《燃煤机组空气预热器积灰堵塞防治技术导则》

DL

中华人民共和国电力行业标准

DL/TXXXX-YYYY

燃煤机组空气预热器积灰堵塞防治技术导

则

TechnicalGuidelinesforPreventionandControlofAshFoulinginAir

PreheatersofCoal-firedUnits

（征求意见稿）

20XX—XX—XX发布20XX—XX—XX实施

国家能源局发布

DL/TXXXX-YYYY

II

DL/TXXXX-YYYY

燃煤机组空气预热器积灰堵塞防治技术导则

1范围

本导则适用于安装脱硝系统的燃煤机组空气预热器积灰堵塞防治。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，

仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本

文件。

GB/T7562商品煤质量发电煤粉锅炉用煤

GB/T10184电站锅炉性能试验规程

GB/T13790搪瓷用冷轧低碳钢板及钢带

GB/T16157固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法

GB/T25960动力配煤规范

GB/T31567用于空气-烟气、烟气-烟气再生式热交换器的搪瓷换热元件

GB/T31584平板式烟气脱硝催化剂

GB/T31587蜂窝式烟气脱硝催化剂

GB/T34348电站锅炉技术条件

DL/T260燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范

DL/T322火电厂烟气脱硝（SCR）装置检修规程

DL/T335火电厂烟气脱硝（SCR）系统运行技术规范

DL/T467电站磨煤机及制粉系统性能试验

DL/T748.1火力发电厂锅炉机组检修导则第1部分：总则

DL/T748.2火力发电厂锅炉机组检修导则第2部分：锅炉本体检修

DL/T748.8火力发电厂锅炉机组检修导则第8部分：空气预热器的检修

DL/T750回转式空气预热器运行维护规程

DL/T838燃煤火力发电企业设备检修导则

DL/T936火力发电厂热力设备耐火及保温检修导则

DL/T1035.1循环流化床锅炉检修导则第1部分：总则

DL/T1035.2循环流化床锅炉检修导则第2部分：锅炉本体检修

DL/T1035.6循环流化床锅炉检修导则第6部分：石灰石输送系统及SNCR脱硝系统检修

DL/T1286火电厂烟气脱硝催化剂检测技术规范

DL/T1418燃煤电厂SCR烟气脱硝流场模拟技术规范

DL/T1445电站煤粉锅炉燃煤掺烧技术导则

DL/T1494燃煤锅炉飞灰中氨含量的测定离子色谱法

DL/T1655火电厂烟气脱硝装置技术监督导则

DL/T2051空气预热器性能试验规程

DL/T5121火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程

1

DL/TXXXX-YYYY

DL/T5240火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程

DL/T5480火力发电厂烟气脱硝设计技术规程

HJ75固定污染源烟气（SO2、NOx、颗粒物）排放连续监测技术规范

HJ562火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法

JB/T4194锅炉直流式煤粉燃烧器制造技术条件

JB/T12131燃煤烟气净化SCR脱硝装置流场模拟试验技术规范

NB/T10127大型煤粉锅炉炉膛及燃烧器性能设计规范

NB/T47049管式空气预热器制造技术条件

NB/T47060回转式空气预热器

T/CSEE0097空气预热器性能试验规程

3术语和定义

3.1

低氮燃烧lowNOxcombustion

改变燃料的燃烧条件来抑制NOX的生成或还原生成的NOx的燃烧方法。

3.2

冷态动力场试验coldstateaerodynamicfieldtest

锅炉冷态下通风，利用相似原理，通过调整一次风和二次风配风，使炉内流动工况进入自模化区，

进行燃烧器开度定位、二次小风门挡板特性以及烟花（或飘带）示踪试验。

3.3

喷氨优化调整ammoniainjectiongridoptimization

根据SCR反应器进、出口截面NOX浓度分布，调整氨喷射系统的氨气流量分配，改善SCR顶层催化

剂入口截面的NH3/NOX摩尔比分布均匀性，消除反应器出口局部区域氨逃逸峰值。

3.4

烟气流场优化SCRflowfieldoptimization

通过CFD数值模拟和物理模型试验，对喷氨格栅、混流、导流及整流等装置进行优化设计，改善顶

层催化剂入口的烟气参数分布均匀性。

3.5

喷氨控制优化SCRcontrollsystemoptimization

通过脱硝喷氨调节系统的逻辑优化和控制参数整定，提高喷氨控制系统的稳定性、准确性和快速性。

3.6

烟气余热梯级利用系统fluegaswasteheatcascadeutilizationsystem

在空气预热器加装烟气旁路，在其中布置高压、低压省煤器，分别加热机组给水、凝结水，提高烟

气余热利用的能量品位等级，并设置低温省煤器回收低品位的低温烟气余热，用以加热进入锅炉空气。

系统一般由空气预热器旁路高压、低压省煤器，空气预热器后低温省煤器、暖风器等换热器组成。不包

括未减少通过空气预热器烟气流量的余热利用系统，如低低温省煤器系统等。

3.7

空气预热器旁路烟气比例airheaterbypassfluegasratio

空气预热器旁路烟气质量流量占空气预热器入口烟气总质量流量的百分比。

3.8

前置式预热器front-locatedairpreheater

