浅议燃煤机组低负荷脱硝改造方案

2.2加装省煤器水侧旁路

为减少省煤器给水的吸热量，将一部分给水从进入省煤器的给水管道接出，直接接到省煤器悬吊管出口集箱，为省煤器水侧旁路方案。该方案主要的特点是系统简单，设备维护工作量比较少，且改造的施工量小、工期较短、改造费用低。

但没有旁路烟气方案调节灵敏。该方案对原有系统影响最小，当锅炉在正常负荷运行时，关闭旁路上的阀门，机组仍按原设计给水系统运行，不影响机组原有热经济性。当脱硝装置入口烟温无法满足要求时，开启旁路上的阀门，该部分给水直接进入高温段受热面进行吸热，此时，锅炉效率会略有下降。

采用该方案时应重新进行锅炉的热力计算。出于提高省煤器出口烟温的目的，需流经旁路的给水量一般比较大，此时存在省煤器汽化的潜在危险。因此，采用此方案时一定要经过详细计算且留有一定的安全裕量。

2.3省煤器分级布置

省煤器分级布置是将拆除省煤器的一部分受热面，在脱硝装置出口位置增设一部分受热面。给水先经过位于脱硝装置后面的省煤器，再通过连接管引至原来未经拆除的省煤器。由于脱硝装置前省煤器受热面减少，省煤器吸热量降低，提高了脱硝装置入口的烟气温度，从而满足喷氨温度要求。

该方案的主要优点是在低负荷时省煤器出口烟气温度仍可满足脱硝催化剂运行要求。同时，锅炉效率、排烟温度和原设计差别较小。省煤器区域对原锅炉本体结构改动较小，对锅炉本体钢架影响不大[1]。

采用该方案时，应经过详细计算，由于省煤器受热面减少，脱硝装置入口烟道会有所提高，在机组正常运行时，该温度不能超过催化剂承受的420℃。由于在脱硝装置后部加装一部分受热面，需对脱硝钢结构及其基础进行校核。如不能满足时，需对脱硝钢架及其基础进行加固。

另外，由于很多电厂进行脱硝改造时没有预留加装省煤器空间，因此，能否采用该方案应根据设备布置实际情况进行确定。

2.4增设0号高加

如果提高省煤器入口给水温度，减少给水吸收的热量，则可达到提高省煤器出口烟温的目的。在回热系统增设0号高加，利用汽轮机补汽阀接口从汽轮机中倒抽汽提高给水温度[2]。该方案的主要优点是在低负荷下，可稳定提高进入低温省煤器的给水温度，从而提高烟气温度。

该方案最大的优势是使环保和节能达到统一。在保证脱硝装置安全投运的前提下，低负荷汽轮机抽汽量的增加，提高了热力系统循环效率。根据初步估算，低负荷工况下，可降低机组标煤耗1g/(kW˙h)左右；另外结合低温省煤器，可将排烟温度升高带走的热量进行回收，避免排烟损失增加。

通过对开封电厂2×660MW超临界机组在低负荷工况的理论计算，给水温度提高20℃时，可使省煤器出口烟气温度升高约10℃左右，此时，空预器出口烟温上升约5℃左右，锅炉热效率约下降0.2%。

目前，大多电厂通过设置低温省煤器，回收烟气余热，抵消排烟温度升高降低锅炉效率的影响，同时，由于设置低温省煤器，可有效利用烟气余热，机组的热经济性会有一定的提高，可另外降低机组标煤耗约0.6kg/(kW˙h)～1.0kg/(kW˙h)。

根据上海外三电厂加装0号高加后的运行结果，给水温度升高38.5℃时，烟温可上升16.0℃。因此，必须通过详细计算，来确定提高的烟气温度能否满足低负荷脱硝投运要求。但采用该方案后，对机组运行也会存在一定影响。首先，由于补汽阀处蒸汽压力和温度较高，需减温减压后才能进入0号高加，存在一定的节流损失，会稍微影响机组的经济性。其次，汽轮机补汽方式的改变，需主机厂重新对机组轴系稳定性和安全性能进行核算和评估。

再者，改造投资较大，对运行控制水平要求较高。除设备投资外，还要在主厂房找到相应位置，对原有主厂房结构进行校核计算。该方案改造工作量大，工期长，总投资比较高。

3结语

出于日益严格的环保要求，脱硝装置要求全负荷投运。目前，很多电厂面临低负荷脱硝投运改造的问题。解决的办法有加装省煤器烟气旁路、加装省煤器水侧旁路、省煤器分级布置、增设0号高加等方案。

但由于各个机组实际情况不一致，应结合工程实际情况，考虑原有设备的实际布置，考虑低负荷脱硝投运的解决方案。如省煤器烟气旁路方案及省煤器分级布置方案应考虑在实际工程中布置是否存在问题，水侧旁路方案及加装0号高加方案的水动力及效果能否满足机组实际要求等均应通过详细技术论证，以最优的技术经济性来综合考虑具体低负荷脱硝投运改造方案。

另外，随着技术发展，耐低温的脱硝催化剂即将大面积投入使用，未来机组全负荷脱硝将不再存在相应问题。

参考文献略

延伸阅读：

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