鍋爐已完成脫硝煙氣旁路改造方案。通過對水平低溫過熱器入口部位包墻管拉稀（增大包墻管間隙），獲得左右2個對稱的旁路煙道接口，將水平低溫過熱器入口部分高溫煙氣抽出，通過旁路煙道直接和省煤器出口（過、再熱煙氣調溫擋板后）低溫煙氣混合。在旁路煙道水平段、垂直段設置非金屬膨脹節，并在兩膨脹節中間布置關斷型、調節型擋板各1套，見圖1。

圖1脫硝煙氣旁路煙道布置

脫硝煙氣旁路按最低負荷30%BMCR計算，從水平低溫過熱器入口即轉向室附件抽取高溫煙氣，將SCR入口煙氣溫度加熱到325℃，需熱煙氣總量138.9t，占總煙氣的12.4%。

3.2機組停機過程煙溫提升技術的應用

鍋爐脫硝煙氣旁路改造后，50%額定負荷工況下，SCR入口煙溫能相應提高20℃左右，配合采用機組停機過程煙溫提升技術，SCR入口煙溫在機組整個停機過程均超過脫硝催化劑的最低使用溫度（300℃），實現了停機過程全程脫硝投入運行，詳細數據見表2。

表2機組停機過程主要參數（采用煙溫提升技術）

在停機過程中，要充分發揮脫硝煙氣旁路的作用，負荷至300MW時，全開脫硝煙氣旁路，隨著負荷的降低，逐漸關小過、再熱煙氣擋板，增加脫硝旁路煙氣量。

若汽輪機無滑參數降溫需求，盡可能維持較高的過、再熱蒸汽溫度。整個停機過程，過熱汽溫維持在490℃以上，再熱汽溫維持在500℃以上，大大減少了過、再熱蒸汽的吸熱量，有效提升煙溫。

鍋爐轉濕態運行后，充分利用直流爐的爐水再循環泵，將接近飽和狀態的高溫爐水混入高壓加熱器出口的低溫給水中，極大地提高了進入省煤器的給水溫度。隨著爐水再循環比例的增大，高加出口給水溫升最高達64.2℃，減少了省煤器的吸熱量，提高了SCR入口煙溫。

停機過程中，總煤量逐漸減少，煙氣量相應減少，熱負荷逐漸降低，適當增加總風量，提高煙氣氧量，減少各級受熱面的吸熱比例，提高SCR入口煙溫。

3.3機組啟動過程煙溫提升技術的應用

機組常規啟動方式下，按汽輪機廠家的冷態啟動曲線要求，汽輪機沖車參數分別為主汽溫度360℃、再熱蒸汽溫度320℃，發電機并網前參數分別為主汽溫度420℃、再熱蒸汽溫度355℃。雖然鍋爐已完成脫硝煙氣旁路改造，但是發電機并網前SCR入口煙溫仍然達不到脫硝催化劑的最低使用溫度。發電機并網后1h10min，負荷55.8MW時，SCR入口煙溫才滿足脫硝投入條件，詳細數據見表3。

表 3 機組啟動過程主要參數（常規啟動方式）

為了實現全負荷脫硝投入，在機組啟動過程中，全程應用啟動過程煙溫提升技術。在發電機并網前，SCR入口煙溫已達到313.2℃，滿足脫硝催化劑最低使用溫度，實現了機組啟動全負荷NOX達標排放，詳細數據見表4。

表 4 機組啟動過程主要參數（采用啟動過程煙溫提升技術）

整個啟動過程中，關小再熱煙氣擋板至最小開度（10%），減少低溫再熱器的吸熱量，適當開啟過熱煙氣擋板至30%，提高省煤器出口煙溫，同時，脫硝煙氣旁路保持全開，增加脫硝煙氣旁路的煙氣流量，有效提高SCR入口煙溫。

汽輪機沖車參數按汽輪機廠家提供的高限控制，主、再熱蒸汽溫度不超430℃。汽輪機中速暖機結束后，主、再熱蒸汽溫度提高至488℃和477.5℃。通過增加鍋爐燃料投入量，發電機并網前，繼續提高主汽溫度至510℃，再熱蒸汽溫度至490℃。鍋爐燃料投入量較常規啟動方式增加66%，爐內熱負荷升高，鍋爐煙溫相應升高。

啟動過程中，充分利用直流爐的爐水再循環泵提高再循環流量，將接近飽和狀態的高溫爐水混入高壓加熱器出口的低溫給水中，提高了進入省煤器的給水溫度。爐水加熱低溫給水溫升的大小，直接受爐水再循環比例的影響，當比例達到76.6%時，最高溫升達158.5℃，減少了省煤器的吸熱量，極大地提高SCR入口煙溫。

汽輪機中速暖機時，隨機投入高、低壓加熱器，在保證高壓加熱器溫度變化率的前提下，逐漸提高高壓加熱器溫升至31.5℃，并提高除氧器水溫至100℃，提高給水溫度，減少鍋爐省煤器吸熱量。

4結語

燃煤鍋爐完成脫硝煙溫提升改造后，已實現40%額定負荷脫硝入口煙溫不低于脫硝催化劑的最低使用溫度，機組正常調峰負荷內脫硝全程投入。但是，機組啟、停過程中，脫硝系統仍然由于煙溫低被迫退出運行。若要實現鍋爐全負荷段脫硝投入，在實施鍋爐脫硝煙溫提升改造的基礎上，必須優化機組啟、停機操作，應用機組啟、停機煙溫提升技術，從運行操作方面提高脫硝系統入口煙溫，才能保證發電機并網前脫硝系統投入運行。