烟气系统(脱硫调试方案) 本文关键词：烟气，脱硫，调试，方案，系统
烟气系统(脱硫调试方案) 本文简介：烟气系统启动调试方案批准：审核：编制：重庆渝电烟气脱硫技术咨询有限公司二00四年月日目录1.工艺系统名称及描述…………………………………22.系统调试前应达到的条件……………………………33.分步试运程序…………………………………………44.安全注意事项…………………………………………191.工艺系
烟气系统(脱硫调试方案) 本文内容：
烟气系统启动调试方案
批准：
审核：
编制：
重庆渝电烟气脱硫技术咨询有限公司
二00四年
月
日
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1.工艺系统名称及描述…………………………………2
2.系统调试前应达到的条件……………………………3
3.分步试运程序…………………………………………4
4.安全注意事项…………………………………………19
1.工艺系统名称及描述
烟气系统主要包括增压风机、GGH及其吹灰器、导流板、烟气挡板、膨胀节、密封系统烟道等。烟道设有适当的取样接口、试验接口和人孔。
从#1、#2炉来的原烟气分别通过各自的入口原烟气挡板、增压风机、增压风机出口原烟气挡板后汇成一路，经GGH由146°C降温至109°C后进入吸收塔。除去SO2的净烟气从吸收塔顶部引出又由GGH加热至80°C以上分成两路，分别通过各自的出口净烟气挡板进入烟囱，排至大气。
烟道上还装设有旁路挡板以保证FGD解列时主机能正常运行。为保证两台增压风机在锅炉负荷不等时能并列运行，在升压风机前设置平衡联络烟道并装有联络挡板，以平衡两台增压风机的流量。所有挡板均采用双百叶窗式。在FGD运行过程中，入口原烟气挡板、增压风机出口原烟气挡板、出口净烟气挡板开启，旁路挡板关闭；当FGD系统或锅炉发生事故时，旁路挡板完全开启，原烟气挡板、升压风机出口挡板、净烟气挡板关闭，吸收塔排烟挡板开启，烟气通过旁路挡板进入烟囱排至大气。
为了防止烟气在挡板中的泄漏，设有密封空气系统。其中入口原烟气挡板、旁路挡板、出口净烟气挡板和烟道联络挡板共用一套密封空气系统包括2台密封空气鼓风机（1用1备），2台电加热器。增压风机出口挡板由于压力较高单独设置一套密封空气系统，包括2台密封空气鼓风机（1用1备），2台电加热器。所有密封气压力至少比烟气压力高0.5kpa。
增压风机位于GGH的上流，处于干态条件。增压风机为电动静叶可调控制器的轴流式风机。增压风机包括静叶执行器、电机（含电机油系统及冷却系统）等冷却风机等。风机产生的流量和压力是由可变静叶来控制的。
GGH选用回转再生式烟气换热器，采取主轴垂直布置。在原烟气冷端设有吹灰器，FGD运行时为防止GGH传热面结垢吹灰器可通过压缩空气或高压水进行定时清洗，当FGD停运时可用低压水离线冲洗。GGH由低泄漏密封风机送来的密封空气进行密封，保证泄漏率＜1%。
2.系统调试前应达到的条件
2.1所有热工测点位置安装正确，布置合理，信号传输正常；
2.2所有挡板、电动门、气动门、手动门等进行了开、关试验，并有记录可查；
2.3所有烟道、管道系统已联结、安装完毕；
2.4所有箱、罐设备及系统等完成了冲洗、冲管和试压工作；
2.5所有就地控制盘已实现就地/远方控制；
2.6电气系统各设备、系统调试试验工作结束，能保证正常供电；
2.7仪控系统安装完毕，接线正确，各项报警值、保护跳闸值已设定；
2.8各设备单机试运转工作结束，川电二公司已提供出单体调试即以下设备、系统的调试质量检验及评定验收签证：
2.8.1升压风机试转正常；
2.8.2
GGH试转正常；
2.8.3密封风机试转正常；
2.8.4
低泄漏密封风机试转正常；
2.8.5吹灰器试转正常；
2.8.6吹灰器高压水泵试转正常；
2.8.7各挡板开关试验正常；
2.8.8其余需单体试转的设备均试转正常；
2.9川电二公司已提供未完项目清单,并确定未完项目不影响本系统的分部调试工作。
2.10确保足够的照明（如果需要，安装现场照明设备）。
2.11消施设施备妥待用。
2.12公用系统及辅助系统调试完毕，随时可用。
3
分部试运的程序
3.1系统检查
3.1.1烟道的检查
(1)各烟道完好保温齐全。
(2)内部已清扫干净无遗留物，各人孔门检查后应严密关闭。
(3)烟道内防腐层应完好无脱落。
3.1.2增压风机的检查
(1)风机的入口集气箱和出口扩压管连接牢固，膨胀自由；
(2)润滑油系统无异常，并启动油泵试转正常，冷油器完好；
(3)冷却风机及加热器完好无异常；
(4)静叶叶片角度在最小，手摇静叶就地操作机构动作灵活，检查风机实际开度与指示相符后，将手动切换为自动；
3.1.3挡板及密封系统的检查
(1)各挡板的电动执行装置应完好,连杆、拐臂连接牢固，就地用手摇各挡板应开关灵活，无卡涩现象，挡板开关位置指示正确，并
处于自动位置。
(2)挡板的密封风机外形完好，靠背轮连接牢固，旋转灵活，无卡涩现象，地脚螺丝牢固，保护罩完整牢固。
(3)密封风机的进、出口管道应安装牢固，密封空气进气电动门和净烟气进气门应关闭，其电加热装置完好并处于停运状态。
(4)各挡板密封装置完好，密封管道畅通。
3.2增压风机试验
3.2.1增压风机各项试验结束，即：
3.2.1.1增压风机运行中的保护跳闸:
增压风机电机轴承温度>100℃，延时10s
机壳振动>7.1mm/s-0.283mm
风机启动一分钟后入口原烟气挡板未开启
增压风机润滑油压低（如0.015Mpa）系统发出“整个供油装置断油”声光报警。
3.2.1.2增压风机的允许启动条件
吸收塔循环泵运行1台及以上
GGH已投入运行及
至少一台冷却风机正常运转及
电机外循环供油装置正常运转及
前导叶关闭至最小位置—75°及
入口原烟气挡板关闭及出口原烟气挡板开启及
增压风机主轴承温度<=70℃。
3.2.2
旁路挡板的各种试验已结束，即：
3.2.2.1旁路挡板允许关闭的条件
SGC气气换热器运行及
FGD入口烟温<170℃及
FGD入口原烟气挡板、增压风机出口原烟气挡板和FGD出口净烟气挡板开启及
SGC增压风机运行60秒后及
吸收塔排烟挡板关闭及
至少一台吸收塔循环浆液泵运行。
3.2.2.2
旁路挡板保护开启的条件
a.烟道系统程序命令开。
b.烟气路径故障。
c.锅炉未运行。
d.吸收塔再循环泵小于１台运行(全停)。
e.净烟气压力高于L。
f.原烟气压力大于
mbar，延时
S
g.电气系统失电。
3.2.3
原烟气挡板各种试验已结束，即：
3.2.3.1原烟气挡板允许开启条件
FGD出口净烟气挡板开启及
SGC气气换热器运行及
吸收塔排烟挡板和联络烟道挡板关闭及
增压风机出口原烟气挡板开启及
SGC增压风机运行10秒钟后。
3.2.3.2原烟气挡板保护开启条件：
a.电气系统失电。
b.原烟气温度大于170℃。
c.锅炉故障未运行。
d.旁路挡板关闭。
3.2.4
净烟气挡板各种试验已结束，即
3.2.4.1净烟气挡板允许开启条件
SGC气气换热器运行
3.2.4.2净烟气挡板允许关条件：
a.增压风机停止运行，且静叶角度小于最小值。
b.旁路挡板已开启。
3.2.5
增压风机出口挡板各种试验已结束，即
3.2.5.1增压风机出口挡板允许开启条件
SGC气气换热器运行及
FGD出口净烟气挡板开启及
吸收塔排烟挡板和联络烟道挡板关闭。
3.2.5.2升压风机出口挡板允许关条件：
a.增压风机停止运行，且静叶角度小于最小值。
b.密封风机系统运行。
3.3功能组试验
3.3.1将试验设备的电源开关送到“试验位置”
a.烟气系统(挡板)
将＃1原烟气挡板380V开关送到试验位置
将＃1净烟气挡板380V开关送到试验位置
将＃1升压风机出口挡板380V开关送到试验位置
将#1旁路挡板380V开关送到试验位置
将挡板密封风机380V开关送到试验位置
b.增压风机系统
将增压风机6KV开关送到试验位置
将增压风机冷却风机380V开关送到试验位置
将增压风机电机的润滑油泵380V开关送到试验位置
3.3.2
进行联动试验。
a.烟气系统
合上#1密封风机开关
投入联动
断开#1密封风机开关
检查备用开关应合上
同样方法做另一台风机连锁
b.增压风机系统
合上增压风机#1冷却风机开关
投入联动
断开增压风机#1冷却风机开关
检查备用开关应合上。
同样做另一台冷却风机连锁
合上增压风机电机一台润滑油泵开关
投入联动
断开增压风机电机润滑油泵开关
检查备用开关应合上。
3.3.3
工艺系统联动试验
a输入工艺联动信号
b.检查备用开关是否合上
3.3.4顺序启动/停止试验
a.检查程序正常并做好相应模拟
b.
