《燃煤機組空氣預熱器積灰堵塞防治技術(shù)導則》

DL

中華人民共和國電力行業(yè)標準

DL/TXXXX-YYYY

燃煤機組空氣預熱器積灰堵塞防治技術(shù)導

則

TechnicalGuidelinesforPreventionandControlofAshFoulinginAir

PreheatersofCoal-firedUnits

（征求意見稿）

20XX—XX—XX發(fā)布20XX—XX—XX實施

國家能源局發(fā)布

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II

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燃煤機組空氣預熱器積灰堵塞防治技術(shù)導則

1范圍

本導則適用于安裝脫硝系統(tǒng)的燃煤機組空氣預熱器積灰堵塞防治。

2規(guī)范性引用文件

下列文件中的內(nèi)容通過文中的規(guī)范性引用而構(gòu)成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，

僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本

文件。

GB/T7562商品煤質(zhì)量發(fā)電煤粉鍋爐用煤

GB/T10184電站鍋爐性能試驗規(guī)程

GB/T13790搪瓷用冷軋低碳鋼板及鋼帶

GB/T16157固定污染源排氣中顆粒物測定與氣態(tài)污染物采樣方法

GB/T25960動力配煤規(guī)范

GB/T31567用于空氣-煙氣、煙氣-煙氣再生式熱交換器的搪瓷換熱元件

GB/T31584平板式煙氣脫硝催化劑

GB/T31587蜂窩式煙氣脫硝催化劑

GB/T34348電站鍋爐技術(shù)條件

DL/T260燃煤電廠煙氣脫硝裝置性能驗收試驗規(guī)范

DL/T322火電廠煙氣脫硝（SCR）裝置檢修規(guī)程

DL/T335火電廠煙氣脫硝（SCR）系統(tǒng)運行技術(shù)規(guī)范

DL/T467電站磨煤機及制粉系統(tǒng)性能試驗

DL/T748.1火力發(fā)電廠鍋爐機組檢修導則第1部分：總則

DL/T748.2火力發(fā)電廠鍋爐機組檢修導則第2部分：鍋爐本體檢修

DL/T748.8火力發(fā)電廠鍋爐機組檢修導則第8部分：空氣預熱器的檢修

DL/T750回轉(zhuǎn)式空氣預熱器運行維護規(guī)程

DL/T838燃煤火力發(fā)電企業(yè)設(shè)備檢修導則

DL/T936火力發(fā)電廠熱力設(shè)備耐火及保溫檢修導則

DL/T1035.1循環(huán)流化床鍋爐檢修導則第1部分：總則

DL/T1035.2循環(huán)流化床鍋爐檢修導則第2部分：鍋爐本體檢修

DL/T1035.6循環(huán)流化床鍋爐檢修導則第6部分：石灰石輸送系統(tǒng)及SNCR脫硝系統(tǒng)檢修

DL/T1286火電廠煙氣脫硝催化劑檢測技術(shù)規(guī)范

DL/T1418燃煤電廠SCR煙氣脫硝流場模擬技術(shù)規(guī)范

DL/T1445電站煤粉鍋爐燃煤摻燒技術(shù)導則

DL/T1494燃煤鍋爐飛灰中氨含量的測定離子色譜法

DL/T1655火電廠煙氣脫硝裝置技術(shù)監(jiān)督導則

DL/T2051空氣預熱器性能試驗規(guī)程

DL/T5121火力發(fā)電廠煙風煤粉管道設(shè)計技術(shù)規(guī)程

1

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DL/T5240火力發(fā)電廠燃燒系統(tǒng)設(shè)計計算技術(shù)規(guī)程

DL/T5480火力發(fā)電廠煙氣脫硝設(shè)計技術(shù)規(guī)程

HJ75固定污染源煙氣（SO2、NOx、顆粒物）排放連續(xù)監(jiān)測技術(shù)規(guī)范

HJ562火電廠煙氣脫硝工程技術(shù)規(guī)范選擇性催化還原法

JB/T4194鍋爐直流式煤粉燃燒器制造技術(shù)條件

JB/T12131燃煤煙氣凈化SCR脫硝裝置流場模擬試驗技術(shù)規(guī)范

NB/T10127大型煤粉鍋爐爐膛及燃燒器性能設(shè)計規(guī)范

NB/T47049管式空氣預熱器制造技術(shù)條件

NB/T47060回轉(zhuǎn)式空氣預熱器

T/CSEE0097空氣預熱器性能試驗規(guī)程

3術(shù)語和定義

3.1

低氮燃燒lowNOxcombustion

改變?nèi)剂系娜紵龡l件來抑制NOX的生成或還原生成的NOx的燃燒方法。

3.2

冷態(tài)動力場試驗coldstateaerodynamicfieldtest

鍋爐冷態(tài)下通風，利用相似原理，通過調(diào)整一次風和二次風配風，使爐內(nèi)流動工況進入自?；瘏^(qū)，

進行燃燒器開度定位、二次小風門擋板特性以及煙花（或飄帶）示蹤試驗。

3.3

噴氨優(yōu)化調(diào)整ammoniainjectiongridoptimization

根據(jù)SCR反應器進、出口截面NOX濃度分布，調(diào)整氨噴射系統(tǒng)的氨氣流量分配，改善SCR頂層催化

劑入口截面的NH3/NOX摩爾比分布均勻性，消除反應器出口局部區(qū)域氨逃逸峰值。

3.4

煙氣流場優(yōu)化SCRflowfieldoptimization

通過CFD數(shù)值模擬和物理模型試驗，對噴氨格柵、混流、導流及整流等裝置進行優(yōu)化設(shè)計，改善頂

層催化劑入口的煙氣參數(shù)分布均勻性。

3.5

噴氨控制優(yōu)化SCRcontrollsystemoptimization

通過脫硝噴氨調(diào)節(jié)系統(tǒng)的邏輯優(yōu)化和控制參數(shù)整定，提高噴氨控制系統(tǒng)的穩(wěn)定性、準確性和快速性。

3.6

煙氣余熱梯級利用系統(tǒng)fluegaswasteheatcascadeutilizationsystem

在空氣預熱器加裝煙氣旁路，在其中布置高壓、低壓省煤器，分別加熱機組給水、凝結(jié)水，提高煙

氣余熱利用的能量品位等級，并設(shè)置低溫省煤器回收低品位的低溫煙氣余熱，用以加熱進入鍋爐空氣。

系統(tǒng)一般由空氣預熱器旁路高壓、低壓省煤器，空氣預熱器后低溫省煤器、暖風器等換熱器組成。不包

括未減少通過空氣預熱器煙氣流量的余熱利用系統(tǒng)，如低低溫省煤器系統(tǒng)等。

3.7

空氣預熱器旁路煙氣比例airheaterbypassfluegasratio

空氣預熱器旁路煙氣質(zhì)量流量占空氣預熱器入口煙氣總質(zhì)量流量的百分比。

3.8

前置式預熱器front-locatedairpreheater

在燃煤機組空氣預熱器空氣入口側(cè)，利用排煙余熱或外來熱源加熱空氣預熱器入口空氣的裝置。

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3.9

省煤器煙氣旁路economizerfluegasbypass

通過設(shè)置與尾部煙道省煤器并聯(lián)的調(diào)溫煙氣旁路，在機組低負荷階段，旁路部分省煤器入口煙氣而

不經(jīng)過省煤器受熱面，并與省煤器出口煙氣混合，提高SCR脫硝系統(tǒng)催化劑入口煙氣溫度的布置方式。

3.10

分級省煤器spliteconomizer

將燃煤機組鍋爐省煤器受熱面分為兩部分，一部分布置于SCR脫硝系統(tǒng)上游煙道，其余部分布置于

SCR脫硝系統(tǒng)下游煙道的布置方式。在不改變整個熱力系統(tǒng)熱量分配、運行和調(diào)整方式的前提下，改變

SCR脫硝系統(tǒng)反應器入口煙氣溫度。

3.11

省煤器給水旁路economizerfeedwaterbypass

通過在省煤器進口集箱之前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和連接管道，將部分給水短路，直接引至省煤器出口集箱，

