本文摘要：概要秦岭电厂前期由于机组启动过程中脱硝催化剂无法超过化学反应温度，造成在启动过程中净烟气NOx无法全程达标排放。

概要秦岭电厂前期由于机组启动过程中脱硝催化剂无法超过化学反应温度，造成在启动过程中净烟气NOx无法全程达标排放。通过研究和试验后，该电厂在不展开设备改建的情况下，通过采行多项运营措施超过启动过程并网后全程负荷投运脱硝系统，确保了全负荷清净烟气NOx达标排放。关键词：脱硝；不改建；仅有负荷投运1章节华能陕西秦岭发电有限公司#7、8机组脱硝系统使用选择性催化剂还原成（SCR）烟气脱硝技术，催化剂布置在省煤器与机预器之间。

该技术拒绝催化剂处烟温必需在300～420℃范围内才能喷入氨气展开化学反应。若催化剂处烟温＜300℃，脱硝亲率很低，喷入的氨气不会在预热器处构成氨盐积聚；若催化剂处烟温＞420℃，脱硝亲率减少且催化剂有工件风险。在机组启动中过程中，由于初期锅炉燃料量小，炉内温度较低，在负荷超过270MW以前，SCR催化剂处烟温高于300℃，按照规程无法投放脱硝系统运营，导致每次机组启动不会有4小时左右清净烟气NOx值不合格情况再次发生。

另外随着电力市场大大发展和不断扩大，对火电机组的调峰深度拒绝更加低，在机组负荷较低至某个阶段时，催化剂处的烟温就沦为机组调峰工作的瓶颈。虽然秦岭电厂#7、#8机组启动中因为客观原因无法全程投放脱销系统确保清净烟气NOx值仍然合格，而且全国同类技术厂家大都不存在此情况，但是随着环保形势的日益不利和深入人心，但秦岭电厂的领导仍然回应非常重视，大力的组织调研，多次的组织分析、研究，最后确认了在不展开设备改建的情况下展开#7、#8机组仅有负荷投运脱硝系统的试验。2在不改建情况下超过仅有负荷投运脱硝系统的可行性研究秦岭电厂自2016年超低废气改建后，环保参数仍然继续执行超低废气标准，即NOx≤50mg/Nm3。

在机组长时间运营中，NOx废气浓度长年平稳合格，没经常出现微克废气现象。但是在每次启动机组过程中，由于前期炉膛温度较低，脱硝系统催化剂处的烟温无法超过化学反应温度（＞300℃），造成在机组负荷大于270MW以前无法投放脱硝系统，自并网后约4小时清净烟气NOx废气浓度仍然予以处置而微克废气。以上情况科客观技术情况制约，全国同类发电厂皆不存在此类问题，因此环保部门回应情况未予通报或惩处。

但是由于环保问题的不利和普遍注目，发电企业也分担起了自身的社会责任，相继有发电厂展开安装烟气加热器、旁路烟道等设备改建超过仅有负荷投运脱硝的目的。秦岭电厂也尤其推崇机组启动中净烟气NOx废气微克问题和如何确保下一步之后深度调峰清净烟气NOx废气浓度的掌控问题，公司的组织展开了多次辩论，构成以下意见：（1）秦岭电厂#7、8锅炉为DG2141/25.4-Ⅱ6型，再行热汽温主要通过尾部烟道烟气挡板展开调整，烟气调节挡板布置在低温再行热器和省煤器后，用来转变通过低温再行热器和省煤器的烟气量超过调节再行冷蒸汽温度的目的，穿越烟气挡板后的烟气转入脱硝装置。由于省煤器内工质为较低温度自来水，加热能力强劲，低温再行热器内工质比较温度低的蒸汽，加热能力很弱，因此可通过掌控两侧烟气合流量来超过提高烟气温度的目的。

（2）可提早投放辅汽至除氧器冷却，掌控锅炉自来水温度在80～90℃，使得自来水在省煤器处放热能力弱化，超过提高烟气温度的效果。（3）由于超低改建中浸渍尿素的热风冷却装置由电加热器改建为烟气加热器，因此在启动中尿素浸渍风也无法超过浸渍温度。但是在超低废气改建后保有了电加热器，因此在启动中可维持电加热器与烟气换热器串联的方式确保浸渍尿素的热风超过拒绝。

