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2020年第38卷第3期300MW 机组SCR 脱硝系统喷氨优化调整王猛，沈建军，涂安琪，吴宇，禾志强（内蒙古电力科学研究院，呼和浩特010020）0引言根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》（发改能源[2014]2093号）[1]要求，截至2020年，300MW 及以上燃煤发电机组（暂不含W 型火焰锅炉和循环流化床锅炉）完成超低排放改造，实现在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放质量浓度分别不高于10mg/m 3、35mg/m 3、50mg/m 3。
对此，大量燃煤发电机组已进行了超低排放改造。
目前成熟可靠且应用广泛的脱硝技术是选择性催化还原法（Selective Catalytic Reduction ，SCR ）。
SCR 反应器在设计之初，均会对烟道和反应器内的流场进行优化，但其优化调整比较粗糙，导致反应器出口氮氧化物质量浓度分布不均匀、偏差较大，同时氨逃逸量大。
此外，受锅炉运行参数等多种因素的影响，使SCR 反应器入口氮氧化物质量浓度波动较大、生成物复杂，进而增加了出口氮氧化物质量浓度的控制难度。
氨逃逸量过大会造成空气预热器堵塞和脱硝经济性差等问题[2-3]。
因此，需要对SCR 脱硝系统进行喷氨优化调整，以降低SCR 反应器出口氮氧化物分布不均匀度和氨逃逸量，从而提高脱硝系统运行的经济性、稳定性和安全性[4-8]。
本文以内蒙古地区某300MW 机组为例，通过测量SCR 反应器进、出口流速，氮氧化物质量浓度，以及出口氨逃逸量等参数，对喷氨管道各支管阀门开度进行调节，以达到消除偏差、提高系统脱硝性能的目的。
摘要：对某300MW 机组SCR 脱硝系统进行喷氨优化调整，通过分析SCR 反应器出口烟气流速、氮氧化物质量浓度和氨逃逸量，对各喷氨支管的阀门开度进行调节，调整后A 、B 侧出口氮氧化物质量浓度分布的不均匀度分别降为4.19%和4.83%，平均氨逃逸量降为1.60×10-6和1.29×10-6，脱硝效率提高到88.92%和89.11%，喷氨优化效果良好。
300MW锅炉硝化系统及低氮燃烧器运行维护分析摘要：研究对象是2×300 MW 的供热机组，选择的方法是催化还原法对锅炉进行脱硝改造，使锅炉氮氧化物排放达标，脱硝系统运行率达到 99.95% 以上。
促使氮氧化物排放值达到标准，保持在 50mg/Nm 3 以内，通过相关部门的检查。
一方面实现了对环境的保护，另一方面也加快了实现企业经济效益速度的目标。
本文件侧重于一个热电厂项目的技术改进和维护,以提高企业的效率和经济效益。
1供暖机组的选择程序和标准选择的研究对象是2×300MW的供热机组，其具有的功能是：能够进行自动循环，位于中间位置的东西进行一次加热，机内能够进行通风与平衡温度，机组四角呈圆形，排查问题的时候是对固体进行排查等。
制粉系统是选用的中速磨煤机，属于一次性吹干的风机系统，根据需要设计的煤种是贫煤与混煤，然后用混煤和洗中煤来进行检测。
确定锅炉燃烧后产生的氧化氮的设计价值650mg/Nm3，但依然远远超出了标准所要求的排放值，也即是50mg/Nm3。
为了实现氮氧化物标准排放的数值，研究对象选择的是2011年10月完工的供热机组为2×300MW的锅炉，完成基本操作后，于2015年12月再次对该锅炉的烟气脱硝系统进行改造，最后，脱硝系统投运后，氮氧化物将从原来的变化650mg/Nm3降到标准排放值50mg/Nm3以下。