在燃煤机组空气预热器空气入口侧，利用排烟余热或外来热源加热空气预热器入口空气的装置。

2

DL/TXXXX-YYYY

3.9

省煤器烟气旁路economizerfluegasbypass

通过设置与尾部烟道省煤器并联的调温烟气旁路，在机组低负荷阶段，旁路部分省煤器入口烟气而

不经过省煤器受热面，并与省煤器出口烟气混合，提高SCR脱硝系统催化剂入口烟气温度的布置方式。

3.10

分级省煤器spliteconomizer

将燃煤机组锅炉省煤器受热面分为两部分，一部分布置于SCR脱硝系统上游烟道，其余部分布置于

SCR脱硝系统下游烟道的布置方式。在不改变整个热力系统热量分配、运行和调整方式的前提下，改变

SCR脱硝系统反应器入口烟气温度。

3.11

省煤器给水旁路economizerfeedwaterbypass

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，直接引至省煤器出口集箱，

减少流经省煤器的给水量，从而减少省煤器吸热量，以达到提高省煤器出口烟气温度目的的改造。

3.12

省煤器再循环economizerfeedwaterrecirculation

在省煤器出口增加到锅炉启动循环泵的管路和阀门，利用省煤器出口较高温度的水和给水混合以提

高省煤器入口的水温减小省煤器换热的温差，减少对流换热量提高省煤器出口的烟温。

3.13

0号高压加热器No.0HPheater

在汽轮机给水回热系统的1号高压加热器前增加一个加热器，一般用于加热部分给水流量，加热蒸

汽一般取自高压缸第5级叶片后的补汽口。在机组低负荷工况下，通过提高给水温度来间接提高SCR

脱硝系统入口烟气温度，给水温度可通过0号高加的旁路进行调节。

4总则

4.1燃煤发电企业应成立专门机构，安排专人对低氮燃烧器、脱硝系统、空气预热器等相关设备的运

行、检修进行监督管理，配备必要的仪器设备，开展相关异常分析和专业分析。

4.2燃煤机组空气预热器积灰堵塞防治，应坚持“预防为主、源头控制、综合治理”，以锅炉低氮燃

烧系统优化、控制脱硝系统NH3逃逸率、降低空气预热器入口烟气SO3浓度，减少空气预热器内部粘性

产物沉积范围为主，综合考虑对下游设备（除尘器、引风机、脱硫系统等）的影响。

4.3燃煤机组空气预热器积灰堵塞防治，应结合各燃煤发电企业实际，在设计选型、运行调整、检修

维护、技术改造等阶段，采取并执行相应技术措施，协同机组运行安全性、经济性的关系。相关技术措

施应符合国家、地方环境保护的要求。

5设计选型

5.1燃料和燃烧系统

5.1.1设计煤种和校核煤种不应有较大的跨度，如无烟煤与烟煤、褐煤，贫煤与褐煤，煤质偏离范围

应符合附录A的规定。

5.1.2设计煤种和校核煤种干燥基硫分（St,d）应符合下列规定：

a)对褐煤，不超过1.5%，当运输距离超过600公里时，不超过1%；

b)对其他煤种，不超过3%，当运输距离超过600公里时，不超过2%。

3

DL/TXXXX-YYYY

5.1.3锅炉应采用低氮氧化物（NOX）燃烧技术及装置。锅炉原始NOX排放设计值按GB/T34348的要求

执行。

5.1.4锅炉热力性能参数和低氮燃烧系统设计应符合NB/T10127、JB/T4194、DL/T5240等的要求。

5.1.5炉膛设计应保证空气动力场良好，炉膛出口烟气温度场均匀，炉膛出口同一标高两侧对称点间

的烟温偏差不宜超过50℃。

5.2脱硝系统

5.2.1脱硝技术及工艺的选择应符合DL/T5480的规定。

5.2.2SCR脱硝系统NH3逃逸浓度应不大于3μL/L（标准状态，6%O2）。

5.2.3SCR脱硝系统SO2/SO3转化率应符合下列规定：

a)设计煤收到基硫分小于2.5%时，SO2/SO3转化率小于1%；

b)设计煤收到基硫分大于等于2.5%时，SO2/SO3转化率小于0.75%。

5.2.4SCR反应器及入口烟道整体设计应充分考虑流场的均匀性，第一层催化剂入口前500mm处流场

应符合下列规定：

a)烟气流速偏差系数小于10%；

b)烟气偏差小于10°；

c)烟气温度偏差小于10℃；

d)NH3/NOX摩尔比偏差系数小于5%。

为保证上述技术要求，应对包括前后烟道系统在内的SCR脱硝系统开展流场模拟试验，宜采用数值

模拟结合物理模型实验的方法，具体按JB/T12131的规定。

5.2.5SCR脱硝催化剂的设计选型应符合下列要求：

a)催化剂的型式应与实际煤质特性相适应，设计和校核煤质应根据煤矿供煤的实际情况和近、中

期供煤煤质的变化趋势，综合分析确定。

b)催化剂的选型应根据烟气特性、飞灰特性、飞灰浓度、反应器型式、脱硝效率、SO2/SO3转化

率、氨逃逸、压降、使用寿命等因素，综合考虑经济性与安全性因素后确定。

c)对燃用高灰分和灰磨损性强煤种的机组，选型时应注意下列要求：

1)催化剂的类型应优先选取耐磨性较强的板式催化剂或大孔蜂窝式催化剂，若难以满足需要

时，应增设减轻催化剂磨损的措施。

2)对蜂窝催化剂，应优化孔数、截距及壁厚的选择，推荐的催化剂孔数及其适用的飞灰浓度

范围见附录B。

d)对煤质含硫量较高的机组，宜优先选择SO2/SO3转化率较低的催化剂。

e)催化剂选型阶段，宜要求供应商委托第三方检测机构对催化剂进行性能检验，以评估催化剂活

性及磨损强度，检验项目和要求应满足DL/T1286的规定。

5.2.6SCR脱硝喷氨混合系统应符合下列要求：

a)喷氨格栅上游应设置烟气混合器，上游和下游宜分别设置导流和整流装置。

b)氨/空气混合气体应以分区方式喷入，每个区域应具有均匀稳定的流量特性和独立的流量控制

及测量手段。

c)各分区的氨/空气混合气体喷入量应根据SCR反应器对应分区测得的烟气流量、NOX和O2浓度等

数据信号自动调整。

d)对于入口烟气流场、NOX浓度场均匀性不佳，脱硝效率较高的SCR脱硝装置，宜采用氨喷射格

栅（AIG）型式。

4

DL/TXXXX-YYYY

