技术
3.4三种方案投资成本及锅炉经济性对比表8为上述3种方案投资成本及锅炉经济性对比分析。针对该电厂的煤种范围，从方案的烟气调节效果、方案的实施难度以及方案的稳定性和经济性上看，可采用方案三，即省煤器分级设置的改造方案。
表8三种方案的投资成本及锅炉经济性对比
4改造效果分析
4.1省煤器分级改造后对SCR入口烟温影响
为了验证该电厂省煤器分级改造效果，对3号锅炉进行了改造后试验。表9为改造后SCR脱硝系统入口温度变化。从表9可以得出，在进行省煤器分级改造后，在机组600MW负荷下，脱硝入口A侧和B侧烟气温度分别为378℃和380℃，满足“脱硝入口烟温不高于400℃”的性能保证值的要求。
在机组250MW负荷下，脱硝入口A侧和B侧烟气温度分别为311℃和313℃，满足“脱硝入口烟温不低于309℃”的性能保证值的要求（改造后对SCR入口NOx质量浓度进行了调节，适当降低了最低温度）。通过省煤器分级改造后，脱硝系统达到了全负荷投运的要求。
表9改造后3号锅炉主要参数
注：SCR入口烟温的保证值为大于310℃但不大于400℃；空气预热器入口烟温的保证值为不大于改造前试验值；SCR出口NOx质量浓度的保证值为50mg／m3。
4.2省煤器分级改造后对锅炉效率影响
表10为各试验工况下锅炉效率。在600MW负荷工况和250MW负荷工况下，修正后的锅炉效率分别为94.31％和94.00％，满足“锅炉效率不小于93.9％”的性能保证值。
表10各试验工况的锅炉效率
5结论
针对某600MW燃煤火电厂SCR脱硝系统低负荷无法投运的现状，进行了省煤器分级改造，并取得了较好的结果。主要结论如下：
a）在进行省煤器分级改造后，在机组600MW负荷下，脱硝入口A侧和B侧烟气温度分别为378℃和380℃，满足“脱硝入口烟温不高于400℃”的性能保证值的要求；
b）在机组250MW负荷下，脱硝入口A侧和B侧烟气温度分别为311℃和313℃，满足“脱硝入口烟温不低于309℃”的性能保证值的要求；61广东电力第29卷
c）在600MW负荷工况和250MW负荷工况下，修正后的锅炉效率分别为94畅31％和94畅00％，满足“锅炉效率不小于93畅9％”的性能保证值；
d）通过省煤器分级改造后，实现了脱硝系统全负荷投运，满足了环保排放的要求。
本文的600MW燃煤电厂SCR脱硝系统全负荷投运改造技术研究成果，为国内同类型机组开展SCR脱硝系统全负荷投运改造，提供了一定的参考借鉴，具有较好的学术价值和工程应用价值。
参考文献略
《广东电力》李德波，曾庭华，廖永进，余岳溪，李方勇
