全负荷投入脱硝专题
脱硫题库660MW
660MW生产准备脱硫培训题编写：吴国庆一、填空1、我厂锅炉采用（低NOx燃烧）+（SCR脱硝技术），能够实现机组的全负荷脱硝。
按脱硝效率不小于86%计算，脱硝出口NOx 指标为（≤50）mg/Nm3。
2、脱硫工艺采用（石灰石－石膏湿法）脱硫工艺，锅炉燃煤设计煤种含硫量为 2.4%，脱硫效率≥99.37%，脱硫后烟气二氧化硫浓度≤（35）mg/Nm3，采用（双吸收塔双循环）的湿法脱硫工艺。
3、从引风机出来的烟气，通过（低温省煤器）后进入一级吸收塔和二级吸收塔进行脱硫净化，烟气在（吸收塔）内脱硫净化，并经塔内除雾器除去水雾进入湿式静电除尘器，进一步除尘后通过净烟道进入烟囱排放。
4、吸收塔系统是整个FGD的核心部分。
SO2、SO3、HF和HCl 将在吸收塔内被（脱除和氧化），石膏也将在吸收塔内（结晶和生成）。
5、通过控制石灰石浆液加入量，控制吸收塔浆池的PH值约（5-6）。
pH值的大小是浆池内石灰石反应活性和钙硫摩尔比的综合反映。
烟气进入吸收塔后，90 折向朝上流动，与自喷淋层而下的浆液进行大液气比接触，烟气中的SO2被吸收浆液洗涤，并与浆液中的（CaCO3）发生化学反应，完成烟气脱硫。
6、一级吸收塔内喷淋层上部布置二级除雾器（一级屋脊式+一级管式除雾器）。
二级吸收塔内喷淋层上部布置三级除雾器（二级屋脊式+一级管式除雾器）。
7、吸收塔系统主要设备包括（吸收塔）、（浆液循环泵）和（氧化风机）。
8、事故浆液箱设2台（浆液返回泵）；泵的容量应满足（15）小时内排空事故浆液箱有效容积浆液量9、脱硫系统产生的脱硫终产物主要成分是（二水硫酸钙（二水石膏））。
10、由于脱硫石膏中还含有少量的石灰石残留物，因而使得脱硫石膏呈（弱碱性(pH=7～8)）11、BMCR工况下，一级吸收塔脱硫效率为（85.57）%，二级吸收塔脱硫效率为（95.62）%。
12、吸收塔在运行状态时，至少要有（3）台搅拌器运行，至少（2）台循环泵运行13、在同一时刻进行关闭操作的循环泵不超过（一）台，以避免地坑满溢。
火力发电厂宽负荷脱硝方案探讨
火力发电厂宽负荷脱硝方案探讨发布时间：2022-06-21T08:37:37.629Z 来源：《中国电业与能源》2022年4期作者：陈宇驰[导读] 为减少火力发电厂锅炉运行中氮氧化物的排放，满足国家的环保要求，陈宇驰京能十堰热电有限公司湖北十堰 442000摘要：为减少火力发电厂锅炉运行中氮氧化物的排放，满足国家的环保要求，锅炉脱硝装置在运行的各负荷下均需投运，以减少烟气中氮氧化物的排放量达标。
文章主要基于现阶段国内主要用于脱硝宽负荷脱硝方案进行探讨。
关键词：火电厂、锅炉、脱硝、负荷为保证火电厂锅炉脱硝效率和设备的安全可靠运行，脱硝催化剂的投如对催化剂进口烟温有一定的要求，通常要求脱硝进口烟温不低于300℃。
在（超）低负荷工况下，脱硝装置进口烟气温度可能会低于300℃，为达到环保要求，需对锅炉进行宽负荷脱硝改造，主要方法有：省煤器分级、零号高加、烟气旁路、省煤器水旁路、蒸汽换热器、复合热水再循环等。
1）省煤器分级布置方案将省煤器分为上、下两级，SCR反应器布置在上、下级省煤器之间。
部分省煤器受热面布置在脱硝催化剂后的烟道中，脱硝装置前布置了比原设计相对较少的省煤器面积，从高负荷到低负荷，进入脱硝装置的温度都有一定幅度的提高，通过合理的选择省煤器面积，可以使宽负荷的温度都在脱硝投入要求范围内。
移至脱硝催化剂后的省煤器可以继续降低排出的烟气温度，从而保证空预器出口烟温不抬高，锅炉效率不会降低。
图1锅炉脱硝省煤器分级布置方案本方案兼顾了提温效果和安全可靠性，并且不需额外控制调节，也不影响锅炉效率，低负荷条件下经济性较好，但投资相对较大，一次汽阻力略增加。
2）烟气旁路方案设置旁路烟道将省煤器上游的烟气引入到省煤器进口（即SCR脱硝反应器进口），以提高低负荷下SCR脱硝反应器进口烟气温度的一种旁路烟道系统。
