火电厂脱硝系统供氨阀门自动控制的调试及问题研究
火电厂SCR法脱硝及控制系统
火电厂SCR法脱硝及控制系统 摘要：随着人类对环境问题的重视，以及国家对火电厂脱硫技术的推广、脱硝技术的试点运行、对未来CO2的减排控制技术的研究等，人们对大气环境污染的治理也不断加强。本文以我省首批脱硝试点电厂—乌沙山电厂＃4炉脱硝系统为例，对脱硝技术及SCR法脱硝的控制系统进行阐述。 0引言 我国是以煤炭为主要能源的发展中国家，每年直接用于燃烧的煤炭达12亿吨以上，煤炭燃烧后排放出大量的污染物，如SO2、SO3(通称SOX，硫化物)；NO、NO2(通称NOX，氮氧化物)；CO2；粉尘等。大量的污染物已在局部地区造成了酸雨等现象，严重危害着生态环境，在国际上也造成很大影响。而目前在我国的电力电源结构中，燃煤发电仍占电力总量的75%以上，因此火电厂已经成为我国主要的大气污染源之一。 NOX(氮氧化物)对大气环境的污染除了与其他化合物一起造成酸雨，对土壤和水生态系统带来不可逆的后果外，还由于它们参与光化学烟雾的生成而受到人们的重视。日本、欧洲等发达国家早在八十年代已开始在火电厂应用脱硝控制技术，并在某些核心技术的研究取得了垄断地位。而我国近几年也开始加大对烟气脱硝控制技术的研究及应用，如2006年年底前我省投运的宁海国华电厂＃4机组、大唐乌沙山电厂＃4机组，成为首批采用烟气脱硝技术的600MW机组。 1 SCR法脱硝原理 火电厂的脱硝控制技术方式一般有燃烧控制脱硝和烟气脱硝等。烟气脱硝技术按其作用原理不同，可分为吸收、吸附和催化还原等三类。
吸收法：向烟道内直接喷入吸收剂(如水、碱溶液、稀硝酸等)，吸收烟气中的NOx物，由于NOx物难溶于水和碱液，因此常采用氧化、还原或配合吸收的办法以提高NOx物的净化效率。 吸附法：用浸渍了碳酸钠等吸附剂的圆球等作为触媒，用来吸附去除烟气中的NOx物，虽然净化效率高，但吸附容量小，吸附剂用量大。 催化还原法：利用催化剂或高温等条件来提高、加速烟气中NOx物与还原剂的还原反应，还原成无污染的氮气和水，从而达到净化NOx物。其中催化还原法由于脱硝效率高、投资运行成本相对较低，因此催化还原法目前占主流地位。 催化还原法又根据是否采用催化剂分为选择性催化还原法(简称SCR)和选择性非催化 还原法(简称SNCR)： SCR还原法的原理，是还原剂(NH3、尿素)在催化剂作用下，选择性的与烟气中的NOX 物进行还原反应，生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，故称为“选择性”，其主要方程式为： 4NH3 + 4NO + O2＝4N2 + 6H2O 4NH3 + 2NO2 + O2＝3N2 + 6H2O SNCR还原法与SCR还原法不同处，是不采用催化剂的情况下，用还原剂(NH3、尿素)直接与烟气中的NOx物在高温下进行还原反应。其特点是：不使用催化剂；脱硝还原反应所需的温度高，以还原剂为氨为例，反应温度窗为870~1100℃；投资省、可以直接使用尿素；脱硝效率低(30~50%)、运行的可靠性和稳定性不好。
脱硝系统运行喷氨量优化调整
脱硝系统运行喷氨量优化调整 摘要：本文介绍了上安电厂脱硝系统流程及运行调整情况，针对运行中出现的 问题进行总结，并根据经验提出了优化调整方式策略，对电厂运行具有借鉴意义。 关键词：脱硝；节能；优化调整 0 引言 为了响应国家环保政策要求，上安电厂#1—#6机组相继利用检修机会进行了 脱硝系统改造。上安电厂SCR 脱硝工艺采用选择性催化还原方法，即在装有催化 剂的反应器里，烟气与喷入的氨在催化剂的作用下发生还原反应，生成无害的氮 气(N2)和水蒸汽(H2O)，实现脱除氮氧化合物的目的。 1 系统简介 1.1 系统流程 上安电厂锅炉烟气脱硝技改工程 SCR 脱硝装置，由东方锅炉股份有限公司承接。本工程 SCR 脱硝装置采用选择性催化还原烟气脱硝技术（简称 SCR）。本工 程采用液氨来制备脱硝还原剂，氨站系统含液氨储存、制备、供应系统包括液氨 卸料压缩机、储氨罐、液氨蒸发器、液氨泵、氨气缓冲器、氨气稀释槽、废水泵、废水池等。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入 储氨罐内，储氨罐内的液氨由液氨泵输送到液氨蒸发器内蒸发为氨气，经氨气缓 冲器来控制一定的压力及其流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送达 脱硝反应器。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废 水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。 图 1 上安电厂脱硝系统画面 1.2 运行中存在问题 系统投运后，由于环保要求的标准越加严格，加之氨逃逸率高、自动调节品 质差、运行经验欠缺等诸多原因，导致系统氨耗率偏高，造成脱硝喷氨量增加， 且逃逸的部分氨气与烟气中的硫化物反应生成硫酸氢氨，极易造成空预器的堵塞，增加了风机耗电率，给设备的安全运行带了来很大隐患。 为了解决上述问题，对脱硝喷氨量进行优化控制，在保证烟囱入口NOX排放 浓度均小时不超标的前提下，加强运行调整，通过进行喷氨调平优化试验、制定 相应奖惩措施、与检修配合进行控制逻辑优化等相关工作，实现单位发电量下氨 耗率下降的目标，降低脱硝运行成本，提高运行经济性的同时，减缓空预器的堵 塞速率。 1. 3 解决方案 配合检修人员进行相应的NOX消耗量试验；保证NOX相关数据真实可靠； 通过检修人员配合进行相关试验及逻辑上的优化，进行脱硝喷氨调门控制优化， 加强机组运行调整，减少NOX产生量；制定相应奖惩机制，激励运行人员积极调整；完全可以在NOX排放值与氨气消耗量上找到一个合理的平衡点，使氨气消耗量降低，从而解决相关一系列上述问题。 2 技术实施方案 2.1制定脱硝系统运行优化竞赛细则，对单机组氨耗率控制指标排名前三的机组予以奖励，以此激发机组人员运行调整的积极性。 2.2对NOX排放指标的控制标准作出明确规定：根据环保要求#1、2、3、4 机组烟囱入口NOX控制目标值在25～35mg/Nm3之间，#5、6机组烟囱入口NOX
