鲁北公司1号机组容量为330MW，锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风、四角切圆燃烧方式，设计燃料为烟煤。脱硝系统采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺，SCR烟气脱硝系统布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间，脱硝装置处理100％烟气量，反应器出口NOX浓度不高于50mg/Nm3。

随着山东境内风力发电、光伏发电的迅猛发展，鲁北公司调峰频率急剧提高，2019年初已开始频繁的进行40%额定负荷调峰，甚至已进行过多次启停调峰。

鲁北公司脱硝系统采用中温催化剂，其适用温度为300～420℃。如流经催化剂的烟气温度低于300℃，则会产生硫酸氢铵堵塞催化剂活性面积，如流经催化剂的烟气温度高于420℃，则会产生催化剂烧结现象，以上两种方式均会造成催化剂失活，产生不可逆的严重不良影响。当低负荷下省煤器出口烟温低于最低运行温度300℃时，就需要停止喷氨，导致NOX排放超标、波动大等环保问题。目前鲁北公司1号机组最低稳定出力为40%额定负荷，无法胜任更深程度的调峰工作。

本方案的原理是在转向室处或省煤器进口位置的烟道上开孔，抽一部分烟气至SCR反应器接口处，设置烟气挡板，增加部分钢结构。在低负荷时，通过抽取烟气加热省煤器出口过来的烟气，使低负荷时SCR反应器入口处烟气温度达到脱硝最低连续运行烟温以上。旁路烟气量受烟道布置限制，旁路烟气量一般占总烟气量的15%～30%。本系统新增的风门、测点、控制系统等部件需并入现有DCS系统。

烟气旁路位置分为低温过热器前烟气旁路和省煤器入口烟气旁路，由于低温过热器入口烟温较高，采用低温过热器前旁路可获得较高的脱硝入口烟温。

方案的特点

优点：烟温调控范围较大，可以达到20-40℃，能够满足提升SCR反应器入口烟温的要求；投资成本较低，实施简单；启动过程中脱硝投入时间早于其它方案。

缺点：旁路烟气挡板严密性稍差，可能导致排烟温度升高，影响机组经济性，可通过使用双层挡板的方式进行改善；

适用性分析

由于省煤器入口烟温过低，烟气旁路位置选择在省煤器入口处无法满足较低负荷时投入脱硝，因此本项目烟气旁路位置必须选择在低温过热器入口。

鲁北公司1号炉深度调峰改造后，可实现冷态启机时99MW负荷投入脱硝系统，较改造前提前投入脱硝约1小时。较改造前冷态160MW投入脱硝提前60MW负荷，提高了机组调峰能力。

本项目为有深度调峰需求的火电机组提供了改造经验，具有较高的推广价值。