启动程序
c.检查开关是否正确动作。
d.停止程序
e.检查开关是否正确动作。
3.4烟气系统冷态试运行
3.4.1
FGD冷态启动条件试运前应具备的条件：
FGD冷态启动试运前除应具备分部试运的条件外，还应具备以下条件：
a.锅炉侧与FGD信号交换系统投入。
b.
烟气系统内保持清洁,烟道、增压风机、气－气热交换器（GGH）、设备清理干净。水平烟道内积灰已清理干净。
c.烟气系统及相关的热工测点安装、调试完毕，具备投入条件。
d.烟气系统各阀门、挡板安装完毕,单体调试完毕投入运行。（除旁路挡板外）
e.烟风通道打通，沿程各系统各设备的人孔门、检修孔等封闭，系统严密。
f.挡板密封风机分部试运合格,联锁保护正确，具备投入条件。
g.增压风机冷却器分步试运合格，联锁保护正确,具备投入条件。
h.增压风机润滑系统分步试运合格,具备投入条件。
i.增压风机电机分部试运合格，具备投入条件。
j.GGH及其附属系统分部试运结束，具备投入条件。
k.烟风系统DCS控制、保护调试完毕，投入运行。
l.通道畅通，现场清洁。
m.照明投入，符合试运行要求。
n.进入整套启动试运阶段，与FGD接口的公用系统：工艺水源、厂用电系统处于稳定并能满足FGD调试要求。
o.对应锅炉达到FGD冷态启动需要条件。
3.4.2冷态启动前的试验检查
a.FGD
烟风系统挡板门（原烟气、净烟气、旁路挡板门）投入、联锁保护投入。
b.静态试验增压风机与挡板门的联锁、保护。
c.增压风机联锁、保护试验检查。
d.FGD与锅炉联锁、控制和保护试验模拟检查。
e.检查锅炉与FGD装置之间的交换信号。
f.锅炉信号联锁保护试验。
g.FGD装置设备故障跳闸及FGD装置逻辑联锁保护试验
·增压风机故障
·四台吸收塔浆液循环泵同时出故障
·两台除雾器冲洗水泵同时出故障
·正常运行时FGD入口原烟气挡板1&2均未开启
·正常运行时FGD出口净烟气挡板1&2均未开启
·FGD系统失电
·气气换热器故障
·FGD入口烟气温度＞最高温度170
℃
·FGD入口灰含量＞最高浓度300
mg/Nm3
·FGD出口烟气温度未达到低限（76℃）后一小时
·两台炉的负荷均高于105%、1台炉的负荷高于110%或只有1台炉运行且负荷低于50%
·锅炉未达到稳燃状态或投油助燃
·3个以上（含3个）吸收塔搅拌器同时故障
h.检查烟道已封闭。
i.检查监测信号已投入。
j.增压风机及其附属设备联锁保护静态试验。
k.检查关闭原烟气挡板.净烟气挡板，FGD装置烟气系统畅通。
l.检查旁路挡板门开启。
m.检查锅炉烟风系统投入运行。
n.脱硫6KV电源用备用电源供电，其备用电源对应的厂用电源6KV0Ⅰ段或6KV0Ⅱ段电源尽量不带重要负荷，防止厂用电中断。
3.4.3
#2炉冷态通烟操作方案
3.4.3.1
#2锅炉停运，联系主机启动锅炉引、送风机运行。锅炉烟风系统参数接近正常运行工况。#1炉旁路挡板开启并停电。
3.4.3.2启动工艺水及压缩空气系统。确证投入烟道密封气系统。
3.4.3.3排浆抛浆系统随时准备待用。
3.4.3.4制浆系统在逻辑上满足启动条件。
3.4.3.5启动石灰石浆液泵，投入给浆程序。
3.4.3.6启动吸收塔系统。
3.4.3.7
联系主机后按以下顺序启动烟道系统。
a.启动GGH。
b.调整#2静叶开度到启动位置。
c.关闭#2原烟气挡板。
d.全部打开#2净烟气及增压风机出口挡板。
e.启动#2增压风机。
f.开启#2原烟气挡板。
g.手动关闭#2旁路挡板，手动开启风机导叶，调至所需工况。
h.检查运行的平稳性。
i.检查各监视仪表的显示状态，各个参数正常。
j.调整各个设备运行参数。
k.增压风机冷态8小时试运。
l.记录各参数。
3.4.3.8
烟气系统功能试验
A.FGD冷态变负荷试验
l
改变锅炉风量，在两台机组总负荷100%、75%、50%、及25%条件下运行，观察记录FGD性能参数变化
l
优化
B.FGD保护对锅炉扰动冷态试验(满负荷关断试验)
a.试验条件
锅炉稳定达到FGD设计满负荷空气量
锅炉各个记录仪表正常投入
FGD满负荷运行
旁路挡板关闭
FGD保护投入
FGD记录仪表投入
试验人员分工完毕、并就位
旁路挡板保护联锁正确
b.试验方案
故障停止FGD或手动停止增压风机
检查挡板动作情况
记录锅炉和FGD侧参数特别是锅炉炉膛负压波动情况。
3.4.4
#1炉冷态通烟操作方案（#1增压风机单体调试）
3.4.4.1
打开联络烟道挡板，#2锅炉停运，联系主机启动锅炉引、送风机运行。锅炉烟风系统参数为BMCR的30%烟量工况。#1、#2炉旁路挡板开启并停电，#1炉原烟气、净烟气挡板关闭并停电。
3.4.4.2确证投入烟道密封气系统。启动工艺水及压缩空气系统。
3.4.4.3排浆抛浆系统随时准备待用。
3.4.4.4启动石灰石浆液泵，投入给浆程序。
3.4.4.5启动吸收塔系统。
3.4.4.6
联系主机后按以下顺序启动烟道系统。
a.启动GGH。
b.调整#1静叶开度到启动位置。
c.关闭#2原烟气挡板。
d.全部打开#2净烟气及#1增压风机出口挡板。
e.启动#1增压风机。
f.开启#2原烟气挡板。
g.
检查运行的平稳性。
h.
检查各监视仪表的显示状态，各个参数正常。
i.
调整各个设备运行参数。
j.
增压风机冷态8小时试运。
k.
