一种燃煤机组烟气余热利用及环保系统
技术领域
本实用新型涉及燃煤机组环保及节能领域，特别涉及一种燃煤机组的烟气余热利用及环保系统。
背景技术
随着我国环境保护力度的不断加大，在火力发电行业已经普遍装设了烟气脱硫装置。湿法烟气脱硫(WFGD)技术，因其具有煤种适用范围广、脱硫效率高等一系列优点，成为国内外烟气脱硫的主导技术。
但是，湿法脱硫后的饱和湿烟气温度比较低，含湿量也比较大，在烟囱排出过程中容易在烟囱口附近冷凝形成液滴，导致烟气自烟囱口排出后不能有效抬升，无法迅速扩散到大气中。其中一些来不及扩散和蒸发的大液滴将会降落至烟囱周边地面，形成“烟囱雨”。
“烟囱雨”现象会导致以下危害：
第一、影响周围居民的正常生活；
第二、不利于周围植被及农作物的正常生长；
第三、损害沉降区域内的设施和建筑物，影响电厂的正常生产。
随着人们越来越注重生活环境，环境问题也越发变得敏感。湿法脱硫“烟囱雨”的沉降问题对电厂附近区域的生活及生产造成影响，且烟囱出口长长的白烟也带来明显的视觉污染。一般只有通过将烟气温度从50℃左右提高到80℃(夏季)～100℃(冬季)以上，才能够基本实现干烟囱排放的效果。目前，主要采用回转式GGH烟气加热器或水媒式烟气加热器将脱硫塔前的烟气热量转移到塔后湿烟气中，提高烟气的温度。而许多大型燃煤机组满负荷的设计空气预热器排烟温度不到120℃，低负荷时甚至低于100℃，因此低负荷或者冬季的情况下很难将烟气温度加热到所要求的水平，不得不投入大量高品质的高温高压蒸汽进行辅热，这就大大影响了机组的经济性。
早期的前置空气加热器(暖风器)主要以防止空气预热器冷端出现低温腐蚀现象为目的，由于酸露点一般低于120℃，所以前置空气加热器只要将空气温度提高到20℃～40℃即可基本解决低温腐蚀问题(烟气温度提高到120℃～140℃，冷端平均温度70℃～90℃)。但随着SCR脱硝装置在燃煤电厂的广泛使用，因钒系催化剂导致烟气中SO3排放浓度较大幅度的增加，以及SCR脱硝装置运行不良等导致的氨逃逸，二者反应生成硫酸氢铵。硫酸氢铵的液态温度区约为146℃～207℃，它的生成容易造成空气预热器中低温段出现液态硫酸氢铵粘附并进而造成飞灰沉积和堵塞。这种现象导致空气预热器阻力大幅增加，不仅增加了引风机电耗，部分机组还因阻力过大超过了引风机设计能力而不得不降低负荷运行。为使硫酸氢铵沉积区域下移和减少，方便吹灰及水冲洗(下移后冲洗压力可降低，还可以减少对换热元件的冲击)，需要进一步提高空气预热器进口风温至75℃～95℃，减少空气预热器的吸热量，提高排烟温度至145℃～160℃，使得冷端平均温度达到110℃～128℃。
对于提高空气预热器入口一、二次风温，传统的蒸汽暖风器的热源来自于蒸汽抽汽，这种方式消耗了大量蒸汽，降低了机组经济性。近年来有部分机组采用水媒式余热烟气暖风器，取代蒸汽加热，具有较好的经济性，但是也同样面临着低负荷或冬季的情况下没有足够的余热将一、二次风加热到所需温度的问题，若进一步增加高温蒸汽使用量，则会降低机组经济性。
实用新型内容
该燃煤机组烟气余热利用及环保系统燃煤机组烟气余热利用及环保系统，其特征在于，该系统包括高压换热组件、低压换热组件和烟气余热吸收器；部分高温烟气先流经所述高压换热组件以加热所述汽机回热系统中的部分高压给水，然后再流经所述低压换热组件以加热流经所述低压换热组件内部的循环水，升温后的循环水被分为三路：一路用以加热脱硫后冷烟气，一路用以预加热一次风和二次风，最后一路用以加热部分凝结水；这三路循环水冷却后汇合先流经燃煤机组电除尘器前的所述烟气余热吸收器吸收烟气热量，再返回低压换热组件继续升温。