2低氮燃烧器运行调整的原理和方法（1）氮氧化物的排放值必须在规定范围内，然后,在调整锅炉时,必须保证锅炉将达到所需的排放水平,稳定地实现锅炉工作的稳定。
[1]。
（2）通过调大燃尽风门来实现氮氧化物的排放，然后调整二次空气阀以再次减少一氧化碳的排放，同时,调整时必须更加开放。
200%，氧的量要在 3.5%以上，只有这样才能使氮氧化物和一氧化碳同时达标。
（3）燃烧喷嘴的尺寸对锅炉的压差有很大影响。
，因此在开关燃烧风门的时候，速度应尽量慢，并且能够增加风量，使得压差在0.62kPa以上，火检强度可能会减弱，这时候就需要注意观察强度。
300MW 锅炉烟气超低排放后脱硝系统的优化运行摘要：火电厂烟气实行超低排放改造以后，单一的脱硝系统已满足不了日益严峻的环保形势要求，这就需要我们不断优化脱硝系统，既保证环保参数的达标排放，又能满足机组长期安全、经济运行。
关键词：系统优化；热解；水解；经济引言：随着全国环境空气质量的下降，环保压力与日俱增，国家环保部对火电厂的废气排放也提出了新的要求，因此在2015年新的环保法也规定了更为严格的烟气超低排放标准，这对我们火电厂保证烟气达标排放提出了更高的要求，使脱硝系统能否稳定运行面临着考验。
概述早期火电厂烟气脱硝一部分采用的是SCR脱硝尿素热解工艺，从近几年脱硝系统运行方面，存在着许多问题，例如流经电加热器的热一次风含灰量大造成加热管磨损、加热器堵塞超温、通流面积减小等故障；另外尿素喷枪运行中调整维护不当会造成热解炉出口部位结晶堵塞，超低排放改造后此现象尤为严重；热解系统尿素溶液主循环大部分没有备用循环系统，大大降低了脱硝热解系统运行的稳定性和可靠性。
最初的脱硝热解系统电加热器电耗高，电加热器运行环境恶劣，可靠性差，严重威胁着脱硝系统的安全稳定运行，即便后来部分机组通过改造，通过用烟气加热器替代电加热器等方法来提高系统可靠性，但由于受到烟气温度、流量不易控制、含灰量大、启动时加热器出力受限等条件限制，改造的最终效果都不太理想。
随着国家对环保的不断重视，脱硝热解系统的缺点日益突出，许多电厂为了保证脱硝系统的稳定运行，纷纷对原有的系统进行了改造。
如增加脱硝尿素直喷系统、增设备用脱硝设备及系统、使用脱硝水解等。
液氨脱硝系统虽然初投资相对较小，运行成本较低，但是液氨作为重大危险源，安全风险极大，随着国家和对安全性的重视日益提高，越来越多的脱硝系统仍选择尿素作为还原剂的制备原料。
首阳山公司300MW机组自2016年超低排放改造时经过论证，引入水解制氨工艺，和尿素热解系统互为备用，机组运行时采用水解系统，热解系统备用，当水解系统有检修工作或故障时投入热解系统，保证在任何情况下，出口NOX都能达标排放，增加了脱硝系统运行的灵活性、可靠性。
火电机组宽负荷脱硝改造研究发表时间：2018-08-17T09:53:01.137Z 来源：《电力设备》2018年第15期作者：逯宝宏[导读] 摘要：国内绝大部分火电机组已完成了或正在实施超低排放改造，但是在启停机及负荷低于50%BMCR工况运行期间，因烟温低于SCR装置最佳反应温度的下限值，在此期间需解列脱硝系统，造成氮氧化物排放超标。
（中电建甘肃能源崇信发电有限责任公司甘肃省平凉市崇信县 744200）摘要：国内绝大部分火电机组已完成了或正在实施超低排放改造，但是在启停机及负荷低于50%BMCR工况运行期间，因烟温低于SCR 装置最佳反应温度的下限值，在此期间需解列脱硝系统，造成氮氧化物排放超标。
本文对实施火电机组宽负荷脱硝改造的必要性及可行性进行了研究。
关键词：火电机组；宽负荷；脱硝一、前言党的十八大以来，党中央把生态文明建设作为统筹推进“五位一体”总体布局和协调推进“四个全面”战略布局的重要内容，我国成为全球生态文明建设的重要参与者、贡献者、引领者，美丽中国建设迈出了重要步伐。
