段：机组并网时、机组并网后至低负荷阶段、日常调度范围内、低负荷阶段至机组停机解列的过程，该装置包括锅炉1、高压加热器组2、相邻的汽轮发电机组3、烟气旁路4和新增末级高压加热装置，锅炉1通过SCR入口烟道6与SCR反应区5相连，在SCR入口烟道6上并联有烟气旁路4，烟气旁路4是从锅炉省煤器入口或之前受热面处接出，连至SCR入口烟道,在烟气旁路4上设有风门挡板7；

所述机组并网时，一方面采用相邻的汽轮发电机组3产生的蒸汽通过高压加热器组2加热本机给水，抬高本机的排烟温度，同时开启烟气旁路4提高本机排烟温度；

所述机组并网后至低负荷阶段，一方面采用相邻的汽轮发电机组3产生的蒸汽通过高压加热器组2加热本机给水，抬高本机的排烟温度，同时开启烟气旁路4提高本机排烟温度；

所述日常调度范围内，关闭烟气旁路4，采用新增末级高压加热装置加热本机给水，抬高本机排烟温度；

所述低负荷阶段至机组停机解列的过程，一方面采用本机抽汽通过高压加热器组2加热本机给水，抬高排烟温度，同时打开烟气旁路4提高排烟温度；当烟气旁路开足，本机给水温度不断下降，排烟温度不满足SCR最低烟气温度时，高压加热器组2的汽源系统切换至由相邻的汽轮发电机组3提供，提高本机给水温度，抬高排烟温度满足脱硝投运。

本实施例在机组并网时，一方面采用相邻的汽轮发电机组3产生的蒸汽通过高压加热器组2加热本机给水，抬高本机的排烟温度，同时开启烟气旁路4提高本机排烟温度，确保锅炉出口排烟温度高于催化剂投入运行的最低温度限值,所述相邻的汽轮发电机组3加热适应于有两台及以上火电机组，或有适应于本机组启动的高压汽源存在，为本机的高压加热器组6提供相应汽源；在机组并网后至低负荷阶段，一方面采用相邻的汽轮发电机组3产生的蒸汽通过高压加热器组2加热本机给水，抬高本机的排烟温度，同时开启烟气旁路4提高本机排烟温度，满足SCR反应区5入口最低烟气温度要求，随着本机负荷的上升，本机高压抽汽具备投运条件，当最终给水温度与相邻的汽轮发电机组3产生的蒸汽加热的给水水温一致时，进行汽源切换至本机抽汽，当给水温度进一步提高时，逐步关小烟气旁路4。

日常调度范围内，可以选择方案一为：如图8所示，本实施例新增末级高压加热装置包括蒸汽管道8、新增末级高压加热器9、背压式汽轮发电机10和背压式汽轮机抽汽调节阀11，所述蒸汽管道8的蒸汽输出端口与背压式汽轮发电机10的高压缸12入口相连，利用背压式汽轮发电机10的高压缸12抽汽或排汽，通过新增末级高压加热器9，加热原给水系统的高压加热器组2的给水，所述被采用汽源的压力高于原给水系统的高压加热器组2中原末级高压加热器的抽汽压力，所述背压式汽轮机抽汽调节阀11设置在新增末级高压加热器9和高压缸12之间的管路上，在高压缸12上设有高压抽汽口13和排汽口14，所述高压抽汽口13的汽源继续通过新增末级高压加热器9加热原给水系统的高压加热器2来的给水，所述被采用汽源的压力高于原给水系统的高压加热器中原末级高压加热器的抽汽压力，通过背压式汽轮机抽汽调节阀11将其调整至所需压力，所述排汽口14的排汽用于其他用户。