減少流經(jīng)省煤器的給水量，從而減少省煤器吸熱量，以達到提高省煤器出口煙氣溫度目的的改造。

3.12

省煤器再循環(huán)economizerfeedwaterrecirculation

在省煤器出口增加到鍋爐啟動循環(huán)泵的管路和閥門，利用省煤器出口較高溫度的水和給水混合以提

高省煤器入口的水溫減小省煤器換熱的溫差，減少對流換熱量提高省煤器出口的煙溫。

3.13

0號高壓加熱器No.0HPheater

在汽輪機給水回熱系統(tǒng)的1號高壓加熱器前增加一個加熱器，一般用于加熱部分給水流量，加熱蒸

汽一般取自高壓缸第5級葉片后的補汽口。在機組低負荷工況下，通過提高給水溫度來間接提高SCR

脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度，給水溫度可通過0號高加的旁路進行調(diào)節(jié)。

4總則

4.1燃煤發(fā)電企業(yè)應成立專門機構(gòu)，安排專人對低氮燃燒器、脫硝系統(tǒng)、空氣預熱器等相關(guān)設(shè)備的運

行、檢修進行監(jiān)督管理，配備必要的儀器設(shè)備，開展相關(guān)異常分析和專業(yè)分析。

4.2燃煤機組空氣預熱器積灰堵塞防治，應堅持“預防為主、源頭控制、綜合治理”，以鍋爐低氮燃

燒系統(tǒng)優(yōu)化、控制脫硝系統(tǒng)NH3逃逸率、降低空氣預熱器入口煙氣SO3濃度，減少空氣預熱器內(nèi)部粘性

產(chǎn)物沉積范圍為主，綜合考慮對下游設(shè)備（除塵器、引風機、脫硫系統(tǒng)等）的影響。

4.3燃煤機組空氣預熱器積灰堵塞防治，應結(jié)合各燃煤發(fā)電企業(yè)實際，在設(shè)計選型、運行調(diào)整、檢修

維護、技術(shù)改造等階段，采取并執(zhí)行相應技術(shù)措施，協(xié)同機組運行安全性、經(jīng)濟性的關(guān)系。相關(guān)技術(shù)措

施應符合國家、地方環(huán)境保護的要求。

5設(shè)計選型

5.1燃料和燃燒系統(tǒng)

5.1.1設(shè)計煤種和校核煤種不應有較大的跨度，如無煙煤與煙煤、褐煤，貧煤與褐煤，煤質(zhì)偏離范圍

應符合附錄A的規(guī)定。

5.1.2設(shè)計煤種和校核煤種干燥基硫分（St,d）應符合下列規(guī)定：

a)對褐煤，不超過1.5%，當運輸距離超過600公里時，不超過1%；

b)對其他煤種，不超過3%，當運輸距離超過600公里時，不超過2%。

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5.1.3鍋爐應采用低氮氧化物（NOX）燃燒技術(shù)及裝置。鍋爐原始NOX排放設(shè)計值按GB/T34348的要求

執(zhí)行。

5.1.4鍋爐熱力性能參數(shù)和低氮燃燒系統(tǒng)設(shè)計應符合NB/T10127、JB/T4194、DL/T5240等的要求。

5.1.5爐膛設(shè)計應保證空氣動力場良好，爐膛出口煙氣溫度場均勻，爐膛出口同一標高兩側(cè)對稱點間

的煙溫偏差不宜超過50℃。

5.2脫硝系統(tǒng)

5.2.1脫硝技術(shù)及工藝的選擇應符合DL/T5480的規(guī)定。

5.2.2SCR脫硝系統(tǒng)NH3逃逸濃度應不大于3μL/L（標準狀態(tài)，6%O2）。

5.2.3SCR脫硝系統(tǒng)SO2/SO3轉(zhuǎn)化率應符合下列規(guī)定：

a)設(shè)計煤收到基硫分小于2.5%時，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率小于1%；

b)設(shè)計煤收到基硫分大于等于2.5%時，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率小于0.75%。

5.2.4SCR反應器及入口煙道整體設(shè)計應充分考慮流場的均勻性，第一層催化劑入口前500mm處流場

應符合下列規(guī)定：

a)煙氣流速偏差系數(shù)小于10%；

b)煙氣偏差小于10°；

c)煙氣溫度偏差小于10℃；

d)NH3/NOX摩爾比偏差系數(shù)小于5%。

為保證上述技術(shù)要求，應對包括前后煙道系統(tǒng)在內(nèi)的SCR脫硝系統(tǒng)開展流場模擬試驗，宜采用數(shù)值

模擬結(jié)合物理模型實驗的方法，具體按JB/T12131的規(guī)定。

5.2.5SCR脫硝催化劑的設(shè)計選型應符合下列要求：

a)催化劑的型式應與實際煤質(zhì)特性相適應，設(shè)計和校核煤質(zhì)應根據(jù)煤礦供煤的實際情況和近、中

期供煤煤質(zhì)的變化趨勢，綜合分析確定。

b)催化劑的選型應根據(jù)煙氣特性、飛灰特性、飛灰濃度、反應器型式、脫硝效率、SO2/SO3轉(zhuǎn)化

率、氨逃逸、壓降、使用壽命等因素，綜合考慮經(jīng)濟性與安全性因素后確定。

c)對燃用高灰分和灰磨損性強煤種的機組，選型時應注意下列要求：

1)催化劑的類型應優(yōu)先選取耐磨性較強的板式催化劑或大孔蜂窩式催化劑，若難以滿足需要

時，應增設(shè)減輕催化劑磨損的措施。

2)對蜂窩催化劑，應優(yōu)化孔數(shù)、截距及壁厚的選擇，推薦的催化劑孔數(shù)及其適用的飛灰濃度

范圍見附錄B。

d)對煤質(zhì)含硫量較高的機組，宜優(yōu)先選擇SO2/SO3轉(zhuǎn)化率較低的催化劑。

e)催化劑選型階段，宜要求供應商委托第三方檢測機構(gòu)對催化劑進行性能檢驗，以評估催化劑活

性及磨損強度，檢驗項目和要求應滿足DL/T1286的規(guī)定。

5.2.6SCR脫硝噴氨混合系統(tǒng)應符合下列要求：

a)噴氨格柵上游應設(shè)置煙氣混合器，上游和下游宜分別設(shè)置導流和整流裝置。

b)氨/空氣混合氣體應以分區(qū)方式噴入，每個區(qū)域應具有均勻穩(wěn)定的流量特性和獨立的流量控制

及測量手段。

c)各分區(qū)的氨/空氣混合氣體噴入量應根據(jù)SCR反應器對應分區(qū)測得的煙氣流量、NOX和O2濃度等

數(shù)據(jù)信號自動調(diào)整。

d)對于入口煙氣流場、NOX濃度場均勻性不佳，脫硝效率較高的SCR脫硝裝置，宜采用氨噴射格

柵（AIG）型式。

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e)當氨氣混合噴射系統(tǒng)采用氨噴射格柵（AIG）時，其布置宜與煙氣流動方向相垂直，并與催化

劑層之間留有足夠的混合距離，在AIG后宜設(shè)置靜態(tài)混合器。

f)對沖燃燒鍋爐、W型火焰鍋爐，或脫硝系統(tǒng)AIG處NOX流量分布受負荷影響大，AIG無法適應

全負荷工況的機組，宜在SCR煙氣脫硝系統(tǒng)AIG格柵上游，布置適當數(shù)量和型式的煙氣大范圍

預混合裝置，減小噴氨格柵處煙氣NOX濃度分布偏差。

g)當氨氣混合噴射系統(tǒng)采用渦流混合器時，其擾流板的數(shù)量、安裝角度及位置宜通過實物模型試

驗確定，渦流混合器與催化劑之間留有足夠的混合距離。

h)噴氨系統(tǒng)的設(shè)計應考慮防止粉塵堵塞、防磨、NH3腐蝕和熱膨脹等因素。

5.2.7SCR反應器進、出口煙道上應設(shè)置NOX、O2取樣分析儀，能巡回或同時測量各煙道分區(qū)NOX、O2

濃度；SCR反應器入口煙道上應設(shè)置流量測量儀表，能巡回或同時測量各煙道分區(qū)的流量，且與入口煙

道上的NOX/O2取樣分析儀同步測量；測量信號全部進入控制系統(tǒng)。

5.2.8SCR脫硝系統(tǒng)應能在鍋爐最低穩(wěn)燃負荷和BMCR之間的任何工況持續(xù)安全運行。當鍋爐低負荷煙

氣溫度不能達到脫硝催化劑最低運行溫度時，應合理選擇省煤器分級、省煤器煙氣旁路、省煤器水側(cè)旁

路、0號高壓加熱器等技術(shù)方案，提高反應器入口煙氣溫度。

5.2.9SCR脫硝系統(tǒng)吹灰器選型應符合下列要求：

a)吹灰器的型式應與實際煤質(zhì)特性、催化劑的型式相適應。

b)對燃用低灰分煤質(zhì)，且催化劑表面積灰量較少的機組，蒸汽吹灰與聲波吹掃的效果等同，宜優(yōu)

