西柏坡电厂宽负荷脱硝改造技术论证

2.2.2省煤器水侧旁路系统

在省煤器进口集箱前设置调节阀和连接管道，将部分给水旁路，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。

此方案可调节的范围较小，在脱硝入口烟温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，在省煤器中介质可能会产生沸腾汽化现象，汽化率较高或者水侧旁路引入位置不合理时将直接影响锅炉水循环，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。

因此，目前利用省煤器水旁路来提高SCR装置入口烟气温度，烟气温度提升幅度较小，并且具有一定的安全隐患，不推荐采用水侧旁路方案。

2.2.3省煤器出口水再循环系统

该种方式可以通过抽水流量的大小进行温度调节，烟气温度调节灵活，不需要对受热面做较大改动。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，减小省煤器传热温差，从而在低负荷实现省煤器出口烟温的提高。需要增加一套再循环泵、阀门系统，初期投资大，成本高，循环泵在实际运行过程中维护工作量大；并且再循环泵采购周期长，泵、阀门以及旁路的采购安装复杂，影响项目改造进度。

2.2.4采用0号高加系统

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号高加），在机组低负荷时投运该路抽汽，来提高给水温度，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，实现宽负荷脱硝的功能。

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。

外高桥电厂的方式和经验如图1所示。

图1回热抽汽补充加热锅炉给水流程图和原理图

结合西门子1000MW机组的补汽技术，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、减压装置后返供至一高加，其中抽汽压力靠调门来控制。

回热抽汽补充给水加热方案的主要优点：

1）能提高给水温度约40℃，提高锅炉排烟温度20℃，可以保证脱硝系统在450MW以上全程安全投运。

2）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，相当于降低煤耗2.18克/千瓦时；另外结合低温省煤器，可以将排烟温度升高带走的热量进行回收，避免排烟损失增加。

3）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。

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