本实用新型可以根据机组的运行情况、负荷以及外界环境的温度和湿度情况，调节三路循环管路的水量分配。例如，冬季情况下，预热一次风、二次风和加热脱硫塔后冷烟气所需的热量较多，则减少用于加热凝结水的循环水量直至完全关闭；如果依旧不能加热到所需温度时，则进一步减小高压换热组件的给水量或开大分支烟道的调节挡板来增加分支烟道烟气流量。以上设计增加了烟气余热利用系统使用的灵活性。
可选的，沿锅炉尾部烟气主流动方向依次设置有空气预热器、所述烟气余热吸收器、电除尘器、引风机、湿法脱硫装置和烟气再加热器；位于所述空气预热器之前的烟气主烟道还设置有分支烟道，部分高温烟气流经所述分支烟道，所述高压换热组件和低压换热组件依次设置于所述分支烟道；其中流经所述空气预热器的高温烟气的比例大于流经所述分支烟道的高温烟气的比例。
可选的，沿烟气流向所述分支烟道内部还依次设置有流量调节挡板、SO3吸收剂喷射装置和关断门；其中，所述高压换热组件、所述低压换热组件依次布置于所述SO3吸收剂喷射装置和所述关断门之间。
可选的，所述高压换热组件具有换热管路，流经所述换热管路换热后的部分高压给水升温后在末级高压加热器之后的管路汇入主管路，以被输送到锅炉进行加热产生蒸汽。
可选的，所述低压换热组件具有换热管路，流经所述低压换热组件的换热管路的低压循环水与已经过高压换热组件换热的中温烟气进行热交换；并且由所述低压换热组件流出的三路循环水管路均设置有阀门，用于调节相应管路水量以满足不同工况对热量的需要。
可选的，沿烟气主流动方向，流经所述空气预热器的高温烟气与已经过循环水预加热的一次风和二次风进行热交换。
可选的，从所述空气预热器出口流出的低温烟气与从所述分支烟道流出的低温烟气汇合后流经所述烟气余热吸收器，在所述烟气余热吸收器内部与换热后汇合的三路循环水进行热交换，并且循环水在循环水泵的作用下循环流动于管路中。
可选的，经所述烟气余热吸收器流出的烟气经所述电除尘器进行除尘，并在所述引风机的作用下输送到所述湿法脱硫装置进行脱硫及洗涤除尘，流经所述湿法脱硫装置的冷烟气进入到所述烟气再加热器升温，最终由烟囱排放到大气中。
可选的，沿烟气流动方向，所述分支烟道包括第一管段和第二管段，所述第一管段的流通面积大于所述第二管段的流通面积，所述SO3吸收剂喷射装置和高压换热组件均设置于所述第一管段，所述低压换热组件设置于所述第二管段。
附图说明
图1为本实用新型一种实施例中余热利用与环保系统的结构示意图；
图2为本实用新型一种实施例中分支烟道的局部示意图。
其中，图1至图2中各部件与附图标记之间的一一对应关系如下所示：
1.锅炉、2.SCR脱硝装置、3.空气预热器、4.烟气余热吸收器、5.低低温电除尘器、6.引风机、7.湿法脱硫装置、8.烟气再加热器、9.烟囱、10.烟气主管道、10a.分支烟道、10a1.第一管段、10a2.第二管段、11.低压换热组件、12.高压换热组件、13.流量调节挡板、14.水-水换热器、15.循环水泵、16.前置空气加热器、17.SO3吸收剂喷射装置、18.凝结水热井、19.凝结水泵、20.轴封加热器、21.第一低压加热器、22.第二低压加热器、23.第三低压加热器、24.第四低压加热器、25.第五低压加热器、26.除氧器、27.给水泵、28.第一高压加热器、29.第二高压加热器、30.第三高压加热器、31.锅炉省煤器。
具体实施方式
针对现有技术在加热脱硫塔后冷烟气以及预热一、二次风时，机组经济性能低和适应性差的技术问题，本实用新型进行了进一步探索研究，提出了一种提高机组的经济性能和适应性的燃煤机组烟气余热利用与环保系统。
为了使本领域的技术人员更好地理解本实用新型的技术方案，下面结合附图和具体实施例对本实用新型作进一步的详细说明。
