350MW机组锅炉水平烟道烟温偏差调整试验

350 MW机组锅炉燃烧优化调试王嘉奇;宋大勇;张正元;王恩宝;冯兆兴【摘要】某发电厂350 MW机组的锅炉一直存在水冷壁超温、再热汽温偏差、排烟温度高和NOx排放浓度高等问题,因此对该锅炉进行燃烧调整试验,结果表明:造成水冷壁温度偏差的原因是四角燃烧器组动量能量及燃烧过程存在偏差,炉膛火焰中心向右墙偏移,且3#角煤粉较浓偏高,导致欠氧燃烧,影响温度场.优化调试后,热效率显著提高,还在一定程度上降低了NOx排放量.【期刊名称】《沈阳工程学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2019(015)002【总页数】5页(P126-130)【关键词】四角切圆;火焰中心;水冷壁;热效率【作者】王嘉奇;宋大勇;张正元;王恩宝;冯兆兴【作者单位】沈阳工程学院研究生部,辽宁沈阳 110136;国电科学技术研究院有限公司沈阳分公司,辽宁沈阳 110102;沈阳工程学院研究生部,辽宁沈阳 110136;沈阳工程学院研究生部,辽宁沈阳 110136;沈阳工程学院能源与动力学院,辽宁沈阳110136【正文语种】中文【中图分类】TK229.6四角切圆燃烧锅炉因其采用直流煤粉射流的风粉组织，实现邻角点燃、四角相互支撑的燃烧方式，具有良好的着火稳定性、炉膛火焰充满度高、锅炉的可靠性和性价比高等特点。

随着燃煤价格不断上涨和环保形势的日益严峻，发电成本逐年上升，环保压力与日俱增。

因此，电力行业对锅炉燃烧的安全性、经济性和环保性提出了更高要求［1-2］。

以某电厂350 MW超临界褐煤锅炉为对象，展开燃烧优化试验，解决再热汽温偏差、排烟温度高、水冷壁超温和NOx排放浓度高等问题。

第一阶段主要利用停炉机会进行冷态试验和热态摸底试验；第二阶段主要根据摸底试验结果，针对存在的问题找到原因，再进行有针对性的调整试验，改善炉膛火焰中心位置和煤粉浓度分布情况，解决欠氧燃烧所引起的热负荷分布不均问题，提高锅炉的运行效率，并降低由于锅炉燃烧带来的环境污染，保证锅炉能够长期稳定、安全、经济的运行［3-6］。

某电厂锅炉排烟温度两侧偏差大的原因及改进措施摘要：电厂锅炉排烟温度两侧偏差大影响了整个锅炉的工作质量，因此必须要做好诊断和修理工作。

文中结合具体案例分析排烟温度产生的原因，继而提出有效的解决对策，根据实际的运行效果而言，改进措施能够有效地控制两侧排烟温度，改善锅炉运行效果。

关键词：电厂锅炉；排烟温度；偏差；原因；措施引言电厂锅炉温度作为重要的检测参数，对于锅炉效率计算分析都有着重要意义，因此做好锅炉排烟温度测定，并且要根据温度数值进行合理管控调整是电厂运行中重要工作。

在实际的运行中，如果两侧排烟温度差异较大，则必然会造成极大的危害，所以必须要做好相关原因分析，提出有效的改进措施，确保改进质量。

一、锅炉排烟温度两侧偏差大情况概述某厂有限公司生产的锅炉超临界参数变压器操作汽包炉，四角切向燃烧方式，一次中间再加热，单炉河道平衡通风，固态排渣，室外布局，全钢结构II型汽包炉，型号为SG 1 2037/26.15 M626型。

锅炉燃烧系统配备6台中速直磨系统，5台机组按规定负荷运行。

锅炉尾烟采用选择性催化还原脱硝处理技术，反应器直接放置在篝火和空气预热器之间的烟道中，保证超效率不低于80%。

一般情况下，A侧空气预热器入口烟气温度较B侧低6℃，但A侧排烟温度较B侧高10℃。

锅炉修正排烟温度设计值为122℃，实际运行中修正排烟温度较设计值高约20℃；满负荷时A 空气预热器烟气侧前后压差可到19 kPa，为B 空气预热器烟气侧前后压差的2倍。

二、原因分析锅炉两台空气预热器漏风率分别为4.04%和4.41%，漏风率理想；检查锅炉本体、烟道、风管是否密封严密，漏风引起排烟温升的可能性低；测得的各粉碎机一次风量与DCS显示偏差小于5%。