025锅炉脱硝喷氨系统阀门名称及KKS编码对照表(最新整理)
锅炉脱硝喷氨系统阀门与KKS对照表 KKS名称KKS名称KKS名称 HSG10AN00131稀释风机HSK21AA001氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门1HSK11AA001氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门1 HSG10BN00232稀释风机HSK21AA002氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门2HSK11AA002氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门2 32稀释风机出口电动门HSK21AA003氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门3HSK11AA003氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门3 32稀释风机出口电动门HSK21AA004氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门4HSK11AA004氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门4 HSG10AM001氨\空气混合器A HSK21AA005氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门5HSK11AA005氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门5 HSG20AM002氨\空气混合器B HSK21AA006氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门6HSK11AA006氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门6空气至氨\空气混合器A入口门HSK21AA007氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门7HSK11AA007氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门7 空气至氨\空气混合器B入口门HSK21AA008氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门8HSK11AA008氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门8 HSK10AA101氨供应系统至氨\空气混合器A电磁阀HSK21AA009氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门9HSK11AA009氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门9 HSK10AA102氨供应系统至氨\空气混合气A调节门HSK21AA010氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门10HSK11AA010氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门10 HSK10AA001氨供应系统至氨\空气混合器A电磁阀前手门HSK21AA021氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门11HSK11AA011氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门11 HSK10AA002氨供应系统至氨\空气混合器A调节门后手门HSK21AA012氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门12HSK11AA012氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门12 HSK10AA003氨供应系统至氨\空气混合气A调节门旁路门HSK21AA013氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门13HSK11AA013氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门13 