先選擇聲波吹灰方式。

c)對燃用高灰分煤質(zhì)，且催化劑表面積灰嚴重的機組，宜優(yōu)先選擇蒸汽吹灰方式。

d)對煤質(zhì)灰分變化較大，且負荷率較低的機組，宜選擇聲波吹灰與蒸汽聯(lián)用吹灰方式，正常運行

時以聲波吹灰為主，在灰量大、催化劑層間差壓異常、啟停爐情況下，采用蒸汽吹灰。

e)聲波吹灰器頻率不宜小于60Hz，以防損壞催化劑結(jié)構(gòu)及機械連接裝置。

f)聲波吹灰器宜優(yōu)選在反應器前后或左右交錯布置，600MW及以上機組避免布置在反應器單側(cè)。

g)聲波吹灰器的壓縮空氣系統(tǒng)，宜增加儲氣罐配置并定期排水。

h)蒸汽吹灰器噴嘴數(shù)量應能全部覆蓋催化劑層，特別注意催化劑層大梁下部等容易積灰的區(qū)域。

i)為防止催化劑吹損，蒸汽吹灰器噴嘴距離催化劑單元上表面的間距宜≥500mm。

5.2.10SNCR脫硝系統(tǒng)的NH3逃逸濃度應符合下列規(guī)定：

a)當燃煤收到基硫分不大于2%時，NH3逃逸濃度不大于15μL/L；

b)當燃煤收到基硫分大于1%且不大于2.5%時，NH3逃逸濃度不大于10μL/L；

c)當燃煤收到基硫分大于2.5%時，NH3逃逸濃度不大于5μL/L。

5.2.11SCR/SNCR混合脫硝系統(tǒng)的NH3逃逸濃度應符合下列規(guī)定：

a)當燃煤收到基硫分不大于2.5%時，NH3逃逸濃度不大于5μL/L；

b)當燃煤收到基硫分大于2.5%時，NH3逃逸濃度不大于3μL/L。

5.2.12對SNCR脫硝工藝，應在鍋爐爐膛選擇若干區(qū)域作為還原劑的噴射區(qū)。在鍋爐不同負荷下，選

擇煙氣溫度處于最佳溫度區(qū)間的噴射區(qū)噴射還原劑。噴射區(qū)位置和噴射器的設(shè)置應根據(jù)爐膛煙氣流場、

還原劑噴射流場及化學反應過程的模擬結(jié)果確定。

5.2.13SNCR脫硝工藝還原劑在爐膛最佳溫度區(qū)間內(nèi)的停留時間宜大于0.5s。應通過優(yōu)化噴嘴幾何特

征、噴射角度、速度、噴射液滴粒徑等，改變還原劑擴散路徑，達到最佳停留時間。

5.3空氣預熱器

5.3.1性能參數(shù)

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5.3.1.1空氣預熱器設(shè)計應充分考慮投運脫硝系統(tǒng)產(chǎn)生的硫酸氫銨沉積問題。在機組投運脫硝系統(tǒng)的

所有負荷區(qū)間，空氣預熱器應能在氨逃逸濃度5μL/L、燃料含硫量達到設(shè)計煤種和校核煤種含硫量二

者數(shù)值中較大者的1.2倍條件下能夠可靠運行。

5.3.1.2空氣預熱器入口煙氣中，NH3和SO3的摩爾比大于2時，設(shè)計時可不考慮硫酸氫銨凝結(jié)堵灰問

題；NH3和SO3的摩爾比小于2時，應考慮硫酸氫銨凝結(jié)造成的蓄熱元件堵灰問題。

5.3.1.3應合理選取空氣預熱器出口煙溫、煙氣側(cè)效率設(shè)計值。在機組BMCR工況、環(huán)境溫度25℃條

件下，空氣預熱器出口煙溫不宜低于115℃，空氣側(cè)效率不宜高于93%。

5.3.1.4回轉(zhuǎn)式空氣預熱器轉(zhuǎn)速不宜過低，300MW及以上容量燃煤機組配套的回轉(zhuǎn)式空氣預熱器，正

常運行轉(zhuǎn)速宜不低于0.8rpm，防止轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)入和轉(zhuǎn)出煙氣分倉的元件溫差過大，導致部分回轉(zhuǎn)扇區(qū)內(nèi)的

蓄熱元件溫度過低。

5.3.1.5空氣預熱器性能設(shè)計中，換熱量選取應考慮與煙氣余熱利用系統(tǒng)的配合優(yōu)化。

5.3.1.6空氣預熱器性能設(shè)計中，應校核制粉系統(tǒng)無調(diào)溫風量工況下的空氣預熱器出口煙氣溫度和元

件溫度分布。

5.3.1.7采用SCR脫硝系統(tǒng)的燃煤機組，應至少在100%THA、50%THA，以及機組投運SCR脫硝系統(tǒng)的

最低負荷，針對設(shè)計煤種和校核煤種，核算空氣預熱器蓄熱元件溫度場分布。冷端層煙氣入口截面，蓄

熱元件最低溫度應高于煙氣中硫酸氫銨起始凝結(jié)溫度（確定方法見附錄C）。當入爐煤灰分大于10%時，

考慮灰粒對硫酸氫銨的吸附作用，冷端層煙氣入口截面，蓄熱元件最低壁溫可比硫酸氫銨起始凝結(jié)溫度

低10℃-15℃，但不宜低于190℃。

5.3.1.8當機組實際燃料特性發(fā)生較大變化時，應由鍋爐制造廠家、空氣預熱器制造廠家和設(shè)計單位，

聯(lián)合校核鍋爐和空氣預熱器性能參數(shù)，校核項目和結(jié)果應滿足5.3.1.7的要求。

5.3.1.9采用SNCR脫硝系統(tǒng)的燃煤機組，在空氣預熱器入口NH3和SO3的摩爾比小于2時，應參考配

SCR脫硝系統(tǒng)機組，校核并控制空氣預熱器冷端層煙氣入口截面元件最低壁溫。

5.3.1.10未設(shè)置SCR脫硝系統(tǒng)的燃煤機組，應滿足在鍋爐最小連續(xù)運行負荷時，冷端層蓄熱元件入口

截面，煙氣側(cè)最低元件壁溫高于煙氣酸露點溫度（計算方法見附錄D）。

5.3.1.11回轉(zhuǎn)式空氣預熱器漏風會降低煙氣溫度，對空氣預熱器積灰堵塞和冷端腐蝕有不利影響，空

氣預熱器設(shè)計應配置足夠的漏風控制手段，并保持長期有效。對于300MW及以上等級機組配置的回轉(zhuǎn)式

空氣預熱器，在機組最大連續(xù)出力工況時的漏風率，第一年內(nèi)應小于或等于5%，運行1年后應小于或

等于6%。

5.3.1.12設(shè)計有低溫煙氣再循環(huán)的燃煤機組鍋爐，應校核煙氣再循環(huán)系統(tǒng)不投用工況下的空氣預熱器

性能參數(shù)和積灰沾污傾向。設(shè)計有高溫煙氣再循環(huán)的燃煤機組鍋爐，應考慮煙氣中SO2富集引起的煙氣

酸露點溫度升高。

5.3.2結(jié)構(gòu)參數(shù)

5.3.2.1回轉(zhuǎn)式空氣預熱器

5.3.2.1.1回轉(zhuǎn)式空氣預熱器結(jié)構(gòu)參數(shù)的選取應滿足NB/T47060的要求。

5.3.2.1.2回轉(zhuǎn)式空氣預熱器轉(zhuǎn)子直徑尺寸系列的選取，應考慮流通阻力、轉(zhuǎn)子變形和漏風控制、蓄

熱元件積灰沾污分布等因素，綜合技術(shù)經(jīng)濟比較確定。

5.3.2.1.3回轉(zhuǎn)式空氣預熱器轉(zhuǎn)子旋轉(zhuǎn)方向，宜考慮入爐煤質(zhì)特性，結(jié)合制粉系統(tǒng)熱力計算，采用煙

