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摘要：秦嶺電廠前期由于機組啟動過程中脫硝催化劑不能達到化學反應溫度，導致在啟動過程中凈煙氣NOx不能全程達標排放。通過研究和試驗后，該電廠在不進行設備改造的情況下，通過采取多項運行措施達到啟動過程并網(wǎng)后全程負荷投運脫硝系統(tǒng)，保證了全負荷凈煙氣NOx達標排放。

1引言

華能陜西秦嶺發(fā)電有限公司#7、8機組脫硝系統(tǒng)采用選擇性催化還原（SCR）煙氣脫硝技術(shù)，催化劑布置在省煤器與空預器之間。該技術(shù)要求催化劑處煙溫必須在300～420℃范圍內(nèi)才能噴入氨氣進行化學反應。若催化劑處煙溫＜300℃，脫硝率很低，噴入的氨氣會在預熱器處形成氨鹽積存；若催化劑處煙溫＞420℃，脫硝率降低且催化劑有燒結(jié)風險。

在機組啟動中過程中，由于初期鍋爐燃料量小，爐內(nèi)溫度低，在負荷達到270MW以前，SCR催化劑處煙溫低于300℃，按照規(guī)程不能投入脫硝系統(tǒng)運行，造成每次機組啟動會有4小時左右凈煙氣NOx值不達標情況發(fā)生。另外隨著電力市場不斷發(fā)展和擴大，對火電機組的調(diào)峰深度要求越來越高，在機組負荷低至某個階段時，催化劑處的煙溫就成為機組調(diào)峰工作的瓶頸。

雖然秦嶺電廠#7、#8機組啟動中因為客觀原因不能全程投入脫銷系統(tǒng)保證凈煙氣NOx值一直合格，而且全國同類技術(shù)廠家大都存在此情況，但是隨著環(huán)保形勢的日趨嚴峻和深入人心，但秦嶺電廠的領(lǐng)導一直對此非常重視，積極組織調(diào)研，多次組織分析、研究，最終確定了在不進行設備改造的情況下進行#7、#8機組全負荷投運脫硝系統(tǒng)的試驗。

2在不改造情況下達到全負荷投運脫硝系統(tǒng)的可行性研究

秦嶺電廠自2016年超低排放改造后，環(huán)保參數(shù)一直執(zhí)行超低排放標準，即NOx≤50mg/Nm3。在機組正常運行中，NOx排放濃度長期穩(wěn)定達標，沒有出現(xiàn)超標排放現(xiàn)象。但是在每次啟動機組過程中，由于前期爐膛溫度低，脫硝系統(tǒng)催化劑處的煙溫不能達到化學反應溫度（＞300℃），導致在機組負荷小于270MW以前不能投入脫硝系統(tǒng)，自并網(wǎng)后大約4小時凈煙氣NOx排放濃度一直未經(jīng)處理而超標排放。

以上情況屬客觀技術(shù)情況制約，全國同類發(fā)電廠均存在此類問題，因此環(huán)保部門對此情況不予通報或處罰。但是由于環(huán)保問題的嚴峻和廣泛關(guān)注，發(fā)電企業(yè)也承擔起了自身的社會責任，陸續(xù)有發(fā)電廠進行加裝煙氣加熱器、旁路煙道等設備改造達到全負荷投運脫硝的目的。

秦嶺電廠也特別重視機組啟動中凈煙氣NOx排放超標問題和如何保證下一步繼續(xù)深度調(diào)峰凈煙氣NOx排放濃度的控制問題，公司組織進行了多次討論，形成以下意見：

（1）秦嶺電廠#7、8鍋爐為DG2141/25.4-Ⅱ6型，再熱汽溫主要通過尾部煙道煙氣擋板進行調(diào)整，煙氣調(diào)節(jié)擋板布置在低溫再熱器和省煤器后，用來改變通過低溫再熱器和省煤器的煙氣量達到調(diào)節(jié)再熱蒸汽溫度的目的，穿過煙氣擋板后的煙氣進入脫硝裝置。由于省煤器內(nèi)工質(zhì)為低溫度給水，冷卻能力強，低溫再熱器內(nèi)工質(zhì)相對溫度高的蒸汽，冷卻能力弱，因此可通過控制兩側(cè)煙氣通流量來達到提升煙氣溫度的目的。

（2）可提前投入輔汽至除氧器加熱，控制鍋爐給水溫度在80～90℃，使得給水在省煤器處吸熱能力減弱，達到提升煙氣溫度的效果。

（3）由于超低改造中熱解尿素的熱風加熱裝置由電加熱器改造為煙氣加熱器，因此在啟動中尿素熱解風也不能達到熱解溫度。但是在超低排放改造后保留了電加熱器，因此在啟動中可保持電加熱器與煙氣換熱器串聯(lián)的方式保證熱解尿素的熱風達到要求。