记录各参数。
3.5烟气系统热态通烟调试。
3.5.1热态通烟条件
3.5.1.1烟气系统冷态试验合格。
3.5.1.2制浆系统已准备好足够的合格浆液。
3.5.1.3吸收塔内已配好石膏晶种。
3.5.1.4
对应锅炉正常运行，达到FGD投运条件，带250MW左右稳定负荷，制粉系统无启停操作。
3.5.2
#1炉热态通烟操作方案
3.5.2.1
检查确证#1炉及FGD装置达到启动状态，#1炉旁路挡板开启并停电。
3.5.2.2启动工艺水及压缩空气系统。确证投入烟道密封气系统。
3.5.2.3排浆抛浆系统随时准备待用。
3.5.2.4制浆系统已准备好足够的合格浆液。
3.5.2.5启动石灰石浆液泵，投入给浆程序。
3.5.2.6启动吸收塔系统。
3.5.2.7
联系主机后按以下顺序启动烟道系统。
a.启动GGH。
b.调整#1静叶开度到启动位置。
c.关闭#1原烟气挡板。
d.全部打开#1净烟气及增压风机出口挡板。
e.启动#1增压风机。
f.开启#1原烟气挡板。
g.手动开启风机导叶，调至所需工况。
h.检查运行的平稳性。
i.检查各监视仪表的显示状态，各个参数正常。
j.调整各个设备运行参数。
k.记录各参数。
注：#1炉旁路挡板待有机会补做冷态关闭试验后再做热态关闭试验。
3.5.3
#2炉热态通烟操作方案
3.5.3.1
检查确证#2炉及FGD装置达到启动状态。
3.5.3.2启动工艺水及压缩空气系统。确证投入烟道密封气系统。
3.5.3.3排浆抛浆系统随时准备待用。
3.5.3.4制浆系统已准备好足够的合格浆液。
3.5.4.5启动石灰石浆液泵，投入给浆程序。
3.5.3.6启动吸收塔系统。
3.5.3.7
联系主机后按以下顺序启动烟道系统。
a.启动GGH。
b.调整#2静叶开度到启动位置。
c.关闭#2原烟气挡板。
d.全部打开#2净烟气及增压风机出口挡板。
e.启动#2增压风机。
f.开启#2原烟气挡板。
g.手动开启风机导叶，同时关闭#2旁路挡板，维持炉膛正常负压。
h.检查运行的平稳性。
i.检查各监视仪表的显示状态，各个参数正常。
j.调整各个设备运行参数。
3.5.4
双炉热态通烟操作方案
3.5.4.1
检查确证双炉及FGD装置达到启动状态。
3.5.4.2启动工艺水及压缩空气系统。确证投入烟道密封气系统。
3.5.4.3排浆抛浆系统随时准备待用。
3.5.4.4制浆系统已准备好足够的合格浆液。
3.5.4.5启动石灰石浆液泵，投入给浆程序。
3.5.4.6启动吸收塔系统。
3.5.4.7
联系主机后按以下顺序启动烟道系统。
a.启动GGH。
b.调整#1静叶开度到启动位置。
c.关闭#1原烟气挡板。
d.全部打开#1净烟气及增压风机出口挡板。
e.启动#1增压风机。
f.开启#1原烟气挡板。
g.调整#2静叶开度到启动位置。
h.关闭#2原烟气挡板。
i.全部打开#2净烟气及增压风机出口挡板。
j.启动#2增压风机。
k.开启#2原烟气挡板。
l.根据需要，手动开启风机导叶并关闭双炉旁路挡板。
h.检查运行的平稳性。
i.检查各监视仪表的显示状态，各个参数正常。
j.调整各个设备运行参数。
k.记录各参数。
3.6通烟操作中的注意事项
3.6.1为了保证锅炉运行的安全，初次通烟调试试验可不关闭旁路挡板，只有在烟气系统的各项整定值和保护值调试完毕，且运行值班员对通烟操作比较熟练以后，根据调试的需要方可关闭旁路挡板。
3.6.2通烟调试过程中，应与主厂密切联系，得到主厂停止通烟命令时，应立即停止通烟操作，待系统稳定后方可继续进行。
3.6.3为了保证机组负荷稳定，锅炉负压正常波动，在通烟操作期间，建议锅炉切除燃烧自动，机组解除协调控制。
3.6.4通烟调试期间如果遇到事故，运行人员应按《运行规程》进行事故处理，果断操作，同时终止调试试验。处理事故时，首先应立即开启通烟炉的旁路挡板，保证锅炉烟气排放通道畅通。
3.7调试过程中的一般注意事项：
3.7.1参与调试的人员，必须熟悉和严格遵守，《电业安全工作规程》（热力和机械部分）和《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）的有关规定以及有关的现场安全措施。
3.7.2调试试验前，应制定相应的联系制度。规定送水、送电、送气等具体方法，制定送水、送电、送气联系通知单。
3.7.3送水、送电、送气联系通知单等，应由现场调试负责人签发。
3.7.4设备的启动、停止、切换等操作命令必须由现场调试负责人发出，其他任何人发出的命令无效。
3.7.5调试人员应与负责现场巡视的运行人员保持密切联系，遇?a href=http://www.jsfw8.com/jhfy/ target=_blank class=infotextkey>讲话踩榭觯诵腥嗽庇α⒓椿惚ǖ魇匀嗽保魇匀嗽钡玫交惚ê螅α⒓醋龀鲎既放卸希适敝罩沟魇怨ぷ鳌?/p>
3.7.6在调试过程中，参与调试的人员发现有危及人身和设备安全的危险时，可不经汇报调试负责人，立即停止设备运行。
3.7.7运行人员如果对调试负责人发出的命令有怀疑时，应向调试负责人询问清楚后方可执行。
4.安全注意事项
4.1启动操作过程应遵守各项安全规定，避免人身伤亡、设备损坏的事件发生。
4.2启动增压风机系统，应通知现场所有有关人员，并做好安全措施。
4.3在首次启动前，必须确保所有的防护罩安装正确。
4.4在进行维护工作前，必须切断电源，并依照所颁布的相关地方现场安全和工作许可规程及必须的安全规程确保所有的带电电路都正确断开。
4.5所有的维修工作都由有资格的人员执行。
4.6在设备的操作和维护方面，要保证所有的设备操作人员都经过良好培训。
4.7测量发出启动命令到完成启动所用的时间，确认计时器的设置正确。
4.8测量发出停止命令到完成停止所用的时间，确认计时器的设置正确。并测量到旋转完全停止所用的时间。
4.9确认机械试运结果中的数据不超过正常值范围。
4.10机械试运中如有异常声音，应加入润滑脂，但小心轴承的升温，不要一次加注在量的脂。（加脂时，每次不超过10g，并在加入后观察温度的变化。如果脂的注入量不足，则下次加注应在15分钟后。）
4.11发现异常后立即停止机械运转。
以下为机械运转停止的判断标准：
a.
但运行中温度的升高达到每30分钟1℃时。
b.
确认机械运转没有问题时。
c.
机械运转在原则上达到3小时。
如果认为有必要继续时，调试负责人可决定是否继续进行运转。
d.