在额定负荷工况下，两侧空气预热器的平均烟气温度约为335℃，低于设计值369℃；炉膛隔板左右两侧温度分别为1042℃/1022℃，低于1240℃的灰软化温度，锅炉运行时煤质稳定，炉膛无严重结渣现象。

锅炉排烟温度偏差大原因分析及对策发布时间：2021-12-09T14:21:47.883Z 来源：《电力设备》2021年第9期作者：王晓晨[导读] 空气预热器换热效果差主要由空气预热器差压高和换热元件老化引起。

（新疆天池能源有限责任公司 831100）摘要：锅炉排烟温度是锅炉重要的监视参数之一，排烟温度偏差大会影响锅炉尾部受热面工质的加热参数，影响锅炉的热效率经济性，若出现严重偏差将影响锅炉的安全运行，甚至导致锅炉发生停炉事故。

运行中应将锅炉两侧排烟温度差控制在合理范围内，严格控制锅炉尾部各受热面工质热偏差，以保证锅炉烟道各受热面烟气温度在安全范围内，进而保证锅炉的运行安全。

关键词：排烟温度;热偏差;措施引言排烟温度是电站锅炉运行中重点关注的重要技术经济指标之一，排烟温度变化可对锅炉运行经济性产生较大影响，排烟温度升高，会导致排烟热损失增大且锅炉热效率降低。

锅炉日常运行中，导致排烟温度升高的原因种类较多，一类原因为测量偏差导致排烟温度升高，通常包括排烟温度测量元件积灰、故障以及测点位置的代表性差，引起排烟温度ＤＣＳ显示值高于实测值，可通过吹扫或修复测量元件以及排烟温度标定工作解决该类问题。

另外，锅炉运行及设备原因是导致排烟温度实际升高的主要原因，主要包括炉膛火焰中心上移、锅炉系统漏风及掺冷风、空气预热器换热效果差、尾部烟道吹灰效果不佳及锅炉设计缺陷等。

炉膛火焰中心上移引起空气预热器入口温度升高，从而导致排烟温度升高，主要原因包括煤种燃烧特性、燃烧空气分级控制方式、受热面结渣、过热器再热器烟气挡板调节、炉本体吹灰不佳等；锅炉系统漏风及掺冷风主要包括锅炉炉底及本体漏风、空气预热器热端漏风、一次风掺冷风量等；空气预热器换热效果差主要由空气预热器差压高和换热元件老化引起。

1锅炉排烟温度偏差大原因分析1.1二次风对空气预热器冷却不足某一负荷下，锅炉对总风量的需求是一定的，而锅炉总风量除了包括干燥、携带煤粉的一次风，直接进入炉膛辅助燃烧的二次风，还有由密封风机提供磨煤机的密封风。

2×350MW亚临界锅炉再热蒸汽温度偏差大分析摘要：针对某电厂2×350MW亚临界燃煤机组锅炉再热汽温偏差大问题进行分析，通过燃烧配风、火焰中心改变、炉膛及烟道漏风、冷再蒸汽流量及高排温度偏差等方面对再热汽温的影响进行了分析，并提出了运行调整方面的应对策略，为同类型锅炉再热汽温调整提供参考。

关键词：汽温偏差；风箱差压；轴封漏气；应对策略1 机组概况及存在问题某电厂2×350MW亚临界燃煤机组锅炉为自然循环汽包П型单炉膛炉，型号为HG—1170/17.4—YM1，采用平衡通风、固态排渣方式，最大连续蒸发量是1170 t/h，锅炉出口蒸汽参数为16.67MPa/541℃/541℃。

锅炉制粉系统采用双进双出磨煤机正压直吹式制粉系统。

燃烧器为摆动式四角布置，切向燃烧。

二次风采用大风箱结构，由隔板将其分割成若干风室，一次风喷嘴可上、下摆动各20度，二次风喷嘴可上、下各摆动30度。

该厂两台锅炉低氮燃烧器改造后，一次风燃烧器重新设计更改为对置丘体水平浓淡分离燃烧器。

主燃区域：油二次风喷嘴由原3 层（12只）改为2层（8只），封堵两层分级风OFA（原E、F燃尽风）喷嘴，所有二次风喷嘴重新设计更换。

燃烬风喷嘴设计3层（12只）。

表1 不同工况下两台炉蒸汽参数对比负荷175（带热网）260300机组121212蒸汽流量（T/H）628622828823955927主汽温度(℃)左侧541534545538544546右侧543535546541544535再热汽温(℃)左侧540510536505536521右侧540518542518545511减温水量（T/H）左侧一减5.58.26.610.026.863.11右侧一减6.87.64.083.33.060.05左侧二减2.70005.412.76右侧二减70006.10摆角（%）758595959295超低排放改造后，出现了蒸汽温度偏差大问题如表1所示，特别是再热汽温度。

