2.2设置省煤器给水旁路

该方案是在锅炉省煤器入口集箱前设置给水旁路管道，在管道上设置调节阀，通过将部分给水旁路直接引入省煤器出口集箱，减少流经省煤器的给水量，减少省煤器从烟气中吸收的热量，提高省煤器出口烟温的目的。

优点:改造比较简单，投资成本比较低。

缺点:a)由于供水热交换系数远小于烟热交换系数，为烟热交换系数的1/83，通过供水旁路的调节，进入SCR反应器的烟气温度一定会上升，但上升幅度小，效果不明显，与煤气交换器的烟气旁路明显不同，需要调节烟气温度低(10℃以内)的情况下，可以适当考虑本方案

b)由于部分供水被旁路，进入煤气交换器的供水量减少，因此另外，旁路量少的情况下，也有可能发生汽水两相混合不均匀的c)省煤器供水旁路，供水热交换效果下降，排烟热损失增加，锅炉热效率下降约0.5%~1.5%，影响单元的运行经济性，在一定程度上改变了运行控制方式，运行操作和调整

2.3省煤器分级改造

该方案在拆除原锅炉省煤器部分受热面的同时，在SCR脱硝装置后增设一定量的省煤器受热面，即对锅炉现有的省煤器进行分级改造，将省煤器部分受热面移到SCR脱硝装置后，原省煤器受热面具体需要拆除的面积和比例分级改造后，供水直接进入SCR脱硝装置后面的省煤器，通过SCR脱硝装置前面的省煤器，SCR脱硝装置前面的省煤器的吸热量减少，SCR脱硝入口的烟气温度提高，最低要求达到302℃以上。烟气通过SCR脱硝装置后，再通过SCR脱硝装置后的省煤器供水吸收其热量，保证进入空气预热器的烟气温度基本不变，锅炉热效率等性能指标基本不受影响。

国电浙江北仑第一发电有限公司2号600MW燃煤机组率先进行了省煤器受热面的分级改造，使进入SCR的烟气温度提高约22℃，额定负荷时脱硝入口烟气温度为382℃，最大负荷时烟气温度不超过400℃，50%负荷时脱硝入口烟气温度为315℃[3]。既能满足脱硝设备对烟气温度的要求，又不会提高排烟温度，降低锅炉效率。改造后蒸汽温度、喷水量等锅炉整体性能基本维持原状。脱硝系统可以运输50%以上的负荷。

优点:a)省煤器等级方案由于没有增加多馀的设备，只将省煤器分为两个等级，因此安全可靠性高，与改造前基本一致

b)通过热计算提高脱硝入口烟温，SCR脱硝系统可以在50%以上的负荷下运行，同时在满负荷时脱硝入口烟温不超过400℃，避免催化剂高温烧结的风险

c)不改变锅炉整体的热量分配和运行、调节方式，对锅炉的运行方式没有任何影响，改造后的蒸汽温、喷水量等锅炉的整体性能，基本上不会影响运行

缺点:投资成本相对较高。

2.4回热蒸汽补充供水加热技术

该技术从汽轮机高压缸中选择合适的蒸汽点，将该蒸汽引入高加，在单元低负荷时运输该路蒸汽，提高进入煤炭设备的供水温度，减少供水在煤炭设备中的换热，提高煤炭设备的出口烟气温度

外高桥第三发电厂开发应用的弹性回热技术[4]是该技术的实际应用，通过在高压缸中选择合适的吸引点，同时增加吸引式供水加热器。单元负荷下降时，通过调节进入该加热器的蒸汽量，进入节煤器的供水温度基本不变，不随单元负荷下降而下降。外高桥第三发电厂通过实施弹性回热技术，在低负荷下，省煤器入口供水温度提高，出口烟温度相应提高，进入SCR反应器的脱硝入口烟温度提高。

优点:不仅提高了单元低负荷下SCR脱硝系统的运输率，还提高了汽轮机的吸入量，提高了热系统的循环效率，降低了汽轮机的热耗和煤耗。

缺点:投资成本高，脱硝入口烟气温度上升幅度一般，技术改造受汽轮机型限制，单元排烟温度上升，排烟损失增加，单元运行方式变化，运行操作量增加。

如表1所示，通过对比分析，我们可以发现安装省煤器烟气旁路或省煤器供水旁路两种方案都有比较明显的缺点，不仅安全可靠性差，而且还降低了锅炉效率，影响了锅炉运行的经济性，不符合现在越来越高的节能要求和安全生产要求。第四种方案受汽轮机型限制，外高桥第三发电厂1000MW采用带补气阀的汽轮发电机组，其应用于该厂4号600MW超临界机组的可行性需要进一步研究论证，改造后脱硝入口烟温上升效果一般，锅炉效率也有一定影响。

表14种技术改造方案对比

3结语

建议采用第3种方案，即进行省煤器分级改造，该方案技术成熟，已有电厂应用实例，安全可靠性高，可满足SCR脱硝系统低负荷下的运输要求，排烟温度上升，锅炉效率下降，改造后锅炉整体热量分配和运行、调节方式，汽温、喷水量等锅炉整体性能基本维持原状。

随着国家环境保护要求越来越严格，脱硝低负荷运行势在必行，通过对一些技术改造方案的阐述和各方案优缺点的比较分析，为低负荷下脱硝系统投运率低的同类机组提供了技术改造的参考依据。