当认为机械运转继续进行会损坏设备时，调试负责人做出停止运转的决定。
4.12遵守启动次数的限制。
4.13避免身体或工具接触旋转的部件。
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篇2：锅炉燃煤烟气脱硝处理初步设计方案
锅炉燃煤烟气脱硝处理初步设计方案 本文关键词：烟气，设计方案，锅炉，燃煤
锅炉燃煤烟气脱硝处理初步设计方案 本文简介：锅炉燃煤烟气脱硝处理初步设计方案目录1、项目概况42、脱硝工艺简述42.1脱硝工艺介绍42.2选择性催化还原法（SCR）技术介绍42.2.1SCR工作原理42.2.2SCR系统组成52.2.3SCR工艺流程52.3.4SCR反应过程62.3.5SCR技术特点62.4选择性非催化还原法（SNCR）技术
锅炉燃煤烟气脱硝处理初步设计方案 本文内容：
锅炉燃煤烟气脱硝处理初步设计
方案
目
录
1、项目概况4
2、脱硝工艺简述4
2.1
脱硝工艺介绍4
2.2
选择性催化还原法（SCR）技术介绍4
2.2.1
SCR工作原理4
2.2.2
SCR系统组成5
2.2.3
SCR工艺流程5
2.3.4
SCR反应过程6
2.3.5
SCR技术特点6
2.4
选择性非催化还原法（SNCR）技术介绍6
2.4.1
SNCR工作原理6
2.4.2
SNCR系统组成6
2.4.3
SNCR工艺流程6
2.4.4
SNCR反应过程7
2.4.5
SNCR技术特点8
2.5
SNCR+SCR联合工艺介绍8
2.5.1
SNCR+SCR联合工艺工作原理8
2.5.2
SNCR+SCR联合工艺的系统组成9
2.5.3
SNCR+SCR联合工艺流程9
2.5.4
SNCR+SCR联合工艺反应过程9
2.5.5
SNCR+SCR联合工艺特点9
3、本方案采用的SNCR系统12
3.1
系统组成12
3.2
系统简述13
3.2.1
尿素溶液输送系统13
3.2.2
喷射器布置13
3.2.3
炉前喷射设备14
3.3
其工艺流程简图如下：14
3.4
SNCR工艺的经济性分析15
4、后续的SCR工艺16
5、工艺计算16
5.1设计基础参数(单台)16
5.2物料衡计算17
5.2.1
影响脱硝率的因素17
5.2.2
设计参数取值17
5.2.3
计算过程17
6、SNCR－SCR联合工艺脱硝预期效果17
1、项目概况
有两台200t/h燃煤锅炉，已建成除尘脱硫装置，但随着国家对烟气排放标准要求的日益提高，锅炉的脱硝工作也被提到了议事日程，在这个背景下，受该公司委托，我公司特编报此脱硝初步方案，供业主参考。
2、脱硝工艺简述
2.1
脱硝工艺介绍
氮氧化物（NOx）是在燃烧工艺过程中由于氮的氧化而产生的气体，它不仅刺激人的呼吸系统，损害动植物，破坏臭氧层，而且也是引起温室效应、酸雨和光化学反应的主要物质之一
。世界各地对NOx的排放限制要求都趋于严格，而火电厂、垃圾焚烧厂和水泥厂等作为NOx气体排放的最主要来源，其减排更是受到格外的重视。
目前全世界降低电厂锅炉NOX排放行之有效的主要方法大致可分为以下四种：
（1）低氮燃烧技术，即在燃烧过程中控制氮氧化物的生成，主要适用于大型燃煤锅炉等；低NOX燃烧技术只能降低
NOX
排放值
的30～50%，要进一步降低NOX
的排放,必须采用烟气脱硝技术。
（2）选择性催化还原技术（Selective
Catalytic
Reduction
，SCR），主要用于大型燃煤锅炉，是目前我国烟气脱硝技术中应用最多的；
（3）选择性非催化还原技术（SNCR，Selective
Non-Catalytic
Reduction），主要用于垃圾焚烧厂等中、小型锅炉，技术成熟，但其效率低于SCR法；投资小，建设周期短。
（4）选择性催化还原技术（SCR）+选择性非催化还原技术（SNCR），主要用于大型燃煤锅炉低NOx排放和场地受限情况，也比较适合于旧锅炉改造项目。
2.2
选择性催化还原法（SCR）技术介绍
2.2.1
SCR工作原理
选择性催化剂还原法（Selective
Catalytic
Reduction）简称SCR，指在一定的温度和催化剂的作用下，以液氨或尿素作为还原剂，有选择性地与烟气中的氮氧化物反应并生成无毒无污染的氮气和水。该技术可使用液氨或尿素为脱硝还原剂。
SCR脱硝工艺采用催化剂使氮氧化物发生还原反应，反应温度较低（300～450℃）。其方法是，将还原剂喷入装有催化剂的反应器内，烟气通过催化剂与之产生化学反应进行脱硝。此工艺的脱硝效率可达90%以上，是国内外电厂应用最多，技术最成熟的一种烟气脱硝技术
2.2.2
SCR系统组成
SCR脱硝系统主要由烟气系统、脱硝反应器、还原剂制备系统、电气控制系统等几部分组成。
2.2.3
SCR工艺流程
1、燃煤锅炉烟气脱硝：锅炉—>省煤器—>脱硝反应器—>空预器—>除尘脱硫装置—>引风机—>烟囱
2、工业窑炉烟气脱硝：窑炉—>余热锅炉前段—>脱硝反应器—>余热锅炉后段—>除尘脱硫装置—>引风机—>烟囱
脱硝反应器通常设置在锅炉省煤器和空气预热器之间。脱硝反应器入口与锅炉省煤器出口通过烟道连接，出口与空气预热器通过烟道连接，烟气由上至下垂直通过脱硝反应器催化剂层。如下图所示：
2.3.4
SCR反应过程
1、主反应
NO+NO2+2NH3—>2N2+3H2O
4NO+4NH3+O2—>4N2+6H2O
2NO2+4NH3+O2—>3N2+6H2O
2、副反应
2SO2+O2—>2SO3
2.3.5
SCR技术特点
l
SCR的技术指标如下：
脱硝效率≥85%
氨逃逸率≤3ppm
SO2/SO3的转换率≤1%
l
SCR的技术特点：
SCR技术具有脱硝率高、氨逃逸低等显著特点，因此目前锅炉烟气脱硝措施中，由于SCR是最为成熟的商业性NOx控制处理技术，国内更多是采用SCR脱硝技术。但该技术也有着明显的缺点，就是投资巨大、运行费用高昂。此外，SCR技术需要的反应温度为300℃～450℃，在反应温度较高时，催化剂会产生烧结及（或）结晶现象；在反应温度较低时，催化剂的活性会因为硫酸铵在催化剂表面凝结堵塞催化剂的微孔而降低。
2.4
选择性非催化还原法（SNCR）技术介绍
2.4.1
SNCR工作原理
选择性非催化还原(SNCR)脱硝工艺是将含有
NHx
基的还原剂(如氨气、
氨水或者尿素等)喷入炉膛温度为900℃-1100℃的区域，还原剂通过安装在屏式过热器区域的喷枪喷入，该还原剂迅速热分解成
NH3和其它副产物，随后
NH3
与烟气中的
NOx
进行
SNCR
反应而生成
N2和H2O。
2.4.2
SNCR系统组成
SNCR脱硝系统主要由还原剂存储与制备、输送、计量分配、喷射系统和电气控制系统等几部分组成。
2.4.3
SNCR工艺流程
SNCR的典型工艺流程为：还原剂—>锅炉/窑炉（反应器）—>除尘脱硫装置—>引风机—>烟囱。还原剂一般以尿素为主，尿素被溶解制备成浓度为50%的尿素溶液，经输送泵送至计量分配模块，与稀释水模块送过来的水混合，尿素溶液被稀释至10%，通过计量分配装置精确分配到每个喷枪，然后经过喷枪喷入炉膛，实现脱硝反应。如下图所示：
2.4.4
SNCR反应过程
1、NH3
作为还原剂：
4NO+4NH3+O2—>4N2+6H2O
2NO+4NH3+2O2—>3N2+6H2O
6NO2+8NH3—>7N2+12H2O
2、尿素作为还原剂：
CO(NH2)2+
2NO→
2N2+CO2+2H2O
CO（NH2）2+
H2O—>2NH3+CO2
4NO+4NH3+O2—>4N2+6H2O
2NO+4NH3+2O2—>3N2+6H2O
6NO2+8NH3—>7N2+12H2O
2.4.5
SNCR技术特点
l
SNCR技术特点：
