电站锅炉宽负荷脱硝实施技术路线比较研究

电站锅炉宽负荷脱硝实施技术路线比较研究

发表时间：2017-07-17T10:43:29.487Z 来源：《电力设备》2017年第8期作者：孙哲[导读] 摘要：SCR对烟气温度的要求为320-410℃。存在低负荷脱硝入口烟气温度偏低情况。为保证电厂脱硝的宽负荷投运，满足环保要求。需进行电站锅炉宽负荷脱硝改造。

（烟台龙源电力技术股份有限公司 264006）摘要：SCR对烟气温度的要求为320-410℃。存在低负荷脱硝入口烟气温度偏低情况。为保证电厂脱硝的宽负荷投运，满足环保要求。需进行电站锅炉宽负荷脱硝改造。

关键词：低负荷；SCR；催化剂；脱硝温度；宽负荷脱硝 1引言

针对燃煤发电机组大气污染物排放严重的问题，日本上个世纪研制了SCR脱硝技术。欧美发达国家在上世纪八九十年代，也将此技术投入了工业应用，脱硝效率达到了85％以上。随着中国大气环境标准要求的提高，燃煤发电厂在采用炉内低氮燃烧技术基础上，在锅炉尾部省煤器与空预器之间安装SCR脱硝装置，来进一步降低氮氧化物排放。但我国电网峰谷差较大，多数燃煤发电机组参与电网深度调峰，尤其是在低负荷阶段，SCR入口烟气温度低，对脱硝效率产生不利影响。为此，从燃煤发电机组热力特性入手，对国内外采用的提高SCR 入口烟气温度的七种方法进行技术分析。 2技术原理介绍

影响脱硝效率的因素有烟气温度、氧气浓度、喷氨量、氨逃逸量。其中烟气温度是影响NOx脱除效率的重要因素之一。一方面，当温度过低时，不仅会因催化剂的活性降低而降低NOx的脱除效率，而且喷入的NH3还会与烟气中的SOx反应生成 (NH3)2S04附着在催化剂的表面，根据氨逃逸率及硫酸氢氨生成浓度的不同，一般在150℃～230℃及以下温度就可能在空预器相应低温区域发生结露，其腐蚀性极强，且温度越低时的结露的趋势越严重：另一方面，当温度过高时，NH3会与O2发生反应，导致烟气中的NOx增加。因此，在技术改造时，选择和控制好烟气温度尤为重要。锅炉脱硝SCR催化剂设计正常工作温度范围，催化剂允许使用的上下限温度范围，见图1。即t3为下限温度，一般320℃， t4为上限温度，一般420℃，温度在320～420℃之间，温度差100℃，需要发电公司与制造厂技术协议确定。

图1 锅炉SCR入口烟气温度和催化剂温度示意图原来SCR使用正常温度范围机组负荷在50%-100%；机组深度调峰，机组负荷40%～100%额定负荷时，设计SCR入口烟气温度上下限范围，见图1，即t1为下限温度，t2为上限温度。t1设计40%额定负荷为基础，实际对应负荷试验取温度来校核；t2设计为100%额定负荷为基础，实际对应负荷试验取温度来校核，来确定SCR入口烟气温度范围。且留有裕量，一般t4-t2=15～20℃，t1-t3=15～20℃。改造后保证夏季机组大负荷SCR入口烟气温度不超过催化剂的最高使用温度420℃，冬季机组低负荷SCR入口烟气温度不低于催化剂的最低使用温度320℃。

3改造路线比较

根据技术研究和调研分析及实际现场应用情况，目前国内外改善烟气温度的主要技术措施：设置省煤器旁路烟道、省煤器分段设置、热水再循环、提高机组低负荷给水温度、省煤器流量置换等方法，因在役机组容量和类型等有所不同，各有特点和效果。

3.1省煤器分段设置

将锅炉的省煤器改造成两部分，其低温部分置于SCR出口侧，将SCR布置于烟气温度较高的区域，从而解决机组低负荷烟气温度过低无法运行的问题。该方法特点是技术改造较复杂，要考虑空间位置和载荷，需要准确计算防止SCR入口烟气温度超过催化剂上、下限温度，这种方法烟气温度调节幅度20～40℃，对机组经济性无影响，项目投资较大，运行维护简单方便，是技术改造首选方法，适用于各类型机组。

3.2省煤器设置旁路烟道

宽负荷脱硝技术探讨

宽负荷脱硝技术探讨 摘要:电站锅炉宽负荷脱硝改造势在必行,介绍了现有得宽负荷脱硝技术,论述了各自得原理及优缺点,给出了宽负荷脱硝改造得技术方案选取建议。 关键词:电站锅炉;超低排放;宽负荷脱硝;省煤器分级 DOI:10、1６64０／j。ｃnki。３7-1222/ｔ、2016。09。054 1 引言 以煤为主得能源结构并且通过直接燃烧得方式加以利 用就是造成我国大气污染得主要原因之一。因此,为了保障空气质量,必须采用先进得污染物治理技术并执行更为严格得排放标准。《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》中明确要求,燃煤机组必须确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求,其中,氮氧化物(以NO2计)排放浓度不高于5０mg/Ｎm３。在关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题得通知(发改价格［2015］2835号)中明确规定,对验收合格并符合超低排放要求得燃煤发电企业给予适当得上网电价支持,加价电量与实现超低排放得时间比率挂钩,其中,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放中有一项不符合超低排放标准得,即视为该时段不符合超低排放标准、综上,国家就是从排放标准及鼓励政策两方面来引导全负荷脱硝得实现[1-2]。 目前应用较为广泛得烟气脱硝技术为选择性催化还原法