锅炉在低负荷运行时，从省煤器上游抽取烟气，通过烟气旁路在省煤器口处与主路烟气混合，从而提高SCR脱硝反应器的进口烟气温度。
实现机组全负荷脱硝的分析与建议
实现机组全负荷脱硝的分析与建议前言现阶段启机过程中为实现并网后便可将脱硝系统投入运行从而达到NOX排放达标，面临的主要问题在于如何提高脱硝反应器进、出口烟温达到290℃。
就解决此问题，通过以往不同启机状态以及启机过程中的主要阶段节点展开讨论与分析：1、温态启机过程中的主要阶段节点注意事项：当接到启机指令后：1.1、当锅炉无水时，需要进行锅炉上水，此时由于锅炉内部水冷壁温度多数大于200℃，此时上水前应及时将辅汽至除氧器加热暖管并投入，提高除氧器水箱温度，使得锅炉上水时与水冷壁的温差较小。
给锅炉上水时给水可以经高加旁路上水至锅炉，待邻机加热投入后再切至高加主路，这样可以避免将高加主路中的冷水送至锅炉从而降低水冷壁温。
1.2、当上水完成、炉循泵启动水质达到之后，及时启动炉循泵。
在邻机加热未投入前，尽量减小炉循泵出口BR阀开度，避免将大量温度低的给水在水冷壁内大量扰动导致水冷壁温下降较快，从而导致炉内蓄热量降低。
若分离器取样水质较差，可开大BR阀至80%，尽可能增加炉水循环量，而后开大WDC阀将冲洗的炉水排出，达到冲洗效果，此后在等待下一次炉水水质化验报告的30min期间，在保证给水温度不骤降的前提下，逐步开给水旁路进行小流量上水，而非一下子开大给水旁路调阀让更多的冷水涌入炉内导致省煤器璧温骤降。
1.3、当邻机加热投入后，逐步增大邻机加热供热量，最佳理想状态是通过邻机加热便实现锅炉热态冲洗合格的目标。
目前温态启机从得到启机指令到机组并网通常需要16h左右，从以往启机过程来看，水冷壁出口混合集箱温度达到热态冲洗要求的190℃大都在点火之后，因此邻机加热应尽可能早投入运行。
1.4、当锅炉点火、热态冲洗合格，升温升压期间：炉膛总风量最低1100T/H。
在并网前应保持最小风量运行，不应增加过多风量，导致炉膛内的过多的热量被带走。
在升温升压期间，前期在省煤器入口烟温未上升到大于给水温度之前，给水温度的提升仍能起到加热流经省煤器处烟温的作用，达到提高SCR入口烟温的效果。
燃煤电厂全负荷脱硝技术的应用
燃煤电厂全负荷脱硝技术的应用陈铭;张海军;刘晓东【摘要】Coal-fired power plants generally aim at realizing wide load denitration of the minimum combustion dispatching load,and some power plants even cost huge money for technical improvement. Therefore,in view of that the selective cata-lytic reduction (SCR)denitration system fails to be put into operation under low load,research on full-load denitration tech-nology was developed by combining with actual situation of one ultra-supercritical coal-fired generator unit. Under circum-stance of none transformation for equipment,favorable boundary terms of the unit were used to perform optimized technical transformation on aspects such as boiler side,steam turbine side and logic control so as to realize zero investment full-load denitration of the ultra-supercritical coal-fired generator unit before grid-connection and bring about significant social and e-conomic benefits for environmental protection.