请参考图1，图1为本实用新型一种实施例中余热利用及环保系统的结构示意图。
需要说明的是，本文将由锅炉流出还未进入空气预热器中的烟气定义为高温烟气。
本实用新型中燃煤机组烟气余热利用及环保系统主要包括：锅炉1、锅炉省煤器31、供风系统、锅炉烟气余热利用系统、汽机回热系统以及炉后附属设备等。
其中，燃料在锅炉1内燃烧成为热烟气，将锅炉1内部的工质水加热成蒸汽输送到汽轮机转化为机械能，再通过发电机将机械能转换为电能。
供风系统主要为锅炉提供燃料燃烧所需的空气或者干燥制粉所需的空气。供风系统可以包括一次风机和送风机，外界空气经一次风机和送风机升压后进入前置空气加热器16和空气预热器3进行两级加热，然后再进入锅炉。一次风机和送风机的结构及安装方式可以参考现有技术，本文不做赘述。需要说明的是，本领域内通常将输送二次风的风机的通称为送风机。
汽机回热系统可以包括依次连通的凝结水热井18、凝结水泵19、低压给水加热系统、除氧器26、给水泵27和高压给水加热系统。自凝结水热井18中出来的凝结水经凝结水泵19升压后，进入低压给水加热系统进行加热，然后流入除氧器26。本文将从凝结水热井18出来的、经凝结水泵19升压到除氧器26前的低压工质水定义为凝结水；从给水泵27流出一直到锅炉省煤器31之前的工质水定义为结水。
其中低压给水加热系统和高压给水加热系统均包括两个以上的加热器，如图1所示，在一种具体的锅炉系统中低压给水加热系统包括5个低压加热器和一个轴封加热器20，沿凝结水流向依次为：轴封加热器20、第一低压加热器21、第二低压加热器22、第三低压加热器23、第四低压加热器24和第五低压加热器25；高压给水加热系统包括3个高压加热器，沿结水流向依次为：第一高压加热器28、第二高压加热器29和第三高压加热器30。低压加热器和高压加热器的具体数量可以根据具体机组汽机回热系统进行选定。
以上所述的汽机回热系统中，从第二低压加热器22后的管路中分出部分凝结水输往水水换热器14进行加热后在除氧器26前回至主管路；从给水泵27后管路分出部分高压给水输往分支烟道10a的高压换热组件12加热后回至第三高压加热器30后的主管路并送往锅炉1。
本文中所述的炉后附属设备主要包括电除尘器、引风机6、湿法脱硫装置7和烟囱9等部件。其中电除尘器可以为低低温电除尘器5，低低温电除尘器5、引风机6依次安装于脱硫装置7之前，烟气余热吸收器4之后，低低温电除尘器5用于收集烟气中的灰尘。引风机6提供烟气流动的动力，其上游的烟气系统处于负压运行状态。
需要解释的是，通常电除尘器大致包括三种类：高温电除尘器、低温电除尘器和低低温电除尘器。
湿法脱硫装置7用于对烟气进行脱硫，即去除烟气中的硫氧化物，氯化物和氟化物，并起到进一步的洗涤除尘的作用，该装置设置于引风机6之后。烟气经脱硫装置7之后再经烟气再加热器8加热，最后由烟囱9排放至大气中。
也就是说，经烟气余热吸收器4流出的烟气经电除尘器进行除尘，并在引风机6的作用下输送到湿法脱硫装置7进行脱硫及洗涤除尘，流经湿法脱硫装置7的冷烟气进入到烟气再加热器8升温，最终由烟囱排放到大气中。
锅炉烟气余热利用系统主要作用是回收和利用烟气热量。沿锅炉尾部烟气主流动方向的热能利用设备依次设置有空气预热器3、烟气余热吸收器4和烟气再加热器8。烟气余热吸收器4设置于空气预热器3的下游，位于低低温电除尘器5之前，用于进一步吸收流出空气预热器3和分支烟道10a的烟气中的热能，当出口烟气温度范围大致为85℃至95℃时，低低温电除尘器5工作较佳。烟气再加热器8位于湿法脱硫装置7之后。