氣-一次風-二次風，或煙氣-二次風-一次風旋轉(zhuǎn)方向。

5.3.2.1.4回轉(zhuǎn)式空氣預熱器分倉角度宜根據(jù)實際運行工況的煙氣/空氣熱容比優(yōu)化選取。

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DL/TXXXX-YYYY

5.3.2.1.5回轉(zhuǎn)式空氣預熱器的蓄熱元件高度分層，應考慮在投運SCR脫硝系統(tǒng)的機組最低連續(xù)運行

負荷下，硫酸氫銨凝結(jié)區(qū)域全部位于冷端層內(nèi)。對新建機組和空氣預熱器整體改造，宜采用蓄熱元件熱

端/冷端兩段式布置型式。

5.3.2.1.6回轉(zhuǎn)式空氣預熱器蓄熱元件基材化學分析應符合GB/T13790的要求。

5.3.2.1.7在硫酸氫銨凝結(jié)區(qū)域工作的空氣預熱器蓄熱元件，宜采用表面鍍搪瓷工藝，鍍搪瓷蓄熱元

件應通過耐硫酸和蒸汽腐蝕試驗、邊緣覆蓋率測試、熱沖擊性能測試、真空率測試，結(jié)果應符合GB/T

31567的要求。

5.3.2.1.8回轉(zhuǎn)式空氣預熱器冷端蓄熱元件波形，應采用利于吹灰蒸汽通透的封閉通道型式。蓄熱元

件宜布置和介質(zhì)流向平行的通灰直槽，直槽應能使直徑6mm鋼珠順暢通過，相鄰通灰直槽間距宜小于

60mm。

5.3.2.1.9回轉(zhuǎn)式空氣預熱器選型階段，宜要求供應商委托第三方檢測機構(gòu)對蓄熱元件進行性能檢驗，

以評估其傳熱與阻力性能、防止積灰沾污和腐蝕的使用效果。

5.3.2.1.10回轉(zhuǎn)式空氣預熱器設(shè)計制造，應嚴格控制旁路密封間隙，以及元件與隔板之間的間隙值，

避免造成換熱介質(zhì)短路，影響空氣預熱器整體換熱性能。

5.3.2.1.11蓄熱元件框應控制合適的壓緊力，避免過高的壓力導致局部搪瓷層損壞，避免過低的壓力

導致正常吹灰時蓄熱元件產(chǎn)生振動和疲勞損壞。

5.3.2.1.12無硫酸氫銨凝結(jié)的空氣預熱器，當機組最低運行負荷排煙溫度（考慮冷風加熱措施后）低

于煙氣酸露點溫度不超過10℃時，空氣預熱器冷端蓄熱元件可采用09CuPCrNi（或同等耐硫酸蒸汽腐蝕

材料）制作，其最小壁厚不得低于0.75mm；需在更低煙氣溫度溫度條件工作的蓄熱元件，應采用表面

搪瓷元件或不銹鋼材質(zhì)制作。

5.3.2.1.13冷端蓄熱元件的金屬框架，應采用耐腐蝕材料制造。當入爐煤（灰分>5%）硫含量小于3%

（油燃料硫含量小于2%時），當機組最低運行負荷排煙溫度（考慮冷風加熱措施后）低于煙氣硫酸露

點溫度不超過10℃時，可采用09CuPCrNi（或同等耐硫酸蒸汽腐蝕材料）制作。不滿足上述條件時，需

采用不銹鋼材質(zhì)制作。

5.3.2.1.14沿煙氣流向，空氣預熱器入口前的5m煙道內(nèi)，若存在彎頭，則宜在彎頭處設(shè)置導向葉片

或?qū)Я靼?。導向葉片或?qū)Я靼宓牟贾脩獫M足DL/T5121的要求，必要時應通過數(shù)值模擬等方法進行優(yōu)

化。

5.3.2.1.15宜在空氣預熱器煙道裝設(shè)煙氣酸露點溫度在線測量表計。

5.3.2.1.16宜對空氣預熱器積灰沾污進行在線監(jiān)測和預測，可裝設(shè)內(nèi)部積灰視頻實時監(jiān)控系統(tǒng)。

5.3.2.2管式空氣預熱器

5.3.2.2.1管式空氣預熱器的結(jié)構(gòu)參數(shù)應滿足NB/T47049的要求。

5.3.2.2.2制作管箱的鋼管，煙氣通過側(cè)需為光滑表面，管子的有效壁厚，需留足工作壽命內(nèi)的磨損

和腐蝕余量。

5.3.2.2.3煙氣中有硫酸氫銨凝結(jié)的管箱式空氣預熱器，有硫酸氫銨凝結(jié)部位宜采用順列布置，煙氣

走管外的管箱，在煙氣入口段，宜布置4-8排防磨假管，或在煙氣入口側(cè)前幾排設(shè)置足夠的防磨瓦。

5.3.2.2.4煙氣中有硫酸氫銨凝結(jié)的管箱式空氣預熱器，煙氣走管外的管箱在工作壁溫170-190℃的

區(qū)域內(nèi)，應留出安裝吹灰器的空間。

5.3.2.2.5煙氣走管內(nèi)的管箱，煙氣入口段需考慮設(shè)置防磨措施，防止管子過早穿孔。

5.3.2.2.6工作時內(nèi)部有硫酸氫銨凝結(jié)的管箱，需采用耐硫酸腐蝕材質(zhì)鋼管，或采用煙氣通過側(cè)金屬

表面覆蓋搪瓷層的鋼管。

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DL/TXXXX-YYYY

5.3.2.2.7煙氣中無硫酸氫銨凝結(jié)的管箱，在出口煙氣溫度低于煙氣硫酸露點不超過10℃時，可采用

09CuPCrNi（或同等耐硫酸蒸汽腐蝕材料）制作，不滿足上述條件時，需采用煙氣通過側(cè)覆蓋搪瓷層的

鋼管或用不銹鋼材質(zhì)制作。

5.3.2.2.8空氣預熱器入口煙道為急彎型式的，應設(shè)置煙氣導流板等均流裝置，防止煙氣中灰粒在離

心力作用下偏向一側(cè)導致局部管箱區(qū)域快速磨損。

5.3.3漏風控制系統(tǒng)

5.3.3.1回轉(zhuǎn)式空氣預熱器漏風會降低蓄熱元件和煙氣溫度，對空氣預熱器積灰腐蝕有不利影響，空

氣預熱器應有足夠的漏風控制手段，并保持長期有效。

5.3.3.2600MW及以上容量燃煤機組，配套的回轉(zhuǎn)式空氣預熱器宜裝設(shè)密封間隙自動檢測跟蹤控制系

統(tǒng)。

5.3.3.3長期低負荷運行機組，宜采取減小回轉(zhuǎn)式空氣預熱器冷端漏風的措施（如配置冷端密封間隙

調(diào)整裝置）。

5.3.3.4管式空氣預熱器的煙氣入口區(qū)域，應布置足夠的防磨措施，防止傳熱管出現(xiàn)穿孔。

5.3.3.5管式空氣預熱器的管箱和煙風道聯(lián)接處設(shè)計，應保證構(gòu)件膨脹順暢，必要時設(shè)置柔性膨脹節(jié)。

5.3.4吹灰和水沖洗系統(tǒng)

5.3.4.1回轉(zhuǎn)式空氣預熱器應配置在線蒸汽吹灰器、離線水沖洗設(shè)備；煙氣中有硫酸氫銨凝結(jié)的空氣

預熱器，宜配備高壓水沖洗設(shè)備。

5.3.4.2回轉(zhuǎn)式空氣預熱器應至少在冷端配置蒸汽吹灰器，宜采用伸縮式吹灰器型式，吹灰器噴嘴口

徑應與其吹掃覆蓋轉(zhuǎn)子面積相匹配；煙氣中有硫酸氫銨凝結(jié)的空氣預熱器，宜同時在熱端配置蒸汽吹灰

器。

5.3.4.3回轉(zhuǎn)式空氣預熱器蒸汽吹灰器各噴嘴的吹掃區(qū)域應完全銜接，噴嘴到轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動面的距離應符