为有效控制火电厂大气污染物排放，我国采取了发展清洁发电技术，降低发电煤耗，淘汰落后产能，强化节能减排，关停小火电机组，推进电力工业结构调整等一系列重要措施，并取得了显著成效。
目前，绝大部分火电机组已完成了或正在实施超低排放改造，改造后在正常运行中氮氧化物的排放浓度小于50毫克/立方米。
但是，国内绝大部分火电机组采用的是选择性催化还原法（SCR）脱硝技术，通常SCR装置的最佳反应温度范围为320℃~420℃，在启停机及低负荷运行期间，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足脱硝装置的温度要求，因此，在此期间需解列脱硝系统，造成氮氧化物排放超标。
为促进新能源消纳，国家大力推动火电机组实施深度调峰改造，随着资源系统转型发展，煤电的未来发展将从单纯保障电量供应，向更好地保障电力供应、提供辅助服务并重转变，为清洁能源发展腾空间、搞服务，尤其是新能源富集区，火电机组在30%~50%负荷区间运行将成为新常态，在此工况下，尾部烟道的烟温将大幅降低，存在不满足SCR装置对温度的要求，NOX排放超标的可能，因此，实施宽负荷脱硝改造是必要的。
300MWCFB锅炉脱硝提效工艺研究与实施郭建利大唐武安发电有限公司，河北省武安市矿山镇056300Study and Practice on the process of denitrification and extraction in300MWCFBboilerGuo JianliDatang Wuan Power Generation Co.,Ltd.,Wuan City,Hebei Province.ABSTRACT:By the Datang Wu'an power plant300MW CFB boiler removal denitrification system provided effective research,from the transformation of the flue;transformation of central cylinder;SNCR de denitrification system transformation etc.are analyzed,and then put forward reform scheme.From the early inhibition of NOx production and post NOx removal measures and implementation. Reconstruction of post denitrification efficiencies of more than65%,NOx emission concentration is less than or equal to80mg,equipment,stable operation.KEY WORD:Circulating fluidized bed;denitrification; process.摘要：通过对大唐武安电厂300MWCFB锅炉脱硝系统提效研究，从烟道改造；中心筒改造；SNCR脱硝系统改造等方面进行分析，并分别提出改造方案。
锅炉宽负荷脱硝改造研究与应用SCR系统的催化剂的工作温度通常在290~420℃之间，SCR反应器的烟气温度设计在310~420℃之间，否则脱硝系统无法正常工作。
以目前哈锅1024t/h锅炉的最低运行负荷为主蒸汽流量510t/h（约55%电负荷）的供热工况，此时锅炉A、B两侧实测SCR进口烟温分别为308.5℃、311.4℃（平均为309.9℃），A，B两侧烟温基本相同，且均能满足脱硝的正常需求。
