何俊锋

(上海电气电站服务公司，上海 201199)

0 引 言

2014年9月12日，国家发展和改革委员会、环境保护部和国家能源局以(发改能源[2014]2093号)下发文件印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014一2020年)》计划要求加快推动能源生产和消费革命，进一步提升煤电高效清洁发展水平，到2020年，现役600 MW及以上机组(除空冷机组外)改造后平均供电煤耗要低于300 g/(kW·h)。

国家环保部发布了GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》,标准规定，自2014年7月1日起，燃煤火电锅炉在重点地区氮氧化物排放浓度限值为100 mg/Nm3。

2020年12月25日，《碳排放权交易管理办法(试行)》由生态环境部部务会议审议通过，自2021年2月1日起施行。1月1日，全国碳市场发电行业第一个履约周期正式启动，首个履约周期到2021年12月31日截止，涉及2 225家发电行业重点排放单位。

为了有效地完成节能减排、宽负荷脱硫脱硝、碳排放的政策要求，有必要针对给水回热系统进行升级改造。本文将对给水回热系统[1]升级改造的相关技术展开探讨，得出结论并对后续进一步研究进行展望。

1 给水回热系统升级改造

给水回热系统升级改造的技术方案主要有：增设低温省煤器、增设0号高压加热器(以下简称0号高加)、增设外置式蒸汽冷却器(以下简称外置式蒸冷器)等。

增设低温省煤器：在锅炉尾部烟道中加装低温省煤器，利用烟气加热回热系统中的凝结水,可提高锅炉综合效率，同时将排烟温度降低到90～110 ℃，实现烟气余热的深度回收。

增设0号高加：在给水回热系统的1号高加后增设1台0号高加，从汽轮机新增抽汽口(或者利用汽轮机补气阀接口)抽汽，提高低负荷下进入省煤器的给水温度，降低机组在部分负荷下的发电煤耗，提高机组部分负荷运行的热经济性。……