合制造廠規(guī)定。蒸汽吹灰器的行進速度（或步進間距）應與空氣預熱器轉(zhuǎn)動速度配合。管式空氣預熱器

的螺旋伸縮吹灰器應確保其能到達設(shè)計的最遠（深）位置。

5.3.4.4回轉(zhuǎn)式預熱器冷端吹灰器、管式預熱器的各層吹灰器，噴嘴前蒸汽壓力1.0-1.4MPa，溫度

320-350℃；回轉(zhuǎn)式預熱器熱端吹灰器，噴嘴前蒸汽壓力0.8-1.0MPa，溫度320-350℃。鍋爐啟動階段，

允許使用鍋爐輔汽汽源，噴嘴前蒸汽壓力不低于0.6MPa，蒸汽過熱度不低于100℃；蒸汽吹灰器的供汽

管路應設(shè)計減壓和疏水設(shè)備。

5.3.4.5回轉(zhuǎn)式空氣預熱器冷端和熱端應布置低壓水沖洗裝置，沖洗水可采用電廠中水或沉淀凈化后

的地表水，噴嘴前水壓0.5MPa-0.8MPa，水溫應高于5℃，水的PH值在5.5-9.0。當鍋爐較長時間采用

油燃料點火（特別是重油），可向低壓沖洗水中添加堿液，添加堿液后沖洗水PH值為10-12；完全采

用煤燃料的鍋爐，可不設(shè)堿液添加裝置。

5.3.4.6回轉(zhuǎn)式空氣預熱器熱端和冷端宜配置高壓水沖洗裝置，可采用與蒸汽吹灰器整合為雙介質(zhì)吹

灰器型式。高壓水沖洗系統(tǒng)應進行冷態(tài)調(diào)試，確保高壓水槍管的行進速度（或步進時間）和空氣預熱器

設(shè)定的清洗轉(zhuǎn)速吻合，確保高壓水清洗時無死區(qū)出現(xiàn)。高壓水噴嘴前水壓為15MPa-30MPa，水溫應高于

5℃。

5.3.5空氣預熱器入口空氣加熱系統(tǒng)

5.3.5.1為防止空氣預熱器冷端低溫腐蝕和堵灰，宜按實際情況設(shè)置空氣預熱器入口空氣加熱系統(tǒng)。

根據(jù)機組燃用煤質(zhì)、脫硝系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)、煙氣中硫酸氫銨和硫酸蒸汽凝結(jié)溫度、運行負荷區(qū)間、當?shù)貧?/p>

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象條件等因素，綜合技術(shù)經(jīng)濟比較確定，可選用蒸汽暖風器、熱風再循環(huán)、旁路風道、旁路煙道、前置

式預熱器、煙氣余熱綜合利用系統(tǒng)/低低溫省煤器聯(lián)合暖風器等型式。

5.3.5.2當燃煤機組鍋爐配備選擇性催化還原（SCR）煙氣脫硝裝置時，煙氣酸露點溫度確定，除應考

慮考慮SCR反應器前煙氣中的SO3含量外，還應考慮SCR脫硝系統(tǒng)催化劑的SO2/SO3轉(zhuǎn)化率，具體計算方

法參考DL/T5240和附錄D。

5.3.5.3配置煙氣脫硝系統(tǒng)的燃煤鍋爐，不宜采用熱風再循環(huán)作為冷端保護方式。對于回轉(zhuǎn)式空氣預

熱器采用熱風再循環(huán)作為冷端保護方式的，熱風再循環(huán)風率不宜大于8%。

5.3.5.4當空氣預熱器冷端蓄熱元件采用低碳鋼材質(zhì)或低合金耐腐蝕鋼材質(zhì)時，空氣預熱器入口空氣

溫度，應保證在所有運行工況，空氣預熱器冷端出口元件溫度高于附錄E的推薦值。

5.4煙氣余熱梯級利用系統(tǒng)

5.4.1燃煤機組煙氣余熱綜合利用系統(tǒng)的典型技術(shù)路線見附錄F。

5.4.2新建燃煤機組采用煙氣余熱梯級利用系統(tǒng)設(shè)計的，應由空氣預熱器廠家和設(shè)計單位聯(lián)合校核，

確定合適的空氣預熱器型號、分倉角度、蓄熱元件高度和分層比例，以及旁路煙氣比例、空氣預熱器進

口空氣溫度等設(shè)計參數(shù)，應保證在最大旁路煙氣比例工況下，回轉(zhuǎn)式空氣預熱器冷端層煙氣分倉入口截

面元件最低壁溫高于190℃，且冷端層煙氣分倉出口截面，蓄熱元件最低壁溫高于煙氣酸露點溫度。

5.4.3現(xiàn)有燃煤機組進行煙氣余熱梯級利用系統(tǒng)改造的，應由空氣預熱器廠家和設(shè)計單位聯(lián)合校核，

在設(shè)計的空氣預熱器旁路煙氣比例、進口空氣溫度條件下，確認空氣預熱器出口熱風溫度是否滿足運行

要求、硫酸氫銨等是否出現(xiàn)跨層凝結(jié)。若校核計算表明，原空氣預熱器不滿足上述要求，則應在空氣預

熱器出口風道增加抽汽加熱器，以及對原空氣預熱器蓄熱元件高度、波形、分層結(jié)構(gòu)和分倉角度等進行

必要調(diào)整。

5.4.4煙氣余熱梯級利用系統(tǒng)，應設(shè)置采用空氣預熱器出口煙氣為熱源的前置預熱器，或采用其它熱

源（如汽輪機抽汽、凝結(jié)水）加熱環(huán)境空氣的暖風器，以提高空氣預熱器進口空氣溫度，防止空氣預熱

器冷端蓄熱元件溫度過低導致積灰和腐蝕。

5.4.5空氣預熱器旁路煙氣用于脫硫廢水蒸發(fā)等用途時，旁路煙氣比例無法根據(jù)空氣預熱器運行工況

調(diào)節(jié)，暖風器/前置預熱器的選型設(shè)計應留有必要的裕量。

5.4.6煙氣余熱梯級利用系統(tǒng)宜配套煙氣溫度自適應調(diào)節(jié)控制系統(tǒng)，具有對空氣預熱器旁路煙氣流量，

各級換熱器進口工質(zhì)溫度、流量，前置預熱器/蒸汽暖風器出口空氣溫度等參數(shù)進行在線監(jiān)測和自動調(diào)

節(jié)控制等功能。

5.4.7采用煙氣余熱梯級利用系統(tǒng)的燃煤機組，回轉(zhuǎn)式空氣預熱器冷端出口元件溫度控制值應考慮旁

路煙氣比例的影響進行修正，具體計算方法見附錄E。

5.5其他設(shè)計選型要求

5.5.1技術(shù)經(jīng)濟評估合理時，可采用高溫除塵技術(shù)。高溫除塵器宜與SCR反應器一體化布置，典型技

術(shù)方案參見附錄G。

6運行調(diào)整

6.1燃料及摻配方式

6.1.1燃煤發(fā)電企業(yè)應加強燃料管理與配比，建立精準高效的運行管理機制，盡可能保證在設(shè)計條件

下運行。

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6.1.2入爐煤摻配方式應符合GB/T25960、DL/T1445的要求，煤粉鍋爐入爐煤品質(zhì)應符合GB/T7562