%燃煤电厂一般以实现最低稳燃调度负荷区间的宽负荷脱硝为运行目标,部分电厂还需花费巨资通过技改途径来实现.为此,针对选择性催化还原(selective,catalytic reduction,SCR)脱硝系统低负荷无法投运的难题,结合某超超临界燃煤发电机组实际情况,开展全负荷脱硝技术研究及实践.在不对设备进行改造的情况下,通过利用机组各项有利边界条件,对锅炉侧、汽轮机侧、逻辑控制等方面进行技术优化,实现超超临界燃煤发电机组"零投资"的全负荷脱硝(机组并网前即投运脱硝),环境保护的社会、经济效益显著.【期刊名称】《广东电力》【年(卷),期】2017(030)009【总页数】6页(P22-27)【关键词】燃煤电厂;全负荷脱硝;零投资;环保排放;NOx;控制逻辑【作者】陈铭;张海军;刘晓东【作者单位】深能合和电力(河源)有限公司,广东河源 517000;深能合和电力(河源)有限公司,广东河源 517000;深能合和电力(河源)有限公司,广东河源 517000【正文语种】中文【中图分类】TK227随着国家对环境保护越来越重视，环保设施的运行监管也越来越严格。
发电厂机组锅炉全负荷脱硝改造工程的必要性及锅炉全负荷脱硝技术
TECHNOLOGY AND INFORMATION工业与信息化96 科学与信息化2019年10月上发电厂机组锅炉全负荷脱硝改造工程的必要性及锅炉全负荷脱硝技术路线探究石祥文国电谏壁发电厂 江苏 镇江 212006摘 要 目前发电厂采用的全负荷脱硝改造技术，不能实现从点火工序开始的所有负荷脱硝，需进行改造。
本文从发电厂机组锅炉全负荷脱硝改造工程的必要性入手，以A燃煤发电厂为例，给出三种全负荷脱硝技术路线，分析其经济性与技术性，获得最佳的锅炉全负荷脱硝技术路线，为其他发电厂提供经验参考。
关键词 发电厂；锅炉；全负荷脱硝前言发电厂生产排放的氮氧化物是总排放量的50%，为减少环境污染，政府部门出台《火电厂大气污染物排放标准》，要求发电厂控制燃煤机组的氮氧化物排放量。
发电厂引进烟气脱硝技术，通过选择性催化还原（SCR ）减少氮氧化物排放，但该技术的应用要求较高，难以实现全负荷运行，氮氧化物效率处理效果不理想，需采取有效措施改进。
1 发电厂机组锅炉全负荷脱硝改造工程的必要性目前发电厂机组锅炉采用的脱硝技术为SCR 脱硝技术，该技术的脱硝原理如下：在含氧条件下，将氨气作为还原剂，输入到火电厂生产的烟气中，利用催化剂的催化作用，将氮氧化物还原为氮气和水。
SCR 脱硝技术对反应条件的要求较高，火电厂的烟气温度需处于320℃-420℃的范围内，因为催化剂在该温度范围内的活性最强，可使还原反应达到最优。
就此，技术人员需将SCR 脱硝系统布置于锅炉省煤器与空预器之间，营造最佳的反应环境。
但在实践生产中，由于我国发电厂的燃煤机组受当地电网调度，所以某些时刻，燃煤机组难以达到满负荷运行状态，有些甚至会处于40%负荷运行状态。
在低负荷运行时，省煤器的出口烟气温度降低，一旦其低于320℃，会导致氨气与烟气中的三氧化硫反应，生成硫酸铵与硫酸氢铵，这两种物质会堵塞SCR 脱硝系统中的催化剂传输微孔，影响催化剂的催化效果，提高氮氧化物的排放量。
有关燃煤电站的锅炉烟气脱硝SCR法分析
有关燃煤电站的锅炉烟气脱硝SCR法分析发表时间：2017-01-18T15:56:55.713Z 来源：《电力设备》2016年第23期作者：任锐[导读] 本文就此展开相关讨论。