1、脱硝效率可达30~40%
2、氨逃逸较高8~12ppm
3、系统简单，投资省
4、无催化剂，运行费用省
5、占地面积小
l
SNCR技术投资成本低，建设周期短，脱硝效率中等，比较适用于缺少资金的发展中国家和适用于对现有中小型锅炉的改造。这种技术的不足之处就是
NOx的脱除效率不高，氨逃逸比较高。所以单独使用
SNCR技术受到了一些限制。但对于中小型机组或老机组改造，由于它在经济性能方面的优势，仍不失其吸引力。
l
SNCR法不使用催化剂，采用炉膛喷射脱硝，氨还原NO在900-1100℃这一狭窄温度范围内进行。喷入的氨与烟气良好混合是保证脱硝还原反应充分进行、使用最少量氨达到最好效果的重要条件。若喷入的氨未充分反应，则泄漏的氨会影响锅炉炉尾部受热面，不仅使烟气飞灰容易沉积在受热面，且烟气中氨遇到三氧化硫会生成硫酸氨，易堵塞空气预热器，并有腐蚀危险。
l
目前，国外对
SNCR的研究除了进一步提高其效率和安全性之外，另一个重点是对
SNCR和其它脱硝技术的联合应用的研究。
2.5
SNCR+SCR联合工艺介绍
2.5.1
SNCR+SCR联合工艺工作原理
联合SNCR
-
SCR烟气脱硝技术不是选择性催化还原法(以下简称SCR)工艺与选择性非催化还原法(以下简称SNCR)工艺的简单组合,它是结合了SCR技术高效、SNCR技术投资省的特点而发展起来的一种新型工艺。该工艺将SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术与SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应结合起来，进一步脱除NOx。混合脱硝工艺以尿素作为吸收剂，是炉内一种特殊的SNCR工艺与一种简洁的后端SCR脱硝反应器有效结合，充分发挥了SNCR工艺投资省、SCR工艺脱硝效率高的优势。
2.5.2
SNCR+SCR联合工艺的系统组成
脱硝系统主要由还原剂存储与制备、输送、计量分配、喷射系统、烟气系统、脱硝反应器、电气控制系统等几部分组成。
2.5.3
SNCR+SCR联合工艺流程
烟气
锅炉/窑炉
还原剂
SCR反应器
除尘脱硫塔
引风机
烟囱
排放
SNCR反应器
混合SNCR
-
SCR
工艺具有2
个反应区，还原剂一般以尿素为主，尿素被溶解制备成浓度为50%的尿素溶液，经输送泵送至计量分配模块，与稀释水模块送过来的水混合，尿素溶液被稀释至10%，通过计量分配装置精确分配到每个喷枪，然后经过喷枪喷入第1个反应区——炉膛，在高温下,还原剂与烟气中NOx
在没有催化参与的情况下发生还原反应,实现初步脱氮。过量逃逸的氨随烟气进入第2个反应区——炉后的脱硝反应器，在催化剂作用下，氨与氮氧化物发生化学反应，实现进一步的脱硝，同时也将氨逃逸率降到可接受的范围。混合SNCR
-
SCR工艺最主要的改进就是省去了SCR工艺设置在烟道里的复杂的氨喷射格栅(Ammonia
Injection
Grid,简称A
IG)系统,并大幅度减少了催化剂的用量。
2.5.4
SNCR+SCR联合工艺反应过程
CO(NH2)2+
2NO→
2N2+CO2+2H2O
CO（NH2）2+
H2O—>2NH3+CO2
NO+NO2+2NH3—>2N2+3H2O
4NO+4NH3+O2—>4N2+6H2O
2NO2+4NH3+O2—>3N2+6H2O
2.5.5
SNCR+SCR联合工艺特点
l
脱硝效率高
单一的SNCR工艺脱硝效率低(一般在40%以下),而混合SNCR
-
SCR工艺可获得与SCR工艺一样高的脱硝率(80%以上)
。
l
催化剂用量小
SCR工艺由于脱硝催化剂的使用,大大降低了反应温度并提高了脱硝效率,但是,由于催化剂非常昂贵,一般占整个SCR工艺总投资的1
/3左右,并且由于需要定期更换,运行费用也很高。混合法工艺由于首先采用了SNCR工艺初步脱硝,降低了对催化剂的依赖。与SCR
工艺相比,混合工艺的催化剂用量可以大大减少。混合脱硝工艺中,当SNCR阶段脱硝效率为55%,而要求总脱硝效率为75%时,混合法工艺与SCR工艺相比可节省50%的催化剂;当要求总脱硝效率为65%时,SCR阶段催化剂的用量可以节省70%。
l
SCR反应塔体积小,空间适应性强
由于混合法工艺催化剂用量少,通过对锅炉烟道、扩展烟道、省煤器或空气预热器等进行改造来布置SCR反应器,大大缩短了反应器上游烟道长度。它与单一的SCR工艺相比,不需复杂的钢结构,节省了投资且不受场地的限制。
l
脱硝系统阻力小
由于混合法工艺的催化剂用量少,SCR反应器体积小,其前部烟道较短,因此,与传统SCR工艺相比,系统压降将大大减小,减少了引风机改造的工作量,降低了运行费用。
l
减少SO2
向SO3
的转化,降低腐蚀危害
催化剂的使用虽然有助于提高脱硝效率,但也存在增强SO2
向SO3
转化的副作用,而烟气中SO3含量的增加,将生成更多的NH4HSO4。
NH4HSO4
的黏结性很强,在烟气温度较低时,会堵塞催化剂并对下游设备造成腐蚀。混合法由于减少了催化剂的用量,将使这一问题得到一定程度的遏制。
l
省去SCR旁路的建造
机组频繁启、停且长期低负荷运行或超负荷运行时,都可能由于排烟温度的不适宜而缩短催化剂的寿命。为此,SCR工艺一般需要设置旁路系统,以避免烟温过高或过低对催化剂造成的损害。而旁路的设置又增加了初期投资,并对系统控制和场地面积等也提出了更高的要求。混合SNCR
-
SCR工艺由于催化剂用量大大减少,因此,可以不再设置旁路系统,从而降低了控制系统的复杂程度和对场地的要求,减少了初期投资,简化了控制。
l
催化剂的回收处理量减少
脱硝系统目前所用催化剂寿命一般为2～3年。催化剂所用材料中的V2O5
有剧毒,大量废弃的催化剂会造成二次污染,必须进行无害化处理。混合法工艺催化剂用量小,可大大减少废弃催化剂的处理量。
l
简化还原剂喷射系统
为了获得高效脱硝反应,要求喷入的氨与烟气中的NOx有良好的接触并要求在催化反应器前形成分布均匀的流场、浓度场和温度场,为此,单一的SCR工艺除必须设置复杂的氨喷射格栅(A
IG)及其控制系统外,还往往需要在多处安放掺混设施、加长烟道以保证A
IG与催化剂之间有足够远的距离等措施,以达到上述要求。而混合工艺的还原剂喷射系统布置在锅炉炉墙上,与下游的SCR反应器距离很远,因此,无需再加装混合设施,也无需加长烟道,就可以在催化剂反应器入口获得良好还原剂与NOX的混合及分布。
l
加大了炉膛内还原剂的喷入区间,提高了SNCR阶段的脱硝效率
单纯的SNCR
工艺为了满足对氨逃逸量的限制,要求该工艺还原剂的喷入点必须严格选择在适宜反应的温度区域内。而在混合SNCR
-
SCR技术中,SNCR过程中形成的氨泄漏是作为SCR反应的还原剂来设计的,因此,对SNCR阶段氨逃逸的问题的考虑可以大大放宽。相对于独立的SNCR工艺,混合工艺氨喷射系统可布置在适宜的反应温度区域稍前的位置,从而延长还原剂的停留时间。在SNCR过程中未完全反应的氨将在位于下游的SCR反应器被进一步利用。混合工艺的这种安排,有助于提高SNCR阶段的脱硝效率。目前,混合工艺的SNCR阶段的脱硝效率已经可以达到55%以上。
l
可以方便地使用尿素作为脱硝还原剂
由于液氨在运输和使用过程中存在诸多不安全因素,更多的SCR
开始寻求其他安全的替代还原剂。尿素制氨系统成为SCR工艺一个主要的发展方向,如北京高碑店电厂以及石景山电厂都采用尿素热解制氨系统,然而由于该系统需要复杂和庞大的尿素热解装置,投资费用大。而混合法工艺通过直接将尿素溶液喷入炉膛,直接利用锅炉的高温,将尿素溶液分解为氨,从而省去了热解装置,既方便又安全。SCR催化剂吹灰需布置多层吹灰器，占地面积较大。SNCR－SCR吹灰器最多布置一层占地面积较小。