e)当氨气混合喷射系统采用氨喷射格栅（AIG）时，其布置宜与烟气流动方向相垂直，并与催化

剂层之间留有足够的混合距离，在AIG后宜设置静态混合器。

f)对冲燃烧锅炉、W型火焰锅炉，或脱硝系统AIG处NOX流量分布受负荷影响大，AIG无法适应

全负荷工况的机组，宜在SCR烟气脱硝系统AIG格栅上游，布置适当数量和型式的烟气大范围

预混合装置，减小喷氨格栅处烟气NOX浓度分布偏差。

g)当氨气混合喷射系统采用涡流混合器时，其扰流板的数量、安装角度及位置宜通过实物模型试

验确定，涡流混合器与催化剂之间留有足够的混合距离。

h)喷氨系统的设计应考虑防止粉尘堵塞、防磨、NH3腐蚀和热膨胀等因素。

5.2.7SCR反应器进、出口烟道上应设置NOX、O2取样分析仪，能巡回或同时测量各烟道分区NOX、O2

浓度；SCR反应器入口烟道上应设置流量测量仪表，能巡回或同时测量各烟道分区的流量，且与入口烟

道上的NOX/O2取样分析仪同步测量；测量信号全部进入控制系统。

5.2.8SCR脱硝系统应能在锅炉最低稳燃负荷和BMCR之间的任何工况持续安全运行。当锅炉低负荷烟

气温度不能达到脱硝催化剂最低运行温度时，应合理选择省煤器分级、省煤器烟气旁路、省煤器水侧旁

路、0号高压加热器等技术方案，提高反应器入口烟气温度。

5.2.9SCR脱硝系统吹灰器选型应符合下列要求：

a)吹灰器的型式应与实际煤质特性、催化剂的型式相适应。

b)对燃用低灰分煤质，且催化剂表面积灰量较少的机组，蒸汽吹灰与声波吹扫的效果等同，宜优

先选择声波吹灰方式。

c)对燃用高灰分煤质，且催化剂表面积灰严重的机组，宜优先选择蒸汽吹灰方式。

d)对煤质灰分变化较大，且负荷率较低的机组，宜选择声波吹灰与蒸汽联用吹灰方式，正常运行

时以声波吹灰为主，在灰量大、催化剂层间差压异常、启停炉情况下，采用蒸汽吹灰。

e)声波吹灰器频率不宜小于60Hz，以防损坏催化剂结构及机械连接装置。

f)声波吹灰器宜优选在反应器前后或左右交错布置，600MW及以上机组避免布置在反应器单侧。

g)声波吹灰器的压缩空气系统，宜增加储气罐配置并定期排水。

h)蒸汽吹灰器喷嘴数量应能全部覆盖催化剂层，特别注意催化剂层大梁下部等容易积灰的区域。

i)为防止催化剂吹损，蒸汽吹灰器喷嘴距离催化剂单元上表面的间距宜≥500mm。

5.2.10SNCR脱硝系统的NH3逃逸浓度应符合下列规定：

a)当燃煤收到基硫分不大于2%时，NH3逃逸浓度不大于15μL/L；

b)当燃煤收到基硫分大于1%且不大于2.5%时，NH3逃逸浓度不大于10μL/L；

c)当燃煤收到基硫分大于2.5%时，NH3逃逸浓度不大于5μL/L。

5.2.11SCR/SNCR混合脱硝系统的NH3逃逸浓度应符合下列规定：

a)当燃煤收到基硫分不大于2.5%时，NH3逃逸浓度不大于5μL/L；

b)当燃煤收到基硫分大于2.5%时，NH3逃逸浓度不大于3μL/L。

5.2.12对SNCR脱硝工艺，应在锅炉炉膛选择若干区域作为还原剂的喷射区。在锅炉不同负荷下，选

择烟气温度处于最佳温度区间的喷射区喷射还原剂。喷射区位置和喷射器的设置应根据炉膛烟气流场、

还原剂喷射流场及化学反应过程的模拟结果确定。

5.2.13SNCR脱硝工艺还原剂在炉膛最佳温度区间内的停留时间宜大于0.5s。应通过优化喷嘴几何特

征、喷射角度、速度、喷射液滴粒径等，改变还原剂扩散路径，达到最佳停留时间。

5.3空气预热器

5.3.1性能参数

5

DL/TXXXX-YYYY

5.3.1.1空气预热器设计应充分考虑投运脱硝系统产生的硫酸氢铵沉积问题。在机组投运脱硝系统的

所有负荷区间，空气预热器应能在氨逃逸浓度5μL/L、燃料含硫量达到设计煤种和校核煤种含硫量二

者数值中较大者的1.2倍条件下能够可靠运行。

5.3.1.2空气预热器入口烟气中，NH3和SO3的摩尔比大于2时，设计时可不考虑硫酸氢铵凝结堵灰问

题；NH3和SO3的摩尔比小于2时，应考虑硫酸氢铵凝结造成的蓄热元件堵灰问题。

5.3.1.3应合理选取空气预热器出口烟温、烟气侧效率设计值。在机组BMCR工况、环境温度25℃条

件下，空气预热器出口烟温不宜低于115℃，空气侧效率不宜高于93%。

5.3.1.4回转式空气预热器转速不宜过低，300MW及以上容量燃煤机组配套的回转式空气预热器，正

常运行转速宜不低于0.8rpm，防止转子转入和转出烟气分仓的元件温差过大，导致部分回转扇区内的

蓄热元件温度过低。

5.3.1.5空气预热器性能设计中，换热量选取应考虑与烟气余热利用系统的配合优化。

5.3.1.6空气预热器性能设计中，应校核制粉系统无调温风量工况下的空气预热器出口烟气温度和元

件温度分布。

5.3.1.7采用SCR脱硝系统的燃煤机组，应至少在100%THA、50%THA，以及机组投运SCR脱硝系统的

最低负荷，针对设计煤种和校核煤种，核算空气预热器蓄热元件温度场分布。冷端层烟气入口截面，蓄

热元件最低温度应高于烟气中硫酸氢铵起始凝结温度（确定方法见附录C）。当入炉煤灰分大于10%时，

考虑灰粒对硫酸氢铵的吸附作用，冷端层烟气入口截面，蓄热元件最低壁温可比硫酸氢铵起始凝结温度

低10℃-15℃，但不宜低于190℃。

5.3.1.8当机组实际燃料特性发生较大变化时，应由锅炉制造厂家、空气预热器制造厂家和设计单位，

联合校核锅炉和空气预热器性能参数，校核项目和结果应满足5.3.1.7的要求。

5.3.1.9采用SNCR脱硝系统的燃煤机组，在空气预热器入口NH3和SO3的摩尔比小于2时，应参考配

SCR脱硝系统机组，校核并控制空气预热器冷端层烟气入口截面元件最低壁温。

5.3.1.10未设置SCR脱硝系统的燃煤机组，应满足在锅炉最小连续运行负荷时，冷端层蓄热元件入口

截面，烟气侧最低元件壁温高于烟气酸露点温度（计算方法见附录D）。

5.3.1.11回转式空气预热器漏风会降低烟气温度，对空气预热器积灰堵塞和冷端腐蚀有不利影响，空

