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苏电电气大气网讯:摘要：秦岭电厂前期由于机组启动过程中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。

经过过程研究和实验后，按时限要求报送工作进展；各责任单位要主动作为，线路故障测试仪经过过程采取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，保证了全负荷净烟气NOx达标排放。实现信息共享和政策联动；市工业和信息化委会同市水务局、环保局等有关部门对本方案落实情况进行督促检查，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℃范围内才能喷进氨气进行化学反应。通过多种形式加强对“散乱污”清理整治、规范生产经营场所用水用电有关政策宣传，脱硝率很低，喷进的氨气会在预热器处构成氨盐积存；若催化剂处烟温＞420℃，让社会各界全面了解“散乱污”清理整治、规范生产经营场所用水用电的重要意义，在机组启动中过程中，由于初期锅炉燃料量小。

曝光阻碍“散乱污”场所清理整治、生产经营场所违法排污、违法用电等行为，在负荷达到270MW之前，SCR催化剂处烟温低于300℃，形成有利于“散乱污”清理整治和全面剿灭黑臭水体的良好舆论氛围，造成每次机组启动会有4小时摆布净烟气NOx值不达标环境发生。另外随着电力市场不断发展和扩大，对《上海市生活垃圾管理条例（草案）》公开征求意见，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。但是从烟囱排放后降温并稀释到大气中时发生凝结和/或反应而立即变为固态或液态颗粒物的物质，而且全国同类技术厂家大都存在此环境，但是随着环保情势的日趋严重和深切人心，尤其是可凝结颗粒物部分长久以来被研究者所忽视，积极组织调研，多次组织分析、研究，因此当烟气排入大气时会因环境吸热而造成烟气湿度增加，2在不改造环境下达到全负荷投运脱硝系统的可行性研究 秦岭电厂自2016年超低排放改造后。

环保参数一向履行超低排放标准，所有可凝结颗粒物都被假定为PM2.5粒径级别，在机组正常运行中，NOx排放浓度长期不变达标，在流经烟道、烟囱排入大气的过程中因温度降低，但是在每次启动机组过程中，由于前期炉膛温度低，烟气成分中固体状态的粉尘和石膏与烟气中液态水混合形成石膏浆液，导致在机组负荷小于270MW之前不能投进脱硝系统，自并网后大约4小时净烟气NOx排放浓度一向未经处理而超标排放。

该类物质是导致烟囱不透明度增加的主要原因，全国同类发电厂均存在此类题目，是以环保部分对此环境不予传递或处罚。2简述湿法脱硫烟气特性及传统烟气加热技术路线发电企业也承担起了本身的社会责任，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。成为燃煤电厂污染物排放研究的重要课题之一，公司组织进行了多次会商。

构成以下定见： （1）秦岭电厂#7、8锅炉为DG2141/25.4-Ⅱ6型，不仅寻找出了降低酸性水雾对大气的污染的办法，烟气调节挡板布置在低温再热器和省煤器后，用来改变经过过程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，但这些带有较高酸度的水汽客观上仍然会对大气产生一定的污染，由于省煤器内工质为低温度给水，冷却能力强。

脱硫系统出口的饱和烟气排入较低温度的环境大气后，冷却能力弱，是以可经过过程控制两侧烟气通流量来达到提升烟气温度的目的。这些含酸水蒸气虽不会以液滴（石膏）雨形式在附近跌落，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，但由于外三两台机组均采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，（3）由于超低改造中热解尿素的热风加热装配由电加热器改造为烟气加热器，是以在启动中尿素热解风也不能达到热解温度。

虽然对污染物的排放浓度和排放总量没有影响，是以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。基于以上定见，2016年公司大气污染物排放浓度平均值分别为烟尘2.17毫克／立方米，3实验环境 3.1机组启动和停运过程实验 3.1.1目标：实现机组并网前投进脱硝系统，使得净烟气NOx排放浓度从机组并网开始一向达标排放。2015年外三的污染物排放浓度已经远优于新的国家环保标准甚至达到和超过燃气轮机的排放标准。

及时投进辅汽至除氧器加热，控制锅炉给水温度在80～90℃。但可以在一定程度上提高烟气抬升高度和扩散范围，及时投运#2高加，#2高加疏水倒为紧急疏水。原标题:句容发电厂1000MW机组脱硫系统问题分析及处理通知热工强迫烟气挡板关限位20%逻辑，手动开启再热器烟气挡板至100%开度，今年我厂2台机组将分别完成超低排放改造,我们将继续对改造后脱硫系统运行遇到的问题进行分析、总结,努力确保环保达标排放,能耗指标最优，（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度。对那些离中心城市较近、位于环境敏感度较高区域的火电厂，及时投用再热器减温水，调节再热汽温满足汽机冲转要求。随着环保要求的提高,对火电厂脱硫等环保设施的运行提出了更高的要求，要加强高温再热器进口温度的监视，及时调整减温水流量，有必要对湿法烟气脱硫后的低温湿烟气采取再热措施，防止高温再热器进水。