前后墙对冲直流锅炉烟温偏差优化调整研究针对某厂600MW前后墙对冲燃烧燃煤直流锅炉因烟温偏差大，造成锅炉受热面壁温壁温偏差较大甚至受热面超温的情况进行优化调整，通过运行手段调整烟温偏差，对制粉系统、燃烧系统、二次风箱配风系统进行优化调整，彻底解决锅炉内部的燃烧问题，减小烟温偏差的同时，优化锅炉燃烧工况，为同类型燃煤锅炉烟温偏差大的优化调整提供借鉴。

标签：直流锅炉；对冲燃烧；氧量；制粉系统；燃烧；烟温偏差0 引言某电厂600MW直流锅炉为东方锅炉集团有限公司制造的DG1913/25.4-II3型锅炉，为超临界直流炉、前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢构架、全悬吊“”型结构，设计煤种为淮南煤矿烟煤。

6套制粉系统采用冷一次风机正压直吹式制粉系统，配置6台ZGM113G型中速磨煤机，24只HT-NR3型低NOx旋流燃烧器分三层布置在炉膛前后墙上。

在最上层燃烧器上方布置一排燃烬风口（OFA），减少NOx的生成。

该厂自投产以来，锅炉尾部烟道始终存在约50℃的烟温偏差，氧量偏差也非常大，在变工况过程中，过热器和再热器中间区域频繁超温，影响锅炉受热面的安全运行和锅炉燃烧效率。

烟温偏差的根本原因在于烟气残余旋转的影响，这也是近年来经过研究总结得出的公认看法[1-3]。

虽该厂进行制粉系统、燃烧系统和二次风箱配风优化调整试验，以减少烟气残余旋转，降低锅炉尾部烟道烟温偏差，解决锅炉受热面超温问题。

1 试验内容制粉系统优化调整试验主要是在以往制粉系统运行方式优化的基础上，测量调整磨煤机出口风速，进行变煤量、变加载力和变折向挡板开度下煤粉细度的变化，总结出磨煤机折向挡板、给煤量、加载力之间的最佳搭配关系，使磨煤机在不同工况下都能满足R90在试验要求范围内，缩短煤粉进入炉膛后的燃烧时间，降低炉膛火焰高度[4-6]。

燃烧系统的优化调整试验主要进行燃烧器内二次风、外二次风、中心风量调整共3个小项的试验内容，调整所有燃烧器煤粉浓度均衡和风量均衡，减少尾部烟道烟气流量偏差，最终达到尾部烟道两侧烟气参数基本一致。

HG-1165/17.45-YM1型亚临界自然循环锅炉说明书二OOx年x月目录一. 锅炉设计主要参数及运行条件1.锅炉容量及主要参数1.1BMCR工况1.2额定工况2. 设计依据2.1 燃料2.2 锅炉汽水品质3. 电厂自然条件4. 主要设计特点5. 锅炉预期性能计算数据表二. 主要配套设备规范空气预热器三. 受压部件1. 锅炉给水和水循环系统2. 锅筒3. 锅筒内部装置、水位测示装置3.1 锅筒内部设备3.2 水位测示装置1) 结构布置2) 真实水位指示的重要性3) 水位指示机理4) 试验要求5) 试验步骤6) 锅筒水位控制值4. 省煤器4.1 结构说明4.2 维护5. 过热器和再热器5.1 结构说明1) 过热器2) 再热器5.2 蒸汽流程5.3 保护和控制15.4 运行1) 过热器2) 再热器5.5 维护5.6 检查6. 减温器6.1 说明6.2 过热器减温器6.3 再热器减温器6.4 减温水操纵台6.5 维护7. 水冷炉膛7.1 膜式水冷壁结构7.2 冷灰斗7.3 运行1) 管内结垢2) 排污3) 积灰7.5 维护1) 检查2) 管子修理四. 门孔、吹灰孔、烟风系统仪表测点孔五. 汽水系统测点布置六. 锅炉膨胀系统七. 锅炉构架说明八. 锅炉对控制要求九. 附图目录2一. 锅炉设计主要参数及运行条件Xxxxxxxxxxxxxx10锅炉是采用美国燃烧工程公司(CE)的引进技术设计和制造的。