气预热器设计应配置足够的漏风控制手段，并保持长期有效。对于300MW及以上等级机组配置的回转式

空气预热器，在机组最大连续出力工况时的漏风率，第一年内应小于或等于5%，运行1年后应小于或

等于6%。

5.3.1.12设计有低温烟气再循环的燃煤机组锅炉，应校核烟气再循环系统不投用工况下的空气预热器

性能参数和积灰沾污倾向。设计有高温烟气再循环的燃煤机组锅炉，应考虑烟气中SO2富集引起的烟气

酸露点温度升高。

5.3.2结构参数

5.3.2.1回转式空气预热器

5.3.2.1.1回转式空气预热器结构参数的选取应满足NB/T47060的要求。

5.3.2.1.2回转式空气预热器转子直径尺寸系列的选取，应考虑流通阻力、转子变形和漏风控制、蓄

热元件积灰沾污分布等因素，综合技术经济比较确定。

5.3.2.1.3回转式空气预热器转子旋转方向，宜考虑入炉煤质特性，结合制粉系统热力计算，采用烟

气-一次风-二次风，或烟气-二次风-一次风旋转方向。

5.3.2.1.4回转式空气预热器分仓角度宜根据实际运行工况的烟气/空气热容比优化选取。

6

DL/TXXXX-YYYY

5.3.2.1.5回转式空气预热器的蓄热元件高度分层，应考虑在投运SCR脱硝系统的机组最低连续运行

负荷下，硫酸氢铵凝结区域全部位于冷端层内。对新建机组和空气预热器整体改造，宜采用蓄热元件热

端/冷端两段式布置型式。

5.3.2.1.6回转式空气预热器蓄热元件基材化学分析应符合GB/T13790的要求。

5.3.2.1.7在硫酸氢铵凝结区域工作的空气预热器蓄热元件，宜采用表面镀搪瓷工艺，镀搪瓷蓄热元

件应通过耐硫酸和蒸汽腐蚀试验、边缘覆盖率测试、热冲击性能测试、真空率测试，结果应符合GB/T

31567的要求。

5.3.2.1.8回转式空气预热器冷端蓄热元件波形，应采用利于吹灰蒸汽通透的封闭通道型式。蓄热元

件宜布置和介质流向平行的通灰直槽，直槽应能使直径6mm钢珠顺畅通过，相邻通灰直槽间距宜小于

60mm。

5.3.2.1.9回转式空气预热器选型阶段，宜要求供应商委托第三方检测机构对蓄热元件进行性能检验，

以评估其传热与阻力性能、防止积灰沾污和腐蚀的使用效果。

5.3.2.1.10回转式空气预热器设计制造，应严格控制旁路密封间隙，以及元件与隔板之间的间隙值，

避免造成换热介质短路，影响空气预热器整体换热性能。

5.3.2.1.11蓄热元件框应控制合适的压紧力，避免过高的压力导致局部搪瓷层损坏，避免过低的压力

导致正常吹灰时蓄热元件产生振动和疲劳损坏。

5.3.2.1.12无硫酸氢铵凝结的空气预热器，当机组最低运行负荷排烟温度（考虑冷风加热措施后）低

于烟气酸露点温度不超过10℃时，空气预热器冷端蓄热元件可采用09CuPCrNi（或同等耐硫酸蒸汽腐蚀

材料）制作，其最小壁厚不得低于0.75mm；需在更低烟气温度温度条件工作的蓄热元件，应采用表面

搪瓷元件或不锈钢材质制作。

5.3.2.1.13冷端蓄热元件的金属框架，应采用耐腐蚀材料制造。当入炉煤（灰分>5%）硫含量小于3%

（油燃料硫含量小于2%时），当机组最低运行负荷排烟温度（考虑冷风加热措施后）低于烟气硫酸露

点温度不超过10℃时，可采用09CuPCrNi（或同等耐硫酸蒸汽腐蚀材料）制作。不满足上述条件时，需

采用不锈钢材质制作。

5.3.2.1.14沿烟气流向，空气预热器入口前的5m烟道内，若存在弯头，则宜在弯头处设置导向叶片

或导流板。导向叶片或导流板的布置应满足DL/T5121的要求，必要时应通过数值模拟等方法进行优

化。

5.3.2.1.15宜在空气预热器烟道装设烟气酸露点温度在线测量表计。

5.3.2.1.16宜对空气预热器积灰沾污进行在线监测和预测，可装设内部积灰视频实时监控系统。

5.3.2.2管式空气预热器

5.3.2.2.1管式空气预热器的结构参数应满足NB/T47049的要求。

5.3.2.2.2制作管箱的钢管，烟气通过侧需为光滑表面，管子的有效壁厚，需留足工作寿命内的磨损

和腐蚀余量。

5.3.2.2.3烟气中有硫酸氢铵凝结的管箱式空气预热器，有硫酸氢铵凝结部位宜采用顺列布置，烟气

走管外的管箱，在烟气入口段，宜布置4-8排防磨假管，或在烟气入口侧前几排设置足够的防磨瓦。

5.3.2.2.4烟气中有硫酸氢铵凝结的管箱式空气预热器，烟气走管外的管箱在工作壁温170-190℃的

区域内，应留出安装吹灰器的空间。

5.3.2.2.5烟气走管内的管箱，烟气入口段需考虑设置防磨措施，防止管子过早穿孔。

5.3.2.2.6工作时内部有硫酸氢铵凝结的管箱，需采用耐硫酸腐蚀材质钢管，或采用烟气通过侧金属

表面覆盖搪瓷层的钢管。

7

DL/TXXXX-YYYY

5.3.2.2.7烟气中无硫酸氢铵凝结的管箱，在出口烟气温度低于烟气硫酸露点不超过10℃时，可采用

09CuPCrNi（或同等耐硫酸蒸汽腐蚀材料）制作，不满足上述条件时，需采用烟气通过侧覆盖搪瓷层的

钢管或用不锈钢材质制作。

5.3.2.2.8空气预热器入口烟道为急弯型式的，应设置烟气导流板等均流装置，防止烟气中灰粒在离

心力作用下偏向一侧导致局部管箱区域快速磨损。

5.3.3漏风控制系统

5.3.3.1回转式空气预热器漏风会降低蓄热元件和烟气温度，对空气预热器积灰腐蚀有不利影响，空

气预热器应有足够的漏风控制手段，并保持长期有效。

5.3.3.2600MW及以上容量燃煤机组，配套的回转式空气预热器宜装设密封间隙自动检测跟踪控制系

统。

5.3.3.3长期低负荷运行机组，宜采取减小回转式空气预热器冷端漏风的措施（如配置冷端密封间隙

调整装置）。

5.3.3.4管式空气预热器的烟气入口区域，应布置足够的防磨措施，防止传热管出现穿孔。

5.3.3.5管式空气预热器的管箱和烟风道联接处设计，应保证构件膨胀顺畅，必要时设置柔性膨胀节。

5.3.4吹灰和水冲洗系统

5.3.4.1回转式空气预热器应配置在线蒸汽吹灰器、离线水冲洗设备；烟气中有硫酸氢铵凝结的空气