但根据后续的供热及调峰要求，锅炉的负荷必须进一步降低（30%额定负荷），此时，锅炉尾部烟气的温度将进一步下降，即脱硝入口烟气温度将进一步降低，尤其在当下煤质不稳定的条件下，当入炉煤质频繁波动而造成的烟气量增减，会使得低负荷下的SCR入口烟温频繁波动，不能满足脱硝系统运行需求。
与此同时，在国家节能环保的高压政策下，SCR脱硝装置在全负荷、全时段内高效稳定运行受到普遍性关注。
按超低排放标准要求，NOx 排放浓度须严格控制在50mg/Nm3（干基、6%O2）以下，较低的NOx排放浓度常伴随着较高氨逃逸率，逃逸的氨（NH3）与烟气中的三氧化硫（SO3）反应生成硫酸氢铵（NH4HSO4），该酸性物质易造成空气预热器堵塞，且对下游的除尘设备、低压省煤器等造成不利影响。
根据北极星节能环保网2015年公开的某大型发电集团的统计结果，300MW等级机组空气预热器堵灰已成为共性问题。
针对当下火电机组降负荷调峰的运行趋势，更低的负荷意味着更低的排烟温度，进而进一步加剧了该问题的严重性。
因此，为了保证锅炉在低负荷下的脱硝运行温度，需通过改造以提高锅炉30%额定负荷时SCR入口烟气温度；同时，针对低负荷下的SCR脱硝装置氨逃逸带来的下游空预器积灰堵塞问题，实施SCR分区喷氨改造技术。
本章将依据现有哈锅1024t/h锅炉的实际运行工况、锅炉设计工况、煤质条件及其他电厂改造经验，分析适合于哈锅1024t/h锅炉宽负荷脱硝改造技术路线。
基于DCS控制技术的300MW机组脱硫脱硝系统相关思考发布时间：2021-03-26T14:45:06.050Z 来源：《电力设备》2020年第32期作者：李国烽[导读] 摘要：在火电厂生产过程中，燃煤所产生的二氧化硫对大气环境具有严重危害，对此需要有效应用DCS控制技术，对脱硫脱硝系统进行有效运用。
（江苏中顺节能科技有限公司）摘要：在火电厂生产过程中，燃煤所产生的二氧化硫对大气环境具有严重危害，对此需要有效应用DCS控制技术，对脱硫脱硝系统进行有效运用。
本文针对基于DCS控制技术的300MW机组脱硫脱硝系统进行分析，介绍了该项系统运行的主要原理，结合DCS控制技术特点探讨了控制系统的组成，希望能够为相关工作人员起到一些参考和借鉴。
关键词：DCS控制技术；300MW机组；脱硫脱硝系统一、基于DCS控制技术的300MW机组脱硫脱硝系统原理（一）脱硫技术概述火电厂在对二氧化硫排放进行控制时，需要结合脱硫进程对其不同阶段进行划分，主要包括以下几个方面。
首先，燃烧前脱硫具体是指采用相关方法对煤进行净化，使煤中硫成分得到去除，减少二氧化硫排放量。
其次，在燃烧过程中进行脱硫，需要通过加入脱硫剂，使煤中的硫成分得到转化，并生成具体的硫酸盐。
最后，在燃烧后进行脱硫，该项技术具有十分广泛的应用，从技术角度分析可具体分为干法、湿法以及半干法等三种工艺类型。
图1：300MW机组脱硫脱硝系统示意图图2：300MW机组脱硫脱硝系统结构示意图（二）湿法烟气脱硫技术湿法脱硫技术的主要原理是对碳酸钙、CaCO3、氧气等进行利用，从而与二氧化硫共同生成石膏，吸收烟气当中的二氧化硫。
通常来说，在湿法脱硫系统当中包含进行碳酸钙、氧气和二氧化硫之间反应的吸收塔，不仅可以在塔内送入烟气，而且还可以对石灰石浆液进行制作，从而有效吸附二氧化硫。
同时在反应之后，还可通过石膏脱水系统对生成的石膏进行脱水。
除此之外，在该项工艺当中还具体包括废水处理、辅助设备等系统。
300MW机组静电除尘器系统提高除尘效率改造内容摘要：电除尘本体扩容改造增加收尘面积，提高除尘效率；电除尘供电高频电源改造，降低电除尘器能耗，利于提高除尘效率；电除尘干除灰负压收灰改造，治理粉煤灰的二次污染，提高粉煤灰的综合利用，降低设备维护成本。