2.6
本方案选择的脱硝工艺***公司2×200t/h锅炉系统设计中没有考虑脱硝，造成场地受限，如果完全采用SCR法，由于前期没有考虑脱硝措施，锅炉省煤器和空预器之间不可能有足够的空间安装催化剂，一旦催化剂的安装空间受到场地条件的限制，则实施的难度将非常大，并且改造锅炉风烟系统的工程量会非常大，同时也会造成整个系统的阻力等问题，有可能造成引风机压头不够等情况。
为此，本方案考虑采用实施比较简单可行SNCR法，先进行炉内脱硝处理。再考虑在锅炉风烟系统空间允许的条件下，在省煤器和空预器之间增加SCR脱硝部分（或在空预器后利用低温催化剂增加SCR脱硝部分，低温催化剂为贵金属催化剂价格高），形成SNCR+SCR的混合型烟气脱硝技术，即利用原有炉内
SNCR
系统的还原剂制备、稀释、喷射、控制系统的基础上，加装烟气尾部脱硝装置（SCR），组成
SNCR/SCR
联合脱硝工艺。
3、本方案采用的SNCR系统
3.1
系统组成
本方案采用典型的SNCR脱硝工艺，其系统主要由尿素仓储系统、尿素溶液制备与储存系统、尿素溶液计量分配及喷射系统和电气控制系统等几部分组成。具体分为以下几个单元：
1）还原剂和软化水储存及配送单元
l
还原剂储罐
l
还原剂泵送单元
l
稀释水泵送单元
2）还原剂和软化水混合及配送单元
l
包括混合模块和喷射模块的工艺单元盘柜
3）喷射系统
l
喷射器
4）工艺控制和调整单元
l
控制和调整单元
如下图所示：
3.2
系统简述
SNCR
脱硝技术是一种较为成熟的商业性
NOx控制处理技术。SNCR
脱硝方法主要是将含氮的药剂在870～1200
℃
温度区域喷入含
NOx
的燃烧产物中,发生还原反应,脱除
NO,生成氮气和水。SNCR
脱硝在实验室试验中可达到
90%以上的
NOx脱除率。在大型锅炉应用上,短期示范期间能达到75%的脱硝效率,典型的长期现场应用能达到30%～50%的
NOx
脱除率。SNCR
脱硝技术是
20世纪
70
年代中期在日本的一些燃油、燃气电厂开始应用的,80
年代末欧盟国家一些燃煤电厂也开始了SNCR
脱硝技术的工业应用,美国
90
年代初开始应用
SNCR
脱硝技术,目前世界上燃煤电厂SNCR
脱硝工艺的总装机容量在
2
GW
以上。
本工程SNCR
脱硝系统选用的脱硝剂是尿素。固体尿素经加水溶解为尿素溶液,再用输送泵送至炉前喷枪。
3.2.1
尿素溶液输送系统
尿素溶液储罐里的尿素溶液由供液泵输送,供液泵出口处设有稀释水路,根据运行要求将尿素溶液稀释,稀释后的尿素溶液再经不锈钢伴热管送至炉前喷射器(以下简称喷枪),通过不锈钢软管与喷枪连接。
3.2.2
喷射器布置
锅炉共布置
42
只喷枪,分
3
层布置在炉膛燃烧区域上部和炉膛出口处。前墙和侧墙喷枪分别布置在
28.5m、26
m、23.5
m
标高处,后墙喷枪布置在
27.3
m、25.4
m
和
23.5
m
标高处。锅炉高负荷运行时,投运上两层喷枪,低负荷运行时,投运下两层喷枪。在
SNCR
脱硝系统投运时,一般投运一层或两层喷枪即可,其余停运喷枪由控制系统控制退出炉膛,以避免喷枪受热损坏。
3.2.3
炉前喷射设备
喷枪(含喷嘴)
采用不锈钢制造,包括喷枪本体、喷嘴座、雾化头、喷嘴罩等四部分。喷枪本体上的尿素溶液进口和雾化蒸汽进口为螺纹连接,通过两根金属软管分别与尿素溶液管路、蒸汽管路连接。软管后面的尿素溶液管路、蒸汽管路上就近各布置一个球阀。每只喷枪都配有电动推进器,实现自动推进和推出喷枪的动作。推进器的位置信号接到
SNCR脱硝控制系统上,与开(停)雾化蒸汽和开(停)尿素溶液的阀门动作联动,实现整个
SNCR
脱硝系统喷枪自动运行。
3.3
其工艺流程简图如下：
3.4
SNCR工艺的经济性分析
SNCR工艺以锅炉炉膛为反应器，可通过对锅炉外围的改造来实现对烟气的脱硝，工程建设周期短，其投资成本和运行成本与其它脱硝技术相比都是比较低的，因此非常适合对现有锅炉进行改造，特别适合于中小型锅炉的脱硝改造。如果再辅以炉后尾部烟气SCR脱硝技术联合使用，将是非常好的选择。一方面在较低投资条件下有效提高了脱硝的效率，另一方面，也很好的控制了氨逃逸。
国外SNCR脱硝系统的运行情况如下表所示：
国外电厂已经行的SNCR脱硝技术经济指标
锅炉功率
/MW
未脱硝前NOx含量/(×10-6)
NOx脱除率/(%)
单位投资/(美元/kw)
均化成本/(mills/(kwh))
成本/(美元/吨NOx脱除)
氨逃逸量/(×10-6)
100
660
50
18
2.03
1140
300
660
50
10
1.65
928
500
660
50
8
1.57
881
200
300
30
22
1806
<5
200
300
50
22
1648
<20
140
780
31
15
1033
<10
320
960
37
10.6
773
<5
110
370
47
15~16
1.1~1.3
770~979
<10
4、后续的SCR工艺
SNCR－SCR联合脱硝工艺的核心为SNCR部分，SCR脱硝反应器只是辅助设备。在SNCR反应器内NOx已经被脱除了40%左右，并且由于较高的氨逃逸，到达SCR反应器的还剂还有相当的含量，因此在SCR反应器内不再喷射还原剂，因而不用再安装复杂的氨喷射格栅，而是在催化剂的作用利用残余的还原剂脱除烟气中的NOx。这样一来可以将烟气中最终氨逃逸控制在很小的范围内。
另外，复合工艺中SCR反应器所需催化剂的数量也比常规SCR反应器大为减少，只需后者的一半至三分之一左右即可满足工艺要求，一般催化剂层只需布置一层即可。并且蒸汽吹灰系统也被简化为一层。
在保证将NOx的脱除率提高到80%左右的前提下，还降低了运行费用和工程投资。
自SCR反应器出来的烟气再进入后续的除尘、脱硫系统继续处理，最后由引风机排入烟囱。
SNCR－SCR联合脱硝工艺流程图如下：
5、工艺计算
5.1设计基础参数(单台)
烟气量：24.0万m3/h（折算为标况为15.0万Nm3/h）
NOX含量：小于550mg/Nm3
5.2物料衡计算
5.2.1
影响脱硝率的因素
影响脱硝效率的主要因素有：温度、摩尔比、反应时间，如果控制好脱硝剂的喷入位置，即可控制好反应温度和反应时间。
NH3/
NOx摩尔比对
NOx还原率的影响很大，尽管从化学反应式来看，反应摩尔比为1，但是实际上都要比
1大才能达到较理想的
NOx还原率，NOx摩尔比过大虽然有利于
NOx还原率增大，但是氨的逃逸加大又会造成新的问题，同时还增加了运行费用。
5.2.2
设计参数取值
已有的运行经验显示，NH3/
NOx摩尔比一般1.1～2，超过2以后增加氨的喷入量对脱硝的效率影响已经很小。为此，本设计取NH3/
NOx摩尔比为1.5进行设计计算。固体尿素纯度按80%计。最佳温度区间为900~1150℃，在此区间内的停留时间设计为0.5s以上。计算按全部生成NO计。
5.2.3
计算过程
l
设计燃烧产生NOx值为550mg/Nm3，设计排放值按200mg/Nm3计，锅炉炉出口最大烟气排放量为150000Nm3/h。
l
生成NO量：
150000Nm3/h×350
mg/Nm3=52500000
mg/h=52.5kg/h
化学反应式：
2NO+CO(NH2)2+1/2O2
2N2+CO2+2H2O
l
每小时消耗80%纯度固体尿素的量为：
52.5×68÷60×1.5÷80%=111.56kg
l
每小时消耗水量为：
111.56÷10%-111.56=1004.04kg
6、SNCR－SCR联合工艺脱硝预期效果
本系统采用炉内脱硝SNCR和烟气尾部脱硝SCR工艺混合型技术，将体现以下优点：