（西安热工研究院有限公司陕西西安 710054）摘要：SCR脱硝技术是指在催化剂的作用下，还原剂（液氨）与烟气中的氮氧化物反应生成无害的氮和水，从而去除烟气中的NOx。
其工艺工艺流程是：液态氨在注入SCR 系统烟气之前经由蒸发器蒸发气化；气化的氨和稀释空气混合，通过喷氨格栅喷入SCR反应器上游的烟气中；充分混合后的还原剂和烟气在SCR反应器中催化剂的作用下发生反应，去除NOx。
本文就此展开相关讨论。
关键词：脱销工艺催化剂全负荷SCR脱硝燃煤电站前言：烟气脱硝技术在我国的发展比较常迟，对烟气实施脱硝处理的基本方法实际上有很多，通常可以分为湿法、干法以及半干法脱硝。
而在这三种技术中，干法又可以根据脱硝原理分为选择性催化还原法（即SCR）以及非催化还原法（即SNCR）、电子束照法、光催化法和碳热还原法；另外湿法可根据脱硝性质分为水吸收法、碱吸收法以及洛合吸收法、水吸收法、半干法可按照原理分为吸收法、催化氧化法以及活性碳吸收法。
本文主要就燃煤电站的锅炉烟气脱硝SCR法进行讨论。
一、SCR脱销工艺原理关于 SCR 脱硝工艺，其在还原介质选择上主要以氨气为主，并将还原剂注入系统、氨储罐以及催化剂反应器设置于系统中。
在运行过程中将使氨气向燃烧锅炉烟道进行注入，这样烟气会与注入的氨气混合,在氧气足够且催化剂的应用下，烟气内的 NOx 便会与氨气进行反应，使 H2O、N2 等得以生成。
但通常因催化剂的存在，烟气内部分 SO2 很可能发生氧化反应，生成 SO3，若反应过程中有 H2O 的参与，SO3 还可能与部分未反应氨发生反应，最终产生不利于反应的物质，如硫酸氨或硫酸氢氨等。
二、静态混合器在 SCR 脱硝工艺的主要作用SCR 脱硝工艺在燃煤锅炉烟气控制中，往往将静态混合器引入其中。
SCR脱硝全负荷技术浅析
SCR脱硝全负荷技术浅析摘要：随着我国经济的飞速发展，能源消耗逐年增加，随之而来环境问题日益凸显。
目前国内采用低氮排放控制技术的燃煤机组在额定工况下基本能满足排放要求，但在低负荷时，由于SCR入口烟温低于催化剂正常工作温度窗口而导致脱硝系统无法投运，针对这一问题的主要对策有增加省煤器旁路、提高锅炉给水温度以及开发宽温度窗口SCR脱硝催化剂。
鉴于此，本文主要分析SCR脱硝全负荷技术。
关键词：电站锅炉；SCR脱硝装置；全负荷技术常规电站锅炉，在整个锅炉烟气流程中，空气预热器之前的最后一级锅炉受热面为省煤器，目的是降低预热器进口烟温，节省燃煤消耗量。
SCR脱硝装置布置在省煤器和预热器之间。
目前电站锅炉的脱硝装置均为选择性催化还原类，采用的催化剂通常工作温度范围在300~400℃之间。
超过温度范围催化剂将不能发挥应有的作用。
常规锅炉设计中，会存在如下问题：在机组负荷较高时，脱硝装置进口烟温正好在催化剂正常运行范围；而在机组负荷较低时，脱硝装置进口烟温气温度较低，低于催化剂的正常使用温度。
若在低负荷时将脱硝装置进口的设计烟温提高到满足催化剂的要求，则在高负荷时烟温会更高，引起排烟温度高，锅炉效率低，煤耗量大。
因此，一般情况下都按在高负荷时满足较低的排烟温度来进行设计，这将致使电厂在低负荷时只能将脱硝装置解列运行。
这已不适应最新的电厂氮氧化物排放化指标的要求。
要实现SCR脱硝装置全负荷运行，技术改造路线有两个：1、让催化剂适应锅炉烟温，采用低温催化剂替代现有催化剂；2、让锅炉烟温适应催化剂，改造锅炉省煤器及烟风系统等。
因烟气低温SCR催化技术尚不成熟，没有应用于工程实践的低温脱硝催化剂剂，因此目前只能采用技术2。
采用技术路线2，提高脱硝装置SCR入口处烟气温度，一共有两种方案供选择，即：设置给水旁路和设置烟气旁路。
下面对这两种方案及其优缺点进行简单的介绍：一、给水旁路图1在省煤器进口集箱以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，减少给水在省煤器中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。