的要求。鍋爐燃用煤質(zhì)應控制在燃燒器安全運行設(shè)計的煤質(zhì)范圍內(nèi)。

6.1.3對于新燃用煤種，應掌握基礎(chǔ)煤質(zhì)參數(shù)，包括，收到基低位發(fā)熱量Qnet,ar、干燥無灰基揮發(fā)分Vdaf、

全硫St,ar、收到基水分Mar、哈式可磨指數(shù)HGI、灰軟化溫度ST等；宜掌握煤及煤灰中對催化劑工作性

能有敏感影響的成分分析數(shù)據(jù)，包括，堿金屬氧化物（Na2O、K2O）、堿土金屬氧化物（CaO）、重金屬

（Pb、Hg、Cr等）、As（As2O3）、S（SO3）、P（P2O5）、鹵素（HF、HCl）等。煤質(zhì)特性不清楚的入廠

煤種應單獨堆放。

6.1.4應根據(jù)機組情況，確定入爐煤參數(shù)（發(fā)熱量、揮發(fā)份、灰分、硫分等）的限制值。當不同入廠

煤干燥無灰基揮發(fā)分絕對值相差大于15%時，應進行燃燒試驗。

6.1.5入爐煤收到基低位發(fā)熱量Qnet,ar波動相對值不超過規(guī)定值的±7%。干燥無灰基揮發(fā)份Vdaf大于12%

時，波動絕對值不超過規(guī)定值的-2/+3%，Vdaf在8%-12%時，波動絕對值不超過規(guī)定值的±2%，揮發(fā)份小

于8%時，波動絕對值不超過規(guī)定值的±1%。

6.1.6入爐煤摻配均勻性不佳的燃煤機組，宜進行混煤設(shè)施改造。

6.1.7宜應采用“分磨磨制，爐內(nèi)摻燒”、“分磨磨制，倉內(nèi)摻混，爐內(nèi)混燒”的配煤摻燒方式，不

宜采用“爐前摻混，爐內(nèi)混燒”的配煤摻燒方式。對著火和燃燼特性相近煤種，宜同磨磨制。

6.1.8低負荷調(diào)峰運行工況，宜減少高硫煤摻配比例，提高SCR脫硝系統(tǒng)最低投入溫度。

6.1.9宜提高煙煤等高揮發(fā)分煤種摻配比例，盡可能控制爐膛出口NOX濃度。

6.2低氮燃燒系統(tǒng)運行調(diào)整

6.2.1一般要求

6.2.1.1低氮燃燒調(diào)整應兼顧鍋爐安全、經(jīng)濟運行，控制鍋爐出口NOX濃度在合適水平，且分布盡量

均勻，為煙氣脫硝設(shè)備經(jīng)濟可靠運行創(chuàng)造良好的入口煙氣條件。

6.2.1.2應優(yōu)化運行氧量控制，盡量減小燃燒器區(qū)域過量空氣系數(shù)，降低燃燒溫度水平。

6.2.1.3低負荷調(diào)峰運行工況，宜投入較多數(shù)量的燃燒器，并在爐膛寬度方向上均勻分布。

6.2.1.4低氮燃燒調(diào)整宜不降低鍋爐燃燒效率，省煤器出口CO濃度宜不大于100μL/L，飛灰可燃物含

量不應明顯上升，并應防止引起爐膛結(jié)渣和受熱面腐蝕。

6.2.1.5低氮燃燒系統(tǒng)運行調(diào)整內(nèi)容應包括，關(guān)鍵運行參數(shù)監(jiān)測與標定、冷態(tài)空氣動力場試驗、制粉

系統(tǒng)調(diào)整、低氮燃燒調(diào)整等。

6.2.1.6宜采用先進燃燒控制策略和方法對鍋爐燃燒系統(tǒng)進行在線優(yōu)化。

6.2.1.7宜采用燃煤與生物質(zhì)耦合、煙氣再循環(huán)燃燒等方式降低鍋爐NOx排放濃度。

6.2.1.8燃煤機組運行控制的爐膛出口NOX濃度范圍參考附錄H。對W火焰鍋爐，通過低氮燃燒優(yōu)化，

33

爐膛出口NOX濃度仍高于800mg/Nm，應采取摻燒煙煤、設(shè)備改造等措施，使其降低到800mg/Nm以下。

6.2.1.9燃煤鍋爐爐膛出口煙溫偏差應不大于50℃，否則應調(diào)整配風或切換制粉系統(tǒng)，使偏差小于

50℃。

6.2.1.10全面的低氮燃燒優(yōu)化調(diào)整試驗宜委托具備相應資質(zhì)和相應試驗經(jīng)驗的單位進行。

6.2.2關(guān)鍵運行參數(shù)監(jiān)測

6.2.2.1關(guān)鍵運行參數(shù)包括，磨煤機入口一次風量、燃燒器二次風量（含燃盡風）、運行氧量、排煙

溫度、爐膛出口CO和NOX濃度等。

6.2.2.2關(guān)鍵運行參數(shù)測量位置、測點數(shù)量應符合GB/T10184的相關(guān)要求。

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6.2.2.3直吹式制粉系統(tǒng)的磨煤機入口一次風量測量裝置應充分考慮測量截面溫度場、速度場均勻性。

6.2.3冷態(tài)空氣動力場試驗

6.2.3.1冷態(tài)空氣動力場試驗項目應包括，風量測量裝置標定、風速調(diào)平、空氣動力場觀測。

6.2.3.2應對送風系統(tǒng)及二次風流量、磨煤機入口風量測量裝置進行風量系數(shù)標定。

6.2.3.3在同一通風工況下，測量同一層（切向燃燒）、對稱布置（墻式或拱式燃燒）的一次風噴口

或管內(nèi)風速，比較各風速間偏差值，若偏差值超出±5%范圍，應檢查一次風管內(nèi)是否存在堵塞，隔絕門

開度是否到位，對裝有固定節(jié)流孔圈的應確認孔徑編號是否與設(shè)計一致。在經(jīng)確認無誤的情況下，對節(jié)

流孔徑進行調(diào)整。

6.2.3.4風量測量方法、測量元件安裝要求按GB/T10184、DL/T467執(zhí)行。

6.2.4制粉系統(tǒng)調(diào)整

6.2.4.1磨煤機出口一次風粉管宜安裝風速、煤粉濃度在線測量裝置，通過調(diào)整使同臺磨煤機出口粉

管之間的風速偏差降低至10%以下，粉量偏差降低至25%以下。

6.2.4.2磨煤機出口粉管無在線測量裝置的，應在機組運行工況下，通過實測風速和煤粉濃度，調(diào)整

可調(diào)縮孔開度，進行一次風速調(diào)平，試驗方法和要求按DL/T467執(zhí)行。

6.2.4.3對600MW及以上容量燃煤機組，宜在磨煤機出口設(shè)置煤粉分配器，提高一次風管粉量分配均

勻性。

6.2.4.4在滿足磨煤機出力要求的前提下，調(diào)整風煤比、加載力、鋼球裝載量以及分離機構(gòu)（分離器

擋板或轉(zhuǎn)速），使煤粉細度滿足低氮燃燒調(diào)整要求。

6.2.5低氮燃燒調(diào)整

6.2.5.1低氮燃燒調(diào)整項目應包括，煤種和摻配方式、運行氧量，一、二次風量比例，磨煤機組合方

式，各層燃燒器燃料量比例，爐內(nèi)配風比例，燃燒器配風比例等。

6.2.5.2低氮燃燒調(diào)整指標宜包括，主、再熱汽溫，受熱面壁溫，爐膛溫度分布，爐膛出口煙溫偏差，

灰渣可燃物含量，NOX濃度，CO濃度，排煙溫度，燃燒穩(wěn)定性，爐膛結(jié)焦、腐蝕傾向等。

6.2.5.3對于煤種來源非單一且煤質(zhì)成分較復雜的機組，入爐煤質(zhì)偏離設(shè)計條件較多時，應進行多煤

種配煤摻燒試驗，獲得最佳摻燒比例和摻燒方式，改善鍋爐出力、汽溫特性、燃盡特性以及NOX排放等

指標的均衡性。

6.2.5.4通過運行氧量的精確測量，對鍋爐二次風總風量進行調(diào)整，控制灰渣可燃物含量、省煤器出

口CO濃度和NOX濃度在合理范圍內(nèi)，繪制不同負荷下的最佳氧量控制曲線。

6.2.5.5根據(jù)飛灰和爐渣可燃物含量、省煤器出口CO濃度和NOX濃度，優(yōu)化主燃燒器區(qū)域和燃盡風區(qū)

域的空氣分級比例。

6.2.5.6通過磨煤機配煤方式以及組合方式的優(yōu)化，控制飛灰和爐渣可燃物含量、省煤器出口NOX濃

度和CO濃度在合理范圍內(nèi)，嚴格控制鍋爐出口CO濃度，防止出現(xiàn)局部燃燒惡化。

6.2.5.7根據(jù)煙氣參數(shù)測試結(jié)果，參考冷態(tài)下得到的風門擋板特性曲線，對同一層燃燒器的二次風配

風進行優(yōu)化。

6.2.5.8得到兼顧鍋爐安全、經(jīng)濟及環(huán)保的最優(yōu)運行方式，將優(yōu)化后的關(guān)鍵參數(shù)控制邏輯以及控制曲

線直接應用于DCS控制，改善SCR入口煙氣條件。

6.2.6實施周期

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6.2.6.1冷態(tài)空氣動力場試驗：鍋爐燃燒器改造、更換，或一、二次風流場實施較大結(jié)構(gòu)變更后需進

