华电长沙电厂
2×600MW 机组脱硝系统运行概况
华电长沙电厂2×600MW 机组工程烟气脱硝装置的由东方锅炉（集团）股份有限公司制造。德国鲁奇能捷斯集团公司技术支持的、并有成功业绩和高效可靠的燃煤电厂烟气脱硝产品，同时满足我国有关安全、环保等法规、标准的要求。
烟气脱硝装置配两台蒸发量为1903t/h的超临界机组燃煤锅炉，脱硝装置采用选择性催化还原（简称：SCR ）法全烟气脱硝；脱硝装置反应器布置于锅炉省煤器出口与空预器之间，为高粉尘布置。脱硝装置采用氨作为还原剂，其制备和供应采用液氨供应系统。在现阶段设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况、处理100%烟气量条件下脱硝效率不小于50%，脱硝装置结构及相关系统按脱硝效率不小于85%规划设计，在50%和85%脱硝效率两种工况下均设计一个催化剂备用层。
华电长沙电厂2×600MW 机组工程烟气脱硝装置与主机同时于2007年10月23日和2007年12月25日进行试运投产。
#1炉于2008年4月1日完成#1炉的SCR 烟气脱硝装置性能考核试验，各方面指标均达到设计和运行要求，其中脱硝效率与氨逃逸分别为52.5%和1.40µL/L（O 2 6%）；氨耗量：#1炉SCR 装置修正后的氨耗量为230.4kg/h，
低于性能保证值236.5 kg/h；SO 2/SO3转化率为0.273%，用烟气温度、烟气
流量及入口SO 2浓度修正后为0.42%，小于性能保证值0.9%排放的标准。
#2炉于2008年8月3日完成#2炉的SCR 烟气脱硝装置性能考核试验，各方面指标均达到设计和运行要求，其中脱硝效率与氨逃逸分别为50.5%和1.22µL/L（O 2 6%）；氨耗量：#2炉SCR 装置修正后的氨耗量为213.6kg/h，
低于性能保证值236.5 kg/h ，SO 2/SO3转化率为0.26%，用烟气温度、烟气
流量及入口SO 2浓度修正后为0.39%，小于性能保证值0.9%排放的标准；真
正满足了两台机组节能环保的设计要求。
华电长沙电厂#1、2炉烟气脱硝系统由于年初的冰灾造成设备损坏恢复和设备的安装质量造成的系统漏泄处理消缺退出运行的原因，再加上机组启动SCR 满足投运条件需要一段时间和机组停运SCR 系统保护要求提前退出运行的原因；以及进行综合统计论证后，为降低脱硝系统运行的费用而采取脱硝系统间断投入等相关措施，截止2008年10月31日， #1炉已运行5162.54小时，而脱硝系统实际投运2696.9小时，系统投入率为52.23%，脱硝效率（加权平均）51.25%；#2炉已运行2942小时，而脱硝系统实际投运1689小时，系统投入率为57.4%，脱硝效率（加权平均）51.82%. 湖南华电长沙发电有限公司锅炉选用HT-NR3旋流燃烧器采用低氧燃烧技术，同时在燃烧器上层设计配有燃尽风口，再加上制粉系统保证合适的煤粉细度情况下，控制合理的炉膛温度及氧量，优化燃烧过程，降低NOx 的产生；保证了在脱硝反应器栅格入口NOx 含量最高在500—400mg/Nm3，一般情况下NOx 含量在400--300mg/Nm3以内；在锅炉性能试验过程中已将锅炉燃尽风的三次风门全部关闭，同时要求大风箱燃尽风调整门开度一般在５０％以下，在目前燃用发热量１３－２２MJ/Kg，挥发份１０－２２％的煤，在脱硝反应器栅格入口NOx 含量在400—200mg/Nm3，也就是说，在降低NOx 排放量技术上仍然有调节余量的情况下，NOx 直接排放也是符和国家电站锅炉氮氧化物最高排放浓度GB13223－2003《火电厂大气污染物排放标准》标准要求烟气中NOx 小于450 mg/ Nm3排放标准，正常排放符合环保要求。
华电长沙电厂在运行技术上采取措施：控制合理的炉膛温度及氧量，优化燃烧过程，降低NO X 的产生；同时保证脱硝装置正常投入运行，保证脱硝
效率在设计值50%以上；按锅炉燃用校核煤种 （NOx 为650mg/ Nm3计算）每年机组利用小时数为4800小时，每年可实际减少NOx 排放量2165.5t.