预热器，宜配备高压水冲洗设备。

5.3.4.2回转式空气预热器应至少在冷端配置蒸汽吹灰器，宜采用伸缩式吹灰器型式，吹灰器喷嘴口

径应与其吹扫覆盖转子面积相匹配；烟气中有硫酸氢铵凝结的空气预热器，宜同时在热端配置蒸汽吹灰

器。

5.3.4.3回转式空气预热器蒸汽吹灰器各喷嘴的吹扫区域应完全衔接，喷嘴到转子转动面的距离应符

合制造厂规定。蒸汽吹灰器的行进速度（或步进间距）应与空气预热器转动速度配合。管式空气预热器

的螺旋伸缩吹灰器应确保其能到达设计的最远（深）位置。

5.3.4.4回转式预热器冷端吹灰器、管式预热器的各层吹灰器，喷嘴前蒸汽压力1.0-1.4MPa，温度

320-350℃；回转式预热器热端吹灰器，喷嘴前蒸汽压力0.8-1.0MPa，温度320-350℃。锅炉启动阶段，

允许使用锅炉辅汽汽源，喷嘴前蒸汽压力不低于0.6MPa，蒸汽过热度不低于100℃；蒸汽吹灰器的供汽

管路应设计减压和疏水设备。

5.3.4.5回转式空气预热器冷端和热端应布置低压水冲洗装置，冲洗水可采用电厂中水或沉淀净化后

的地表水，喷嘴前水压0.5MPa-0.8MPa，水温应高于5℃，水的PH值在5.5-9.0。当锅炉较长时间采用

油燃料点火（特别是重油），可向低压冲洗水中添加碱液，添加碱液后冲洗水PH值为10-12；完全采

用煤燃料的锅炉，可不设碱液添加装置。

5.3.4.6回转式空气预热器热端和冷端宜配置高压水冲洗装置，可采用与蒸汽吹灰器整合为双介质吹

灰器型式。高压水冲洗系统应进行冷态调试，确保高压水枪管的行进速度（或步进时间）和空气预热器

设定的清洗转速吻合，确保高压水清洗时无死区出现。高压水喷嘴前水压为15MPa-30MPa，水温应高于

5℃。

5.3.5空气预热器入口空气加热系统

5.3.5.1为防止空气预热器冷端低温腐蚀和堵灰，宜按实际情况设置空气预热器入口空气加热系统。

根据机组燃用煤质、脱硝系统设计参数、烟气中硫酸氢铵和硫酸蒸汽凝结温度、运行负荷区间、当地气

8

DL/TXXXX-YYYY

象条件等因素，综合技术经济比较确定，可选用蒸汽暖风器、热风再循环、旁路风道、旁路烟道、前置

式预热器、烟气余热综合利用系统/低低温省煤器联合暖风器等型式。

5.3.5.2当燃煤机组锅炉配备选择性催化还原（SCR）烟气脱硝装置时，烟气酸露点温度确定，除应考

虑考虑SCR反应器前烟气中的SO3含量外，还应考虑SCR脱硝系统催化剂的SO2/SO3转化率，具体计算方

法参考DL/T5240和附录D。

5.3.5.3配置烟气脱硝系统的燃煤锅炉，不宜采用热风再循环作为冷端保护方式。对于回转式空气预

热器采用热风再循环作为冷端保护方式的，热风再循环风率不宜大于8%。

5.3.5.4当空气预热器冷端蓄热元件采用低碳钢材质或低合金耐腐蚀钢材质时，空气预热器入口空气

温度，应保证在所有运行工况，空气预热器冷端出口元件温度高于附录E的推荐值。

5.4烟气余热梯级利用系统

5.4.1燃煤机组烟气余热综合利用系统的典型技术路线见附录F。

5.4.2新建燃煤机组采用烟气余热梯级利用系统设计的，应由空气预热器厂家和设计单位联合校核，

确定合适的空气预热器型号、分仓角度、蓄热元件高度和分层比例，以及旁路烟气比例、空气预热器进

口空气温度等设计参数，应保证在最大旁路烟气比例工况下，回转式空气预热器冷端层烟气分仓入口截

面元件最低壁温高于190℃，且冷端层烟气分仓出口截面，蓄热元件最低壁温高于烟气酸露点温度。

5.4.3现有燃煤机组进行烟气余热梯级利用系统改造的，应由空气预热器厂家和设计单位联合校核，

在设计的空气预热器旁路烟气比例、进口空气温度条件下，确认空气预热器出口热风温度是否满足运行

要求、硫酸氢铵等是否出现跨层凝结。若校核计算表明，原空气预热器不满足上述要求，则应在空气预

热器出口风道增加抽汽加热器，以及对原空气预热器蓄热元件高度、波形、分层结构和分仓角度等进行

必要调整。

5.4.4烟气余热梯级利用系统，应设置采用空气预热器出口烟气为热源的前置预热器，或采用其它热

源（如汽轮机抽汽、凝结水）加热环境空气的暖风器，以提高空气预热器进口空气温度，防止空气预热

器冷端蓄热元件温度过低导致积灰和腐蚀。

5.4.5空气预热器旁路烟气用于脱硫废水蒸发等用途时，旁路烟气比例无法根据空气预热器运行工况

调节，暖风器/前置预热器的选型设计应留有必要的裕量。

5.4.6烟气余热梯级利用系统宜配套烟气温度自适应调节控制系统，具有对空气预热器旁路烟气流量，

各级换热器进口工质温度、流量，前置预热器/蒸汽暖风器出口空气温度等参数进行在线监测和自动调

节控制等功能。

5.4.7采用烟气余热梯级利用系统的燃煤机组，回转式空气预热器冷端出口元件温度控制值应考虑旁

路烟气比例的影响进行修正，具体计算方法见附录E。

5.5其他设计选型要求

5.5.1技术经济评估合理时，可采用高温除尘技术。高温除尘器宜与SCR反应器一体化布置，典型技

术方案参见附录G。

6运行调整

6.1燃料及掺配方式

6.1.1燃煤发电企业应加强燃料管理与配比，建立精准高效的运行管理机制，尽可能保证在设计条件

下运行。

9

DL/TXXXX-YYYY

6.1.2入炉煤掺配方式应符合GB/T25960、DL/T1445的要求，煤粉锅炉入炉煤品质应符合GB/T7562

的要求。锅炉燃用煤质应控制在燃烧器安全运行设计的煤质范围内。

6.1.3对于新燃用煤种，应掌握基础煤质参数，包括，收到基低位发热量Qnet,ar、干燥无灰基挥发分Vdaf、

全硫St,ar、收到基水分Mar、哈式可磨指数HGI、灰软化温度ST等；宜掌握煤及煤灰中对催化剂工作性

能有敏感影响的成分分析数据，包括，碱金属氧化物（Na2O、K2O）、碱土金属氧化物（CaO）、重金属

（Pb、Hg、Cr等）、As（As2O3）、S（SO3）、P（P2O5）、卤素（HF、HCl）等。煤质特性不清楚的入厂

煤种应单独堆放。