1、远远小于传统SCR系统成本即可达到85%的脱硝效率；
2、改造工期短、改造工程量小；
3、对锅炉系统影响小，不需对锅炉、烟风道、引风机等进行改造；
4、减少SCR催化剂的使用量从而减少SO2到SO3的转换；
5、SO2/SO3转化所引起的腐蚀和空预器阻塞问题小；
6、较SCR反应器小，具有更好的空间适用性
；
7、脱硝系统阻力低，催化剂用量少，运行费用低；
8、无需尿素热解系统，简化了工艺，节省了投资；
9、安装灵活，可先安装SNCR，满足现行的脱硝要求，SCR部分可留待以后环保要求提高时再安装，脱硝工程分步实施，降低初始投资。
篇3：丹东金山热电厂（2300MW）新建工程烟气脱硝工程SCR脱硝系统氨区调试报告
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程烟气脱硝工程SCR脱硝系统氨区调试报告 本文关键词：丹东，工程，金山，热电厂，烟气
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程烟气脱硝工程SCR脱硝系统氨区调试报告 本文简介：丹东金山热电厂（丹东金山热电厂（2×300MW2×300MW）新建工程烟气脱硝工程）新建工程烟气脱硝工程SCRSCR脱硝系统氨区调试报告脱硝系统氨区调试报告编制：*年*月*日审核：*年*月*日批准：*年*月*日目目录录1前言.12系统说明及设备的主要技术规范.22.1系统说明22.2主要设备规范和技
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程烟气脱硝工程SCR脱硝系统氨区调试报告 本文内容：
丹东金山热电厂（丹东金山热电厂（2×300MW2×300MW）新建工程烟气脱硝工程）新建工程烟气脱硝工程
SCRSCR脱硝系统氨区调试报告脱硝系统氨区调试报告
编制：*年*月*日
审核：*年*月*日
批准：*年*月*日
目目
录录
1
前言.1
2
系统说明及设备的主要技术规范.2
2.1
系统说明
2
2.2
主要设备规范和技术参数
3
3
调试程序与内容.3
3.1
调试程序图.3
3.2
设备单体调试试运.4
3.3
氨储存与制备系统联锁保护及报警试验：.4
3.4
箱罐、管路冲洗和吹扫：.5
3.5
氮气吹扫与置换试验：.5
3.6
严密性试验：.5
3.7
氨气紧急释放吸收试验：.6
4
调试所用仪器和仪表.6
5
调试过程中遇到的问题及建议.6
1
1
1
前言前言
丹东金山热电厂
2x300MW
新建工程
SCR
法烟气脱硝工程是由中国华电工程公司公司成套
提供。该系统采用选择性催化还原法（SCR）脱硝方案，系统布置于省煤器之后，空预器之
前，属于高尘布置方式。还原剂为液氨经过热水加热蒸发而成的氨气。液氨卸载和存储系统
主要作用是把液氨从槽车上卸载下来，然后输送进液氨存储罐进行存储。系统主要的设备包
括两个液氨存储罐、两台卸料压缩机、一个废氨稀释槽及一些安全辅助设施。
烟气脱硝工程整套氨区调试是检验氨区主要及其配套的附属设备制造、设计、施工、调
试、生产准备情况质量的重要环节，是保证氨区设备能安全、可靠、经济、文明地投入生产、
发挥投资效益的关键性程序，是一项复杂而细致的系统工程。氨区设备的调试是整个脱硝工
程调试的一个重要阶段，为了优质高效、有条不紊地做好氨区设备调试的各项工作，特编制
本措施。
氨储存与制备系统调试从单体调试等项目交接验收完成后开始，分无氨调试和有氨调试
两步进行。待氨系统主要设备和管路安装结束后，首先进行对氨系统的箱罐和管路冲洗和吹
扫，之后进行卸料压缩机、氨蒸发器、废水泵等设备的单体试转，确保这些设备能够满足运
行要求，然后完成相关联锁保护试验。由于氨气是易燃有毒气体，在氨系统加氨之前，需要
对氨系统进行严密性试验和氮气置换。在喷淋系统和氮气吹扫系统等安保系统调试结束后，
就可以开始向液氨储罐内加氨。为了确保在紧急情况下，能够把氨气安全地释放到氨稀释槽，
在开始氨气制备和供应之前，需要进行一个低负荷的氨气释放试验。之后就可以开始制备氨
气待用，确保能向
SCR
脱硝系统提拱源源不断的合格氨气。
1.1
调试依据及标准
1.1.1
调试依据
氨储存与制备系统调试应严格遵循以下有关规程：
氨储存与制备系统调试应严格遵循以下有关规程：
《火力发电建设工程启动试运及验收规程》
（DL/T
5437-2009）
；
《火电工程启动调试工作规定》
；
《火电工程调整试运质量检验及评定标准》
（1996
年版）
；
《火电施工质量检验及评定标准锅炉篇》
（1996
年版）
；
GB50235-97《工业金属管道施工及验收规范》
；
2
GB50235-97《工业金属管道施工及验收规范》
；
SH3501-2002《石油化工剧毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》
；
技术供应商《调试大纲》
、
《运行维护手册》
、
《培训手册》
；
液氨储存与制备系统
P&ID
图纸；
烟气脱硝系统其它制造商有关系统及设备资料。
1.1.2
SCR
法烟气脱硝工程调试质量标准
参考原部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准》
（1996
年版）中相关的质量标准
要求，全部检验项目合格率
100%，优良率
90%以上。
2
2
系统说明及设备的主要技术规范系统说明及设备的主要技术规范
2.1
系统说明
丹东金山热电厂新建工程烟气脱硝工程采用选择性催化还原法（SCR）工艺，采用液态
纯氨作为脱硝还原剂。脱硝用液氨的卸料和储存以及氨气的制备和供应通过一个独立的氨储
存与制备系统来实现。氨系统包括卸氨机、储氨箱、氨蒸发器、氨气缓冲箱、氨气吸收箱、
废水泵、污水池等。液氨的供应由液氨槽车运送，利用卸氨机将液氨由槽车输入储氨箱内。
储氨箱中的液氨流至液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲箱来控制一定的压力及其流量，
然后与稀释空气在氨气/空气混合器中混合均匀后，经氨气喷射格栅（AIG）喷入烟道。
其工艺流程如下图所示：
液
氨
罐
车
稀释风机
稀释空气
卸
氨
机
储
氨
箱
氨蒸发器
氨气缓冲箱
氨气/空气混合器
氨气吸收箱
污水池
化学污水处理系统
AIG
由于氨是一种可燃性气体，与空气混合时易发生爆炸，其与空气混合的爆炸下限为
15.7%，
爆炸上限为
27.4%，同时氨气是恶臭毒性气体。为了防止因氨气泄漏危害作业人员的健康，
氨储存和制备系统还设计了氮气吹扫系统和水喷淋系统。吹扫置换氮气能够把储罐和管道中
的残余氨气吹入氨气吸收箱中，并用水喷淋吸收。来自卸氨机、储氨箱、氨气缓冲箱及相应
连接液氨、氨气管道中的超压紧急排放氨气经管道收集后，集中送至氨气吸收箱用水吸收稀
释。在氨气吸收箱中吸收了氨气的污水被疏放至污水池，然后通过废水泵输送至化学污水处
3
理系统进行处理。
2.2
主要设备规范和技术参数
序号设备名称设备规格单位数量生产厂家
1
储氨罐
容积：28m3
设计压力：2.32MPa
外形尺寸：
ID2500×H5000
只
2
常州德尔松压力容
器有限公司
2
卸氨机
流量：1m3/min
吸气压力：1.6
MPa
排气压力：2.4
MPa
电机功率：18.5KW
台
2
蚌埠市联合压缩机
制造有限公司
3
液氨蒸发器
蒸发能力：250kg/h
设计压力：2.5MPa
个
2
天津市奥利达设备
工程技术有限公司
5
氨气吸收罐
容积：4.0m3
设计温度：50℃
工作压力：常压
个
1
常州德尔松压力容
器有限公司
10
催化剂
平板式、氧化钒/氧化钛
催化剂