HSK10AA004氨系统至氨\空气混合器入口门HSK21AA014氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门14HSK11AA014氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门14 HSK20AA101氨供应系统至氨\空气混合器B电磁阀HSK21AA015氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门15HSK11AA015氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门15 HSK20AA102氨供应系统至氨\空气混合气B调节门HSK21AA016氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门16HSK11AA016氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门16 HSK20AA001氨供应系统至氨\空气混合器B电磁阀前手门HSK21AA017氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门17HSK11AA017氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门17 HSK20AA002氨供应系统至氨\空气混合器B调节门后手门HSK21AA018氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门18HSK11AA018氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门18 HSK20AA003氨供应系统至氨\空气混合气B调节门旁路门HSK21AA019氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门19HSK11AA019氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门19 HSK21AA020氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门20HSK11AA020氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门20 HSK21AA021氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门21HSK11AA021氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门21 HSK21AA022氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门22HSK11AA022氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门22 HSK21AA023氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门23HSK11AA023氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门23 HSK21AA024氨\空气混合器B出口至B侧SCR喷射器入口门24HSK11AA024氨\空气混合器A出口至A侧SCR喷射器入口门24
脱硝调试方案
秦皇岛骊骅淀粉股份有限公司3×180t/h脱硝工程 调试方案 浙江菲达环保科技股份有限公司 2016.5.23
目录 1.............................................................................................................................................. 前言3 2..................................................................................................................................... 工程概况3 3............................................................................................................................ 主要设计数据4 4.............................................................................................................. 技术原理及工艺流程6 5..................................................................................................................................... 准备工作8 6.............................................................................................................. 