锅炉为亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风、直流式燃烧器、四角切圆燃烧方式，燃用烟煤。

锅炉以最大连续负荷(即BMCR工况)为设计参数，锅炉的最大连续蒸发量为1165t/h；机组电负荷为350MW(即额定工况)时，锅炉的额定蒸发量为1093.56t/h。

1.锅炉容量及主要参数1.1 BMCR工况过热蒸汽流量t/h 1165过热蒸汽出口压力MPa.g 17.45过热蒸汽出口温度℃541再热蒸汽流量t/h 970.3再热蒸汽进口压力MPa.g 3.867再热蒸汽出口压力MPa.g 3.687再热蒸汽进口温度℃326.3再热蒸汽出口温度℃541给水温度℃280.2锅炉设计压力MPa.g 19.76再热器设计压力MPa.g 4.331.2 额定工况(350MW)过热蒸汽流量t/h 1093.56过热蒸汽出口压力MPa.g 17.35过热蒸汽出口温度℃541再热蒸汽流量t/h 909.33再热蒸汽进口压力MPa.g 3.616再热蒸汽出口压力MPa.g 3.448再热蒸汽进口温度℃319.2再热蒸汽出口温度℃541给水温度℃275.82. 设计依据2.1 燃料：煤质分析%(应用基) 设计煤种校核煤种碳50.22 46.65氢 3.01 3.12氧 6.25 6.871氮0.82 0.81 硫0.48 0.46 水份10.80 10.60 灰份28.42 31.49 挥发份(空气干燥基) 28.05 27.10 可磨性系数(HGI) 74 74低位发热值KJ/kg 19300 18200 燃料灰渣特性(%)SiO263.65Fe2O3 5.61AL2O320.54CaO 2.01MgO 1.29SO3 1.67Na2O 0.86K2O 0.94TiO2 1.86灰熔点(℃):变形温度1320软化温度1400半球温度1430流动温度145022.2 锅炉给水品质(根据锅炉技术协议)PH值联胺ppb 9.0~9.5 10~50总固形ppm ≯20 含油ppb ≯300 总硬度氧铁铜ppbppbppb~0≯7≯20≯53. 电厂自然条件多年平均气压1002.3 hPa多年平均气温 6.5 ℃多年平均最高温度13.7 ℃多年平均最低温度0.7 ℃多年极端最高气温36.3 ℃多年极端最低气温-35.9 ℃多年平均相对湿度68 %多年平均降水量798.7 mm多年平均蒸发量120.5 mm24小时最大降水量177.7 mm多年最大积雪深度17 cm多年最大冻土深度 1.43 m多年平均风速 2.8 m/s10米高度10分钟平均最大风速27.0 m/s最多风向东北场地土类别Ⅰ类厂房零米海拨高度约102.7 m地震基本烈度（地面运动加速度0.1g）Ⅶ度34. 主要设计特点(1) 锅炉为单炉膛，采用摆动式直流燃烧器、四角布置、切向燃烧方式，配5台HP863中速磨煤机，正压直吹式制粉系统，每角燃烧器为五层一次风喷口，燃烧器可上下摆动，最大摆角为±30︒；在BMCR工况时，4台磨煤机运行，一台备用。

古海一厂 #2 锅炉出口及尾部烟道左右侧烟温偏差大分析摘要：锅炉左右侧烟温偏差大是运行中经常性问题。

本文分析了偏差情况及调整控制思路，提出了控制方法。

关键词：烟温偏差一、简介1、锅炉系统简介新疆古海一厂2×660MW超超临界燃煤发电机组工程，配置哈尔滨锅炉厂制造的型号为HG-2030/28.25-HM15超超临界变压运行直流炉。

锅炉设计煤种为新疆天池能源南露天矿煤燃烧器采用四角切圆燃烧大风箱结构，全摆动燃烧器。

并采用了水平浓淡燃烧器与分离式燃尽风（SOFA）相结合的低NOx技术。

燃烧器共4组。

2组煤粉燃烧器共设六层水平分离浓淡一次风口，十五层辅助风室，2组燃烬风燃烧器共设二层燃烬风室，作用是补充燃料后期燃烧所需要的空气，同时既有垂直分级又有水平分级燃烧达到降低炉内温度水平，抑制NOx的生成，同时反向切圆消除炉膛旋转气流，降低出口烟温偏差。