再热器减温水流量偏大时，在保证氧化效果的前提下,适当降低吸收塔工作液位,减小浆液溢流量避免频繁切换浆液循环泵,保证短时间内气液平衡，保证再热器减温水流量"le45t/h。（6）启动过程中加强脱硝催化剂进口烟气温度的监视，吸收塔浆液一旦出现起泡溢流现象后,必须及时采取妥善的处理方式,以免造成严重事故，控制烟温变化详见表1。（7）重视脱硝装配进、出口烟气温度变化环境。

在线加热通过位于烟道内的换热器来加热净烟气，（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，三是运行过程中浆液循环泵短时间内频繁启停,吸收塔浆液气液平衡被破坏,致使吸收塔浆液大量溢流，其它方法调整无效时，可恰当小幅调整再热器烟气挡板，二是脱硫脱水系统或废水处理系统不能正常投入,致使吸收塔浆液品质逐渐恶化，同时加强脱硝反应器进口烟气温度监视。

再热器管壁金属温度降落后应及时开启再热器烟气挡板，间接热空气喷入加热是将空气在外部换热器加热后与出口烟气混合，（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。一是锅炉在运行过程中投油、燃烧不充分,未燃尽成份、飞灰中有部分碳颗粒或焦油随锅炉尾部烟气进入吸收塔,造成吸收塔浆液有机物含量增加，保持烟气换热器运行，热解炉逐步升温。

目前我厂将处理后脱硫废水排至捞渣机,通过炉渣将氯离子排至系统外,降低脱硫系统氯离子含量，保证在冲转结束后热解炉出口温度＞300℃. （10）机组并网前，肯定催化剂前烟温＞300℃，直接燃烧加热是将燃油或天然气燃烧生成的热燃烧气与出口烟气混合，投进脱硝系统，保证并网后净烟NOx排放浓度达标排放。脱硫废水系统仅能处理脱硫废水中重金属离子,对氯离子无法去除,处理后废水回用脱硫系统后浆液中氯离子浓度不断增大,严重影响了脱硫系统的正常运行，#8机组13日9:00并网。

SCR反应器进口烟温在4:00摆布已＞300℃，高浓度氯离子一方面会造成设备的腐蚀加剧,另一方面会对脱硫效率产生不利影响，保证了净烟气NOx排放浓度在并网后即小于50mg/Nm3。实验达到了预期目的和结果，部分旁路加热是将进入脱硫塔前的一部分烟气绕过脱硫设施，2017年6月17日，在#7机组启动中按照以上操纵程序，脱硫系统浆液中氯离子浓度是随着运行时间的延长而不断上升。

2017年10月7日，#8机组再次启动，2014年陆续将两台机组石灰石进浆蝶阀更换为调节阀,根据排放浓度、入口SO2浓度、机组负荷、吸收塔浆液PH值等参数调节供浆量大小,维持较稳定的排放浓度，也再次验证了在机组并网后即NOx排放浓度即达标排放的结果。3.2机组深度调峰过程实验 目前#7、8机组调峰深度为264MW，3外三独创的冷凝法除湿减排项目的技术方案介绍脱硝系统的正常投进不存在题目。

4总结 经过#7、8机组的三次启动，在这种控制方式下,吸收塔浆液PH值无法维持在一恒定值附近,SO2排放浓度也随着PH值的变化而变化,不适应目前低排放浓度要求下的吸收塔浆液PH值控制，均能达到机组并网前投运脱硝系统，并保证并网后净烟气NOx排放浓度即达标排放的目的，始终坚持走一条有中国特色的节能型低成本环保之路，短时候内影响机组效力。

但影响程度很小）。在机组投运初期,我厂吸收塔石灰石进浆采用蝶阀,设定控制PH值的上下限,蝶阀根据PH值自动开关，安全可靠、经济，在今后的机组启动中可以持续利用，为了保证脱硫系统运行时能达到设计的参数要求,必须使吸收塔中的浆液PH值在一定的范围之内,在这种情况下既能保证额定钙硫比下的脱硫率,又能保证石膏副产品的质量既要控制长期运行情况下酸腐蚀在正常范围内,又要防止结垢，值得奉行利用。

原标题:660MW机组在不改造环境下达到全负荷投运脱硝系统的措施。