目前液态氨价格上涨较大（去年2400元/t多，目前3100元/t多）造成脱硝系统液氨消耗运营成本的大幅度增加；湖南华电长沙发电有限公司为
了更好的适应集团公司对标管理年的要求，同时又在保证NOx 在国家环保排放要求的范围内，采取脱硝系统间断运行的方法合理的降低脱硝系统生产运营成本。
湖南华电长沙发电有限公司锅炉燃用设计（或校核）煤种，脱硝反应器栅格入口NOx 含量为650mg/Nm3，按设计脱硝效率50％（短期）计算，脱硝反应器出口NOx 排放小于325mg/Nm3；脱硝系统间断运行，根据脱硝系统脱硝反应器栅格入口NOx 含量确定脱硝系统是否投入；
当反应器栅格入口NOx ≥325mg/Nm3时，脱硝系统投入运行，当反应器栅格入口NOx ＜325mg/Nm3时，脱硝系统退出运行，当燃用某一煤种长时间使得反应器栅格入口NOx ≥325mg/Nm3时，在脱硝系统投入运行情况下，燃烧条件允许时，可以适当开大二次风箱燃尽风调整门开度，就地调节燃尽风三次风门位置，增加燃尽风量，可以人为调整降低部分NOx 排放浓度。 脱硝系统退出运行操作：将液氨蒸发器的电加热器停止运行（或者检查确认确已停止运行），关闭炉前氨蒸气供气流量调节阀（气动门），其它阀门均保持在正常投运位置，保持稀释风机正常运行（防止喷嘴堵塞），一旦反应器栅格入口NOx ≥325mg/Nm3时，能够保证脱硝系统快速投入运行，随时保证NOx 排放浓度符合国家排放标准。如果由于反应器栅格入口NOx ＜325mg/Nm3时，脱硝系统长期退出运行；为了保证脱硝系统设备安全可靠，要求脱硝系统每连续停运10天后，就投入运行1天，以保证脱硝系统可靠备用。
湖南华电长沙发电有限公司两台600MW 机组，每台机组的实际运行小时数按6000小时计算（年利用小时数按4800小时），每小时一台机组液氨消耗量236.5kg/h(设计值) ，目前液氨供应价约为3100元/T;如果脱硝系统根据脱硝反应器栅格入口NOx 含量实现间断运行时间按3000小时计算，两台炉一年脱硝系统液氨消耗可以减少 439.89万元（0.2365X3000X3100X2=4398900
元）运营成本。
在机组启动过程中，尽快满足脱硝设备的投运条件，及早将脱硝系统投入运行，保证其安全、稳定、经济运行；同时在机组正常运行过程中，脱硝系统投入与否，按照根据脱硝系统脱硝反应器栅格入口NOx 含量（锅炉设计排放量）确定脱硝系统是否投入，采取脱硝系统间断运行，并且保障脱硝系统“热备用”，做到随时可以投入运行尽最大可能减少对长沙周边环境的污染，而且尽最大可能的减少了湖南华电长沙发电有限公司脱硝系统生产运营成本。
华电长沙电厂#1、2炉烟气脱硝系统伴随机组同步试运投产以来，设备系统运行平稳，完全能够满足机组运行脱硝后NO X 排放要求；在目前国家没
有脱硝电价支持的背景下，截至2008年10月31日，烟气脱硝共耗液氨536.2t, 按目前市场价3100元/t计算, 仅液氨一项耗费就接近166.22万元，还不包括每年催化剂1000多万元的设备折旧，给电厂的生产运营带来极大的压力，但是华电长沙电厂在环保投入方面在尽一个国有企业的社会责任。
华电长沙电厂
2×600MW 机组脱硝系统运行概况
华电长沙电厂2×600MW 机组工程烟气脱硝装置的由东方锅炉（集团）股份有限公司制造。德国鲁奇能捷斯集团公司技术支持的、并有成功业绩和高效可靠的燃煤电厂烟气脱硝产品，同时满足我国有关安全、环保等法规、标准的要求。
