660兆瓦机组在不改造情况下达到全负荷投运脱硝系统的措施

发电运维
Power Operation
660兆瓦机组在不改造情况下达到全负荷 投运脱硝系统的措施
华能延安发电有限公司 王小涛 华能陕西秦岭发电有限公司 邓北平
1 引言
华能陕西秦岭发电有限公司#7、8机组
脱硝系统采用选择性催化还原（SCR）
烟气脱硝技术，催化剂布置在省煤器
与空预器之间。

该技术要求催化剂处烟温必须在300~420℃范围内才能喷入氨气进行化学反应，若催化剂处烟温＜300℃，脱硝率很低，喷入的氨气会在预热器处形成氨盐积存；若催化剂处烟温＞420℃，脱硝率降低且催化剂有烧结风险。

在机组启动中过程中，由于初期锅炉燃料量小，炉内温度低，在负荷达到270兆瓦以前，SCR催化剂处烟温低于300℃，按照规程不能投入脱硝系统运行，造成每次机组启动会有4小时左右净烟NOx值不达标情况发生。

另外随着电力市场不断发展和扩大，对火电机组的调峰深度要求越来越高，在机组负荷低至某个阶段时，催化剂处的烟温就成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不能全程投入脱销系统保证净烟NOx值一直合格，而且全国同类技术厂家大都存在此情况，但是随着环保形式的日趋重要和深入人心，秦岭发电有限公司领导一直对此非常重视，积极组织调研、多次组织分析、研究，最终确定在不进行设备改造的情况下，进行#7、8机组全负荷投运脱硝试验。

2 在不改造情况下达到全负荷投运脱硝系统的可行性研究
秦岭电厂自2016年超净排放改造后，环保参数一直执行超净排放标准：NOx<50毫克/标准立方米。

正常运行中环保平稳，没有出现超标现象。

但是在每次启动机组过程中，由于前期炉膛温度低，脱硝系统催化剂处的烟温不能达到化学反应温度（＞300℃），导致在机组负荷小于270兆瓦以前不能投入脱硝系统，自并网后大约4小时净烟NOx值一直未经处理超标排放。

以上情况属客观情况，全国同类发电厂均存在此类问题，因此环保部门对此情况不予通报。

但是由于环保问题已经深入人心，发电企业也承担起了自身的社会责任，陆续有发电厂进行加装烟气加热器、旁路烟道等设备改造达到全负荷投运脱硝的目的。

秦岭电厂也特别重视机组启动中净烟NOx值超标排放和如何保证下一步继续深度调峰净烟NOx值的控制问题，组织进行了多次讨论，形成以下意见：秦岭电厂#7、8锅炉为DG2141/25.4-Ⅱ6型，再热汽温主要通过尾部烟道烟气挡板进行调整，烟气调节挡板布置在低温再热器和省煤器后，用来改变通过低温再热器和省煤器的烟气量达到调节再热蒸汽温度的目的，穿过烟气挡板后的烟气进入脱硝装置。

由于省煤器内工质为低温度给水，冷却能力强，低温再热器内工质相对温度高的蒸汽，冷却能
摘要：秦岭电厂前期由于机组启动过程脱硝催化剂不能达到化学反应温度，导致在启动过程中净烟气NOx
不能全程达标排放，在通过研究与试验后，该电厂在不进行设备改造的情况下，通过多项运行措施达到启
动过程并网后全程负荷投运脱硝系统，保证了全负荷净烟NOx达标排放。

关键词：脱硝；不改造；全负荷投运
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力弱，因此可通过控制两侧烟气通流量来达到提升烟气温度的目的。

可提前投入辅汽至除氧器加热，控制锅炉给水温度在80~90℃，使得给水在省煤器处吸热能力减弱，达到提升烟气温度的效果。

由于超低改造中热解尿素的热风加热装置由电加热器改造为烟气加热器，因此在启动中尿素热解风也不能达到热解温度。

但是由于改造后保留了电加热器，因此在启动中可保持电加热器与烟气换热器串联的方式保证热解尿素的热风达到要求。

基于以上意见最终确定先在不进行设备改造的情况下进行全负荷投运脱硝系统试验。

3 试验情况
3.1 机组启动和停运过程试验
3.1.1. 目标
实现机组并网前投入脱硝系统，使得净烟NOx 值从机组并网开始一直达标。

3.1.2. 技术措施
（1）锅炉上水期间，及时投入辅汽至除氧器加热，控制锅炉给水温度在80~90℃。

（2）锅炉点火后，及时投运#2高加，#2高加疏水倒为紧急疏水。

（3）锅炉点火前，通知热工强制烟气挡板关限位20%逻辑，手动开启再热器烟气挡板至100%开度，关闭省煤器侧烟气挡板至0%。

（4）机组启动过程中，严格按照锅炉升温升压曲线控制温升速率。

（5）再热汽温达到冲转参数后，及时投用再热器减温水，调节再热汽温满足汽机冲转要求。

再热器减温水投用时，要加强高温再热器入口温度的监视，及时调整减温水流量，必须保证减温器后的蒸汽过热度不得低于20℃，防止高温再热器进水。

再热器减温水流量偏大时，关小再热器烟气挡板，保证再热器减温水流量≤45吨/小时。

（6）启动过程中加强脱硝催化剂入口烟气温度的监视，按要求控制烟温变化率。

（见图一）
（7）注意脱硝装置进、出口烟气温度变化情况，控制催化剂入口烟温小于400℃。

（8）再热器烟气挡板全开时，加强低温再热器管壁金属温度监视，发现低温再热器管壁金属温度超温，其它方法调整无效时，可适当小幅调整再热器烟气挡板，尽量保证再热器烟气挡板开度不小于85%，同时加强脱硝反应器入口烟气温度监视。

再热器管壁金属温度下降后应及时开启再热器烟气挡板，禁止大幅操作再热器烟气挡板。

（9）锅炉点火后，采用烟气换热器与电加热器串联运行的方式。

一次风机启动时即建立脱硝系统热风通道，保持烟气换热器运行，热解炉逐渐升温。

在汽机冲转期间投入电加热器，保证在冲转结束后热解炉出口温度＞300℃。

（10）机组并网前，确定催化剂前烟温＞300℃，脱硝热解系统具备投运条件，投入脱硝系统，保证并网后净烟NOx值合格。

3.1.3试验结果
2017年5月13日在#8机组启动中运行部依照上述技术措施进行操作，#8机组13日9:00并网，SCR 反应器入口烟温在4:00左右已经＞300℃，8:30投入脱硝系统，保证了净烟NOx值在并网后即低于50 毫克/标准立方米。

试验达到预期目的。

（见图2）
2017年6月17日在#7机组启动中按照以上操作，也保证了净烟NOx
值在机组并网后即达标。

图2 试验结果
3.2 机组深度调峰过程试验
目前#7、8机组调峰深度为264兆瓦、带27.27%负荷，SCR反应器处烟温基本维持在330℃以上，脱硝系统的正常投入不存在问题。

4 总结
经过两次启动，均能达到机组并网前投运脱硝系统，保证并网后净烟气NOx值即达标的目的，而且试验过程中锅炉燃烧稳定、参数正常、受热面壁温正常，唯一的负面影响是再热器喷水需提前使用，短时间内影响机组效率，但影响很小。

所以该措施切实可行，在以后的机组启动中可以持续使用。

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