(SCR)。为满足SCR催化剂得温度窗口,设计时一般要求SCR 入口烟气温度高于320℃。实际运行过程中,由于锅炉负荷受电网控制,无法长期高负荷运行,部分锅炉运行在50%负荷以下时,SCR入口烟温低于320℃,使得SＣR无法正常运行,造成NOX排放浓度超低、催化剂失活、氨逃逸增加等。因此,有必要采用宽负荷脱硝技术来满足ＮOＸ排放要求,实现最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求。 2 宽负荷脱硝技术 宽负荷脱硝技术主要分为低温催化剂与锅炉侧改造。低温催化剂主要就是通过拓宽脱硝催化剂温度窗口,使其能够在低负荷烟温条件下保证脱硝效率、然而,燃煤电站锅炉低温S ＣR催化剂技术目前暂无工程应用、锅炉侧改造主要就是通过对锅炉烟风、汽水系统(含省煤器)进行改造,以提高锅炉低负荷时SCR入口烟温,实现正常脱硝。其中,锅炉侧改造得主要技术有:省煤器旁路(烟气或水旁路)、省煤器分隔、给水加热、省煤器分级等,且均有工程应用［4,5］、 2.1省煤器旁路 省煤器旁路就是在省煤器烟气或给水侧设置旁路,用于减少低负荷时省煤器得吸热量,提高SCＲ入口烟温。 ２、１。1省煤器烟气旁路 低负荷时,将省煤器入口得部分高温烟气经旁路直接引入省煤器出口烟道,提高SCR入口烟温。该技术得优点就是系统

火电机组宽负荷脱硝改造研究

火电机组宽负荷脱硝改造研究 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。 二、实施方案 经对某660MW电厂的实际运行情况进行调研，在机组并网初期，SCR入口温度~274℃，在50% BMCR工况时SCR入口温度~311℃，因为煤质变化等原因，在300MW负荷时SCR入口温度有时会低到296℃，上述温度远低于SCR最低温度要求。 全负荷脱硝技术一般分为两类： （1）催化剂改造为低温催化剂； （2）提高进入SCR装置的烟气温度。 从现有的技术及实际情况看，该电厂只能采用提高进入SCR装置烟气温度 （需要至少提高40℃）的方案予以改造，现有以下三种可行方案：方案一：烟气旁路改造； 方案二：省煤器分级改造； 方案三：烟道补燃改造。 下面对三种方案的可行性分别进行分析。 1、烟气旁路改造 烟气旁路改造原理比较简单，即从锅炉尾部烟道后包墙水平低温过热器入口 抽取高温烟气在SCR入口烟道处与省煤器与水平低再出口的低温烟气进行混合， 提高低负荷时SCR入口的烟气温度，旁路烟道上需要加装非金属膨胀节、调节挡