1全负荷脱硝技术浅析
全负荷脱硝技术浅析
摘要：国内火电机组普通负荷率不高，机组长期处于低负荷运行。
当机组负荷较低时，脱硝装置入口烟气温度可能低于催化剂的正常使用温度，导致SCR脱硝系统无法运行，造成排污超标等环保问题。
本文介绍了目前国内主流的几种全负荷脱硝技术方案。
关键词：低负荷；SCR；催化剂；全负荷脱硝方案
0 引言
目前，国内火力发电厂广泛采用SCR（选择性催化还原法）控制NOx 的排放。
不同的催化剂适宜的反应温度不同，而且脱硝装置的进口烟气温度随锅炉负荷变化而变化。
当锅炉负荷降到机组负荷50%～60%时，反应器放口温度较低，一方面催化剂活性会比较低，另外一方面，还原剂氨与烟气中的SO3反应生成硫酸氢氨会沉积在催化剂上，进一步降低催化剂的活性，甚至造成催化剂不可逆的活性降低。
目前，国内外SCR 系统大多采用高温催化剂，反应温度区间为320℃～420℃，因此有必要对现有的部分SCR入口烟温不满足条件的脱硝装置进行改进，使其能够对进入脱硝反应器的烟气进行温度控制，使烟气进入温度保持在催化剂的反应温度区间内，保证锅炉在全负荷区间内实现氮氧化物的达标排放，同时提高脱硝催化剂的使用寿命。
1火电机组低负荷时SCR入口烟温情况调研
通过现场调研、调查问卷的方式，主要对中电投集团内典型火电厂（机组装机包括300MW级、600MW级、1000MW级；锅炉主要为煤粉炉，煤种包括贫煤、烟煤、无烟煤、褐煤；燃烧方式包括四角切圆、W型火焰、前后期对冲燃烧；位置包括东北、西北、中部、华北、东部、西南。
）低负荷时SCR入口烟温情况进行了调研。
全负荷SCR 脱硝技术分析及研究
全负荷SCR 脱硝技术分析及研究引言随着工业化程度和人口数量的不断增加，环保成为了全球关注的焦点。
在工业生产过程中，NOx（氮氧化物）等废气的排放一直是企业面临的环保问题。
脱硝技术因其高效、安全、环保等优点逐渐成为解决大气污染的主流技术之一。
全负荷SCR（Selective Catalytic Reduction）脱硝技术，是目前较为先进的脱硝技术之一。
本文从该技术的原理、应用、优缺点等方面进行详细分析和研究。
原理介绍SCR脱硝技术，是一种在催化剂的作用下，将NH3和NOx发生化学反应，将NOx转化为氮气和水的技术。
该技术主要应用在火电、石化、冶金等工业领域，可以有效减少大气中的NOx排放，降低氮肥制造的成本，同时也可以使工业企业更好的符合环孢要求。
应用情况目前，全负荷SCR技术广泛应用于电力、钢铁、化工等各领域。
下面分别从不同领域进行介绍。
电力电力工业是全负荷SCR技术的重点应用领域之一。
据了解，在电力工业中，SCR技术主要用于燃煤电厂、燃气联合循环发电等，以减少废气排放。
该技术可以大幅降低NOx的排放量，从而有效减少大气污染物，并符合环保要求。
钢铁SCR技术在钢铁工业中运用比较广泛，主要是钢铁行业的烧结炉、转炉、焦炉等设备，这些设备在工作过程中都会产生大量的废气。
应用全负荷SCR技术可以降低这些设备产生的废气中的NOx排放。
化工在化工领域，SCR技术也是比较常见的一种技术。
通过使用全负荷SCR技术，可以减少合成氨、硝酸等化工领域中产生的一些废气中的NOx排放，降低空气中的污染程度。
优缺点分析优点全负荷SCR技术相比于其它脱硝技术有着更为优越的性能。
首先，全负荷SCR技术可以在高温下进行脱硝，可以有效减少高温下的NOx 的排放，降低氮肥制造中的成本。
其次，全负荷SCR技术不仅可以在全负荷运行时进行脱硝，同时也可以在弱负荷和负载上升时进行脱硝，这就可以更好的保证了机组的效率。
最后，全负荷SCR技术可以在周期性负载下进行自适应调整，以最佳方式进行脱硝，降低化学材料使用的成本。
全负荷投入脱硝专题