调试工作程序和管理10 7..................................................................................................................................... 调试范围12 8....................................................................................... 脱硝系统调整试运行的原则方案14 9.............................................................................................................. 性能试验及数据记录17 10.............................................................................................................................. 连续试运行18 11.......................................................................................................................... 调试注意事项18
火电厂脱硝CEMS系统
火电厂脱硝CEMS系统应用及故障处理 姓名：刘鹏 部门：设备部 专业：热工保护 2013 年9 月15 日
论文摘要 介绍了CEMS系统在火电厂的应用情况及工作原理、构成。重点对CEMS系统测量参数常见故障进行分析并逐一排查原因，找出发生故障的部件，提出措施，以提高CEMS系统运行的可靠性和准确性，降低故障率。 关键词：CEMS 故障分析处理措施
目录 一、引言----------------------------------------------------------3 二、系统介绍------------------------------------------------------3 （一）工业以太网Modbus TCP/IP介绍--------------------------------3 （二）控制系统介绍------------------------------------------------3 （三）网络结构介绍------------------------------------------------5 三、网络解决方案--------------------------------------------------5 （一）PLC系统配置-------------------------------------------------5 （二）网络的搭建和交换机配置---------------------------------------7（三）服务器和操作站配置-------------------------------------------8（四）软件配置-----------------------------------------------------9四、网络结构优化--------------------------------------------------10（一）网络硬件配置------------------------------------------------10（二）软件系统设计-------------------------------------------------10五、结束语---------------------------------------------------------11
火力发电厂脱硝上岗培训试题及参考答案
火力发电厂脱硝专业上岗试题 一、填空题（每空2分，共40分） 1.2013年高考（新课标Ⅰ）语文试题，要求就中国 环境标志的组成和寓意简要说明。由此可见环保意 识已经深入到社会的各个阶层，为全社会所关注。 作为火电厂烟气治理采取的三大措施分别是（除 尘）、（脱硝）和脱硫。目前火电厂采用最广泛的脱硝技术有低氮燃烧器、布置在省煤器前的（ SNCR ）法脱硝和布置省煤器与空预器之间的（ SCR ）法脱硝。 2．烟气中的氮氧化物90%-95%的是（ NO ），国家新标准中对达标排放浓度要明确的定义，如某区域氮氧化物排放浓度100mg/m3，是指压力（ 1.013×105）Pa、温度（ 0 ）℃、折算到（ 6 ）%氧量下浓度。 3.稀释风机的主要作用是（将氨气稀释到5%以下，喷入烟道保证安全），同时还有避免喷氨格栅堵塞、将氨气均匀喷入反应器的作用。 4.催化剂压差是一个重要运行参数，除与催化剂的堵塞情况有关外，还与机组负荷有直接关系，当其他条件不变时，负荷升高催化剂的压差（增大），负荷降低催化剂压差（降低）。因此记录刚投运时不同负荷下的压差，对今后运行具有重要参考价值。 5.根据《危险化学品重大危险源辨识 GB18218-2009》的规定，液氨储罐的容量超过（ 10 ）吨即构成重大危险源的，因此电厂氨区被列为重大危险源管理。