过热汽温的调整主要是由煤水比控制中间点温度，两级喷水减温调节各段及出口蒸汽温度；再热蒸汽温度采用烟气挡板调温、摆动燃烧器及事故减温水（设计为3%BMCR）调温方式。

2、烟温偏差情况简介#2炉自168小时完成后投产连续运行以来，发现炉膛火焰有向右侧偏斜现象，表现在炉膛出口左右侧烟温偏差比较大，在高负荷情况下表现更加明显。

如在机组带660MW时，锅炉右侧出口烟温比较高，达1108℃，同时炉膛左侧出口烟温960℃，两侧烟气流量极其不平衡。

同时就地检查，发现分隔屏过热器，右侧较左侧结焦较多。

尾部左右侧烟道烟气流量极其不平衡，导致锅炉左右两侧受热面吸热不均匀，机组经济型较差；同时由于受热面受热不均，个别受热面局部存在结焦、超温的可能，影响锅炉安全性。

下面以五月分该锅炉工况为例，做以简介。

表一，调整前各监测点烟气侧瞬时点统计情况表二，调整前各监测点蒸汽侧瞬时点统计情况二、调整思路经过检查图纸及安装说明，煤粉燃烧器喷口出来的一次煤粉以直径697mm的假想切圆逆时针旋转燃烧。

锅炉炉膛出口烟温偏差处理实例【摘要】煤粉炉炉膛出口烟温偏大现状介绍，通过理论、实验分析，得出四角切圆燃烧炉膛出口气流的残余旋转，是形成炉膛出口和水平烟道两侧烟温偏差的主要原因。

提出采用将部分燃烧器配风反切，来消弱炉膛出口残余旋转。

综合考虑锅炉燃烧器的运行特点，确定了燃烧器上层二次风反切改造方案。

改造后运行实践证明，合理的二次风反切角度，可有效地抑制和削弱炉膛出口的烟速和烟温偏差，且燃烧器上摆一定角度有利于减小炉膛出口的烟温偏差，缓解了高温受热面的热偏差情况，保证了锅炉设备的安全运行，为同类型锅炉的改造提供了参考。

【关键词】锅炉；燃烧器；烟温偏差；原因分析；二次风反切1 前言大型四角切圆燃烧煤粉锅炉具有火焰充满度高，风粉混合强烈，有利于煤粉燃尽，火焰温度与热流密度较均匀等优点，但在实际运行中也出现不少问题。

大唐河北马头发电公司#8机组锅炉为东方锅炉厂设计制造的DG670-13.7-8型锅炉，系超高压中间再热、单汽包自然循环、固态排渣煤粉炉，单炉膛布置，平衡通风。

该锅炉燃烧器采用直流式煤粉燃烧器，热风送粉四角布置，其#1、#3角对冲，#2、#4角对冲，形成φ736mm的逆向假想切圆。

2 原因分析2.1 理论分析在四角切向燃煤锅炉中，由于烟气作螺旋上升运动，当烟气到达折烟角时，仍然存在相当大的残余旋转，造成水平烟道区出现相当大的气流不均匀，从而产生烟温偏差。

随着锅炉容量的增加，炉膛出口残余旋转气流也将增加。

燃烧器喷嘴出口气流几何轴线切于炉膛中心的假想圆，造成气流在炉膛内强烈旋转。

炉膛四周是强烈的螺旋上升气流，在中心则是速度很低的微风区，各股射流相互影响，形成一个强烈的炉内旋涡，实际的切圆直径变大。

2.2 试验分析为了摸清#8锅炉炉膛内的动力场特性和燃烧工况，马头发电公司分别进行了锅炉动力场冷模试验和热态燃烧测试：通过冷模试验发现，炉内空气动力场的切圆直径约为7800mm，是假想切圆直径的十倍左右，切圆基本位于炉膛中心。