日常调度范围内，可以选择方案二为：如图9所示，本实施例新增末级高压加热装置包括蒸汽管道8、新增末级高压加热器9、背压式汽轮发电机10和背压式汽轮机抽汽调节阀11，所述蒸汽管道8的蒸汽输出端口与背压式汽轮发电机10的高压缸12入口相连，利用背压式汽轮发电机10的高压缸12的抽汽或排汽，通过新增末级高压加热器9，加热原给水系统的高压加热器组2的给水，所述被采用汽源的压力高于原给水系统的高压加热器组2中原末级高压加热器的抽汽压力，所述背压式汽轮机抽汽调节阀11设置在新增末级高压加热器9和高压缸12之间的管路上，在高压缸12上设有高压缸排汽口15和抽汽口16，所述高压缸排汽口15的汽源继续通过新增末级高压加热器9加热原给水系统的高压加热器2来的给水，所述被采用汽源的压力高于原给水系统的高压加热器中原末级高压加热器的抽汽压力，通过背压式汽轮机抽汽调节阀11将其调整至所需压力，所述高压缸排汽口15之多余的排汽还可用于其他加热，所述抽汽口16的抽汽用于其他用户。

日常调度范围内，可以选择方案三为：如图10所示，本实施例新增末级高压加热装置包括蒸汽管道8、新增末级高压加热器9、背压式汽轮发电机10和背压式汽轮机抽汽调节阀11，所述蒸汽管道8的蒸汽输出端口与背压式汽轮发电机10的高压缸12入口相连，利用背压式汽轮发电机10的高压缸12的抽汽或排汽，通过新增末级高压加热器9，加热原给水系统的高压加热器组2的给水，所述被采用汽源的压力高于原给水系统的高压加热器组2中原末级高压加热器的抽汽压力，所述背压式汽轮机抽汽调节阀11设置在新增末级高压加热器9和高压缸12之间的管路上，在高压缸12上设有高压抽汽口13和排汽口14，所述高压抽汽口13的汽源继续通过新增末级高压加热器9加热原给水系统的高压加热器2来的给水，所述被采用汽源的压力高于原给水系统的高压加热器中原末级高压加热器的抽汽压力，通过背压式汽轮机抽汽调节阀11将其调整至所需压力，所述排汽口14的排汽用于其他用户，本实施例高压缸12上还设有若干个压力呈递减的次高压抽汽口17，该抽汽用于其他目的。

日常调度范围内，可以选择方案四为：如图11所示，本实施例新增末级高压加热装置包括蒸汽管道8、新增末级高压加热器9、背压式汽轮发电机10和背压式汽轮机抽汽调节阀11，所述蒸汽管道8的蒸汽输出端口与背压式汽轮发电机10的高压缸12入口相连，利用背压式汽轮发电机10的高压缸12的抽汽或排汽，通过新增末级高压加热器9，加热原给水系统的高压加热器组2的给水，所述被采用汽源的压力高于原给水系统的高压加热器组2中原末级高压加热器的抽汽压力，所述背压式汽轮机抽汽调节阀11设置在新增末级高压加热器9和高压缸12之间的管路上，在高压缸12上设有高压缸排汽口15和抽汽口16，所述高压缸排汽口15的汽源继续通过新增末级高压加热器9加热原给水系统的高压加热器2来的给水，所述被采用汽源的压力高于原给水系统的高压加热器中原末级高压加热器的抽汽压力，通过背压式汽轮机抽汽调节阀11将其调整至所需压力，所述高压缸排汽口15之多余的排汽还可用于其他加热，所述抽汽口16的抽汽用于其他用户，本实施例高压缸12上还设有若干个较高压抽汽口171，该抽汽用于其他目的。

本实施例实现火电机组全负荷脱硝的的方法为：火电机组采用选择性催化还原技术来降低火电机组的N0x排放，基于选择性催化还原技术建造的脱硝系统，脱硝系统内包含有催化剂和SCR反应区，当锅炉出口排烟温度高于催化剂运行的最低温度时，脱硝系统全部投入运行，实现火电机组全负荷脱硝的方法包括有如下步骤：

第一步，当处于机组并网时，一方面采用相邻的汽轮发电机组3产生的蒸汽通过高压加热器组2加热本机给水，抬高本机的排烟温度，同时开启烟气旁路4提高本机排烟温度，确保锅炉出口排烟温度高于催化剂投入运行的最低温度限值；

第二步，当处于机组并网后至低负荷阶段，一方面采用相邻的汽轮发电机组3产生的蒸汽通过高压加热器组2加热本机给水，抬高本机的排烟温度，同时开启烟气旁路4提高本机排烟温度，满足SCR反应区5入口最低烟气温度要求；