行。

6.2.6.2關(guān)鍵運行參數(shù)標定：常規(guī)每年進行一次；風道改造、測點位置變動、一次風測量元件以及變

送器更換后需進行。

6.2.6.3制粉系統(tǒng)及鍋爐低NOX燃燒系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整：

a)常規(guī)兩年一次，或機組大修后進行。

b)經(jīng)噴氨優(yōu)化調(diào)整后，SCR反應器出口NOX和NH3濃度分布仍不均勻，局部氨逃逸仍較高時進行。

c)煤種更換、重大設(shè)備檢修、燃燒惡化和參數(shù)偏離等情況出現(xiàn)后需進行。

6.3選擇性非催化還原（SNCR）系統(tǒng)運行調(diào)整

6.3.1采用SNCR法脫硝的機組，應配備必要的監(jiān)測反應區(qū)煙氣溫度的測量裝置，并嚴格控制氨逃逸濃

度。

6.3.2采用SNCR/SCR聯(lián)合脫硝的機組，應采取控制氨逃逸和SO2/SO3轉(zhuǎn)化率的措施。

6.3.3采用SNCR/SCR聯(lián)合脫硝的機組，應充分發(fā)揮SCR系統(tǒng)的脫硝能力，使SCR系統(tǒng)脫硝效率按上限

值運行，當NOX排放濃度仍無法達到要求時，再考慮投運SNCR系統(tǒng)。

6.3.4投入SNCR系統(tǒng)前，應確認噴射點煙氣溫度符合還原劑反應的溫度區(qū)間。

6.3.5根據(jù)負荷、煤質(zhì)變化情況，調(diào)整投入還原劑噴射點的層數(shù)，使之滿足最佳溫度區(qū)間。

6.3.6宜將氨逃逸率連續(xù)監(jiān)測的數(shù)值作為SNCR系統(tǒng)過程控制邏輯的一部分，控制系統(tǒng)達到目標氨泄漏

水平的最佳NOX脫除效率。

6.3.7在退出SNCR系統(tǒng)運行之前，應用純凈的清水對所有管線進行沖洗。

6.4選擇性催化還原（SCR）系統(tǒng)運行調(diào)整

6.4.1一般要求

6.4.1.1煙氣脫硝設(shè)施的運行調(diào)整宜在鍋爐運行調(diào)整的基礎(chǔ)上實施，主要調(diào)整內(nèi)容包括：噴氨流量、

稀釋風流量、噴氨平衡優(yōu)化、吹灰器吹灰頻率等，具體參考DL/T335執(zhí)行。

6.4.1.2每年定期對脫硝系統(tǒng)進行現(xiàn)場檢測，對催化劑進行實驗室檢測，進行脫硝系統(tǒng)性能評估。若

評估結(jié)果顯示催化劑活性不足時，應進行脫硝提效；若評估結(jié)果顯示催化劑活性足夠，但噴氨系統(tǒng)無法

滿足流場要求，應進行氨噴射系統(tǒng)優(yōu)化改造。

3

6.4.1.3通過優(yōu)化噴氨控制邏輯，使SCR反應器出口NOX濃度的波動不大于±10mg/Nm，否則應及時進

行檢查，消除缺陷。

6.4.1.4當脫硝反應器（含催化劑）出現(xiàn)明顯積灰、堵塞或磨損時，應對吹灰系統(tǒng)、吹灰參數(shù)和煙氣

流場進行分析，必要時進行流場優(yōu)化或吹灰器改造。

6.4.1.5當SCR脫硝系統(tǒng)反應器入口煙氣溫度低于最低連續(xù)噴氨溫度時，應進行SCR系統(tǒng)低負荷投運

評估，必要時進行提溫改造。

6.4.1.6定期對鍋爐飛灰含氨量進行監(jiān)測，跟蹤氨逃逸情況。分析方法參考DL/T1494。

6.4.1.7定期進行氮氧化物、三氧化硫及氨逃逸試驗。

6.4.1.8對新投產(chǎn)、大修機組，SCR脫硝系統(tǒng)宜在冷態(tài)通風工況下開展以下試驗：

a)全開噴氨閥門，測試格柵出口流速偏差（或與設(shè)計值偏差），應不大于5%；

b)測試各噴氨調(diào)節(jié)閥開度與AIG噴口流速的關(guān)系曲線；

c)測試噴氨AIG格柵下游煙道斷面流速；

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DL/TXXXX-YYYY

d)SCR催化劑入口斷面（每個催化劑模塊為1個點）流速測試，流速偏差應小于15%。

6.4.2噴氨優(yōu)化調(diào)整

6.4.2.1優(yōu)先通過燃燒調(diào)整，降低脫硝系統(tǒng)入口處爐膛寬度方向的煙氣NOX濃度分布偏差。

6.4.2.2下列情況下，宜開展噴氨優(yōu)化調(diào)整，提高頂層催化劑入口截面的NH3/NOX摩爾比分布均勻性，

減少局部氨逃逸峰值濃度，減輕空氣預熱器硫酸氫銨堵塞：

a)每年定期進行，或在機組檢修后進行。

b)鍋爐燃用煤質(zhì)發(fā)生較大變化、鍋爐受熱面進行重大改造或低氮燃燒器改造后。

c)空氣預熱器嚴重堵塞（煙氣側(cè)阻力超過設(shè)計值1.5倍），堵塞灰樣化驗含有銨鹽。

d)兩側(cè)反應器噴氨量存在較大偏差，且出口NOX濃度與煙囪入口NOX濃度偏差較大，噴氨量高于

理論計算值。

3

e)SCR反應器出口與煙囪入口NOX濃度偏差超過±15mg/Nm。

6.4.2.3噴氨優(yōu)化調(diào)整，應按儀表比對試驗、摸底測試、噴氨優(yōu)化調(diào)整、優(yōu)化校核調(diào)整及性能測試等

5個部分依次進行：

a)儀表比對試驗：通過網(wǎng)格法實測反應器進、出口NO、O2等濃度，并與在線DCS顯示值進行比

較，判斷在線儀表的測量準確性。

b)摸底測試：在機組高負荷條件下，調(diào)節(jié)噴氨流量，使脫硝效率達到設(shè)計值，測量反應器進、出

口的NOX濃度分布和反應器出口NH3逃逸濃度，初步評估SCR系統(tǒng)脫硝效率和NH3/NOX摩爾比分

布狀況。

c)噴氨優(yōu)化調(diào)整：在機組常規(guī)負荷下，根據(jù)SCR反應器出口截面的NOX濃度分布，調(diào)節(jié)反應器進

口的噴氨格柵（AIG）的閥門開度，最大限度提高反應器出口的NOX分布均勻性。調(diào)節(jié)工況一

般不宜少于3組。

d)優(yōu)化校核調(diào)整：在機組中、低負荷下，在設(shè)計脫硝效率下，測量反應器進、出口的NOx濃度分

布，評估優(yōu)化結(jié)果，并根據(jù)結(jié)果對AIG手動調(diào)節(jié)閥進行微調(diào)。

e)性能測試：測量機組高、中、低負荷下的脫硝效率和氨逃逸濃度，提出最優(yōu)脫硝效率推薦值。

6.4.2.4經(jīng)鍋爐燃燒系統(tǒng)和脫硝系統(tǒng)整體優(yōu)化調(diào)整后，應滿足下列指標：

a)對切圓燃燒鍋爐，SCR反應器出口NOX濃度分布相對偏差Cv值宜小于20%，或絕對偏差小于10

mg/Nm3。

b)對墻式燃燒或W火焰鍋爐，SCR反應器出口NOx濃度分布相對標準偏差Cv值宜小于30%，或絕

對偏差小于10mg/Nm3。

c)在催化劑性能和流場滿足要求的前提下，經(jīng)過AIG噴氨優(yōu)化調(diào)整后，反應器出口的氨逃逸應小

于3μL/L（對于SCR反應器出口SO3濃度高于40μL/L的燃煤機組，應小于2μL/L）。

3

d)兩側(cè)脫硝反應器出口NOx濃度值與煙囪入口NOx濃度值偏差不超過15mg/Nm（折算到標基干態(tài)，

O2=6%）。

e)反應器出口NOx濃度值可穩(wěn)定控制在環(huán)保要求限值的60%-70%水平。

6.4.2.5噴氨優(yōu)化調(diào)整試驗中涉及的關(guān)鍵參數(shù)測量方法應符合DL/T260的規(guī)定，評價指標計算方法見

附錄I。

6.4.2.6對爐膛出口NOX濃度波動較大的機組，特別是墻式燃燒、W火焰燃燒鍋爐，宜采用網(wǎng)格法自動

切換快速測試系統(tǒng)，每個反應器的測試時間宜控制在0.5h以內(nèi)，最大程度減小鍋爐燃燒波動對測試結(jié)