系统改造达到节能降耗，减少污染物的排放，清洁生产，保护员工的身体健康，符合国家环保要求。
一、概述#3（300MW）机组配置2台双室四电场静电除尘器，由上海冶金矿山机械厂设计。
本体是上海冶金矿山机械厂，电气部分为大连电子研究所生产。
型号：2FAA2×37.5M2×30M-2×80-150-AI，投运时间：#3炉静电除尘器1996年投运。
#3炉静电除尘器除灰系统采用干、湿混排方式。
灰斗中的粉煤灰通过卸灰器、三通卸灰挡板，根据实际生产需要在干除灰或湿除灰之间相互切换。
干除灰运行方式为由螺旋输送机将各灰斗的粉煤灰集中输送至电除尘零米的1台额定输灰能力为30t/h的连续输送单仓泵，由仓泵送至干灰库。
湿除灰运行方式为灰斗中的粉煤灰通过卸灰器、三通卸灰挡板切换至落灰管，由箱式冲灰器将灰、水混合后通过灰渣泵送至灰场储存。
1.#3炉静电除尘器目前运行状况分析电除尘经过近十八年运行，设备已出现严重老化的现象。
主要表现在：1)阳极板腐蚀，磨损后变薄、变脆，大面积破裂，弹性降低，振打效果差，积灰严重，影响收尘。
2)阴极线为58圈的不锈钢螺旋线。
由于长时间锈蚀、电蚀和金属疲劳，经常出现螺旋线挂钩根部断线现象，导致阴阳极短路。
同时，阴极螺旋线虽然放电较为均匀，但其整体放电性能较差。
在电除尘入口含尘浓度较高时，经常出现电晕封闭现象。
3)部分阴、阳极振打轴系经常出现卡涩，导致阴极保险销断销频繁，阴极振打瓷轴断裂。
原阴、阳极振打轴承采用叉式轴承，由于长周期运行，导致阴、阳极振打轴耐磨套、叉式轴承的托板磨损严重。
振打轴中心下移，振打部位偏移。
运转时轴系跳动较大，出现卡轴，转动困难。
某300MW燃煤机组SCR脱硝催化剂磨损问题分析所属行业: 大气治理关键词：脱硝催化剂磨损 SCR脱硝脱硝技术随着国家对环境保护要求的日趋严格，燃煤电厂烟气脱硝已成为我国燃煤电厂环保工作的重点。
SCR烟气脱硝技术是目前应用最多、技术最为成熟的一种脱硝技术。
由于大多采用高灰布置方式，SCR脱硝装置在长期运行过程中，往往难以避免催化剂磨损问题，特别是当设计不当、运维经验不足等方面问题存在时，会进一步加剧催化剂磨损，对脱硝装置乃至发电机组的安全、稳定运行产生不利影响，同时影响机组运行的经济性，这已成为当前燃煤发电企业亟需解决的重要技术难题。
1 某燃煤电厂SCR脱硝装置概述西南地区某燃煤电厂300MW机组采用东方锅炉（集团）股份有限公司生产的自然循环锅炉，燃烧器布置于下炉膛前后拱上，“W”型火焰燃烧方式。
采用SCR脱硝工艺、板式催化剂、液氨作为还原剂，脱硝装置设计条件如表1所示。
表1 脱硝装置设计条件从表1可知，脱硝装置设计煤质灰分为38%，飞灰含量为45g/m3，烟气中灰分较大，存在积灰堵塞的风险；设计进口NOx浓度为1100mg/m3，出口控制在200mg/m3以下，NOx脱除量较大，氨耗量较高，一旦运行控制不好或者出现异常，则存在氨逃逸超标的风险；此外，相关研究表明，飞灰的化学组分中SiO2和Al2O3所占飞灰的比值通常作为衡量飞灰磨损特性的重要指标，比值越大，磨损越严重，当比值超过60%时，磨损将显著加重，表1中SiO2+Al2O3占比约80%，客观上存在催化剂磨损问题的风险。
脱硝装置于2015年9月投运，2016年1月停机对催化剂进行检查，发现出现催化剂磨损问题，2017年5月检查发现催化剂磨损严重，部分区域催化剂全部磨损。
2 飞灰对催化剂磨损机理催化剂磨损主要是由烟气中的飞灰颗粒物与催化剂相互作用引起的。
微观上讲，磨损是以飞灰颗粒随烟气高速撞击催化剂壁时产生的冲击力引起的，当飞灰撞击催化剂壁表面时，使其微粒克服分子间结合力而与催化剂本体分离产生磨损。