1 全负荷脱硝技术所谓全负荷脱硝技术，通常是指当机组在低负荷运行时，采用相应的技术手段以提高SCR 装置入口烟温，以避免烟温降至催化剂允许投入的最低温度，导致SCR 脱硝装置被迫停止喷氨，造成脱硝装置停运。
另外一层含义是设法提高SCR 脱硝系统的运行可靠性，以提高整个系统的可用率。
脱硝装置全负荷运行的优点如下：1）降低污染物的排放：脱硝装置在全负荷情况下投运不仅减少了污染物的排放，而且是电厂环保的未来发展方向之一。
2）延长催化剂的使用寿命：脱硝装置在全负荷情况下投运，即只要烟气通反应器（催化剂），脱硝装置就在运行。
众所周知，催化剂化学寿命一般从烟气接触催化剂时计起，而烟气中的烟尘、重金属、碱性物质等对催化剂寿命的危害极大。
而普通机组由于在低负荷情况下无法投运脱硝装置，但此时催化剂化学寿命还在不断减少。
因此，当脱硝装置在全负荷情况下投运时，相当于变相增加了催化剂的化学寿命。
3）脱硝装置在全负荷情况下投运，即减少了因进口温度过低导致的系统停运，有利于脱硝装置的长期稳定运行。
根据业内的通常做法，本报告定义全负荷脱硝为最低稳燃负荷~100%BMCR 。
2 主要技术手段SCR 系统设置最低运行温度目的是使进入SCR 反应器的烟气温度维持在氨盐沉积温度之上，以防止生成硫酸氢铵堵塞催化剂孔隙，降低催化剂活性。
要实现SCR脱硝装置全负荷运行，技术路线有2条：1、使烟温适应脱硝系统，需要改造锅炉热力系统或烟气系统对烟温进行控制；2、使催化剂适应烟温，采用低温催化剂同时脱除烟气三氧化硫。
目前低温催化剂及三氧化硫脱除技术尚处于研发阶段，没有相关应用业绩，因此本文主要介绍技术路线1。
调整反应的温度是达到全负荷脱硝的有效措施。
脱硝装置的进口烟气温度需满足脱硝的温度窗口。
根据已投运脱硝装置的技术数据，催化剂的活性温度范围为315~420C。
提升脱硝装置入口烟温目前主要有以下5 种方案，即：省煤器分级、加热省煤器给水、省煤器烟气旁路、省煤器水旁路、省煤器分隔烟道。
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1 全负荷脱硝技术
所谓全负荷脱硝技术，通常是指当机组在低负荷运行时，采用相应的技术手段以提高SCR装置入口烟温，以避免烟温降至催化剂允许投入的最低温度，导致SCR脱硝装置被迫停止喷氨，造成脱硝装置停运。
另外一层含义是设法提高SCR脱硝系统的运行可靠性，以提高整个系统的可用率。
脱硝装置全负荷运行的优点如下：
1）降低污染物的排放：脱硝装置在全负荷情况下投运不仅减少了污染物的排放，而且是电厂环保的未来发展方向之一。
2）延长催化剂的使用寿命：脱硝装置在全负荷情况下投运，即只要烟气通反应器（催化剂），脱硝装置就在运行。
众所周知，催化剂化学寿命一般从烟气接触催化剂时计起，而烟气中的烟尘、重金属、碱性物质等对催化剂寿命的危害极大。
而普通机组由于在低负荷情况下无法投运脱硝装置，但此时催化剂化学寿命还在不断减少。
因此，当脱硝装置在全负荷情况下投运时，相当于变相增加了催化剂的化学寿命。
3）脱硝装置在全负荷情况下投运，即减少了因进口温度过低导致的系统停运，有利于脱硝装置的长期稳定运行。
根据业内的通常做法，本报告定义全负荷脱硝为最低稳燃负荷~100%BMCR。
2 主要技术手段
SCR系统设置最低运行温度目的是使进入SCR反应器的烟气温度维持在氨盐沉积温度之上，以防止生成硫酸氢铵堵塞催化剂孔隙，降低催化剂活性。
要实现SCR脱硝装置全负荷运行，技术路线有2条：1、使烟温适应脱硝系统，需要改造锅炉热力系统或烟气系统对烟温进行控制；2、使催化剂适应烟温，采用低温催化剂同时脱除烟气三氧化硫。
目前低温催化剂及三氧化硫脱除技术尚处于研发阶段，没有相关应用业绩，因此本文主要介绍技术路线1。
调整反应的温度是达到全负荷脱硝的有效措施。
脱硝装置的进口烟气温度需满足脱硝的温度窗口。
根据已投运脱硝装置的技术数据，催化剂的活性温度范围为315~420℃。