浅析火电厂锅炉宽负荷脱硝改造工程吊装施工方案

浅析火电厂锅炉宽负荷脱硝改造工程吊装施工方案 发表时间：2019-08-05T09:03:18.937Z 来源：《防护工程》2019年9期作者：蒋永军 [导读] 本文论述了具有紧身封闭的常规60万千瓦火电机组锅炉采用在锅炉后部炉右侧（或左侧）57米高程以上紧身封闭位置开一吊装孔做吊装运输通道，通过设置在锅炉右侧（或左侧）紧身封闭外0米地面的5吨卷扬机和在吊装孔与锅炉后部之间临时设置的5吨单轨吊实现安装设备的水平垂直运输和吊装的施工方案。 中国电建集团四川工程有限公司四川成都 610000 摘要：本文论述了具有紧身封闭的常规60万千瓦火电机组锅炉采用在锅炉后部炉右侧（或左侧）57米高程以上紧身封闭位置开一吊装孔做吊装运输通道，通过设置在锅炉右侧（或左侧）紧身封闭外0米地面的5吨卷扬机和在吊装孔与锅炉后部之间临时设置的5吨单轨吊实现安装设备的水平垂直运输和吊装的施工方案。同采用大型吊车配合5吨卷扬机实现水平垂直运输和吊装的施工方案比较，具有很高的实用性、科学性和经济性，对于指导各等级的火电机组锅炉宽负荷脱硝改造工程施工具有重要的参考价值。 关键词：锅炉宽负荷脱硝改造工程吊装方案 绪论 具有紧身封闭的常规60万千瓦火电机组锅炉在锅炉炉后部水平烟道上方在41米层到70米层范围内进行宽负荷脱硝改造工程施工所采取的非常规运输吊装施工方案，即在锅炉后部炉右侧（或左侧）57米高程以上紧身封闭位置开一吊装孔做吊装运输通道，通过设置在锅炉右侧（或左侧）紧身封闭外0米地面的5吨卷扬机和在吊装孔与锅炉后部之间临时设置的5吨单轨吊实现安装设备的水平垂直运输和吊装施工，吊装方案科学实用性强，工期缩短明显，经济性得到充分体现。 1.吊装施工内容及施工工期要求 锅炉宽负荷脱硝改造工程吊装施工内容主要是把锅炉旁路烟道设备及金属构件和烟道加固钢结构从地面0米层通过起重设备运输吊装到锅炉炉后部41米层到70米层范围内进行安装。 施工工期从开始做安装准备工作到安装完全部设备、烟道及保温、钢结构及防腐以及电仪部分，具备机组试运行条件，施工工期日历天数90天。 2.吊装施工环境分析 需要吊装的烟道设备及金属构件分段单件重量为3吨，单件几何尺寸为6米（长）*6米（宽）*2米（高），由于锅炉房四周均紧身封闭，电厂炉顶吊起吊重量为2吨，其正对的吊物孔尺寸为3米*3米，如果选择炉顶吊来进行吊装，不能实现整体单件设备或构件从锅炉室内0米地面吊到锅炉炉后41m层至70m层高度安装范围。如果选择通过锅炉紧身封闭开一吊装孔做吊装运输通道，采用150吨以上的大型吊车配合5吨卷扬机实现水平垂直运输和吊装的常规施工方案，工期就算两个月，机械费用成本太高，但如果采用通过紧身封闭外0米地面的5吨卷扬机和在吊装孔与锅炉后部之间临时设置的5吨单轨吊设施来实现安装设备、构件的水平垂直运输和吊装施工，机械费成本就大大降低，可行性和实用型更强，工期明显缩短。 3.吊装施工 3.1资源准备 安装施工用电从业主提供的锅炉57米层左、右两侧检修电源点引接。配备足够的具有特种作业证的吊装起重专业人员，准备容绳量为100米的5吨卷扬机1台，起吊高度10米的5吨电动葫芦单轨吊设施一套。 3.2五吨电动葫芦单轨吊设施安装 (1)首先拆除锅炉67米层炉后右侧（或左侧）紧靠平台处窗户下部外墙紧身封闭，在外墙支撑梁上安装提升机斜杠固定支架，然后将电动吊篮提升机固定于提升机斜杠上，利用电动吊篮提升机在锅炉房炉后右侧（或左侧）标高在57m至67m层外墙紧身封闭上拆除一个宽2.5m 高度10m的吊物孔洞，同时在正对的锅炉紧身封闭内侧，搭设脚手架，拆除锅炉紧身封闭内侧封闭板和保温等（详见外墙开孔示意图）。拆除时，所有彩色压型墙板及C型钢檩条均保护性拆除，待烟道及钢构件吊装完成后，外墙吊物孔原样恢复（详见外墙开孔示意图）。 (2)外墙紧身封闭吊物孔洞拆除后，在锅炉房炉后正对外墙紧身封闭吊物孔洞67m层平台下方安装一根单轨吊轨道梁（轨道梁型号为 I32a,），轨道梁总长度40米。并将轨道梁挑出外墙紧身封闭4米（有效使用距离3.5米）,在锅炉B50轴线钢梁上安装焊接一根长2.8米的 HM200*300*8*12钢立柱，拆除毗邻窗户玻璃，由立柱上端至单轨吊轨道工字钢挑出部分的顶端5.5米处用I28a钢梁连接固定，同时以该立柱为对称轴在其上端与67米层钢梁间安装连接一根I28a钢梁。轨道工字钢挑出2.75 米处设置一根斜梁与立柱HM200*300*8*12连接，并以立柱对称设置一根斜拉梁与单轨吊轨道工字钢上部焊接牢固。轨道工字钢挑出部分两斜梁采用I28a，水平方向用双拼槽钢[16a进行加固，确保挑出顶端垂直受力无晃动，满足吊装需要。单轨吊轨道挑出部分顶端下部顺轨道方向中轴线部位焊接一件400*250*25的吊耳，吊耳两侧分别设置两块δ12厚的加强板焊接加固，焊接完成后挂5T滑车。锅炉房炉后部分单轨吊运行轨道均与上部67米层钢梁牢固连接。单轨吊轨道安装完成后,在轨道上安装一台5T电动葫芦（详见上外墙开孔示意图及A向示意图）。 3.3地面卷扬机安装 在锅炉炉右（或左）紧身封闭外零米地面安装一台5T卷扬机，并固定牢固，卷扬机的钢丝绳通过5T滑车水平导向后再与锅炉57米层单轨吊顶端的5T滑车相连接，挂上带吊钩的动滑车用作钢构件及烟道构件起吊使用。