6.1.4应根据机组情况，确定入炉煤参数（发热量、挥发份、灰分、硫分等）的限制值。当不同入厂

煤干燥无灰基挥发分绝对值相差大于15%时，应进行燃烧试验。

6.1.5入炉煤收到基低位发热量Qnet,ar波动相对值不超过规定值的±7%。干燥无灰基挥发份Vdaf大于12%

时，波动绝对值不超过规定值的-2/+3%，Vdaf在8%-12%时，波动绝对值不超过规定值的±2%，挥发份小

于8%时，波动绝对值不超过规定值的±1%。

6.1.6入炉煤掺配均匀性不佳的燃煤机组，宜进行混煤设施改造。

6.1.7宜应采用“分磨磨制，炉内掺烧”、“分磨磨制，仓内掺混，炉内混烧”的配煤掺烧方式，不

宜采用“炉前掺混，炉内混烧”的配煤掺烧方式。对着火和燃烬特性相近煤种，宜同磨磨制。

6.1.8低负荷调峰运行工况，宜减少高硫煤掺配比例，提高SCR脱硝系统最低投入温度。

6.1.9宜提高烟煤等高挥发分煤种掺配比例，尽可能控制炉膛出口NOX浓度。

6.2低氮燃烧系统运行调整

6.2.1一般要求

6.2.1.1低氮燃烧调整应兼顾锅炉安全、经济运行，控制锅炉出口NOX浓度在合适水平，且分布尽量

均匀，为烟气脱硝设备经济可靠运行创造良好的入口烟气条件。

6.2.1.2应优化运行氧量控制，尽量减小燃烧器区域过量空气系数，降低燃烧温度水平。

6.2.1.3低负荷调峰运行工况，宜投入较多数量的燃烧器，并在炉膛宽度方向上均匀分布。

6.2.1.4低氮燃烧调整宜不降低锅炉燃烧效率，省煤器出口CO浓度宜不大于100μL/L，飞灰可燃物含

量不应明显上升，并应防止引起炉膛结渣和受热面腐蚀。

6.2.1.5低氮燃烧系统运行调整内容应包括，关键运行参数监测与标定、冷态空气动力场试验、制粉

系统调整、低氮燃烧调整等。

6.2.1.6宜采用先进燃烧控制策略和方法对锅炉燃烧系统进行在线优化。

6.2.1.7宜采用燃煤与生物质耦合、烟气再循环燃烧等方式降低锅炉NOx排放浓度。

6.2.1.8燃煤机组运行控制的炉膛出口NOX浓度范围参考附录H。对W火焰锅炉，通过低氮燃烧优化，

33

炉膛出口NOX浓度仍高于800mg/Nm，应采取掺烧烟煤、设备改造等措施，使其降低到800mg/Nm以下。

6.2.1.9燃煤锅炉炉膛出口烟温偏差应不大于50℃，否则应调整配风或切换制粉系统，使偏差小于

50℃。

6.2.1.10全面的低氮燃烧优化调整试验宜委托具备相应资质和相应试验经验的单位进行。

6.2.2关键运行参数监测

6.2.2.1关键运行参数包括，磨煤机入口一次风量、燃烧器二次风量（含燃尽风）、运行氧量、排烟

温度、炉膛出口CO和NOX浓度等。

6.2.2.2关键运行参数测量位置、测点数量应符合GB/T10184的相关要求。

10

DL/TXXXX-YYYY

6.2.2.3直吹式制粉系统的磨煤机入口一次风量测量装置应充分考虑测量截面温度场、速度场均匀性。

6.2.3冷态空气动力场试验

6.2.3.1冷态空气动力场试验项目应包括，风量测量装置标定、风速调平、空气动力场观测。

6.2.3.2应对送风系统及二次风流量、磨煤机入口风量测量装置进行风量系数标定。

6.2.3.3在同一通风工况下，测量同一层（切向燃烧）、对称布置（墙式或拱式燃烧）的一次风喷口

或管内风速，比较各风速间偏差值，若偏差值超出±5%范围，应检查一次风管内是否存在堵塞，隔绝门

开度是否到位，对装有固定节流孔圈的应确认孔径编号是否与设计一致。在经确认无误的情况下，对节

流孔径进行调整。

6.2.3.4风量测量方法、测量元件安装要求按GB/T10184、DL/T467执行。

6.2.4制粉系统调整

6.2.4.1磨煤机出口一次风粉管宜安装风速、煤粉浓度在线测量装置，通过调整使同台磨煤机出口粉

管之间的风速偏差降低至10%以下，粉量偏差降低至25%以下。

6.2.4.2磨煤机出口粉管无在线测量装置的，应在机组运行工况下，通过实测风速和煤粉浓度，调整

可调缩孔开度，进行一次风速调平，试验方法和要求按DL/T467执行。

6.2.4.3对600MW及以上容量燃煤机组，宜在磨煤机出口设置煤粉分配器，提高一次风管粉量分配均

匀性。

6.2.4.4在满足磨煤机出力要求的前提下，调整风煤比、加载力、钢球装载量以及分离机构（分离器

挡板或转速），使煤粉细度满足低氮燃烧调整要求。

6.2.5低氮燃烧调整

6.2.5.1低氮燃烧调整项目应包括，煤种和掺配方式、运行氧量，一、二次风量比例，磨煤机组合方

式，各层燃烧器燃料量比例，炉内配风比例，燃烧器配风比例等。

6.2.5.2低氮燃烧调整指标宜包括，主、再热汽温，受热面壁温，炉膛温度分布，炉膛出口烟温偏差，

灰渣可燃物含量，NOX浓度，CO浓度，排烟温度，燃烧稳定性，炉膛结焦、腐蚀倾向等。

6.2.5.3对于煤种来源非单一且煤质成分较复杂的机组，入炉煤质偏离设计条件较多时，应进行多煤

种配煤掺烧试验，获得最佳掺烧比例和掺烧方式，改善锅炉出力、汽温特性、燃尽特性以及NOX排放等

指标的均衡性。

6.2.5.4通过运行氧量的精确测量，对锅炉二次风总风量进行调整，控制灰渣可燃物含量、省煤器出

口CO浓度和NOX浓度在合理范围内，绘制不同负荷下的最佳氧量控制曲线。

6.2.5.5根据飞灰和炉渣可燃物含量、省煤器出口CO浓度和NOX浓度，优化主燃烧器区域和燃尽风区

域的空气分级比例。

6.2.5.6通过磨煤机配煤方式以及组合方式的优化，控制飞灰和炉渣可燃物含量、省煤器出口NOX浓

度和CO浓度在合理范围内，严格控制锅炉出口CO浓度，防止出现局部燃烧恶化。

6.2.5.7根据烟气参数测试结果，参考冷态下得到的风门挡板特性曲线，对同一层燃烧器的二次风配

风进行优化。

6.2.5.8得到兼顾锅炉安全、经济及环保的最优运行方式，将优化后的关键参数控制逻辑以及控制曲

线直接应用于DCS控制，改善SCR入口烟气条件。

6.2.6实施周期

11

DL/TXXXX-YYYY