第３期 收稿日期：２０１８－１１－０８作者简介：杨 坤（１９８４—），男，工程师，从事电力环保咨询服务工作。
某３００ＭＷ机组２０％ＴＲＬ工况宽负荷脱硝技术改造方案探讨杨 坤１，申伟伟２，王 羽１（１．北京国电智通节能环保科技有限公司，北京 １０００５３；２．国家电投集团中电神头发电有限责任公司，山西朔州 ０３６０１１）摘要：为应对全国范围内可再生能源消纳，部分区域负荷波动大，机组调节困难等问题。
进行灵活性改造，提高机组深度调峰能力的燃煤电站在市场中更具备竞争力。
改造过程中，由于低负荷造成的氮氧化物排放超标属于重点和难点。
本文通过２０％ＴＲＬ工况下改造方案，探讨改造可能产生的问题，并提出解决方案。
关键词：脱硝系统；灵活性改造；３００ＭＷ机组中图分类号：Ｘ７８４ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００８－０２１Ｘ（２０１９）０３－００８３－０２ 随着电网容量的增加和用电结构的变化，电网峰谷负荷差值逐渐增大，对调峰电源的需求也逐渐升高。
大容量机组在我国各大电网占有的比例越来越大，因而大容量机组参与调峰运行已成必然趋势。
提高火电机组的灵活性，为国内清洁能源让路，在保证电网稳定运行的前提下，燃煤机组要求锅炉在机组≤３０％额定负荷条件下能够稳定运行，同时降低锅炉出口ＮＯＸ的排放值。
提高电厂锅炉投运稳定灵活性，实现深度调峰（低负荷运行），快速启停，爬坡能力加强。
火力发电厂“超低负荷灵活性稳定运行”改造工作势在必行［１－３］。
本文所分析机组是哈尔滨锅炉厂有限公司设计制造的配３００ＭＷ汽轮发电机组的亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风、四角切圆燃烧方式，设计燃料为褐煤。
本文以２０％ＴＲＬ目标进行脱硝系统改造方案的分析和探讨。
１ 宽负荷脱硝改造方案２０％ＴＲＬ试验期间，ＳＣＲ入口烟温在２９２℃，故需要考虑对ＳＣＲ系统进行全负荷脱硝研究。
通常ＳＣＲ装置的最佳反应温度范围为３００～４００℃，对于特定的装置，催化剂的设计温度范围稍有变化，通常按照锅炉正常负荷的省煤器出口烟温设计，当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足脱硝装置的温度要求。
宽负荷脱硝技术一般分为两类：（１）催化剂改造为低温催化剂，使得催化剂能够满足低负荷时烟气温度的运行要求；（２）提高进入ＳＣＲ烟气的温度，控制机组在任意负荷下反应器中烟气温度均在３００～４００℃之间。
目前低温催化剂仅存在于实验室阶段，本本主要讨论提高ＳＣＲ入口烟气温度的方法，采取的改造方案主要有以下几种：（ａ）简单水旁路方案；（ｂ）省煤器热水再循环；（ｃ）烟气旁路方案。
１．１ 简单水旁路该方案是通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，直接引至下降管中，减少流经省煤器的给水量，从而减少省煤器从烟气中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。
方案的改造范围：需要设置的管道旁路包括：冷热水混合器，调节阀，截止阀，止回阀，新增原给水管道至下降管之间的给水管道，管道支吊架，其他疏水设置等。
１．２ 省煤器流量置换方案该方案是在省煤器简单水旁路的基础之上进一步发展的方案。
第一部分也是通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路直接引至下降管中，减少流经省煤器的给水量，从而减小省煤器从烟气中吸热量。
第二部分再通过热水再循环系统将省煤器出口的热水再循环（增加泵）引至省煤器进口，提高省煤器进口的水温，降低省煤器的吸热量，提高省煤器出口的烟气温度。