宽负荷脱硝技术探讨

宽负荷脱硝技术探讨 摘要：电站锅炉宽负荷脱硝改造势在必行，介绍了现有的宽负荷脱硝技术，论述了各自的原理及优缺点，给出了宽负荷脱硝改造的技术方案选取建议。 关键词：电站锅炉，超低排放，宽负荷脱硝，省煤器分级 1 引言 以煤为主的能源结构并且通过直接燃烧的方式加以利用是造成我国大气污染的主要原因之一。因此，为了保障空气质量，必须采用先进的污染物治理技术控制燃煤机组的污染物排放总量，并执行更为严格的排放标准。在环保部于2011年7月发布的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中，要求燃煤锅炉氮氧化物(以NO2计)排放浓度低于100mg/Nm3或200mg/Nm3。2014年9月，在发改委、环保部、能源局联合印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》中，要求燃煤机组必须确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求，即大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值要求，其中，氮氧化物(以NO2计)排放浓度不高于50mg/Nm3。2015年12月，环保部、发改委、能源局再次联合印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求东部、中部和西部地区分别在2017年、2018年和2020年前基本完成超低排放改造。在发改委、环保部、能源局于2015年12月2日联合印发的关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知(发改价格[2015]2835号)中明确规定，对验收合格并符合超低排放要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。其中，2016年1月1日以前、以后并网运行的实现超低排放的机组，对其统购上网电量加价1分/kW·h、0.5分/kW·h(含税)，且加价电量与实现超低排放的时间比率挂钩。此外，需要注意的是，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放中有一项不符合超低排放标准的，即视为该时段不符合超低排放标准。综上，国家是从排放标准及鼓励政策两方面来引导全负荷脱硝的实现[1-3]。 目前，应用较为广泛的烟气脱硝技术为选择性催化还原法(SCR)。为满足SCR催化剂的温度窗口，在SCR反应器的设计过程中一般要求入口烟气温度为320的设计过程中。实际运行过程中，由于锅炉负荷受电网控制，无法长期高负荷运行，部分锅炉运行在50%负荷以下时，SCR入口烟温低于320温，使得SCR无法正常运行，造成NOX排放浓度超低、催化剂失活、氨逃逸增加等。因此，有必要采用宽负荷脱硝技术来满足NOX排放要求，实现最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求。 2 宽负荷脱硝技术 宽负荷脱硝技术主要分为低温催化剂和锅炉侧改造。低温催化剂主要是通过拓宽脱硝催化剂温度窗口，使其能够在低负荷烟温条件下保证脱硝效率。然而，燃煤电站锅炉低温SCR 催化剂技术目前暂无工程应用。锅炉侧改造主要是通过对锅炉烟风、汽水系统(含省煤器)

锅炉脱硝改造工程技术要求

腾龙特种树脂（厦门）有限公司3×220 t/h锅炉烟气脱硝工程 技术要求 腾龙特种树脂（厦门）有限公司 2013年10月

一、概述 1.1项目概况 腾龙特种树脂（厦门）有限公司成立于2002年4月，已建成3台220 t/h循环流化床锅炉，一台100MW抽汽式汽轮发电机组。根据福建省及厦门市十二五期间对氮氧化物减排的整体部署和要求，拟对上述3台锅炉进行脱硝改造。 本脱硝工程采用EPC总承包方式建造，本工程包括烟气脱硝装置从设计开始到质保期结束为止所涉及到的所有工作，包括但不仅仅限于工程的工艺系统设计、设备选择、采购、运输及储存、制造及安装、土建建（构）筑物的设计、施工、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产，并能满足锅炉正常连续运行需要，通过环保部门验收合格后提供一年内设备易损易耗备件。 在签订总承包合同之后，发包方保留对本技术要求提出补充要求和修改权利，承包方应允诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由双方商定。 1.2 主要设备及参数 表1锅炉设计参数 表2

备注：以上表1、2中烟气参数数据供参考。 1.3 脱硝技术指标要求： 1.3.1 锅炉50%～100%BMCR负荷范围内，脱硝后NOx排放浓度：﹤200mg/Nm3； 1.3.2 氨逃逸量：﹤8mg/Nm3； 1.3.3 锅炉脱硝验收期间将按NOx初始浓度为480毫克/立方米进行排放达标核算验收；

1.3.4脱硝设施投运后锅炉热效率影响：﹤0.2%； 1.3.5 脱硝装置投运后烟气阻力增加﹤300Pa; 说明： 1)脱硝效率定义为 脱硝率=C1-C 2×100% C1 式中：C1——脱硝系统运行时脱硝入口处烟气中NO X含量(mg/Nm3)。 C2——脱硝系统运行时脱硝出口处烟气中NO X含量(mg/Nm3)。 2)氨的逃逸率是指在脱硝装置出口的氨的浓度。 1.4 标准与规范 1.4.1 设计规范及要求 投标方提供规范、规程和标准为下列规范、规程和标准的最新版本，但不仅限于此： GB8978－1996 《污水综合排放标准》 GB50187－93 《工业企业总平面设计规范》 DL5028－93 《电力工程制图标准》 SDGJ34－83 《电力勘测设计制图统一规定：综合部分（试行）》 DL5000－2000 《火力发电厂设计技术规程》 DL/T5121－2000 《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》 YB9070－92 《压力容器技术管理规定》 GBl50－98 《钢制压力容器》 DL5022－93 《火力发电厂土建结构设计技术规定》 GB4272-92 《设备及管道保温技术通则》

