1000MW超超临界机组低负荷脱硝研究及改造

2.4回热抽汽补充给水加热

回热抽汽补充给水加热技术是通过改造汽机回热系统，提高机侧给水温度，以实现提高SCR入口烟温的目的。该方案需选取一路较原一号高加抽汽更高参数的汽源，该汽源可用做一号高加在低负荷阶段的备用汽源，也可在有新增0号高加时，被抽入0号高加，用以加热给水。

该方案对烟温调节幅度大，在一定条件下还可以提高热力循环效率（视给水温度而定），使经济性提高。但如新增0号高加，则存在工程量大、对场地要求高和投资大等问题。

本项目研究对象汽轮机是西门子1000MW超超临界机组，其独具的补汽阀技术（补汽口位于一段抽汽口前），可用来改造为一号高加备用汽源。采用该方案，还存在对机组现有结构改动小（仅增加阀门和管道）、投资低、实施工期短、系统简单等优点。因此，该类型机组采用回热抽汽补充给水加热技术具有先天优势。

3方案应用

3.1改造情况

某厂2×1000MW超超临界燃煤机组采用“回热抽汽补充给水加热”的改造方案。新增的抽汽用做原一号高加的备用汽源，当机组负荷低于450MW时，给水加热切换为备用汽源。新增系统命名为0段抽汽系统，其有2种设置方式，分别为：

方案一：从高压缸补汽进口处反向抽出蒸汽（此时补汽阀处于关闭状态以隔离主蒸汽），抽汽经电动闸阀、气动逆止阀后，进入气动调节阀和蒸汽减温器，减温、减压后蒸汽分别接入1A高压加热器和1B高压加热器。

减温水从再热器减温水母管引出，经手动截止阀、过滤器、喷水调节阀组、逆止阀后喷入减温器。

方案二：西门子1000MW超超临界机组补汽阀无法正常投运（补汽阀投运时会使#1轴承轴振大幅爬升），处于闲置状态，因此方案二在方案一的基础上，利用补汽阀良好的控制性能，将其改造为0段抽汽调节阀。

该厂1、2号机组分别于2015年3月和2015年10月完成低负荷脱硝改造，其中1号机按照方案一实施，而2号机则执行方案二。1、2号机组改造总费用为1045万元，较原计划采用的分级省煤器改造方案（两台机工程总预算6744万元）节省投资约5699万元。另外，单台机组实施工期约1个月，比采用分级省煤器方案节省工期1个月。

3.2应用效果

该厂1、2号机组低负荷脱硝改造完至今已分别投运16个月和9个月，相关系统及设备运行良好，详细应用效果说明如下：

（1）投运0段抽汽可使给水温度明显提高，机组低负荷脱硝受限问题得以彻底解决，在机组正常运行及滑参数停机全过程都可保持脱硝装置正常投运；另外，机组启动时，在暖机阶段即投入0段抽汽，则脱硝装置可在并网后约半小时内正常投运。据统计，改造完后，1、2号机组负荷率分别为59.88%、61.98%，比2014年均降低，但脱硝投运率却分别达到了99.21%、99.54%，基本实现了全负荷脱硝。

（2）该项目除满足环保要求外，还具有一定经济效益，机组性能试验结果表明：在低负荷（400MW）阶段投运0段抽汽时，机组热耗率随给水温度提高而呈现先升后降的趋势，如图1。当给水温度提高到265℃时，可使机组平均供电标煤耗降低0.4g/kW-h。

图1给水温度与热耗率试验曲线

4结束语

虽然目前大多数燃煤电厂均存在低负荷脱硝受限的问题，但通过合理的技术改造，提高SCR入口烟温，以满足催化剂运行要求，是完全可以实现的目标。综上研究，笔者认为，“回热抽汽补充给水加热”是相对较好的方案，其特别适应用具有补汽阀技术的西门子1000MW/600MW超超临界机组，不仅能提高机组经济性，还存在对机组现有结构改动小（仅增加阀门和管道）、投资低、实施工期短、系统简单和运行维护方便等诸多优点，值得在此类型机组全面推广。

参考文献：

[1]蒋妮娜,吴其荣，等.火电厂低负荷脱硝研究［J］.能源与环境，2014,4:76-78.

[2]王磊,李海军,等.1000MW机组SCR脱硝系统运行中的问题分析[J].电力安全技术，2015,17(1):44-46.

[3]罗江勇,吕新乐,等.锅炉低负荷工况下脱硝系统投运率提高的改造技术[J].中国电力，2015,48(11):138-141.

延伸阅读：

SCR系统在机组低负荷条件下运行对策研究

哈尔滨600MW超临界锅炉低负荷期间脱硝运行研究

关于SCR脱硝系统低负荷运行技术改造方案探讨