基于以上意见，公司最后确认先在不展开设备改建的情况下展开仅有负荷投运脱硝系统试验。3试验情况3.1 机组启动和停驶过程试验3.1.1 目标：构建机组并网前投放脱硝系统，使得清净烟气NOx废气浓度从机组并网开始仍然达标排放。

3.1.2 技术措施（1）锅炉上水期间，及时投放辅汽至除氧器冷却，掌控锅炉自来水温度在80～90℃。（2）锅炉点燃后，及时投运#2伊苏斯，#2伊苏斯亲水性推倒为应急亲水性。

（3）锅炉点燃前，通报热工强迫烟气挡板关口限位20%逻辑，手动打开再行热器烟气挡板至100%进度，重开省煤器外侧烟气挡板至0%。（4）机组启动过程中，严苛按照锅炉加剧降压曲线掌控温升速率。

（5）再行热汽温超过冲转参数后，及时投用再行热器减半温水，调节再行热汽温符合汽机冲转拒绝。再行热器减半温水投用时，要强化高温再行热器入口温度的监控，及时调整减半温水流量，必需确保减半温器后的蒸汽过热度不得高于20℃，避免高温再行热器入水。再行热器减半温水流量稍大时，关小再热器烟气挡板，确保再行热器减半温水流量≤45t/h。

（6）启动过程中强化脱硝催化剂入口烟气温度的监控，按拒绝掌控烟温变化率。掌控烟温变化参见表格1。表格1 催化剂入口烟气温度与烟气的加剧速率监控表格催化剂入口烟气温度烟气的加剧速率70℃以下≤5℃/min70℃～120℃≤10℃/min120℃以上≤60℃/min（7）留意脱硝装置入、出口烟气温度变化情况，掌控催化剂入口烟温大于400℃。（8）再行热器烟气挡板仅有淡紫色，强化低温再行热器管壁金属温度监控，找到低温再行热器管壁金属温度超温，其它方法调整违宪时，可必要小幅调整再行热器烟气挡板，尽可能确保再行热器烟气挡板开度不大于85%，同时强化脱硝反应器入口烟气温度监控。

再行热器管壁金属温度上升后不应及时打开再行热器烟气挡板，禁令大幅度操作者再行热器烟气挡板。（9）锅炉点燃后，使用烟气换热器与电加热器串联运营的方式。一次风机启动时即创建脱硝系统热风地下通道，维持烟气换热器运营，浸渍炉渐渐加剧。在汽机冲转期间投放电加热器，确保在冲转完结后浸渍炉出口温度＞300℃.（10）机组并网前，确认催化剂前烟温＞300℃，脱硝浸渍系统不具备投运条件，投放脱硝系统，确保并网后净烟NOx废气浓度达标排放。

3.1.3 试验结果2017年5月13日在#8机组启动中公司运行部依照上述技术措施展开了操作者，#8机组13日9:00并网，SCR反应器入口烟温在4:00左右早已＞300℃，8:30投放脱硝系统，确保了净烟气NOx废气浓度在并网后即大于50 mg/Nm3。试验超过了预期目的和效果，参见图1。图1 #8机组仅有负荷投运脱硝系统试验效果图2017年6月17日，在#7机组启动中按照以上操作程序，也确保了#7机组清净烟气NOx废气浓度在机组并网后即达标排放。

2017年10月7日，#8机组再度启动，再度按照以上程序操作者，也再度检验了在机组并网后即NOx废气浓度即达标排放的效果。3.2 机组深度调峰过程试验目前#7、8机组调峰深度为264MW，SCR反应器处烟温基本保持在330℃以上，脱硝系统的长时间投放不不存在问题。

4总结经过#7、8机组的三次启动，按照仅有负荷投运脱硝系统的措施操作者和试验结果来看，皆能超过机组并网前投运脱硝系统，并确保并网后净烟气NOx废气浓度即达标排放的目的，而且试验过程中锅炉自燃平稳、参数长时间、加热面壁温长时间（唯一的负面影响是再行热器水柱须要提早用于，短时间内影响机组效率，但影响程度较小）。所以该措施切实可行，安全可靠、经济，在以后的机组启动中可以持续用于，也可为同类型电厂或机组启动仅有负荷投运脱硝系统获取糅合经验和参考价值，有一点推广应用。作者简介邓北平，男，华能陕西秦岭发电有限公司，运行部锅炉脱硝专工。

专门从事的主要工作或研究方向：发电厂200MW、600WM机组锅炉运营管理，对锅炉运营以及脱硝有较强的理论及处置能力。

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