烟气脱硝装置配两台蒸发量为1903t/h的超临界机组燃煤锅炉，脱硝装置采用选择性催化还原（简称：SCR ）法全烟气脱硝；脱硝装置反应器布置于锅炉省煤器出口与空预器之间，为高粉尘布置。脱硝装置采用氨作为还原剂，其制备和供应采用液氨供应系统。在现阶段设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况、处理100%烟气量条件下脱硝效率不小于50%，脱硝装置结构及相关系统按脱硝效率不小于85%规划设计，在50%和85%脱硝效率两种工况下均设计一个催化剂备用层。
华电长沙电厂2×600MW 机组工程烟气脱硝装置与主机同时于2007年10月23日和2007年12月25日进行试运投产。
#1炉于2008年4月1日完成#1炉的SCR 烟气脱硝装置性能考核试验，各方面指标均达到设计和运行要求，其中脱硝效率与氨逃逸分别为52.5%和1.40µL/L（O 2 6%）；氨耗量：#1炉SCR 装置修正后的氨耗量为230.4kg/h，
低于性能保证值236.5 kg/h；SO 2/SO3转化率为0.273%，用烟气温度、烟气
流量及入口SO 2浓度修正后为0.42%，小于性能保证值0.9%排放的标准。
#2炉于2008年8月3日完成#2炉的SCR 烟气脱硝装置性能考核试验，各方面指标均达到设计和运行要求，其中脱硝效率与氨逃逸分别为50.5%和1.22µL/L（O 2 6%）；氨耗量：#2炉SCR 装置修正后的氨耗量为213.6kg/h，
低于性能保证值236.5 kg/h ，SO 2/SO3转化率为0.26%，用烟气温度、烟气
流量及入口SO 2浓度修正后为0.39%，小于性能保证值0.9%排放的标准；真
正满足了两台机组节能环保的设计要求。
华电长沙电厂#1、2炉烟气脱硝系统由于年初的冰灾造成设备损坏恢复和设备的安装质量造成的系统漏泄处理消缺退出运行的原因，再加上机组启动SCR 满足投运条件需要一段时间和机组停运SCR 系统保护要求提前退出运行的原因；以及进行综合统计论证后，为降低脱硝系统运行的费用而采取脱硝系统间断投入等相关措施，截止2008年10月31日， #1炉已运行5162.54小时，而脱硝系统实际投运2696.9小时，系统投入率为52.23%，脱硝效率（加权平均）51.25%；#2炉已运行2942小时，而脱硝系统实际投运1689小时，系统投入率为57.4%，脱硝效率（加权平均）51.82%. 湖南华电长沙发电有限公司锅炉选用HT-NR3旋流燃烧器采用低氧燃烧技术，同时在燃烧器上层设计配有燃尽风口，再加上制粉系统保证合适的煤粉细度情况下，控制合理的炉膛温度及氧量，优化燃烧过程，降低NOx 的产生；保证了在脱硝反应器栅格入口NOx 含量最高在500—400mg/Nm3，一般情况下NOx 含量在400--300mg/Nm3以内；在锅炉性能试验过程中已将锅炉燃尽风的三次风门全部关闭，同时要求大风箱燃尽风调整门开度一般在５０％以下，在目前燃用发热量１３－２２MJ/Kg，挥发份１０－２２％的煤，在脱硝反应器栅格入口NOx 含量在400—200mg/Nm3，也就是说，在降低NOx 排放量技术上仍然有调节余量的情况下，NOx 直接排放也是符和国家电站锅炉氮氧化物最高排放浓度GB13223－2003《火电厂大气污染物排放标准》标准要求烟气中NOx 小于450 mg/ Nm3排放标准，正常排放符合环保要求。
华电长沙电厂在运行技术上采取措施：控制合理的炉膛温度及氧量，优化燃烧过程，降低NO X 的产生；同时保证脱硝装置正常投入运行，保证脱硝
效率在设计值50%以上；按锅炉燃用校核煤种 （NOx 为650mg/ Nm3计算）每年机组利用小时数为4800小时，每年可实际减少NOx 排放量2165.5t.