方案需要改造的范围：方案在冷热水混合器，调节阀，截止阀，止回阀，新增原给水管道至下降管之间的给水管道，管道支吊架，其他疏水设置等的基础之上，增加了一套省煤器再循环系统，包括：再循环泵，压力容器罐，调节阀，截止阀，止回阀，以及相应的疏水系统。
１．３ 烟气旁路方案本方案是通过设置一个烟气旁路将高温烟气直接引入ＳＣＲ入口处与省煤器出口的低温烟气混合，提高ＳＣＲ入口烟温的方案。
该方案设置简单，该方案一般用于双烟道以及有施工条件的机组。
方案改造范围：包括锅炉增加的旁路烟道，原烟道的拆除，关断阀、膨胀节调节挡板、支吊ＳＣＲ基础钢架的校核与加固，增加吹灰器，平台扶梯等。
该方案通过在转向室的两侧的烟道上开孔，抽走一部分烟气引至ＳＣＲ入口烟道处，在低负荷下，通过抽取较高温度的烟气与省煤器出口过来的烟气混合，使低负荷下ＳＣＲ入口处的烟气温度提高。
烟气旁路方案会使再热汽温有所降低。
烟气从烟气转向室处旁路方案从转向室抽取烟气的原因是此处烟温较高以及抽取的烟气量比较合适，通过计算得出，从转向室需要抽取１０％左右烟气，若从尾部竖井烟道的其他位置抽取，所需的烟气量较大，通过阻力平衡以及挡板很难调节所要的烟气量通过旁路，从而达不到效果，另外，从更高烟温处抽取烟气，一方面会影响高温受热面吸热，另一方面烟气混合不均时的影响更大，因此一般选择在转向室处。
２ 各方案评价２．１ 省煤器简单水旁路方案改造效果上：本方案高低负荷下可以提高ＳＣＲ入口烟温１０℃左右，改造后在７５％ＴＲＬ负荷以上可以维持ＳＣＲ入口烟温在３１５℃以上，在５０％ＴＲＬ负荷可以提高ＳＣＲ入口烟温１０℃，根据目前电厂省煤器出口烟温来看，在２０％ＴＲＬ下，烟气温度勉强达到３００℃。
安全可靠性上：通过旁路省煤器的给水，可以提高省煤器出口烟温１０℃左右，此时，省煤器悬吊管的温度仍然有一定的过冷度，完全可以保证省煤器的安全。
即在保证省煤器悬吊管温度有过冷度的前提下，低负荷下可以提高省煤器出口烟温１０℃左右。
工程投资及复杂性：工程投资小，系统简单，安全可靠。
总投资在３００万左右。
应用调研情况：目前国内采用简单水旁路方案改造成功的业绩较少，如国电投平圩电厂，浙能绍兴热电等。
实炉试验的效果与计算值基·３８·杨 坤，等：某３００ＭＷ机组２０％ＴＲＬ工况宽负荷脱硝技术改造方案探讨山 东 化 工本一致，在１０℃左右。
该方案总投资费用较低，保证省煤器安全的前提下，ＳＣＲ出口烟气温度提升１０℃左右。
２．２ 省煤器流量置换方案改造效果上：可以在５０％负荷到３０％ＢＭＣＲ负荷之间，通过循环泵循环一部分热水配合旁路一定流量的给水，能保证省煤器各个负荷下，省煤器出口烟温达到３１５℃满足烟温要求。
安全可靠性上：通过循环泵循环一部分热水配合旁路一定流量的给水，可以使各个负荷省煤器出口烟温都可以达到３１５℃以上，此时，省煤器悬吊管的温度仍然有一定的过冷度，完全可以保证省煤器的安全，同时也满足目前国内要求的调峰实际情况，另外增加了泵自身的旁路，避免了泵的启停，保证了泵的安全运行。
工程投资及复杂性：本方案进一步改善ＳＣＲ入口烟气温度，需要设置一条再循环泵旁路系统，系统稳定可靠，在高负荷下不调节时不会对锅炉产生影响。
投资约１２００万。
对经济性的影响：改造后，在高负荷下，不需要泵循环热水以及旁路给水，因此不会影响到锅炉正常运行，经济性跟改造前一样。
在低负荷下，需要泵循环热水以及旁路部分给水，锅炉排烟温度会升高，效率会有所降低。
应用调研情况：目前国内改造成功的电厂有：沙角Ｃ厂、阚山电厂、利港电厂等。
实炉运行效果跟理论分析一致，提升温度可到４０℃，运行中投自动，人工不干预。
在国家要求深度调峰的大背景下，大多数电厂采用该方案配合低负荷稳燃。