320MW机组宽负荷SCR脱硝技术的研究与应用

一一一一 第３３卷第２期电力科学与技术学报V o l ３３N o ２２０１８年６月J O U R N A LO FE I E C T R I CP O W E RS C I E N C EA N DT E C H N O L O G Y J u n ２０１８ 一３２０MW机组宽负荷S C R脱硝技术的 研究与应用 邓伟力１,文一聪２,陈冬林２,刘良华１,宋一健１,魏绵源２ (１．湖南大唐节能科技有限公司,湖南长沙４１０３２９;２．长沙理工大学能源与动力工程学院,湖南长沙４１０００４) 摘一要:为了提高锅炉机组低负荷工况脱硝反应器入口的烟气温度及改善S C R脱硝性能,提出在省煤器出口两侧加装烟气调节挡板以及增设省煤器烟气旁路的解决方案,对２种方案进行详细的技术比较分析,并在一台３２０MW燃煤锅炉机组省煤器出口两侧实施了加装烟气调节挡板的改造.现场试验测试表明,锅炉省煤器出口烟气调节挡板可有效地调节低负荷时通过省煤器的烟气流量,可在３５％~１００％B M C R负荷区间使脱硝反应器入口烟温控制在３０５~４１０?,有效解决了锅炉低负荷工况下因烟气温度较低引起的脱硝效率下降的技术难题. 关一键一词:宽负荷;S C R;脱硝温度;省煤器改造 中图分类号:X７０１;O６４３．３６一一一一文献标志码:A一一一一文章编号:１６７３Ｇ９１４０(２０１８)０２Ｇ０１７２Ｇ０５ R e s e a r c ha n d a p p l i c a t i o no fw i d e l o a dS C Rd e n i t r a t i o n t e c h n o l o g y i na３２０MW u n i t D E N G W e iＧl i１,W E N C o n g２,C H E N D o n gＧl i n２,L I U L i a n gＧh u a１,S O N GJ i a n１,W E IM i a nＧy u a n２ (１．H u n a nD a t a n g E n e r g y S a v i n g T e c h n o l o g y C o．L t d．,C h a n g s h a４１０３２９,C h i n a;２．C o l l e g e o fE n e r g y a n dP o w e rE n g i n e e r i n g, C h a n g s h aU n i v e r s i t y o f S c i e n c e&T e c h n o l o g y,C h a n g s h a４１０００４,C h i n a) A b s t r a c t:I no r d e r t o i n c r e a s e t h e f l u e g a s t e m p e r a t u r e a t t h e i n l e t o f d e n i t r i f i c a t i o n r e a c t o r a n d i m p r o v eS C Rd e n i t r aＧt i o n p e r f o r m a n c e,t w om e t h o d s a r e p r o p o s e d．I n o n e c a s e,a r e g u l a t i n g d a m p e r i s i n s t a l l e d a t b o t h s i d e s o f t h e e c o n oＧm i z e r．I n t h e o t h e r c a s e,a f l u e g a sb y p a s s i s i n s t a l l e do f t h e e c o n o m i z e r．T h e t e c h n i c c o m p a r i s o na n da n a l y s i s i s i nＧc l u d e d f o r t h o s e t w o s c h e m e s．F u r t h e r,a r e g u l a t i n g d a m p e r i s i n s t a l l e d i n a３２０MWc o a lＧf i r e db o i l e r u n i t e c o n o m i z e r t o a d j u s t t h e f l u e g a su n d e r l o wl o a d s．I t i s o b s e r v e d t h a t t h e f l u e g a s t e m p e r a t u r e i s３０５~４１０?a t t h e i n l e t o f d e n iＧt r i f i c a t i o n r e a c t o rw h e n t h e l o a d i n t e r v a l i s３５％~１００％ B M C R．I n t h e c i r c u m s t a n c e,t h e d e n i t r i f i c a t i o n e f f i c i e n c yＧd eＧc r e a s i n gp r o b l e mc a u s e db y l o wf l u e g a s t e m p e r a t u r e i s t e c h n i c a l l y a n de f f e c t i v e l y s o l v e do n t h e c o n d i t i o no f t h e l o w l o a d． K e y w o r d s:w i d e l o a d;S C R;d e n i t r a t i o n t e m p e r a t u r e;i m p r o v e m e n t o f e c o n o m i z e r 收稿日期:２０１７Ｇ０９Ｇ０１;修回日期:２０１７Ｇ０９Ｇ２３ 基金项目:湖南省教育厅科学研究基金重点资助项目(１０A００４); 清洁能源与智能电网２０１１协同创新中心 资助 通信作者:陈冬林(１９６３Ｇ),男,教授,主要从事高效洁净燃烧和污染物排放控制技术的研究;EＧm a i l:c h e n d l_０１＠１２６．c o m

全负荷脱销专题解读

哈锅 专题说明22：锅炉全负荷脱硝说明 哈锅为本项目提供的锅炉尾部竖井为双烟道布置，前烟道布置低温再热器、后烟道布置低温过热器及省煤器，双烟道出口布置有调温挡板调节汽温。考虑到锅炉运行工况在35%BMCR 工况到100%BMCR工况下脱硝装置可以安全投运，脱硝入口必须保证烟气温度在300-420℃之间，必须采取相应的措施提高低负荷下烟气温度在300℃以上；同时考虑到机组运行的经济性，根据现有的布置方案及尾部烟气温度分布情况，本工程主要采用省煤器分组布置提高低负荷下脱硝入口烟气温度，同时根据燃用煤种降低预热器入口烟气温度提高机组的经济效益。 省煤器分组布置方式是将尾部烟道中的部分省煤器移植到脱硝装置出口，提高了脱硝装置入口的烟气温度，保证脱硝装置在全负荷下均可运行，同时适当的降低预热器入口烟气温度，提高机组的经济性。 1）主要流程 按照省煤器分组进行布置，省煤器将被分为两组，即一级省煤器和二级省煤器。 一级省煤器：一级省煤器布置在脱硝出口，经给水管道引至一级省煤器入口集箱，通过蛇形管换热后被送往出口集箱，出口集箱的给水通过一级省煤器出口集箱引至二级省煤器进口集箱。 二级省煤器：二级省煤器布置尾部烟道竖井后烟道，低温过热器下方。二级省煤器流程与原布置流程相同，即省煤器蛇形管在尾部受热面后引至出口集箱，出口集箱通过连接管送至水冷壁分配集箱。 省煤器分级布置示意图如下： 省煤器分组布置

