燃煤发电机组锅炉宽负荷脱硝的研究与应用

3.1.3省煤器水侧旁路系统

在省煤器进口集箱以前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，减少给水在省煤器中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的，如图3。该种方式的变型设计为将省煤器分为两段式布置，在两段式中间增加省煤器中间集箱，如图4。在低负荷时，减少进入低温段省煤器的给水流量以提高省煤器出口烟温，直到低温段省煤器流量降到非常低；该种方案相对于单纯的部分给水旁路，可以提高的烟气温度更高。

3.1.4省煤器出口水再循环系统

从省煤器出口抽出高温热水进入省煤器进口，通过再循环省煤器部分工质方式，提高和控制省煤器进口水温，减小工质在省煤器内的吸热量，实现调节SCR入口烟气温度升高的目的。

3.1.5亚临界炉水再循环系统

该种方式为从汽包下降管引出饱和水接到省煤器进口管道进行混合，然后进入省煤器，通过调节汽包下降管引出饱和水流量的大小减少工质在省煤器内的吸热量，实现调节SCR入口烟气温度的目的。

省煤器水侧旁路系统示意图

3.1.6采用0号高压加热系统

回热抽汽补充给水加热技术是指从汽轮机高压缸上选择一个合适的抽汽点，将该抽汽引入一个抽汽可调式的给水加热器（称之为0号高压加热），在机组低负荷时投运该路抽汽，来提高给水温度，减少工质在省煤器内的吸热量，以提高省煤器出口烟气温度，保证低负荷时SCR催化剂能够安全稳定连续运行，实现全负荷脱硝的功能，如图5。

图5回热抽汽补充加热锅炉给水流程图和原理图

该给水加热器入口设置了调节门，低负荷时可以控制该加热器入口压力基本不变，从而能维持给水温度基本不变。回热系统改造增加的抽汽汽源可来自于汽轮机补汽阀后的管路，通过原补汽管路将高压缸第五级后蒸汽通过减温、减压装置后返供至1号高压加热器，其中抽汽压力靠调门来控制。

3.2方案比较

3.2.1省煤器分级布置

可根据锅炉SCR催化剂的具体运行条件，设计一、二级省煤器管排，不改变锅炉整个热量分配和运行、调节方式，随负荷变动烟气温度可调节范围大，在保证SCR最低稳燃负荷以上所有负荷正常投运的同时，因排烟温度略有增加，但影响不大。

3.2.2烟气旁路系统

通过调节挡板调节烟气流量可使催化剂工作于最佳反应温度范围，烟气温度可调节范围大，但改变了锅炉整个热量分配和运行、调节方式，部分烟气未参与省煤器换热，因而会使低负荷运行时的锅炉效率降低。

另外对烟气旁路挡板的可靠性要求较高，如果烟气挡板的密封性能变差，或烟气挡板开启后无法关闭，在高负荷时有部分高温烟气从旁路烟道泄露，直接进入SCR装置，这时烟气温度将会出现高于催化剂最高允许温度的风险，可能会对催化剂带来致命的破坏；如果长期在高负荷运行，挡板门处于常闭状态，可能会导致积灰、卡涩打不开，而无法实现烟气调节作用。

3.2.3省煤器水侧旁路系统

此方案的两种方式可调节烟气温度的范围较小，一般在10～15℃，在脱硝入口烟气温度提高要求不是很多时基本可行，省煤器后烟气温度可达到最低喷氨温度的要求，但在脱硝入口烟温提高额度要求较多时，需要旁路的给水量太大，在省煤器中工质可能会产生沸腾汽化现象，威胁到机组的安全性。旁路量不太大时也有可能发生汽水两相混合不均情况。此外，也会导致排烟温度在低负荷时有一定上升，影响锅炉效率。

3.2.4省煤器出口水再循环系统

此方案可调节烟气温度的范围较小，一般也在10～15℃，由于工质在省煤器中换热量减少，会导致排烟温度在低负荷时有一定上升，影响锅炉效率。

3.2.5采用0号高压加热系统

此方案能提高给水温度约40℃，提高锅炉排烟温度20℃。在保证脱硝装置在低负荷安全投运的前提下，汽轮机在低负荷抽汽量的增加，提高了热力系统的循环效率。根据SIEMENS计算，50%负荷工况下，可降低汽轮机热耗57kJ/kw.h，相当于降低煤耗2.18g/kw.h。另外，提高了锅炉水动力安全性。省煤器入口水温的提高，使省煤器出口即水冷壁入口水温亦相应提高，减少了水冷壁入口欠焓，显著提高了低负荷工况下的水动力特性，大大提高了水冷壁的运行安全性。

该种方式对于1000MW带补汽阀的机组改造较为方便，其它没有带补汽阀的机组需要合理选择抽汽点，改造量较大。

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