套
2
成都东方凯特瑞环
保催化剂有限公司
13
氨气/空气
混合器
混合单元型式：文丘里式
DN300，L=1600mm
只
2
天津市奥利达设备
工程技术有限公司
14
CEMS
分析
仪
套
4
北京中电兴业技术
开发有限公司
3
3
调试程序与内容调试程序与内容
3.1
调试程序图
主设备安装结束
调试技术方案交底仪控设备安装结束
电气设备安装结束
调试须满足的条件确认安全条件满足
附属设施安装结束
设备单体调试卸料压缩机试转
氨蒸发器无氨试运行
联锁保护及报警试验废水泵试转
氨泄漏检测仪调试
4
箱罐、管路冲洗和吹扫
氮气吹扫与置换试验
氨气紧急排放吸收试验
3.2
设备单体调试试运
氨系统中需首先进行单体试转的设备主要有卸氨机、氨蒸发器、废水泵和氨泄漏检测
仪。
3.2.1
卸氨机调试。9
月
9
日上午，两台卸氨机进行空气单机试运.。两台卸氨机开机运行了
30
分钟，进出口压差调整到
0.6Mpa，出口气温上升到
26℃时停止，在试运期间，卸氨泵的
振动、声音、出口压力、电机温度都比较正常，单机试运合格。由于卸氨泵是根据氨气介质
设计的，所以在单机试运时没有连续运行
8
小时。
3.2.2
氨蒸发器调试：9
月
7
日，用蒸汽加热
2
台蒸发器试验正常，只对蒸发器
A/B2
台蒸发
器的电器系统和温控系统进行了调试试验正常。具备投运条件，都能根据设计值，温度到
90℃自动停止加热，利用加水将温度降至
75℃蒸发器自动开始加热。通过
3
次模拟试验，
加热器动作正常，试验合格。
3.2.3
废水泵调试：9
月
23
日上午开始对辅机进行了试运调试工作，废水泵
A、B
试运时从
启动到建立稳定的水压，时间为
10
秒钟左右，水泵的振动，电流，声音，温度，出口水压
均一切正常达到设计，调试和运行要求，压力是
0.25Mpa
左右。
3.2.4
氨泄漏检测仪调试：9
月
4
日使用配制的氨水对氨泄漏检测仪进行校验，当浓度达到
25ppm
以上时都能发出报警信号达到良好的实验效果，DCS
显示正常，消防喷淋联动正常。
测点位置
显示数据
（ppm）
报警值（ppm）备注
蒸发器区域
50.425
压缩机区域
50.525
液氨储罐
A
50.425
液氨储罐
B
50.625
5
液氨储罐区域
50.425
槽车区域
50.525
3.3
氨储存与制备系统联锁保护及报警试验：
根据系统安全运行要求，9
月
20
日开始对氨区、SCR
区的气动和气动阀门进行对点，对
联锁保护和报警进行了试验，详见附录联锁保护清单，先采用就地模拟，然后对设备进行实
际动作试验。
3.4
箱罐、管路冲洗和吹扫：
为了确保氨系统的清洁和氨气的品质，避免
AIG
喷嘴堵塞，8
月
6
日水压试验完成后，
要求安装公司用仪用压缩空气对氨系统中的箱罐和管路进行冲洗和吹扫，把残余在系统中的
水、焊渣、灰尘等杂物颗粒物彻底清除干净（冲扫四次）
。
3.5
氮气吹扫与置换试验：
由于氨气与空气混合时易发生爆炸，其与空气混合的爆炸下限为
15.7%，爆炸上限为
27.4%。为了规避爆炸危险及现场安全出现异常，在工作前我们提前制定了事故应急预案，
做好了反事故演练和要求各工作人员必须按章操作，严格执行安全规程，做到调试工作中万
无一失，安全工作人人有责，并要求安全专工时刻坚守在工作现场，使大家从思想上始终倡
导警钟长鸣的原则。
在向液氨罐中加注液氨之前，需用氮气把氨系统箱罐和管路中的空气置换出来。9
月
4
日-9
月
28
日氨区系统进行了氮气置换，置换流程是氮气从气氨、液氨管路分别充入两台
储氨箱、开启储氨箱上各出口氨阀、经过蒸发器到缓冲箱，从底部排放阀进行分别调节排放。
在置换期间氨区系统中各个大小排放阀均逐个开启排放，包括各设备上液位计，水位计，底
部排放阀、卸氨机疏水阀，各旁路阀门及各路管道上排放阀门。具体操作是先进行气密试验，
然后将设备内气体放掉同时进行含氧量测试，测试结果
7.5%不符合卸氨要求（含氧量小于
2%）
根据测试的结果要求施工单位
9
月
22
日下午开始进行氮气置换，用氮
70
瓶，先用
24
瓶氮
气进行无压吹扫，氨箱底部排氨取样测定，含氧量在
7.5%，关闭氨箱底部排放，开启缓冲
箱底部排放，18：00
停止置换；9
月
24
日上午继续开始氮置换，用氮
70
瓶，测缓冲箱含氧
量
7%,下午
1：30
来氮气
30
瓶，开始置换发现
B
罐下部气相管出口连接法兰处有小量漏气，
经及时加固螺丝，并用洗衣粉水泡测试正常无泄漏。9
月
26
日上午
8：30
测定含氧
5.5、5.4、5.6、5.2、5.2%共用氮气
170
瓶，10：00
测定含氧量
4.1、4.1、4.2、4.2、4.0、4.0%共用氮气
70
瓶，下午
2：00
测定含氧
2.9、2.9、2.7、2.7、2.6%共用氮气
240
瓶，压力在
0.07MPa，查漏发现储氨箱
A
液位计
B
6
上部放空阀及
B
液入口调节阀门杆盘根有漏气现象，及时调整后加固螺丝并实验正常无泄漏，
氨气缓冲箱排放有漏气现象，关严后不漏。9
月
27
日上午
8：30
测定含氧量
1.6%,，压力
0.12MPa，置换合格。共用氮气
240
瓶。
3.6
严密性试验：
由于氨气是一种恶臭有毒气体，为了避免氨气从氨系统中的法兰等连接处泄漏出来，
危害工作人员的身体健康，在加注液氨之前，需进行严密性试验。9
月
28
日氨区系统内用
氮气充压到
1.2MPa，保持到
10
月
2
日，氨区氨气缓冲箱压力
1.2MP，没有发现泄漏现象，
各项指标均在测试正常范围内。
3.7
氨气紧急释放吸收试验：
为了确保在紧急情况下，储存在氨气缓冲箱等设置中的氨气能够安全地释放到氨稀释槽
中，在大量制备氨气之前，需要进行一个低负荷的氨气紧急排放试验。10
月
5
日上午检查
氨区设备，将储氨箱
A
处于进氨状态，9：00
开始卸氨操作，开启补水阀对氨气吸收罐进行
补水，10：00
开启储氨箱
A
放氨阀进行了紧急放氨吸收试验，排放氨量约
50
公斤左右，排
放过程中未发现排放吸收系统有漏氨现象，储氨箱
A
压力从
0.35
MPa
下降到
0.2
MPa。
4
4
调试所用仪器和仪表调试所用仪器和仪表
调试中所使用的仪器包括测振仪、转速测量仪表以及测温仪等。具体如下：
序
号仪
器
名
称型
号精
度厂
家数量
1
红外线测温仪
1
2
袖珍型测振仪
1
3O2分析仪1
4
氨气测量仪
1
5
5
调试过程中遇到的问题及建议调试过程中遇到的问题及建议
5.1
卸氨机裸露布置，在运行期间本体和出氨管道温度在
100℃左右，很容易对人体造成烫
伤的危险，在调试期间，加强了对参与调试人员的培训教育和管理，没有发生烫伤事故，但
是隐患还是存在的，建议对卸氨机加装防护罩，对出口管道进行保温隔热已消除安全隐患。
5.2
蒸发器为水浴加热，蒸汽使用主厂辅汽联箱来汽，加热蒸汽压力大于
0.6MPa。试运过程
中发现，由于蒸汽量较小，水浴温度偏低，采取打开调节阀的旁路阀，能够保证水浴温度到
设计温度范围。建议将蒸汽管道加粗，以保证蒸汽供应正常。
5.3
消防喷淋手动试验喷水情况正常，氨气报警装置也动作正常，自动联锁试验时发现，消
防主系统程控还没有完成，氨站发出的报警信号必须通过消防主控系统才能控制氨区的消防
7
喷淋。当主控系统存在缺陷时，无法根据现场漏氨情况及时的喷淋吸收氨气，在进氨后的调
试期间，安排了人员
24
小时值班，应付在紧急情况下可以人工启动消防喷淋。由于氨站是
一个有毒，易燃、易爆储存站，是消防重点地域，建议单独从氨站
DCS
输出继电器发出一路
信号，同时给消防主机和消防就地控制柜，直接启动氨区消防喷淋系统，确保在发生异常情
况下，消防系统能及时启动。