巴威 全负荷脱硝专题 本工程进入脱硝装置的烟温见下表。 无需分级布置省煤器。 由于保持催化剂活性的温度一般在300-420℃，因此本工程可以满足全负荷脱硝的要求。

东方锅炉 专题说明23：锅炉全负荷SCR脱硝运行的说明 本项目要求实现锅炉的全负荷（通常指稳燃负荷～满负荷）脱硝，要达到这个目标，需要根据燃用煤质、机组参数、催化剂运行温度来选择相应的保证措施。 1、SCR全负荷投运的一般措施 亚临界及以下机组，在高负荷时为了降低排烟温度，在低负荷时脱硝进口烟温往往满足不了要求，需要采取一些辅助技术措施来实现。 目前可采用的措施主要有以下4条： （1）省煤器烟气旁路：从两组省煤器之间的气室旁路部分烟气到SCR入口烟道。 （2）省煤器工质旁路：从下组省煤器进口集箱旁路部分工质至上组省煤器出口集箱。 （3）分级布置省煤器：采用分级省煤器布置方式，即一级省煤器布置在SCR烟气下游的布置形式。

某300MW机组20%TRL工况宽负荷脱硝技术改造方案探讨

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≤３ ０％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３ ００～４００℃，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３ ００～４００℃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Ｓ ＣＲ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Ｓ ＣＲ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１ ０％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３ ００℃。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

某燃煤发电项目宽负荷脱硝技术方案比选

某燃煤发电项目宽负荷脱硝技术方案比选 发表时间：2019-11-18T10:45:06.877Z 来源：《中国电业》2019年第14期作者：王雷 [导读] 为满足日益提高的环保排放要求，本文介绍了五种宽负荷脱硝技术方案特点。 摘要：为满足日益提高的环保排放要求，本文介绍了五种宽负荷脱硝技术方案特点，同时分析了各方案的使用条件和优缺点，结合某燃煤发电项目，在进行技术经济全面比较的基础上，选择出最适合本工程的技术方案，为今后锅炉宽负荷脱硝和安全经济的机组运行做好准备。 关键词：燃煤电厂宽负荷脱硝环保排放 某燃煤发电项目位于埃及西奈半岛，规划装机容量为四台660MW的超临界燃煤机组，煤源拟采用南非、印尼、澳大利亚等进口烟煤，烟气排放要求符合埃及当地／国际法规、法律和标准，并且进一步要求符合在项目实施期间，生效的、最新的、适用的埃及法律。鉴于当前国际上日益提高的环保排放要求，结合某燃煤发电项目，在进行技术经济全面比较的基础上，选择出最适合本工程的技术方案，为今后锅炉宽负荷脱硝和安全经济的机组运行做好准备，特进行宽负荷脱硝技术方案比选工作。 一、某燃煤发电项目设计背景 1.1设计煤种 电厂将在基荷下运行，具有下列基本设计参数： 设计寿命 30年 要求的平均可用性 85 % 每台机组的总的连续出力 660 MW 只用煤时的最低稳燃负荷 40％汽机最大连续出力（TMCR） 表1 某燃煤发电项目主要设计参数 表2 典型的煤成份 1.2气体排放 本项目的气体排放，包括NOx排放将在烟囱出口测量时，且是6％体积比O2的干烟气折算而得。电厂的总体气体排放不得超过下列极限［基于24小时的IFC指南和埃及法律］： 表3 烟气排放限值 注：（1）在选择了IFC指南的情况下，可研中不需要用SCR（选择性催化还原）脱硝。 （2）排放极限应按照埃及法令1095／2011，或者是项目实施期间生效的、最新的、适用的埃及法律。当有任何新的法规出现时，将评估它们对燃煤电厂的任何影响。 二、宽负荷脱硝方案 本报告基于解决在燃煤最低稳燃40%TMCR负荷至100%TMCR区间的宽负荷脱硝。SCR技术采用催化剂，催化作用使反应活化能降低反应可在较低的温度条件（320~420℃）下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度。锅炉高负荷时，该区域的温度在380℃左