本实用新型所提供的锅炉烟气余热利用及环保系统中部分高温烟气先流经高压换热组件以加热汽机回热系统中的部分高压给水，然后再流经低压换热组件以加热流经低压换热组件内部的循环水，升温后的循环水分为三路：一路用以加热脱硫后冷烟气；一路用以预加热一次风和二次风；最后一路用以加热部分凝结水；这三路循环水冷却后汇合先流经燃煤机组的电除尘器前的烟气余热吸收器吸收烟气热量(即循环水通过烟气余热吸收器与通过烟气余热吸收器的相应烟气间接换热升温)，再返后低压换热组件进行换热升温，如此循环往复。
空气预热器、烟气余热吸收器、电除尘器、引风机、湿法脱硫装置和烟气再加热器依次沿锅炉尾部烟气主流动方向布置。位于空气预热器之前的烟气主管道10上还具有分支烟道10a，部分高温烟气流经分支烟道，高压换热组件和低压换热组件依次设置于所述分支烟道。其中流经所述空气预热器的高温烟气的比例大于流经所述分支烟道的高温烟气的比例。
沿烟气流向，分支烟道10a上进一步设置有流量调节挡板13、SO3吸收剂喷射装置17、高压换热组件12和低压换热组件11。流量调节挡板13设置于分支烟道10a的进口，用于调节进入分支烟道10a的烟气流量。也就是说，通过调节流量调节挡板13的挡板开度可以实现分支烟道10a内部烟气流量的调节。
通过SO3吸收剂喷射装置17向分支烟道10a内喷入碱基吸收剂，将烟气中的大部分SO3气体转化为硫酸盐。由于烟气中的大部分SO3被脱除，因此处于硫酸氢铵液态温度区的低压换热组件11不会产生硫酸氢铵粘附堵塞问题。
高压换热组件12设置于分支烟道10a的内部，且位于SO3吸收剂喷射装置17的下游。高压换热组件12具有换热管路，流经高压换热组件12的换热管路内部的高压给水与分支烟道10a内烟气进行热交换，即高压换热组件12换热管路内的高压给水与分支烟道10a中的烟气进行热量交换后被加热升温，然后回送至汽机回热系统，其中高压给水可以被送回至末级高压加热器30出口主管路，以被输送到锅炉进行加热产生蒸汽。对于高压换热组件12的具体结构，本文不做限定。
低压换热组件11设置于所述高压换热组件12的下游，低压换热组件11具有换热管路，流经低压换热组件11的换热管路的低压循环水与经过高压换热组件12换热的中温烟气进行热交换；对于低压换热组件11的具体结构，本文不做限定。低压循环水来自于低低温电除尘器5前的烟气余热吸收器4出口。经过低压换热组件11进一步加热后的循环水分成三路，即低压换热组件11出口并联设置有第一分支管路、第二分支管路和第三分支管路。
所述第一分支管路的热循环水被送往脱硫塔7后和烟囱9前的烟气再热器8用以加热脱硫后冷烟气，将烟气由湿饱和状态加热至非饱和状态；
第二分支管路的热循环水被送往空气预热器3前的空气预加热器16，用以对预加热一次风和二次风；
第三分支管路的热循环水被送往水-水换热器14用以加热部分凝结水，该凝结水可以从第二低压加热器22与第三低压加热器23之间的主凝结水管路上取水，从第五低压加热器25(末级低压加热器)后除氧器26前的主凝结水管路回水。需要说明的是，末级低压加热器为处于流向最后的一个低压加热器。
以上三路循环水经过上述换热冷却后汇合成一路并在循环水泵15的作用下输送到低低温电除尘器5前的烟气余热吸收器4进行加热升温，返回低压换热组件继续升温，如此循环往复。
具体地，上述各实施例中，从空气预热器3出口流出的低温烟气与从分支烟道10a流出的低温烟气汇合后流经烟气余热吸收器4，在烟气余热吸收器4内部与换热后汇合的三路循环水进行热交换，循环水在循环水泵的作用下循环流动于管路中。
并且由所述低压换热组件流出的三路循环水管路均设置有阀门，用于调节相应管路水量以满足不同工况对热量的需要。