第三步，当处于低负荷阶段至日常调度范围内时，随着本机负荷的上升，本机高压抽汽具备投运条件，当最终给水温度与相邻的汽轮发电机组3产生的蒸汽加热的给水水温一致时，进行汽源切换至本机抽汽，当给水温度进一步提高时，逐步关小烟气旁路4；

第四步，当处于日常调度范围内，关闭烟气旁路4，采用新增末级高压加热装置加热本机给水，抬高本机排烟温度；

第五步，当处于调度的低限负荷值至机组停机解列的过程中，采用烟气旁路和给水温度的配合，确保SCR的运行，当本机给水温度不满足要求时，切换至相邻的汽轮发电机组3加热本机给水的系统，使得锅炉出口排烟温度高于催化剂投入运行的最低温度限值，确保脱硝系统运行，直至运行至发电机的解列点。

本实施例中烟气旁路是指在锅炉省煤器入口处或之前受热面处接出一根旁路烟道，利用旁路烟道将锅炉内的部分烟气直接接入脱硝系统的SCR反应区中以提高烟气的温度，在省煤器的旁路烟道出口处设置旁路烟气挡板，通过调节旁路烟气挡板的开度控制直接进入SCR反应区的烟气量，进而控制锅炉出口的排烟温度；所述的烟气旁路用以旁路整个省煤器、或部分省煤器、或旁路包括省煤器以外的受热面；所述相邻的汽轮发电机组蒸汽加热本机给水是指通过从相邻机组高压加热器HP2的抽汽管道上抽出蒸汽（如图7所示）接至本机的高压加热器HP2，在本机高压加热器HP2没有本机汽源或本机气源参数太低时投入使用以提高给水温度，所述相邻的汽轮发电机组蒸汽加热适用于该地区有两台及以上火电机组或有适应于本机启动的高压汽源存在，为本机的高压加热器提供相应汽源；发电机组并网后，在发电机组加负荷过程中，高压加热器可以随机投运，若来自邻机的蒸汽参数高于本机对应的抽汽参数，汽源的切换可以暂缓进行；当HP1高压加热器的出口给水温度高于HP2高压加热器出口给水温度，进行汽源切换。

某厂600MW机组已经进行了烟气旁路的改造，在机组的列次启动过程中，通过烟气旁路的调节，在机组并网前，SCR脱硝装置入口的烟气温度达到305℃以上。此时，给水系统的高压加热器全未投运，给水温度为除氧器加热的水温120℃，因烟气温度未达320℃，脱硝装置未能投入运行。

另一厂600MW机组进行了邻机蒸汽加热的改造，其方案基本就是从邻机的2号高压加热器抽汽管道上抽出蒸汽，供本机的2号高压加热器使用。机组启动过程中，在邻机负荷75% 的情况下，通过邻机蒸汽加热，本机给水温度达到235℃，机组并网前，省煤器出口的排烟温度比没有进行邻机蒸汽加热改造之前高出25℃。另外，因机组启动过程中，点火初期及并网时，要求最小给水流量为33%左右，此时的加热器加热能力满足设计要求。

综合上述两台机组技改及启动与运行情况，两种技术结合，在机组并网时，排烟温度将高于320℃，脱硝装置可以投入运行。

并网后，在机组加负荷过程中，高压加热器可以随机投运，但本方案采用的邻机蒸汽加热，来自邻机的蒸汽参数高于本机对应的抽汽参数，汽源的切换可以暂缓进行。当HP1高压加热器或“一种提高锅炉给水温度的方法”专利的A0号高压加热器出口给水温度高于HP2高压加热器出口给水温度，汽源切换可以进行。

随着本机给水温度的进一步提高，逐步关小烟气旁路，直至完全关闭。机组加负荷至日常调度的最低负荷。

在日常调度范围内，为了提高机组的经济性，严禁开启烟气旁路，单独采用提高给水温度方法确保催化剂运行。

在调度的低限负荷值至机组停机解列的过程中，同样采用烟气旁路和给水温度的配合，确保SCR的运行，当本机给水温度不满足要求时，切换至邻机蒸汽加热本机给水的系统。

本案例所需增加的设备及费用如下：

邻机蒸汽加热管道及阀门 500万元；

烟气旁路及挡板 200万元；

安装费用 250万元；

总价： 950万元。

以上详细描述了本实用新型的较佳具体实施例。应当理解，本领域的普通技术人员无需创造性劳动就可以根据本实用新型的构思作出诸多修改和变化。因此，凡本技术领域中技术人员依本实用新型的构思在现有技术的基础上通过逻辑分析、推理或者有限的实验可以得到的技术方案，皆应在由权利要求书所确定的保护范围内。