1、2号锅炉宽负荷脱硝改造项目施工招标技术规范书

1、2号锅炉宽负荷脱硝改造项目 施工招标技术规范书 批准： 审核： 编制： 2015年8月20日

1、2号锅炉宽负荷脱硝改造项目 施工招标技术规范书 一、范围及内容 1.项目名称：1、2号锅炉宽负荷脱硝改造项目施工委托 2.项目地点：河北省渤海新区河北国华沧东发电有限责任公司生产现场 3.项目范围： 1、2号锅炉宽负荷脱硝改造工程范围包括：将原有省煤器靠烟气下游部分拆除，在SCR反应器后空气预热器前增设一定的省煤器受热面。给水直接引至位于SCR反应器后面的省煤器，然后通过连接管道引至位于SCR反应器前面的省煤器中。 4.承包方式 总价承包 二、工期 1、2号锅炉宽负荷脱硝改造施工工期：2015年11月1日—2016年4月30日（具体时间根据招标方安排）。 三、投标方资质要求 1.投标方应是在中华人民共和国注册的独立法人，具有法人代表证书或法人代表授权委托书。 2.具有税务登记证。 3.具有中华人民共和国组织机构代码证。 4.投标方必须具有电力工程施工总承包一级资质及以上；并通过ISO9000系列质量体系认证。 5.通过ISO14001：环境管理体系认证。 6.通过GB/T28001：职业健康安全管理体系认证或（OSHMS）职业安全健康管理体系认证。 7.具有良好的银行资信和商业信誉，没有处于被责令停业、财产被接管、冻结、破产状态。 8.在近5年内不曾在任何合同中违约、被逐或因申请人原因而使任何合同被解除。 9.业绩要求：投标方需具备4台及以上单机600MW等级及以上机组的主体工程（锅炉本体安装工 程）合同业绩或具有同类改造（或新建）项目工程的施工业绩。 10.具有良好的银行资信和商业信誉，没有处于被责令停业、财产被接管、冻结、破产状态。 11.投标方不允许以联合体方式进行投标。 12.投标方应具有良好的银行资信和商业信誉，没有处于被责令停业、资产重组或破产状态，财产 未被接管、冻结。 13.必须完全认同国华发电本质安全管理体系的安全文化。 14.不接受联合体投标。 四、双方职责 4.1 招标方的权利和义务 4.1.1 按合同约定的时间和方式向投标方支付合同款项。 4.1.2 负责施工过程中的检查、指导、监督及质量验收等工作。 4.1.3 对投标方到达招标方现场的人员数量和素质进行核查，如发现施工人员数量不足、素质偏低等问题有权责令投标方进行整改，直到能够满足本工程要求为止，由此对招标方所造成的损失由投

电站锅炉宽负荷脱硝实施技术路线比较研究

电站锅炉宽负荷脱硝实施技术路线比较研究 发表时间：2017-07-17T10:43:29.487Z 来源：《电力设备》2017年第8期作者：孙哲[导读] 摘要：SCR对烟气温度的要求为320-410℃。存在低负荷脱硝入口烟气温度偏低情况。为保证电厂脱硝的宽负荷投运，满足环保要求。需进行电站锅炉宽负荷脱硝改造。 （烟台龙源电力技术股份有限公司 264006）摘要：SCR对烟气温度的要求为320-410℃。存在低负荷脱硝入口烟气温度偏低情况。为保证电厂脱硝的宽负荷投运，满足环保要求。需进行电站锅炉宽负荷脱硝改造。 关键词：低负荷；SCR；催化剂；脱硝温度；宽负荷脱硝 1引言 针对燃煤发电机组大气污染物排放严重的问题，日本上个世纪研制了SCR脱硝技术。欧美发达国家在上世纪八九十年代，也将此技术投入了工业应用，脱硝效率达到了85％以上。随着中国大气环境标准要求的提高，燃煤发电厂在采用炉内低氮燃烧技术基础上，在锅炉尾部省煤器与空预器之间安装SCR脱硝装置，来进一步降低氮氧化物排放。但我国电网峰谷差较大，多数燃煤发电机组参与电网深度调峰，尤其是在低负荷阶段，SCR入口烟气温度低，对脱硝效率产生不利影响。为此，从燃煤发电机组热力特性入手，对国内外采用的提高SCR 入口烟气温度的七种方法进行技术分析。 2技术原理介绍 影响脱硝效率的因素有烟气温度、氧气浓度、喷氨量、氨逃逸量。其中烟气温度是影响NOx脱除效率的重要因素之一。一方面，当温度过低时，不仅会因催化剂的活性降低而降低NOx的脱除效率，而且喷入的NH3还会与烟气中的SOx反应生成 (NH3)2S04附着在催化剂的表面，根据氨逃逸率及硫酸氢氨生成浓度的不同，一般在150℃～230℃及以下温度就可能在空预器相应低温区域发生结露，其腐蚀性极强，且温度越低时的结露的趋势越严重：另一方面，当温度过高时，NH3会与O2发生反应，导致烟气中的NOx增加。因此，在技术改造时，选择和控制好烟气温度尤为重要。锅炉脱硝SCR催化剂设计正常工作温度范围，催化剂允许使用的上下限温度范围，见图1。即t3为下限温度，一般320℃， t4为上限温度，一般420℃，温度在320～420℃之间，温度差100℃，需要发电公司与制造厂技术协议确定。 图1 锅炉SCR入口烟气温度和催化剂温度示意图原来SCR使用正常温度范围机组负荷在50%-100%；机组深度调峰，机组负荷40%～100%额定负荷时，设计SCR入口烟气温度上下限范围，见图1，即t1为下限温度，t2为上限温度。t1设计40%额定负荷为基础，实际对应负荷试验取温度来校核；t2设计为100%额定负荷为基础，实际对应负荷试验取温度来校核，来确定SCR入口烟气温度范围。且留有裕量，一般t4-t2=15～20℃，t1-t3=15～20℃。改造后保证夏季机组大负荷SCR入口烟气温度不超过催化剂的最高使用温度420℃，冬季机组低负荷SCR入口烟气温度不低于催化剂的最低使用温度320℃。 3改造路线比较 根据技术研究和调研分析及实际现场应用情况，目前国内外改善烟气温度的主要技术措施：设置省煤器旁路烟道、省煤器分段设置、热水再循环、提高机组低负荷给水温度、省煤器流量置换等方法，因在役机组容量和类型等有所不同，各有特点和效果。 3.1省煤器分段设置 将锅炉的省煤器改造成两部分，其低温部分置于SCR出口侧，将SCR布置于烟气温度较高的区域，从而解决机组低负荷烟气温度过低无法运行的问题。该方法特点是技术改造较复杂，要考虑空间位置和载荷，需要准确计算防止SCR入口烟气温度超过催化剂上、下限温度，这种方法烟气温度调节幅度20～40℃，对机组经济性无影响，项目投资较大，运行维护简单方便，是技术改造首选方法，适用于各类型机组。 3.2省煤器设置旁路烟道