果的影響。

6.4.2.7若催化劑性能無法滿足要求或者煙氣流場偏差較大，應進行脫硝性能提效或流場優(yōu)化改造。

6.4.3性能評估

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DL/TXXXX-YYYY

6.4.3.1結(jié)合噴氨優(yōu)化調(diào)整，對SCR煙氣脫硝設(shè)備的脫硝效率、氨逃逸、SO2/SO3轉(zhuǎn)化率、空氣預熱器

阻力等進行測試。

6.4.3.2繪制脫硝效率和氨逃逸率關(guān)系曲線，確定SCR煙氣脫硝設(shè)備最大安全脫硝效率，以及最優(yōu)脫

硝效率，評估脫硝設(shè)備運行狀態(tài)，指導脫硝設(shè)備安全、經(jīng)濟運行。

6.4.3.3根據(jù)長期的SCR煙氣脫硝設(shè)備性能評估數(shù)據(jù)，建立數(shù)據(jù)管理機制，為催化劑添加、再生、更

換提供依據(jù)。

6.4.3.4每次催化劑添加、再生、更換前后，均應對SCR煙氣脫硝設(shè)備進行性能評估，以便判斷脫硝

提效效果，完善催化劑管理數(shù)據(jù)。

6.4.4測量與控制

6.4.4.1氨逃逸在線監(jiān)測系統(tǒng)選型應滿足以下要求：

a)應具有在線注入標準氣體進行校準、校驗的功能。

b)應具有自動校準零點或量程的功能。

c)應采用直接測量的方式，不應采用間接測量再進行計算的方式。

d)應具有較強的系統(tǒng)抗干擾能力，煙氣組分和煙塵的干擾＜0.2ppm。

e)高溫抽取法的加熱管線，應選擇對氨沒有吸附的取樣管材質(zhì)，取樣管線的加熱溫度應不低于

210℃，取樣探頭加熱溫度不低于320℃。

6.4.4.2氨逃逸在線監(jiān)測截面下游應預留參比方法采樣孔，采樣孔數(shù)量及采樣平臺等按GB/T16157

要求確定，供參比法測試使用。在互不影響測量的前提下，應盡可能靠近。

6.4.4.3氨逃逸在線監(jiān)測系統(tǒng)安裝、調(diào)試應符合HJ75的相關(guān)要求。

6.4.4.4氨逃逸測量裝置和NOX測量裝置應定期校驗，在運行過程中，運行人員應根據(jù)噴氨量和氨逃

逸之間的對應關(guān)系，初步評估氨逃逸裝置監(jiān)測的準確性，若發(fā)現(xiàn)測量不準，應及時進行校驗和維護。

6.4.4.5應定期對氨/尿素流量調(diào)節(jié)閥、流量計、CEMS儀表等設(shè)備進行檢查評估，必要時進行校核、

調(diào)整或更換，使噴氨控制精確可靠。

6.4.4.6應定期對噴氨控制系統(tǒng)進行評估，必要時對控制參數(shù)進行整定，對控制邏輯進行優(yōu)化，提高

3

控制系統(tǒng)對機組工況變化的跟隨性，將NOX排放濃度的波動控制在±10mg/Nm以內(nèi)。

6.4.4.7宜根據(jù)機組情況開展以下噴氨自動控制優(yōu)化：

a)總控制邏輯宜為串級調(diào)節(jié)回路。

b)主PID調(diào)節(jié)回路宜采用脫硝反應器出口（或脫硫系統(tǒng)入口）煙氣中NOx濃度目標作為設(shè)定值，

實際測量濃度作為過程值，輸出值參與計算供氨質(zhì)量流量計算值。

c)次級PID調(diào)節(jié)回路宜采用供氨質(zhì)量流量計算值作為設(shè)定值，實際供氨質(zhì)量流量值作為過程值，

輸出至供氨調(diào)節(jié)閥。

d)理論供氨質(zhì)量流量計算值宜接入DCS系統(tǒng)，與實際噴氨量進行比較，發(fā)現(xiàn)與實際值相比偏高時

應進行調(diào)整。其中，理論供氨質(zhì)量流量計算值采用修正后的煙氣流量參與計算。

e)宜在DCS系統(tǒng)中設(shè)置NOx排放濃度低于下限的報警功能，提醒運行人員及時調(diào)整。

f)脫硝控制系統(tǒng)宜設(shè)置預測前饋控制（脫硝入口NOX微分信號、氧量信號、風量信號、啟停磨信

號、AGC指令信號等），消除CEMS系統(tǒng)測量滯后對控制的不利影響，實現(xiàn)噴氨的精細化控制。

g)宜采用NOX分區(qū)測量與分區(qū)精細化噴氨等先進控制技術(shù)，減小局部氨逃逸。

6.4.5脫硝系統(tǒng)吹灰

6.4.5.1加強對脫硝系統(tǒng)進出口煙氣差壓的監(jiān)測，優(yōu)先采用聲波吹灰系統(tǒng)，蒸汽吹灰系統(tǒng)宜每日投運

一次；若燃用煤質(zhì)灰分變化較大，差壓增加較快，聲波吹灰效果不明顯時，可加大蒸汽吹灰頻次。

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6.4.5.2聲波吹灰系統(tǒng)的運行要求如下：

a)機組啟動時，應及時投運聲波吹灰器。

b)定期（每周一次）檢查壓縮空氣壓力，確保壓力表示數(shù)處于聲波喇叭工作的正常范圍之內(nèi)。

c)定期（每周一次）就地檢查每個喇叭的發(fā)聲情況，通過與相鄰喇叭發(fā)聲對比，判斷吹灰器的工

作狀態(tài)。

6.4.5.3蒸汽吹灰系統(tǒng)的運行要求如下：

a)加強蒸汽吹灰器管理，吹灰時宜有專業(yè)人員在現(xiàn)場觀察，以防吹灰器漏汽、漏水；通過試驗和

觀察確定催化劑蒸汽吹灰的參數(shù)及頻次，避免催化劑積灰及吹損。

b)在啟動吹灰器前，應進行充分暖管疏水，吹灰蒸汽過熱度大于110℃后方可啟動蒸汽吹灰程序。

c)吹灰過程中，控制母管壓力在設(shè)計值范圍，減壓閥后壓力宜控制在0.6-0.9MPa，防止吹灰蒸

汽壓力過高，導致催化劑吹損。各層蒸汽吹灰器宜交錯運行。

6.5空氣預熱器運行調(diào)整

6.5.1運行參數(shù)監(jiān)視

6.5.1.1回轉(zhuǎn)式空氣預熱器運行應符合DL/T750和運行規(guī)程的要求。

6.5.1.2應在運行規(guī)程中明確不同機組負荷對應的空氣預熱器煙氣側(cè)差壓控制值，并在機組運行中加

強監(jiān)視。當煙氣側(cè)差壓大于對應負荷設(shè)計值1.2倍時，應增加空氣預熱器吹灰頻次。

6.5.1.3暖風器投運期間，應加強參數(shù)監(jiān)視和現(xiàn)場巡視。運行暖風器出現(xiàn)泄漏時，應及時將其解列，

避免空氣預熱器入口空氣帶水造成蓄熱元件積灰堵塞；暖風器退出運行后，應開啟疏水，防止積水結(jié)冰

凍裂暖風器。

6.5.1.4當常規(guī)吹灰手段無法有效去除蓄熱元件積灰，及保持蓄熱元件清潔度，煙氣側(cè)差壓達到設(shè)計

值1.5倍以上，且保持穩(wěn)定或持續(xù)上升時，宜進行水沖洗，以降低空氣預熱器煙氣側(cè)差壓?？諝忸A熱器

的水沖洗應符合DL/T750的要求。

6.5.2冷端溫度控制

6.5.2.1根據(jù)煤質(zhì)分析、燃燒方式、燃燒狀況，計算確定燃煤機組的煙氣酸露點溫度。采用SCR煙氣

脫硝系統(tǒng)的燃煤機組，煙氣通過催化劑層時，因催化劑對煙氣中SO2的催化氧化作用，煙氣中SO3濃度

和煙氣酸露點升高，相關(guān)計算方法參考DL/T5240和附錄D。燃煤機組空氣預熱器出口煙氣溫度應至少

高于煙氣酸露點溫度5℃以上。

6.5.2.2回轉(zhuǎn)式空氣預熱器冷端溫度計算方法和控制曲線參考附錄E，采用SC