本系统为一次风、二次风预加热和脱硫塔后冷烟气再加热提供了更高温度的烟气热源，但又基本不影响机组经济性。本系统可以根据机组的运行情况、负荷以及外界环境，调节三路循环管路的水量分配。例如，冬季情况下，预热一次风、二次风和加热脱硫后冷烟气所需的热量较多，则减少用于加热凝结水的循环水量直至完全关闭；如果依旧不能加热到所需温度时，则进一步减小高压换热组件的给水量或开大分支烟道的调节挡板来增加分支烟道烟气流量。同样的，在夏季或者高负荷的情况下，预热一次风、二次风和加热脱硫塔后冷烟气所需的热量较少，因此减少这两路的循环水量，增加用于加热凝结水的第三支路循环水量，排挤低压加热系统的抽汽回汽机做功，节约煤耗。以上设计增加了烟气余热利用系统使用的灵活性。
上述实施例中，分支烟道10a中的烟气与经过空气预热器3的烟气混合再经过烟气余热吸收器4进行冷却换热，有利于烟气余热的充分回收利用。
并且，分支烟道10a的出口位置还设置有关断阀，用于连通或者断开分支烟道10a，这样可以在不停机的情况下，实现分支烟道10a的检修。
上述各实施例中，部分高温烟气可以流经空气预热器，另一部分高温烟气流经分支烟道10a。
上述各实施例中大部分高温烟气流经空气预热器，在空气预热器内高温烟气对已经过循环水预加热的一次风和二次风进行进一步的加热。
并且，该系统热循环水加热脱硫塔后冷烟气采用先顺流再逆流的方式，可以达到快速升温保护换热管不被腐蚀的目的。其他换热设备，如.低压换热组件11、高压换热组件12、烟气余热吸收器4、空气预加热器16和水-水换热器14均采用逆流换热以强化换热效果。
本实施例其他还包括，前置空气加热器16可以包括一次风前置空气加热器和二次风前置空气加热器，一次风经一次风前置空气加热器加热进入空气预热器3的一次风分仓入口，二次风经二次风前置空气加热器进入空气预热器3二次风分仓入口。
另外请参考图2，图2为本实用新型一种实施例中分支烟道的局部示意图。
上述各实施例中烟气经高压换热组件12换热后温度降低，其流速必然降低，为了保证烟气流动速度，保证一定的换热强度和避免管排积灰，因此沿烟气流动方向，分支烟道10a包括第一管段10a1和第二管段10a2，第一管段10a1的流通面积大于第二管段10a2的流通面积，高压换热组件12设置于第一管段10a1，低压换热组件11设置于第二管段10a2。
第一管段10a1的流通面积和第二管段10a2的流通面积可根据具体情况设置，本文不做具体介绍，但是这并不妨碍本领域内技术人员对技术方案的实施。
通过本实用新型的实施，首先脱硫塔7后的冷烟气可以被烟气再加热器加热至80℃(夏季)～100℃(冬季)以上，实现干烟囱排放，消除烟囱雨以及长白烟现象；
然后，进入空气预热器3的空气温度升高到75℃～95℃，空气预热器3冷端平均温度达到110℃～128℃。空气预热器3内硫酸氢铵沉积区域下移和减少，结合吹灰及水冲洗，就能将空气预热器3阻力的增加控制在一个较低的水平，且基本消除空气预热器3的低温腐蚀问题；
最后，通过分支烟道10a的高压加热器12加热给水和热循环水加热凝结水，可以起到排挤回热系统更多的高品质蒸汽回汽机做功，在相同的煤耗下发更多的电，也因此降低了单位供电煤耗。
以上对本实用新型所提供的一种燃煤机组烟气余热利用及环保系统进行了详细介绍。本文中应用了具体个例对本实用新型的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本实用新型的方法及其核心思想。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本实用新型原理的前提下，还可以对本实用新型进行若干改进和修饰，这些改进和修饰也落入本实用新型权利要求的保护范围内。
