2.2設置省煤器給水旁路

該方案是在鍋爐省煤器入口集箱前設置給水旁路管道，在管道上設置調節閥，通過將部分給水旁路直接引入省煤器出口集箱，減少流經省煤器的給水量，減少省煤器從煙氣中吸收的熱量，提高省煤器出口煙溫的目的。

優點:改造比較簡單，投資成本比較低。

缺點:a)由于供水熱交換系數遠小于煙熱交換系數，為煙熱交換系數的1/83，通過供水旁路的調節，進入SCR反應器的煙氣溫度一定會上升，但上升幅度小，效果不明顯，與煤氣交換器的煙氣旁路明顯不同，需要調節煙氣溫度低(10℃以內)的情況下，可以適當考慮本方案

b)由于部分供水被旁路，進入煤氣交換器的供水量減少，因此另外，旁路量少的情況下，也有可能發生汽水兩相混合不均勻的c)省煤器供水旁路，供水熱交換效果下降，排煙熱損失增加，鍋爐熱效率下降約0.5%~1.5%，影響單元的運行經濟性，在一定程度上改變了運行控制方式，運行操作和調整

2.3省煤器分級改造

該方案在拆除原鍋爐省煤器部分受熱面的同時，在SCR脫硝裝置后增設一定量的省煤器受熱面，即對鍋爐現有的省煤器進行分級改造，將省煤器部分受熱面移到SCR脫硝裝置后，原省煤器受熱面具體需要拆除的面積和比例分級改造后，供水直接進入SCR脫硝裝置后面的省煤器，通過SCR脫硝裝置前面的省煤器，SCR脫硝裝置前面的省煤器的吸熱量減少，SCR脫硝入口的煙氣溫度提高，最低要求達到302℃以上。煙氣通過SCR脫硝裝置后，再通過SCR脫硝裝置后的省煤器供水吸收其熱量，保證進入空氣預熱器的煙氣溫度基本不變，鍋爐熱效率等性能指標基本不受影響。

國電浙江北侖第一發電有限公司2號600MW燃煤機組率先進行了省煤器受熱面的分級改造，使進入SCR的煙氣溫度提高約22℃，額定負荷時脫硝入口煙氣溫度為382℃，最大負荷時煙氣溫度不超過400℃，50%負荷時脫硝入口煙氣溫度為315℃[3]。既能滿足脫硝設備對煙氣溫度的要求，又不會提高排煙溫度，降低鍋爐效率。改造后蒸汽溫度、噴水量等鍋爐整體性能基本維持原狀。脫硝系統可以運輸50%以上的負荷。

優點:a)省煤器等級方案由于沒有增加多馀的設備，只將省煤器分為兩個等級，因此安全可靠性高，與改造前基本一致

b)通過熱計算提高脫硝入口煙溫，SCR脫硝系統可以在50%以上的負荷下運行，同時在滿負荷時脫硝入口煙溫不超過400℃，避免催化劑高溫燒結的風險

c)不改變鍋爐整體的熱量分配和運行、調節方式，對鍋爐的運行方式沒有任何影響，改造后的蒸汽溫、噴水量等鍋爐的整體性能，基本上不會影響運行

缺點:投資成本相對較高。

2.4回熱蒸汽補充供水加熱技術

該技術從汽輪機高壓缸中選擇合適的蒸汽點，將該蒸汽引入高加，在單元低負荷時運輸該路蒸汽，提高進入煤炭設備的供水溫度，減少供水在煤炭設備中的換熱，提高煤炭設備的出口煙氣溫度

外高橋第三發電廠開發應用的彈性回熱技術[4]是該技術的實際應用，通過在高壓缸中選擇合適的吸引點，同時增加吸引式供水加熱器。單元負荷下降時，通過調節進入該加熱器的蒸汽量，進入節煤器的供水溫度基本不變，不隨單元負荷下降而下降。外高橋第三發電廠通過實施彈性回熱技術，在低負荷下，省煤器入口供水溫度提高，出口煙溫度相應提高，進入SCR反應器的脫硝入口煙溫度提高。

優點:不僅提高了單元低負荷下SCR脫硝系統的運輸率，還提高了汽輪機的吸入量，提高了熱系統的循環效率，降低了汽輪機的熱耗和煤耗。

缺點:投資成本高，脫硝入口煙氣溫度上升幅度一般，技術改造受汽輪機型限制，單元排煙溫度上升，排煙損失增加，單元運行方式變化，運行操作量增加。

如表1所示，通過對比分析，我們可以發現安裝省煤器煙氣旁路或省煤器供水旁路兩種方案都有比較明顯的缺點，不僅安全可靠性差，而且還降低了鍋爐效率，影響了鍋爐運行的經濟性，不符合現在越來越高的節能要求和安全生產要求。第四種方案受汽輪機型限制，外高橋第三發電廠1000MW采用帶補氣閥的汽輪發電機組，其應用于該廠4號600MW超臨界機組的可行性需要進一步研究論證，改造后脫硝入口煙溫上升效果一般，鍋爐效率也有一定影響。

表14種技術改造方案對比

3結語

建議采用第3種方案，即進行省煤器分級改造，該方案技術成熟，已有電廠應用實例，安全可靠性高，可滿足SCR脫硝系統低負荷下的運輸要求，排煙溫度上升，鍋爐效率下降，改造后鍋爐整體熱量分配和運行、調節方式，汽溫、噴水量等鍋爐整體性能基本維持原狀。

隨著國家環境保護要求越來越嚴格，脫硝低負荷運行勢在必行，通過對一些技術改造方案的闡述和各方案優缺點的比較分析，為低負荷下脫硝系統投運率低的同類機組提供了技術改造的參考依據。