某电厂300 MW机组低负荷锅炉烟温偏差分析及控制摘要：根据云南省负荷调配要求，某电厂300MW机组长期单机低负荷运行。

为提高机组经济性，该电厂维持锅炉BCD排粉机运行以提高再热汽温度。

由于炉膛出口烟温偏差造成过热器两侧壁温偏差大，过热器前屏壁温经常发生超温现象，大量喷用减温水，不仅影响机组经济性，而且威胁锅炉受热面的安全运行。

本文根据锅炉低氮燃烧器改造后的设备特点，应用燃烧理论分析低负荷燃烧器运行方式改变导致烟温偏差的原因。

从烟气残余旋转的消旋和稳定炉膛火焰中心两方面提出控制措施，进行调整试验，得出有效的控制烟温偏差调整手段。

关键词：锅炉烟温偏差；残余旋转；火焰中心；二次风0引言炉膛出口烟温偏差是四角切圆燃烧锅炉固有的特性，是炉膛出口气流存在残余旋转所致。

不仅和炉膛特性有关，也和运行方式、燃烧特点等有关系。

某电厂300MW机组运行方式的改变是引起偏差增大的主要原因，有必要深入分析原因，提出控制措施，降低炉膛出口两侧烟温偏差，对减少受热面超温现象，保障锅炉安全、经济运行具有重要意义。

1 设备概况某电厂一期锅炉2×300MW机组，型号为DG1025/18.2-Ⅱ8型，是东方锅炉厂制造的亚临界自然循环汽包炉。

单炉膛、一次中间再热、平衡通风、钢构架、燃煤、固态排渣、四角切圆燃烧、仓储式制粉系统、ABCD排粉机带ABCDEF层共24个给粉机。

燃烧器及辅助风布置：如图一所示，纵向布置：由下至上依次为AA二次风、A一次风、AB二次风、B一次风、BC二次风、C一次风、CC二次风、DD二次风、D一次风、DE二次风、E一次风、EF二次风、F一次风、FF二次风、SOFA燃尽风。

一次风喷口加装有周界风，四层SOFA燃尽风上下摆角0－50°。

在水平断面上，一次风射流在炉内形成φ1000 mm和φ700 mm逆时针方向的两个大小切圆。

2 烟温偏差原因分析2.1 炉膛火焰中心偏斜炉内热态动力场中，煤质特性、煤粉浓度、一二次风刚性、配风方式等均会造成炉膛火焰中心偏斜。

350MW锅炉SCR入口烟温高分析及处理摘要：介绍了某厂#2机组SCF反应器入口温度高的问题，作者主要以自己的实际工作经验分析了其中的主要原因，以及在实际运行中的处理经验，并进而提出自己的建议，对火电厂SCF系统在处理类似问题上有较强的借鉴意义。

关键词：SCR反应器；入口温度咼；处理措施引言山西阳城电厂一期六台机组为 6 X 350MW亚临界W火焰炉燃煤发电机组，锅炉及汽轮发电机组分别为采用美国福斯特?惠勒能源公司和德国西门子公司的产品，燃用无烟煤。

六台机组分别于2001 年1 月15日至2002 年7月27号间相继投入商业运行。

电厂投入商业运行后，运行过程中NOx 排放浓度达到了1200〜2100mg/Nm3。

随着国家环保标准的提高，为应对新的环保排放标准的实施，电厂于2012 年开始陆续对6台机组进行了SCF兑硝改造。

自脱硝改造完成投运后，SCF系统运行比较稳定，各参数基本满足运行要求。

但在实际运行中还是存在一定的问题，特别是SCR入口烟温咼，导致喷氨关断阀达到保护设定值430 C跳闸，从而使脱硝系统退出运行的问题尤为突出。

1电厂SCF系统在SCR 兑硝系统中，烟气温度不仅决定反应物的反应速度，而且影响着催化剂的反应活性，也能提高氨的利用率和兑硝率，对保证兑硝性能而言，必须针对催化剂确定合适的 工作温度区域。

烟温低时，不仅会因催化剂的活性降低而降 低脱硝率，而且喷入的NH3还与烟气中的SOx 反应生成硫酸 铵附着在催化剂表面，为避免在催化转换器表面生产硫酸铵 和硫酸氢铵，SCR 的最低工作温度必须比生成硫酸铵和硫酸 氢铵的温度高140 Co2 入口温高工况阳城电厂SCR 反应器入口温度高问题开分析如下。

工况 侧脱硝系统退出。

2015年2月15日07: 20, #2机组负荷 322MW , B 侧SCR 反应器入口烟气温度 均为422 C 。

为降低入口烟温，开始水平烟道吹灰，程序吹IK1, IK2吹灰枪。