6.2.6.1冷态空气动力场试验：锅炉燃烧器改造、更换，或一、二次风流场实施较大结构变更后需进

行。

6.2.6.2关键运行参数标定：常规每年进行一次；风道改造、测点位置变动、一次风测量元件以及变

送器更换后需进行。

6.2.6.3制粉系统及锅炉低NOX燃烧系统优化调整：

a)常规两年一次，或机组大修后进行。

b)经喷氨优化调整后，SCR反应器出口NOX和NH3浓度分布仍不均匀，局部氨逃逸仍较高时进行。

c)煤种更换、重大设备检修、燃烧恶化和参数偏离等情况出现后需进行。

6.3选择性非催化还原（SNCR）系统运行调整

6.3.1采用SNCR法脱硝的机组，应配备必要的监测反应区烟气温度的测量装置，并严格控制氨逃逸浓

度。

6.3.2采用SNCR/SCR联合脱硝的机组，应采取控制氨逃逸和SO2/SO3转化率的措施。

6.3.3采用SNCR/SCR联合脱硝的机组，应充分发挥SCR系统的脱硝能力，使SCR系统脱硝效率按上限

值运行，当NOX排放浓度仍无法达到要求时，再考虑投运SNCR系统。

6.3.4投入SNCR系统前，应确认喷射点烟气温度符合还原剂反应的温度区间。

6.3.5根据负荷、煤质变化情况，调整投入还原剂喷射点的层数，使之满足最佳温度区间。

6.3.6宜将氨逃逸率连续监测的数值作为SNCR系统过程控制逻辑的一部分，控制系统达到目标氨泄漏

水平的最佳NOX脱除效率。

6.3.7在退出SNCR系统运行之前，应用纯净的清水对所有管线进行冲洗。

6.4选择性催化还原（SCR）系统运行调整

6.4.1一般要求

6.4.1.1烟气脱硝设施的运行调整宜在锅炉运行调整的基础上实施，主要调整内容包括：喷氨流量、

稀释风流量、喷氨平衡优化、吹灰器吹灰频率等，具体参考DL/T335执行。

6.4.1.2每年定期对脱硝系统进行现场检测，对催化剂进行实验室检测，进行脱硝系统性能评估。若

评估结果显示催化剂活性不足时，应进行脱硝提效；若评估结果显示催化剂活性足够，但喷氨系统无法

满足流场要求，应进行氨喷射系统优化改造。

3

6.4.1.3通过优化喷氨控制逻辑，使SCR反应器出口NOX浓度的波动不大于±10mg/Nm，否则应及时进

行检查，消除缺陷。

6.4.1.4当脱硝反应器（含催化剂）出现明显积灰、堵塞或磨损时，应对吹灰系统、吹灰参数和烟气

流场进行分析，必要时进行流场优化或吹灰器改造。

6.4.1.5当SCR脱硝系统反应器入口烟气温度低于最低连续喷氨温度时，应进行SCR系统低负荷投运

评估，必要时进行提温改造。

6.4.1.6定期对锅炉飞灰含氨量进行监测，跟踪氨逃逸情况。分析方法参考DL/T1494。

6.4.1.7定期进行氮氧化物、三氧化硫及氨逃逸试验。

6.4.1.8对新投产、大修机组，SCR脱硝系统宜在冷态通风工况下开展以下试验：

a)全开喷氨阀门，测试格栅出口流速偏差（或与设计值偏差），应不大于5%；

b)测试各喷氨调节阀开度与AIG喷口流速的关系曲线；

c)测试喷氨AIG格栅下游烟道断面流速；

12

DL/TXXXX-YYYY

d)SCR催化剂入口断面（每个催化剂模块为1个点）流速测试，流速偏差应小于15%。

6.4.2喷氨优化调整

6.4.2.1优先通过燃烧调整，降低脱硝系统入口处炉膛宽度方向的烟气NOX浓度分布偏差。

6.4.2.2下列情况下，宜开展喷氨优化调整，提高顶层催化剂入口截面的NH3/NOX摩尔比分布均匀性，

减少局部氨逃逸峰值浓度，减轻空气预热器硫酸氢铵堵塞：

a)每年定期进行，或在机组检修后进行。

b)锅炉燃用煤质发生较大变化、锅炉受热面进行重大改造或低氮燃烧器改造后。

c)空气预热器严重堵塞（烟气侧阻力超过设计值1.5倍），堵塞灰样化验含有铵盐。

d)两侧反应器喷氨量存在较大偏差，且出口NOX浓度与烟囱入口NOX浓度偏差较大，喷氨量高于

理论计算值。

3

e)SCR反应器出口与烟囱入口NOX浓度偏差超过±15mg/Nm。

6.4.2.3喷氨优化调整，应按仪表比对试验、摸底测试、喷氨优化调整、优化校核调整及性能测试等

5个部分依次进行：

a)仪表比对试验：通过网格法实测反应器进、出口NO、O2等浓度，并与在线DCS显示值进行比

较，判断在线仪表的测量准确性。

b)摸底测试：在机组高负荷条件下，调节喷氨流量，使脱硝效率达到设计值，测量反应器进、出

口的NOX浓度分布和反应器出口NH3逃逸浓度，初步评估SCR系统脱硝效率和NH3/NOX摩尔比分

布状况。

c)喷氨优化调整：在机组常规负荷下，根据SCR反应器出口截面的NOX浓度分布，调节反应器进

口的喷氨格栅（AIG）的阀门开度，最大限度提高反应器出口的NOX分布均匀性。调节工况一

般不宜少于3组。

d)优化校核调整：在机组中、低负荷下，在设计脱硝效率下，测量反应器进、出口的NOx浓度分

布，评估优化结果，并根据结果对AIG手动调节阀进行微调。

e)性能测试：测量机组高、中、低负荷下的脱硝效率和氨逃逸浓度，提出最优脱硝效率推荐值。

6.4.2.4经锅炉燃烧系统和脱硝系统整体优化调整后，应满足下列指标：

a)对切圆燃烧锅炉，SCR反应器出口NOX浓度分布相对偏差Cv值宜小于20%，或绝对偏差小于10

mg/Nm3。

b)对墙式燃烧或W火焰锅炉，SCR反应器出口NOx浓度分布相对标准偏差Cv值宜小于30%，或绝

对偏差小于10mg/Nm3。

c)在催化剂性能和流场满足要求的前提下，经过AIG喷氨优化调整后，反应器出口的氨逃逸应小

于3μL/L（对于SCR反应器出口SO3浓度高于40μL/L的燃煤机组，应小于2μL/L）。

3

d)两侧脱硝反应器出口NOx浓度值与烟囱入口NOx浓度值偏差不超过15mg/Nm（折算到标基干态，

O2=6%）。

e)反应器出口NOx浓度值可稳定控制在环保要求限值的60%-70%水平。

6.4.2.5喷氨优化调整试验中涉及的关键参数测量方法应符合DL/T260的规定，评价指标计算方法见

附录I。

