锅炉已完成脱硝烟气旁路改造方案。通过对水平低温过热器入口部位包墙管拉稀（增大包墙管间隙），获得左右2个对称的旁路烟道接口，将水平低温过热器入口部分高温烟气抽出，通过旁路烟道直接和省煤器出口（过、再热烟气调温挡板后）低温烟气混合。在旁路烟道水平段、垂直段设置非金属膨胀节，并在两膨胀节中间布置关断型、调节型挡板各1套，见图1。

图1脱硝烟气旁路烟道布置

脱硝烟气旁路按最低负荷30%BMCR计算，从水平低温过热器入口即转向室附件抽取高温烟气，将SCR入口烟气温度加热到325℃，需热烟气总量138.9t，占总烟气的12.4%。

3.2机组停机过程烟温提升技术的应用

锅炉脱硝烟气旁路改造后，50%额定负荷工况下，SCR入口烟温能相应提高20℃左右，配合采用机组停机过程烟温提升技术，SCR入口烟温在机组整个停机过程均超过脱硝催化剂的最低使用温度（300℃），实现了停机过程全程脱硝投入运行，详细数据见表2。

表2机组停机过程主要参数（采用烟温提升技术）

在停机过程中，要充分发挥脱硝烟气旁路的作用，负荷至300MW时，全开脱硝烟气旁路，随着负荷的降低，逐渐关小过、再热烟气挡板，增加脱硝旁路烟气量。

若汽轮机无滑参数降温需求，尽可能维持较高的过、再热蒸汽温度。整个停机过程，过热汽温维持在490℃以上，再热汽温维持在500℃以上，大大减少了过、再热蒸汽的吸热量，有效提升烟温。

锅炉转湿态运行后，充分利用直流炉的炉水再循环泵，将接近饱和状态的高温炉水混入高压加热器出口的低温给水中，极大地提高了进入省煤器的给水温度。随着炉水再循环比例的增大，高加出口给水温升最高达64.2℃，减少了省煤器的吸热量，提高了SCR入口烟温。

停机过程中，总煤量逐渐减少，烟气量相应减少，热负荷逐渐降低，适当增加总风量，提高烟气氧量，减少各级受热面的吸热比例，提高SCR入口烟温。

3.3机组启动过程烟温提升技术的应用

机组常规启动方式下，按汽轮机厂家的冷态启动曲线要求，汽轮机冲车参数分别为主汽温度360℃、再热蒸汽温度320℃，发电机并网前参数分别为主汽温度420℃、再热蒸汽温度355℃。虽然锅炉已完成脱硝烟气旁路改造，但是发电机并网前SCR入口烟温仍然达不到脱硝催化剂的最低使用温度。发电机并网后1h10min，负荷55.8MW时，SCR入口烟温才满足脱硝投入条件，详细数据见表3。

表 3 机组启动过程主要参数（常规启动方式）

为了实现全负荷脱硝投入，在机组启动过程中，全程应用启动过程烟温提升技术。在发电机并网前，SCR入口烟温已达到313.2℃，满足脱硝催化剂最低使用温度，实现了机组启动全负荷NOX达标排放，详细数据见表4。

表 4 机组启动过程主要参数（采用启动过程烟温提升技术）

整个启动过程中，关小再热烟气挡板至最小开度（10%），减少低温再热器的吸热量，适当开启过热烟气挡板至30%，提高省煤器出口烟温，同时，脱硝烟气旁路保持全开，增加脱硝烟气旁路的烟气流量，有效提高SCR入口烟温。

汽轮机冲车参数按汽轮机厂家提供的高限控制，主、再热蒸汽温度不超430℃。汽轮机中速暖机结束后，主、再热蒸汽温度提高至488℃和477.5℃。通过增加锅炉燃料投入量，发电机并网前，继续提高主汽温度至510℃，再热蒸汽温度至490℃。锅炉燃料投入量较常规启动方式增加66%，炉内热负荷升高，锅炉烟温相应升高。

启动过程中，充分利用直流炉的炉水再循环泵提高再循环流量，将接近饱和状态的高温炉水混入高压加热器出口的低温给水中，提高了进入省煤器的给水温度。炉水加热低温给水温升的大小，直接受炉水再循环比例的影响，当比例达到76.6%时，最高温升达158.5℃，减少了省煤器的吸热量，极大地提高SCR入口烟温。

汽轮机中速暖机时，随机投入高、低压加热器，在保证高压加热器温度变化率的前提下，逐渐提高高压加热器温升至31.5℃，并提高除氧器水温至100℃，提高给水温度，减少锅炉省煤器吸热量。

4结语

燃煤锅炉完成脱硝烟温提升改造后，已实现40%额定负荷脱硝入口烟温不低于脱硝催化剂的最低使用温度，机组正常调峰负荷内脱硝全程投入。但是，机组启、停过程中，脱硝系统仍然由于烟温低被迫退出运行。若要实现锅炉全负荷段脱硝投入，在实施锅炉脱硝烟温提升改造的基础上，必须优化机组启、停机操作，应用机组启、停机烟温提升技术，从运行操作方面提高脱硝系统入口烟温，才能保证发电机并网前脱硝系统投入运行。