目前液态氨价格上涨较大（去年2400元/t多，目前3100元/t多）造成脱硝系统液氨消耗运营成本的大幅度增加；湖南华电长沙发电有限公司为
了更好的适应集团公司对标管理年的要求，同时又在保证NOx 在国家环保排放要求的范围内，采取脱硝系统间断运行的方法合理的降低脱硝系统生产运营成本。
湖南华电长沙发电有限公司锅炉燃用设计（或校核）煤种，脱硝反应器栅格入口NOx 含量为650mg/Nm3，按设计脱硝效率50％（短期）计算，脱硝反应器出口NOx 排放小于325mg/Nm3；脱硝系统间断运行，根据脱硝系统脱硝反应器栅格入口NOx 含量确定脱硝系统是否投入；
当反应器栅格入口NOx ≥325mg/Nm3时，脱硝系统投入运行，当反应器栅格入口NOx ＜325mg/Nm3时，脱硝系统退出运行，当燃用某一煤种长时间使得反应器栅格入口NOx ≥325mg/Nm3时，在脱硝系统投入运行情况下，燃烧条件允许时，可以适当开大二次风箱燃尽风调整门开度，就地调节燃尽风三次风门位置，增加燃尽风量，可以人为调整降低部分NOx 排放浓度。 脱硝系统退出运行操作：将液氨蒸发器的电加热器停止运行（或者检查确认确已停止运行），关闭炉前氨蒸气供气流量调节阀（气动门），其它阀门均保持在正常投运位置，保持稀释风机正常运行（防止喷嘴堵塞），一旦反应器栅格入口NOx ≥325mg/Nm3时，能够保证脱硝系统快速投入运行，随时保证NOx 排放浓度符合国家排放标准。如果由于反应器栅格入口NOx ＜325mg/Nm3时，脱硝系统长期退出运行；为了保证脱硝系统设备安全可靠，要求脱硝系统每连续停运10天后，就投入运行1天，以保证脱硝系统可靠备用。
湖南华电长沙发电有限公司两台600MW 机组，每台机组的实际运行小时数按6000小时计算（年利用小时数按4800小时），每小时一台机组液氨消耗量236.5kg/h(设计值) ，目前液氨供应价约为3100元/T;如果脱硝系统根据脱硝反应器栅格入口NOx 含量实现间断运行时间按3000小时计算，两台炉一年脱硝系统液氨消耗可以减少 439.89万元（0.2365X3000X3100X2=4398900
元）运营成本。
在机组启动过程中，尽快满足脱硝设备的投运条件，及早将脱硝系统投入运行，保证其安全、稳定、经济运行；同时在机组正常运行过程中，脱硝系统投入与否，按照根据脱硝系统脱硝反应器栅格入口NOx 含量（锅炉设计排放量）确定脱硝系统是否投入，采取脱硝系统间断运行，并且保障脱硝系统“热备用”，做到随时可以投入运行尽最大可能减少对长沙周边环境的污染，而且尽最大可能的减少了湖南华电长沙发电有限公司脱硝系统生产运营成本。
华电长沙电厂#1、2炉烟气脱硝系统伴随机组同步试运投产以来，设备系统运行平稳，完全能够满足机组运行脱硝后NO X 排放要求；在目前国家没
有脱硝电价支持的背景下，截至2008年10月31日，烟气脱硝共耗液氨536.2t, 按目前市场价3100元/t计算, 仅液氨一项耗费就接近166.22万元，还不包括每年催化剂1000多万元的设备折旧，给电厂的生产运营带来极大的压力，但是华电长沙电厂在环保投入方面在尽一个国有企业的社会责任。