技术
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。
3.3方案选择确定
改造前对天津军电热电有限公司两台350MW机组通过性能试验，机组负荷与SCR入口烟温见表1。
表1SCR入口烟温表
针对机组实际，充分考虑锅炉性能、尾部受热面布置、脱硝装置烟道空间位置、SCR催化剂运行烟温要求以及机组满足电网深度调峰能力和设备运行安全等方面因素，通过对以上通常采用的方案进行分析对比，采用省煤器分级布置方案是最佳选择。
4改造效果
改造后对天津军电热电有限公司两台350MW机组进行性能试验，机组负荷与SCR入口烟温见表2。
表2SCR入口烟温
从表中可以看出，机组负荷在70MW时，SCR入口烟温就可达到脱硝装置投运条件。改造后对机组经济性也有所影响，机组负荷在175MW至350MW锅炉排烟温度上升近10℃，影响机组煤耗增加1.7kg/kw.h。
结语
天津军电热电有限公司两台350MW燃煤发电机组通过省煤器分级布置改造，使机组在较宽的负荷范围保证脱硝装置安全投入运行，虽然对机组的经济性有一定的影响，但提高了机组的调峰能力，满足了电网要求，同时，也保证了机组在较低负荷下锅炉烟气氮氧化物排放满足国家超低排放标准的要求，为改善地区空气环境质量，提升天津可持续发展能力做出了贡献。
