全负荷脱硝技术浅析
脱硝技术工艺流程介绍及优缺点
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脱硝分析报告
脱硝分析报告1. 引言脱硝是指通过化学或物理方法去除燃烧过程中产生的氮氧化物（NOx）的过程。
由于氮氧化物是造成空气污染和温室效应的主要原因之一，脱硝技术成为工业和电力行业中关注的重点。
本报告旨在对某工业燃烧设备进行脱硝效果分析，以评估该脱硝系统的性能和效果。
2. 数据收集在分析脱硝系统性能之前，我们首先收集了以下数据：•燃烧设备的类型和规模•脱硝系统的构成和工作原理•氮氧化物（NOx）的排放浓度数据•脱硝前后的燃烧过程参数（如温度、压力等）•脱硝系统的运行参数（如注入剂量、催化剂反应温度等）3. 数据分析基于收集的数据，我们进行了以下分析：3.1 氮氧化物（NOx）排放浓度分析根据收集的氮氧化物排放浓度数据，我们对脱硝前后的差异进行了比较。
结果显示，在脱硝系统的运行过程中，氮氧化物的排放浓度明显下降，从而达到了脱硝的目的。
具体数值分析如下：脱硝前排放浓度(ppm) 脱硝后排放浓度(ppm) 差异(ppm)100 20 80150 30 120200 40 1603.2 燃烧过程参数分析我们对脱硝前后的燃烧过程参数进行了对比分析，以评估脱硝对燃烧过程的影响。
结果显示，在脱硝系统运行后，燃烧温度和压力基本保持稳定，没有明显变化。
这表明脱硝对燃烧过程的影响较小，不会对燃烧设备的正常运行产生不利影响。
3.3 脱硝系统运行参数分析我们还对脱硝系统的运行参数进行了分析，以确定其对脱硝效果的影响。
结果显示，脱硝剂注入剂量和催化剂反应温度是影响脱硝效果的重要参数。
通过调整这些参数，可以实现更好的脱硝效果。
此外，注入剂的选择和催化剂的活性也是确保脱硝效果的关键因素。
4. 结论通过以上分析，我们得出以下结论：1.脱硝系统对氮氧化物排放浓度有显著降低的效果，可以有效控制空气污染。
2.脱硝对燃烧过程的影响较小，不会对燃烧设备的正常运行产生负面影响。
3.调整脱硝系统的运行参数可以进一步提高脱硝效果，如注入剂量和催化剂反应温度。
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。
350MW机组脱硝技术及运行分析
降 低 ＮＯｘ排放 主要 有 两 种 措 施 。一 是 控 制 燃 烧过 程 中ＮＯｘ的生成 ， 即低 ＮＯｘ燃 烧技 术 ； 二是 对 生成 的 ＮＯｘ进行 处理 ， 即烟气脱 硝技 术 。
１ ． １ 低 ＮＯｘ 燃 烧 技 术
为 了控 制燃 烧 过程 中 ＮＯｘ的生 成所 采 取 的措 施原 则为 ： ①降低 过量 空气 系数 和氧 气浓度 ， 使煤 粉 在燃 烧 区缺氧条 件下燃 烧 ； ② 降低燃 烧温 度 ， 防止产 生局 部高 温 区 ； ③ 缩短 烟气 在 高温 区的停 留时 间等 。 低 ＮＯｘ燃 烧技 术有 以下方 法 。 １ ． １ ． １ 空 气分级 燃烧 技术 燃 烧 区的 氧浓 度对 各 种类 型 的 ＮＯ ｘ生 成都 有 很 大影 响 。 当过量 空气 系数ａ ＜１ ， 燃 烧 区处 于缺 氧的 富燃料 燃烧 状态 时 ， 则 降低 了燃 烧 区的燃 烧 速度 及 温 度水 平 ， 使该 区 的 ＮＯｘ反 应速 率 降 低 ， 抑 制 了该 区 中ＮＯｘ的生 成 。 但是 无 限制 的降 低燃烧 区 的空气 量， 会使 燃烧 的化学 不完全 燃烧 损失 增大 、 飞灰 可燃
Ｎ Ｏｘ是造 成 大气 污 染 的主 要 污染 源之 一 。我 国ＮＯｘ的排放 量 中 ７ ０ 来 自于煤炭 的直 接燃烧 ， 电 力工业 又是我 国的燃煤大户 ， 因此 火 力 发 电厂 是 Ｎ０ ｘ排放 的主 要来 源之 一 。为 了控 制 ＮＯｘ的排放 国家要 求新 建 电厂 必 须加 装 脱 硝设 备 ， 并 且 达 到规 定 的排放 标准 。
１ ２ ６
内蒙 古石 油 化 工
２ ０ １ ３ 年第 １ 技 术及 运 行 分 析
王永 强 ， 曹树 林
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。
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。
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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。
2 SCR脱硝装置全负荷运行改造技术
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。
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：改造工程量相对较少，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℃。
（6）方案技术经济比较
3 结论
从对中电投集团电厂省煤器出口烟温调研情况来看，国内有相当一部分电厂在低负荷时脱硝系统无法连续运行。
目前，国家对污染物排放的要求越来越高，对电厂而言，NOx排放量的控制至关重要，低负荷脱硝系统改造空间和市场巨大。
从低负荷脱硝技术方案选择来看，以上五种方案各有优缺点和适用范围，应根据电厂实际情况选择经济技术最优方案。
从经济性来看，设置低负荷脱硝连续运行装置，一方面能获得脱硝电价的补贴，另一方面能免除NOX排放超标缴纳的巨额罚款。
在获得较好的经济效益时，同时满足国家减排的产业要求，在环保方面做出巨大贡献，具有很好的经济和社会效益。