6.4.2.6对炉膛出口NOX浓度波动较大的机组，特别是墙式燃烧、W火焰燃烧锅炉，宜采用网格法自动

切换快速测试系统，每个反应器的测试时间宜控制在0.5h以内，最大程度减小锅炉燃烧波动对测试结

果的影响。

6.4.2.7若催化剂性能无法满足要求或者烟气流场偏差较大，应进行脱硝性能提效或流场优化改造。

6.4.3性能评估

13

DL/TXXXX-YYYY

6.4.3.1结合喷氨优化调整，对SCR烟气脱硝设备的脱硝效率、氨逃逸、SO2/SO3转化率、空气预热器

阻力等进行测试。

6.4.3.2绘制脱硝效率和氨逃逸率关系曲线，确定SCR烟气脱硝设备最大安全脱硝效率，以及最优脱

硝效率，评估脱硝设备运行状态，指导脱硝设备安全、经济运行。

6.4.3.3根据长期的SCR烟气脱硝设备性能评估数据，建立数据管理机制，为催化剂添加、再生、更

换提供依据。

6.4.3.4每次催化剂添加、再生、更换前后，均应对SCR烟气脱硝设备进行性能评估，以便判断脱硝

提效效果，完善催化剂管理数据。

6.4.4测量与控制

6.4.4.1氨逃逸在线监测系统选型应满足以下要求：

a)应具有在线注入标准气体进行校准、校验的功能。

b)应具有自动校准零点或量程的功能。

c)应采用直接测量的方式，不应采用间接测量再进行计算的方式。

d)应具有较强的系统抗干扰能力，烟气组分和烟尘的干扰＜0.2ppm。

e)高温抽取法的加热管线，应选择对氨没有吸附的取样管材质，取样管线的加热温度应不低于

210℃，取样探头加热温度不低于320℃。

6.4.4.2氨逃逸在线监测截面下游应预留参比方法采样孔，采样孔数量及采样平台等按GB/T16157

要求确定，供参比法测试使用。在互不影响测量的前提下，应尽可能靠近。

6.4.4.3氨逃逸在线监测系统安装、调试应符合HJ75的相关要求。

6.4.4.4氨逃逸测量装置和NOX测量装置应定期校验，在运行过程中，运行人员应根据喷氨量和氨逃

逸之间的对应关系，初步评估氨逃逸装置监测的准确性，若发现测量不准，应及时进行校验和维护。

6.4.4.5应定期对氨/尿素流量调节阀、流量计、CEMS仪表等设备进行检查评估，必要时进行校核、

调整或更换，使喷氨控制精确可靠。

6.4.4.6应定期对喷氨控制系统进行评估，必要时对控制参数进行整定，对控制逻辑进行优化，提高

3

控制系统对机组工况变化的跟随性，将NOX排放浓度的波动控制在±10mg/Nm以内。

6.4.4.7宜根据机组情况开展以下喷氨自动控制优化：

a)总控制逻辑宜为串级调节回路。

b)主PID调节回路宜采用脱硝反应器出口（或脱硫系统入口）烟气中NOx浓度目标作为设定值，

实际测量浓度作为过程值，输出值参与计算供氨质量流量计算值。

c)次级PID调节回路宜采用供氨质量流量计算值作为设定值，实际供氨质量流量值作为过程值，

输出至供氨调节阀。

d)理论供氨质量流量计算值宜接入DCS系统，与实际喷氨量进行比较，发现与实际值相比偏高时

应进行调整。其中，理论供氨质量流量计算值采用修正后的烟气流量参与计算。

e)宜在DCS系统中设置NOx排放浓度低于下限的报警功能，提醒运行人员及时调整。

f)脱硝控制系统宜设置预测前馈控制（脱硝入口NOX微分信号、氧量信号、风量信号、启停磨信

号、AGC指令信号等），消除CEMS系统测量滞后对控制的不利影响，实现喷氨的精细化控制。

g)宜采用NOX分区测量与分区精细化喷氨等先进控制技术，减小局部氨逃逸。

6.4.5脱硝系统吹灰

6.4.5.1加强对脱硝系统进出口烟气差压的监测，优先采用声波吹灰系统，蒸汽吹灰系统宜每日投运

一次；若燃用煤质灰分变化较大，差压增加较快，声波吹灰效果不明显时，可加大蒸汽吹灰频次。

14

DL/TXXXX-YYYY

6.4.5.2声波吹灰系统的运行要求如下：

a)机组启动时，应及时投运声波吹灰器。

b)定期（每周一次）检查压缩空气压力，确保压力表示数处于声波喇叭工作的正常范围之内。

c)定期（每周一次）就地检查每个喇叭的发声情况，通过与相邻喇叭发声对比，判断吹灰器的工

作状态。

6.4.5.3蒸汽吹灰系统的运行要求如下：

a)加强蒸汽吹灰器管理，吹灰时宜有专业人员在现场观察，以防吹灰器漏汽、漏水；通过试验和

观察确定催化剂蒸汽吹灰的参数及频次，避免催化剂积灰及吹损。

b)在启动吹灰器前，应进行充分暖管疏水，吹灰蒸汽过热度大于110℃后方可启动蒸汽吹灰程序。

c)吹灰过程中，控制母管压力在设计值范围，减压阀后压力宜控制在0.6-0.9MPa，防止吹灰蒸

汽压力过高，导致催化剂吹损。各层蒸汽吹灰器宜交错运行。

6.5空气预热器运行调整

6.5.1运行参数监视

6.5.1.1回转式空气预热器运行应符合DL/T750和运行规程的要求。

6.5.1.2应在运行规程中明确不同机组负荷对应的空气预热器烟气侧差压控制值，并在机组运行中加

强监视。当烟气侧差压大于对应负荷设计值1.2倍时，应增加空气预热器吹灰频次。

6.5.1.3暖风器投运期间，应加强参数监视和现场巡视。运行暖风器出现泄漏时，应及时将其解列，

避免空气预热器入口空气带水造成蓄热元件积灰堵塞；暖风器退出运行后，应开启疏水，防止积水结冰

冻裂暖风器。

6.5.1.4当常规吹灰手段无法有效去除蓄热元件积灰，及保持蓄热元件清洁度，烟气侧差压达到设计

值1.5倍以上，且保持稳定或持续上升时，宜进行水冲洗，以降低空气预热器烟气侧差压。空气预热器

的水冲洗应符合DL/T750的要求。

6.5.2冷端温度控制

6.5.2.1根据煤质分析、燃烧方式、燃烧状况，计算确定燃煤机组的烟气酸露点温度。采用SCR烟气

脱硝系统的燃煤机组，烟气通过催化剂层时，因催化剂对烟气中SO2的催化氧化作用，烟气中SO3浓度

和烟气酸露点升高，相关计算方法参考DL/T5240和附录D。燃煤机组空气预热器出口烟气温度应至少

高于烟气酸露点温度5℃以上。

6.5.2.2回转式空气预热器冷端温度计算方法和控制曲线参考附录E，采用SC