２．３ 烟气旁路方案通过设置一个烟气旁路将高温烟气直接引入ＳＣＲ入口处与省煤器出口的低温烟气混合，提高ＳＣＲ入口烟温。
改造效果上：根据同类机组，采用烟气旁路方案锅炉在低负荷下最多可以提升ＳＣＲ入口烟温２０℃。
旁路烟道的烟气量时根据旁路烟道的阻力和原主烟道阻力平衡得出的，在实际工程中对于单烟道锅炉，不经过调节的话往往主烟道的阻力并不足以让通过旁路烟道的烟气量达到理论值，因此调节效果不理想，单烟道若增加挡板，增加施工和成本。
安全可靠性上：旁路烟道在不用时是关闭的，当长时间不用时，关闭阀上会积满灰，等需要用时，存在关断阀打不开的现象。
很多烟气旁路工程应用不好的原因在于，现场的结构让旁路的高温烟气和省煤器出口的低温烟气不能混合均匀，导致局部烟气温度高，而局部烟气温度低，局部过高的烟气可能导致ＳＣＲ催化剂烧结失效。
这对于机组是十分不利的。
因此该方案一般用于双烟道以及有施工条件的机组。
工程投资及复杂性：整个方案设置一个或者两个烟气旁路通道，在旁路烟道中安装膨胀节、关断阀以及调节阀。
对经济性的影响：方案三改造后对锅炉经济性在高负荷完全关闭关断阀不考虑烟气泄漏的情况下不影响，在低负荷下打开旁路烟道，让高温烟气与省煤器出口的低温烟气直接混合，提高ＳＣＲ入口烟气温度，因此锅炉效率降低。
应用调研情况：目前国内改造成功的电厂有：潮州电厂以及北方一些机组。
方案评价：烟气旁路方案适用于双烟道炉型，同时该方案实施后存在几个问题：１）旁路烟道的关断阀如果长期不用，可能导致卡死打不开。
２）旁路烟道不能完全关死，存在一定的漏气量。
３）旁路烟道后，冷热烟气混合不均匀，可能导致较高负荷下ＳＣＲ局部催化剂烧结。
鉴于这几点考虑，一般不推荐旁路烟道方案。
３ 结论与探讨改造效果对比如表１。
表１ 宽负荷脱硝方案对比方案改造效果安全可靠性运行方式投资成本及施工周期对锅炉经济性影响改造成功电厂一：简单水旁路可以使各负荷段ＳＣＲ入口烟温提高１０℃左右ＳＣＲ入口烟温提高１０℃左右，省煤器悬吊管仍有１０℃的过冷度，保证安全性随负荷变化调节阀门约３００万元安装周期１０天。
燃煤量增加，维护成本约５万／年。
绍兴热电二：省煤器流量置换可以使３０％ＢＭＣＲ负荷及以上负荷ＳＣＲ入口烟温达到３１５℃ＳＣＲ入口烟温达到３１５℃，省煤器悬吊管仍有一定的过冷度，保证安全性，另外泵是一直运行，避免了启停随负荷变化调节阀门和泵约１２００万元，管路平台扶梯等机组运行期间可以安装，占用停炉时间２周。
燃煤量增加，维护成本及泵耗电约３６万／年。
沙Ｃ电厂、阚山电厂、利港电厂三：烟气旁路方案可以在低负荷下提高ＳＣＲ入口烟温２０℃旁路烟道可能存在关断不严实，或者打开的时候不能打开，高温和低温烟气混合存在不均匀的问题随负荷变化调节烟气阀门约１２００万元，安装周期至少３０天。
低负荷下降低锅炉的经济性潮州电厂 在火电机组低负荷运行越来越成为常态的背景下，超低负荷下锅炉ＳＣＲ入口烟温达不到脱硝设备安全投运的烟温要求，影响机组的安全温度运行。
为此，针对该３００ＭＷ机组宽负荷脱硝进行研究，形成如下结论：从调节烟温的效果和改造效果上来看，烟气旁路、省煤器热水再循环方案均能提升ＳＣＲ入口烟温２０～３０℃。
烟气旁路方案对机组的改造适应性有缺陷，主要表现在：（１）尾部烟道为单烟道，旁路烟道的烟气量不能满足要求，如果加装挡板调节存在较大的布置和施工困难；（２）采用烟气旁路（下转第８９页）·４８·ＳＨＡＮＤＯＮＧＣＨＥＭＩＣＡＬＩＮＤＵＳＴＲＹ ２０１９年第４８卷 第３期整个分析过程可以在几到十几秒内完成，Ｈｙｄｒｏｓｔｅｅｌ通过测量由壁内的氢原子（腐蚀产物）渗透到壁外的量，评估壁内的腐蚀速度，氢通量检测值与管道内壁的氢原子的量成正比（见图２）。
