一种基于SCR脱硝装置的烟气余热利用系统技术领域
本发明涉及燃煤电站锅炉及污染物控制技术领域，具体涉及一种基于SCR
脱硝装置的烟气余热利用系统。
背景技术
SCR催化剂的工作温度有比较严格的要求，高、低温均有明确的限制。温
度过高会引起催化剂表面烧结，部分活性成分损失，进而使催化剂活性降低。
根据产品特性，运行中SCR入口烟气温度不允许超过427℃，如果超过这个温度
会造成催化剂永久性失效。温度过低会影响催化剂的活性，如果低于300℃，在
同一催化剂的作用下，SCR还会副反应生成硫酸氢铵，这是一种粘性强并具有腐
蚀性的物质，易粘结在催化剂表面并堵塞孔隙，降低催化剂活性，并对下游锅
炉尾部的受热面造成腐蚀和堵塞，影响锅炉运行；
电站锅炉效率约为88％-94％，在各种热损失中，排烟热损失占锅炉热损失
的70％-80％。影响排烟热损失的一个重要因素是排烟温度，一般情况下，排烟
温度每增加10℃，排烟热损失增加0.6％-1.0％，机组增加热耗1.2％-2.4％。
燃煤电站锅炉的设计排烟温度大多在120-140℃，而燃煤来源复杂，与设计煤质
偏离较大，排烟温度实际运行值一般都高于设计值，一部分燃用高硫煤和褐煤
的电站锅炉排烟温度可达160℃甚至更高，锅炉排烟是丰富的低温余热资源。排
烟温度偏高导致锅炉热效率比设计值偏低，严重地降低了能源的利用效率，还
造成除尘器效率降低以及脱硫塔耗水量增加。
发明内容
本发明目的是提供一种基于SCR脱硝装置的烟气余热利用系统，它能有效
地解决背景技术中所存在的问题。
为了解决背景技术中所存在的问题，它包含锅炉1、省煤器2、SCR脱硝装
置17、空气预热器18、前置式空气预热器29、除尘器27、引风机28、脱硫装
置30、烟囱31、烟气余热回收系统和给水回热系统，所述的烟气余热回收系统
包含一级加热器6、二级加热器5和烟气冷却器19，所述的给水回热系统包含
冷凝器25、给水泵16、除氧器15、冷凝水泵26，第一高压加热器12、第二高
压加热器13、第三高压加热器14、第一低压加热器23和第二低压加热器24，
所述的省煤器2设置在锅炉1的尾部烟道中，其进热端与锅炉1的出热端相连，
所述省煤器2的出热端与烟气余热回收系统的输入端相连，所述省煤器2入口
烟道处设有烟气旁路挡板3，其另一侧设有主烟道挡板4，所述烟气余热回收系
统的输出端与锅炉1的出热端相连，所述除尘器27、引风机28、前置式空气预
热器29和脱硫装置30的烟气输出端依次串联后分别与锅炉1的烟气输出端和
烟囱31的烟气输入端相连，所述前置式空气预热器29的空气输入端和输出端
与锅炉1的空气输入端相连，所述的SCR脱硝装置17设置在省煤器2的烟道出
口附近，所述的空气预热器18设置在SCR脱硝装置17底部，所述空气预热器
18的底部设有烟气冷却器19，所述的给水泵16与设置在省煤器2附近的一级
加热器6和二级加热器5相连通，所述给水泵16的出水端与一级加热器6的进
水端相连，所述一级加热器6的出水端通过导管经过第一调节阀门7与二级加
热器5的进水端相连，所述二级加热器5和一级加热器6的出水端分别通过导
管与第三高压加热器14的出水端、第二高压加热器13的进水端和出水端、第
一高压加热器12的进水端和出水端相连，所述给水泵16的出水端通过导管依
次穿过第三高压加热器14、第二高压加热器13与第一高压加热器12相连，所
述第一高压加热器12的出水端附近设有第一高压加热器旁路阀门8，所述第二
高压加热器13的出水端附近设有第二高压加热器旁路阀门9，所述第三高压加
热器14的出水端附近设有第三高压加热器旁路阀门10，所述冷凝水泵26的出
水端通过导管经过第二调节阀门22与烟气冷却器19的进水端相连，所述烟气
冷却器19的出水端经过导管与第一低压加热器23的进水端和出水端相连，所
述的除氧器15通过导管依次经过第一低压加热器23和第二低压加热器24与冷
凝水泵26的出水端相连通，所述第一低压加热器23的出水端附近设有第一低
压加热器旁路阀门20，所述第二低压加热器24的出水端附近设有第二低压加热
器旁路阀门21，所述的空气预热器18与前置式空气预热器29之间通过空气通
道32相连。
由于采用了以上技术方案，本发明具有以下有益效果：能保证SCR脱硝装
置连续投运，控制NOx排放；相应需要回收排烟温度升高所蕴含的余热，大大
的提高了能源的利用效率，提高了除尘器的效率，且减少了脱硫装置的耗水量。
附图说明
为了更清楚地说明本发明，下面将结合附图对实施例作简单的介绍。
图1是本发明的结构示意图。
具体实施方式
为了使本发明实现的技术手段、创作特征、达成目的与功效易于明白了解，
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、
完整地描述。
实施例1
参看图1，一种基于SCR脱硝装置的烟气余热利用系统，它包含锅炉1、省
煤器2、SCR脱硝装置17、空气预热器18、前置式空气预热器29、除尘器27、