Claims (6)

1.一种实现火电机组全负荷脱硝的装置，所述全负荷期间包括以下阶段：机组并网时、机组并网后至低负荷阶段、日常调度范围内、低负荷阶段至机组停机解列的过程,其特征在于，该装置包括锅炉（1）、本机高压加热器组（2）、相邻的汽轮发电机组（3）、烟气旁路（4）和新增末级高压加热装置，锅炉（1）通过SCR入口烟道（6）与SCR反应区（5）相连，在SCR入口烟道（6）上并联有烟气旁路（4），烟气旁路（4）从锅炉省煤器入口或之前受热面处接出，连至SCR入口烟道（6）上，在烟气旁路（4）上设有风门挡板（7）；

所述机组并网时，相邻的汽轮发电机组（3）对应的蒸汽通过本机高压加热器组（2）加热本机给水，同时烟气旁路（4）投运；

所述机组并网后至低负荷阶段，相邻的汽轮发电机组（3）对应的蒸汽通过本机高压加热器组（2）加热本机给水，同时烟气旁路（4）投运；

所述日常调度范围内，烟气旁路（4）关闭，新增末级高压加热装置投运；

所述低负荷阶段至机组停机解列的过程的第一阶段：本机高压加热器组（2）投运，同时烟气旁路（4）开启；

所述低负荷阶段至机组停机解列的过程的第二阶段：烟气旁路（4）开启，同时，相邻的汽轮发电机组（3）对应的蒸汽通过本机高压加热器组（2）加热本机给水。

2.根据权利要求1所述的实现火电机组全负荷脱硝的装置，其特征在于，所述新增末级高压加热装置包括蒸汽管道（8）、新增末级高压加热器（9）、背压式汽轮发电机（10）和背压式汽轮机抽汽调节阀（11），所述蒸汽管道（8）的蒸汽输出端口与背压式汽轮发电机（10）的高压缸（12）入口相连，利用背压式汽轮发电机（10）的抽汽或排汽，通过新增末级高压加热器（9），加热原给水系统的本机高压加热器组（2）的给水，被采用汽源的压力高于原给水系统的本机高压加热器组（2）中原末级高压加热器的抽汽压力，所述背压式汽轮机抽汽调节阀（11）设置在新增末级高压加热器（9）和高压缸（12）之间的管路上。

3.根据权利要求2所述的实现火电机组全负荷脱硝的装置，其特征在于，所述高压缸（12）上设有高压抽汽口（13）和排汽口（14），所述高压抽汽口（13）的汽源继续通过新增末级高压加热器（9）加热原给水系统的本机高压加热器组（2）来的给水，所述被采用汽源的压力高于原给水系统的高压加热器中原末级高压加热器的抽汽压力，通过背压式汽轮机抽汽调节阀（11）将其调整至所需压力。

4.根据权利要求2所述的实现火电机组全负荷脱硝的装置，其特征在于，所述高压缸（12）上设有高压排汽口（15）和抽汽口（16），所述高压排汽口（15）的汽源继续通过新增末级高压加热器（9）加热原给水系统的本机高压加热器组（2）来的给水，所述被采用汽源的压力高于原给水系统的高压加热器中原末级高压加热器的抽汽压力，通过背压式汽轮机抽汽调节阀（11）将其调整至所需压力，所述高压缸排汽口（15）之多余的排汽还用于其他加热。

5.根据权利要求3所述的实现火电机组全负荷脱硝的装置，其特征在于，所述高压缸（12）上还设有若干个压力呈递减的次高压抽汽口。

6.根据权利要求4所述的实现火电机组全负荷脱硝的装置，其特征在于，所述高压缸（12）上还设有若干个较高压抽汽口。