灞桥热电厂宽负荷脱硝改造技术方案的选择和实施效果

灞桥热电厂宽负荷脱硝改造的技术路线选择和实施效果 作者：大唐陕西发电有限公司灞桥热电厂秦刚 1 项目的由来 灞桥2×300MW机组锅炉的省煤器出口烟气温度（即SCR入口烟气温度）长期低于设计值，100%BMCR工况条件下该温度仅325-330℃，65%BMCR工况条件下该温度低至295℃。脱硝装置只能在65-100%BMCR工况条件运行，但是机组却必须在50-100%BMCR工况条件下调峰运行，因此为保证99%以上的脱硝装置投入率,必须实施宽负荷脱硝改造，提高低负荷工况条件下的SCR装置入口烟气温度，使脱硝装置在40-100%BMCR工况条件下能够正常投入。 鉴于脱硝SCR催化剂设计正常工作温度范围以及催化剂允许使用上下限温度范围，即下限温度为310℃，上限温度为420℃，温度差为110℃。因此我厂提出40-100%BMCR工况条件下，SCR反应器入口烟气温度≥310℃，使脱硝装置在40-100%BMCR工况条件下能够正常投入，满足机组调峰运行的要求。 不论哪种技术路线都必须将低负荷工况条件下的SCR反应器入口烟气温度提升35℃。在确保烟气SCR入口温度达标的情况下，尽量降低热力系统的复杂程度、投资及运行成本。 2 技术路线分析 当前适用于提高脱硝投运率的技术路线有：省煤器烟气旁路、省煤器水旁路、省煤器分隔、给水加热、省煤器分级等，需要按照设备的实际情况并通过技术经济比较后选取。 2.1 省煤器烟气旁路 从锅炉省煤器前或低温过热器(低温再热器)前引出高温烟气，通过旁路烟道、调节挡板与进入SCR反应器的烟气混合来调节SCR入口烟温，高负荷时关闭挡板门，低负荷时调节挡板门开度，以达到机组低负荷运行时脱硝设施投运的温度条件。计算表明40%MBCR工况条件下能将SCR入口烟温提高约15℃(20%的烟气量走旁路)。 该技术的优点是系统简单、投资成本低，但是低负荷运行时会使省煤器吸热量减少，造成排烟温度上升，降低锅炉效率。此外，烟气旁路技术对旁路烟道挡板门的性能要求较高，若调节挡板变形造成关闭不严，则将使高温烟气被大量无谓旁路，影响锅炉效率；若调节挡板发生卡涩，则其会失去调节的作用。极端情况下，满负荷工况条件下若挡板门内漏量大，可能会使省煤器出口烟温达到400℃以上，从而导致催化剂烧结损坏。因此烟气旁路存在一定的技术风险。 2.2 省煤器给水旁路 省煤器给水旁路的方法是从省煤器进口集箱以前直接将部分给水短路，给水旁路在低负荷时通过调节阀调节旁路给水流量，使省煤器进口水量减少来降低省煤器的吸热，从而提高省煤器的出口烟温。 该技术的优点是改造设备少，投资费用低。但由于水侧换热系数要比烟气侧的换热系数高出近两个数量级，给水流量变化虽然影响水侧换热系数，但对省煤器总的传热系数影响很小，省煤器的吸热量减少有限，该方案对烟气温度的调节范围有限。同时也会导致低负荷排烟温度的上升，影响锅炉效率。此外，对于亚临界锅炉，还存在给水在省煤器管内汽化的风险，一般不建议应用于亚临界锅炉。 2.3 省煤器分隔档板 省煤器分隔技术是将原有省煤器烟道用隔板分隔为多个内置独立通道，并分别设置烟道挡板。低负荷时，通过调节烟道挡板门，减少省煤器换热量，计算表明40%MBCR工况条件下能将SCR入口烟温提高约15℃（关闭1/4的省煤器入口烟道）。 该技术的优点是投资成本低，但是对烟道挡板门的性能要求较高，若调节挡板变形造成关闭不严或卡涩将造成调节失灵，且该技术同样会造成锅炉效率的降低。 2.4 加装零号高加 零号高加技术是在回热系统的1号高加前增设零号高加。低负荷时，投入零号高加提升给水温度，降低省煤器换热量，进而提高省煤器出口烟温。零号高加会降低汽机热耗，但系统较为复杂，同样也存在锅炉水循环系统安全性和效率降低的问题，且全厂的经济性不一定