引风机28、脱硫装置30、烟囱31、烟气余热回收系统和给水回热系统，所述的
烟气余热回收系统包含一级加热器6、二级加热器5和烟气冷却器19，所述的
给水回热系统包含冷凝器25、给水泵16、除氧器15、冷凝水泵26，第一高压
加热器12、第二高压加热器13、第三高压加热器14、第一低压加热器23和第
二低压加热器24，所述的省煤器2设置在锅炉1的尾部烟道中，其进热端与锅
炉1的出热端相连，所述省煤器2的出热端与烟气余热回收系统的输入端相连，
所述省煤器2入口烟道处设有烟气旁路挡板3，其另一侧设有主烟道挡板4，所
述烟气余热回收系统的输出端与锅炉1的出热端相连，所述除尘器27、引风机
28、前置式空气预热器29和脱硫装置30的烟气输出端依次串联后分别与锅炉1
的烟气输出端和烟囱31的烟气输入端相连，所述前置式空气预热器29的空气
输入端和输出端与锅炉1的空气输入端相连，所述的SCR脱硝装置17设置在省
煤器2的烟道出口附近，所述的空气预热器18设置在SCR脱硝装置17底部，
所述空气预热器18的底部设有烟气冷却器19，所述的给水泵16与设置在省煤
器2附近的一级加热器6和二级加热器5相连通，所述给水泵16的出水端与一
级加热器6的进水端相连，所述一级加热器6的出水端通过导管经过第一调节
阀门7与二级加热器5的进水端相连，所述二级加热器5和一级加热器6的出
水端分别通过导管与第三高压加热器14的出水端、第二高压加热器13的进水
端和出水端、第一高压加热器12的进水端和出水端相连，所述给水泵16的出
水端通过导管依次穿过第三高压加热器14、第二高压加热器13与第一高压加热
器12相连，所述第一高压加热器12的出水端附近设有第一高压加热器旁路阀
门8，所述第二高压加热器13的出水端附近设有第二高压加热器旁路阀门9，
所述第三高压加热器14的出水端附近设有第三高压加热器旁路阀门10，所述冷
凝水泵26的出水端通过导管经过第二调节阀门22与烟气冷却器19的进水端相
连，所述烟气冷却器19的出水端经过导管与第一低压加热器23的进水端和出
水端相连，所述的除氧器15通过导管依次经过第一低压加热器23和第二低压
加热器24与冷凝水泵26的出水端相连通，所述第一低压加热器23的出水端附
近设有第一低压加热器旁路阀门20，所述第二低压加热器24的出水端附近设有
第二低压加热器旁路阀门21，所述的空气预热器18与前置式空气预热器29之
间通过空气通道32相连。
实施例2
在省煤器2烟道增设烟气旁路，即在省煤器2入口烟道处增设烟气旁路挡板
3，旁路烟气不经省煤器冷却，省煤器2出口冷烟气与其混合，共同进入SCR脱
硝装置17中。本实施例在满足SCR脱硝装置17入口烟温保持在316℃-420℃的
要求时，确定旁路烟气份额的变化范围。
空气预热器18入口冷空气与空气预热器18烟气温度差别较大，采用前置式
空气预热器29对冷空气进行加热，则可提高空预器18入口空气温度，减小其
与烟气换热温差，可利用脱硫装置30入口烟气余热来进行加热。
空气预热器18入口空气进行前置式空气预热器29预热后，使得空气预热
器出口烟气温度较高，有必要利用烟气冷却器19进行余热回收，加热工质来自
于汽轮机给水回热系统中凝结水，采用与给水加热器并联的方式接入回热系统。
实施例3
负荷较高或运行情况变化使得炉膛出口烟温过高时，要求省煤器2出口烟
温不能高于420℃，开启烟气旁路挡板3，同时开启第三控制阀门11，使得旁路
二级加热器5和一级加热器6吸收烟气热量，满足与主烟道挡板4后的主流烟
气汇合后、进入SCR脱硝装置17之前烟温降至420℃以下，根据给水旁路出口
水温，开启相应高压加热器旁路阀门、汇入给水主流道之中；
负荷降低至50％左右使得炉膛出口烟温过低时，要求省煤器2出口烟温不能
低于320℃，仅开烟气旁路挡板3，主烟道主流烟气对省煤器进行放热，使主烟
道阀门后的汇合烟气温度高于320℃；
空气预热器18出口烟温高，开启第二调节阀门22，采用烟气冷却器19使
烟气冷却至烟气酸露点以上15-20℃，根据冷凝水旁路出口水温，开启相应低压
加热器旁路阀门、汇入冷凝水主流道之中。脱硫装置30入口烟气，采用耐腐蚀
前置空气预热器29(热管式)，使其烟温降至80℃左右，加热空气继续进入空
气预热器18加热后、送至磨煤系统。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限
制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员
应当理解，其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其
中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的
本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。