基于以上意見，公司最終確定先在不進行設備改造的情況下進行全負荷投運脫硝系統(tǒng)試驗。

3試驗情況

3.1機組啟動和停運過程試驗

3.1.1目標：實現(xiàn)機組并網(wǎng)前投入脫硝系統(tǒng)，使得凈煙氣NOx排放濃度從機組并網(wǎng)開始一直達標排放。

3.1.2技術(shù)措施

（1）鍋爐上水期間，及時投入輔汽至除氧器加熱，控制鍋爐給水溫度在80～90℃。

（2）鍋爐點火后，及時投運#2高加，#2高加疏水倒為緊急疏水。

（3）鍋爐點火前，通知熱工強制煙氣擋板關(guān)限位20%邏輯，手動開啟再熱器煙氣擋板至100%開度，關(guān)閉省煤器側(cè)煙氣擋板至0%。

（4）機組啟動過程中，嚴格按照鍋爐升溫升壓曲線控制溫升速率。

（5）再熱汽溫達到?jīng)_轉(zhuǎn)參數(shù)后，及時投用再熱器減溫水，調(diào)節(jié)再熱汽溫滿足汽機沖轉(zhuǎn)要求。再熱器減溫水投用時，要加強高溫再熱器入口溫度的監(jiān)視，及時調(diào)整減溫水流量，必須保證減溫器后的蒸汽過熱度不得低于20℃，防止高溫再熱器進水。再熱器減溫水流量偏大時，關(guān)小再熱器煙氣擋板，保證再熱器減溫水流量≤45t/h。

（6）啟動過程中加強脫硝催化劑入口煙氣溫度的監(jiān)視，按要求控制煙溫變化率?？刂茻煖刈兓斠姳?。

（7）注意脫硝裝置進、出口煙氣溫度變化情況，控制催化劑入口煙溫小于400℃。

（8）再熱器煙氣擋板全開時，加強低溫再熱器管壁金屬溫度監(jiān)視，發(fā)現(xiàn)低溫再熱器管壁金屬溫度超溫，其它方法調(diào)整無效時，可適當小幅調(diào)整再熱器煙氣擋板，盡量保證再熱器煙氣擋板開度不小于85%，同時加強脫硝反應器入口煙氣溫度監(jiān)視。再熱器管壁金屬溫度下降后應及時開啟再熱器煙氣擋板，禁止大幅操作再熱器煙氣擋板。

（9）鍋爐點火后，采用煙氣換熱器與電加熱器串聯(lián)運行的方式。一次風機啟動時即建立脫硝系統(tǒng)熱風通道，保持煙氣換熱器運行，熱解爐逐漸升溫。在汽機沖轉(zhuǎn)期間投入電加熱器，保證在沖轉(zhuǎn)結(jié)束后熱解爐出口溫度＞300℃.

（10）機組并網(wǎng)前，確定催化劑前煙溫＞300℃，脫硝熱解系統(tǒng)具備投運條件，投入脫硝系統(tǒng)，保證并網(wǎng)后凈煙NOx排放濃度達標排放。

3.1.3試驗結(jié)果

2017年5月13日在#8機組啟動中公司運行部依照上述技術(shù)措施進行了操作，#8機組13日9:00并網(wǎng)，SCR反應器入口煙溫在4:00左右已經(jīng)＞300℃，8:30投入脫硝系統(tǒng)，保證了凈煙氣NOx排放濃度在并網(wǎng)后即小于50mg/Nm3。試驗達到了預期目的和效果，詳見圖1。

2017年6月17日，在#7機組啟動中按照以上操作程序，也保證了#7機組凈煙氣NOx排放濃度在機組并網(wǎng)后即達標排放。2017年10月7日，#8機組再次啟動，再次按照以上程序操作，也再次驗證了在機組并網(wǎng)后即NOx排放濃度即達標排放的效果。

3.2機組深度調(diào)峰過程試驗

目前#7、8機組調(diào)峰深度為264MW，SCR反應器處煙溫基本維持在330℃以上，脫硝系統(tǒng)的正常投入不存在問題。

4總結(jié)

經(jīng)過#7、8機組的三次啟動，按照全負荷投運脫硝系統(tǒng)的措施操作和試驗結(jié)果來看，均能達到機組并網(wǎng)前投運脫硝系統(tǒng)，并保證并網(wǎng)后凈煙氣NOx排放濃度即達標排放的目的，而且試驗過程中鍋爐燃燒穩(wěn)定、參數(shù)正常、受熱面壁溫正常（唯一的負面影響是再熱器噴水需提前使用，短時間內(nèi)影響機組效率，但影響程度很?。Ｋ栽摯胧┣袑嵖尚?，安全可靠、經(jīng)濟，在以后的機組啟動中可以持續(xù)使用，也可為同類型電廠或機組啟動全負荷投運脫硝系統(tǒng)提供借鑒經(jīng)驗和參考價值，值得推廣應用。