提升脱硝装置入口烟温目前主要有以下5种方案，即：省煤器分级、加热省煤器给水、省煤器烟气旁路、省煤器水旁路、省煤器分隔烟道。
下面对5种方案及其优缺点、适用范围等进行简单介绍。
（一）省煤器分级
省煤器分级即将原单级布置省煤器分成两级布置，一级布置在SCR反应器的入口，另一级布置在SCR反应器出口，在不升高预热器入口烟气温度的前提下提高SCR反应器的入口烟气温度。
优点：不增加控制系统，不改变整个热力系统的热力分配和运行、调节方式，不提高排烟温度，不降低锅炉热效率。
缺点：投资成本高、施工难度大、改造工期长，不适合老机组改造；催化剂运行温度提高，在满负荷运行时存在催化剂烧结风险。
（二）加热省煤器给水
通过抽取蒸汽加热或者其他方式加热省煤器给水，减少省煤器烟气-水的传热温差来减少烟气-水的换热，提高省煤器出口烟温。
需要对锅炉蒸汽和给水管道实施改造，增设临时增压系统。
优点：改造工期短，施工简单。
缺点：增加升温控制系统；烟气温度提升有限；排烟温度提高，锅炉热效率降低。
外高桥第一电厂机组采用炉水加热省煤器给水，机组40%负荷时SCR烟气温度提升约30℃。
（三）省煤器烟气旁路
省煤器烟气侧设置旁路，在低负荷时部分高温烟气通过旁路，减少省煤器烟气侧放热，以提升SCR入口烟温。
优点：烟温提升效果好，控制简单。
缺点：烟气挡板存在积灰卡塞可能；需要对锅炉钢架改造，施工难度及工程量较大；排烟温度提高，降低锅炉热效率。
（四）省煤器水旁路
省煤器水侧设置旁路，低负荷时减少省煤器给水水量，减少水侧吸热，以提升SCR 入口烟温。
优点：投资少，施工简单、工程量小。
缺点：烟温提升能力小；旁路水量过大时，省煤器存在沸腾风险；排烟温度提高，降低锅炉热效率。
安徽平圩电厂#1、#2机组采用省煤器水旁路方案，低负荷时SCR入口烟温提升约10℃。
（五）省煤器分隔烟道
在省煤器烟道内设置分隔板，形成数个烟气通道，在低负荷时利用挡板门关闭相应的烟气通道，减少省煤器吸热，提高烟气温度。
优点：工程量相对较少，控制简单。
缺点：挡板门存在积灰卡塞可能；低负荷运行时，流场恶化，烟气流速加快，存在省煤器磨损风险；排烟温度提高，降低锅炉热效率。
上海吴泾电厂#11机组采用省煤器分隔烟道方案，在低负荷时SCR入口烟温提升约30℃。
（六）其他
另外，从运行手段调节来看，通过提高火焰中心、增加过量空气系数可以略微提高省煤器出口烟气温度，但是影响有限，根据调试经验可提高5℃。
而摆角长期上摆容易造成锅炉结焦、影响锅炉效率、分隔屏超温等负面影响。
因此不宜长期使用。
3 全负荷脱硝技术选择
由于全负荷脱硝是近几年刚刚提出的新概念，之前投运的电厂由于锅炉厂对此认识不足，部分电厂存在SCR入口烟温在不同负荷条件运行时偏高或偏低的现象，需要采用相应的技术对SCR入口烟温进行调节，以使SCR入口烟温始终在催化剂的活性温度范围内，即315~420℃之间。
针对本工程，脱硝全负荷的技术方案主要有三种，分别为给水旁路方案、烟气旁路方案以及分级省煤器方案。
其对比如下：
难，存在一定的事故风险，且提高了排烟温度，牺牲了机组经济性，不宜推荐；
烟气旁路方案虽然投资较低，但是对SCR入口烟气流场扰动较大，容易对SCR运行造成不利影响，同时牺牲了机组经济性，也不宜推荐；
分级省煤器方案对原有系统影响最小，且不影响锅炉效率，从长期来看，有利于提高机组的运行可靠性和经济性。
但缺点是初投资最高。
由于本工程为新建电厂，应首先考虑与锅炉厂紧密配合，通过调整受热面布置方案以及热平衡计算，在不影响锅炉汽水循环和热效率的前提下，保证锅炉在不同负荷条件运行时，SCR入口烟温始终在催化剂的活性温度范围内，即315~420℃之间。
因此就避免了后期改造。
如不能锅炉厂不能满足全负荷脱硝投入要求，建议本工程采用省煤器分级方案。
4 结论及建议
本工程为新建电厂，建议优先通过调整受热面布置方案，使烟气温度满足脱硝全负荷投入要求。
如不能锅炉厂不能满足，建议本工程采用省煤器分级方案。