6.液氨储罐充装量不得超过储罐总容积的（ 85 ）%。 7应急处置以（生命安全）为首要任务，当出现危及人身安全的情形时，应迅速组织人员撤离。 8 氨区发生泄漏后，应当向（上风口或上风向或逆风）方向撤离。 9.卸氨压缩机是氨区重要设备，当卸液氨时抽取（液氨储罐）的氨气，经压缩机打到（液氨槽车），在压力作用下，液氨从槽车流到液氨储罐。 10 首次进氨，除进行气密性试验外还要进行氮气置换，规程规定当氨罐及管路内气体含氧量小于（ 3 ）%【注：2%也对，一些企业标准为2%】时，才可以进氨。 11氨气是一种有刺激性气温有毒气体，因此安全阀动作后，氨气汇集到（氨气稀释罐）被吸收，避免污染环境。 12为了避免催化剂堵塞，普遍采用（声波）吹灰器或蒸汽吹灰器。 二、单项选择（请选择一个最恰当的选项，每题2分，共20分） 1.在液氨卸车过程中，下列那一项说法是正确的？（ A ） A卸氨操作时应经常观察风向标，操作人员应保持在上风向位置。 B 卸氨过程中，驾驶员可不离开驾驶室，但必须熄火。 C 卸氨完毕后，可立即拆除静电接地线。 D 卸氨时应时刻注意储罐和槽车的液位变化，液氨罐最高液位不超过容积的95%。 2.火电厂烟气中氮氧化物有多种形式，其中所占比例最大的NOx是指
非均匀入口条件下SCR脱硝系统精准喷氨策略
非均匀入口条件下SCR 脱硝系统精准喷氨策略 高畅金保昇张勇孟凡冉 【摘要】摘要：采用数值计算的方法,根据全尺度数值模拟计算结果和实际测量数据获得符合工程实际情况的SCR 非均匀入口边界条件,模拟了整个SCR 系统的烟气流动过程.根据喷氨格栅处速度场和浓度场获取NO 通量,以此为基准精确分配各喷管喷氨量.研究了不同喷口布置的氨气与NO 的对流扩散混合特性, 分析了喷氨格栅中喷口密度N 、开孔率φ、喷口角度α三个结构参数对SCR 反应器内氨氮混合质量、氨氮比分布均匀性的影响.结果表明:增大喷口密度N 可以有效地优化氨氮混合效果.当N>15.34 个/m2 时,增加N 对氨氮混合效果 的影响不再显著;混合指数β随着喷口开孔率φ的增大会出现先减小后增大的趋势;改变喷口角度α可以改善氨氮混合效果,喷口垂直布置时氨氮混合效果最佳. 【期刊名称】东南大学学报(自然科学版) 【年(卷),期】2017(047)002 【总页数】6 【关键词】数值模拟;非均匀入口条件;精准喷氨;喷口布置;混合效果选择性催化还原(SCR)脱硝技术是目前大型燃煤电站应用最为广泛的技术[1-3]. 在国家发展和改革委员会、环境保护部、国家能源局联合发布的《煤电节能减排升级改造行动计划(2014 —2020 年)》中,明确要求新建燃煤发电机组大气污染物排放质量浓度东部地区基本达到、中部地区原则上接近或达到、鼓励西部地区接近或达到排放限度为基准氧体积分数 6.0% 条件下氮氧化物的排放质量浓度为50 mg/m3 的排放标准.随着国家环保政策日趋严格,对于发电企业来说,进
步提高SCR 脱硝效率以满足排放标准已势在必行.目前,NOx 的超低排放技术
脱硝系统整体调试方案.doc
xx热电有限公司 #1、2炉脱硝超低排放EPC总承包工程 调试方案 编制： 校核： 审核： XX工程设计院 二零一六年十月
目录 概述 (3) 一、尿素水解制氨系统的调试 (3) 1.调试目的 (3) 2.调试应具备的条件 (3) 3.调试项目及调试工艺 (3) 4系统的相关报警和联锁保护 (6) 5.质量标准 (6) 6.危险点分析和预控措施 (6) 7.调试仪器、仪表 (7) 8.调试组织分工 (7) 9.质量控制点 (8) 二、SCR系统的冷态调试 (8) 1.调试目的 (8) 2.调试应具备的条件 (8) 3.调试项目及调试工艺 (8) 4.质量标准 (9) 5.危险点分析和预控措施 (9) 6.调试仪器、仪表 (9) 7.调试组织分工 (10) 8.质量控制点 (10) 三、烟气脱硝系统的整套启动调试 (10) 1.调试目的 (10) 2.调试应具备的条件 (10) 3.调试项目及调试工艺 (11) 4.系统的相关报警和联锁保护 (17) 5.质量标准 (17) 6.危险点分析和预控措施 (17) 7.调试仪器、仪表 (20) 8.调试组织分工 (20) 9.质量控制点 (20)
概述 XX热电有限公司#1、2炉脱硝超低排放EPC总承包工程调试工作由三部分组成，分别为尿素水解制氨系统的调试、SCR系统的冷态调试、整套系统启动调试 一、尿素水解制氨系统的调试 1.调试目的 通过调试，使尿素水解制氨系统工作正常，能够提供SCR反应系统稳定的产品气。 2.调试应具备的条件 2.1系统设备、管道均已安装完毕； 2.2 水解系统内各热工测量仪表装完毕； 2.3 水解系统内各电气设备安装完毕； 2.4 现场设备系统命名、挂牌、编号工作结束； 2.5水解系统所需除盐水、电、蒸汽、循环水等已与主厂接通，且已引入界区; 2.6步道、通道畅通，地面平整，满足试运行要求； 2.7照明、通讯系统投入运行，满足试运行要求； 2.8泵类设备、压缩机、稀释风机单体试运已结束，并经监理验收合格。 3.调试项目及调试工艺 3.1系统设备
脱硝喷氨自动控制优化在大型火电厂中应用案例分析
脱硝喷氨自动控制优化在大型火电厂中应用案例分析 摘要：本文叙述了华润首阳山发电厂两台630MW 机组脱硝喷氨控制系统，该控制系统采用常规PID控制策略和模糊控制共同完成，能够准确的测量、控制相关设备，达到脱硝控制系统的安全、稳定、经济的运行. 关键词：脱硝常规PID控制模糊自控制优化 1、引言 根据我国环保政策要求，目前烟气脱硫项目已基本覆盖所有燃煤火电机组，但烟气脱硝还未大规模的开展应用。有相关研究资料表明，如果还继续不加强对烟气中氮氧化物的控制，氮氧化物的总量和在大气污染物中的比重都将上升，并有可能取代二氧化硫成为大气中的主要污染物。 随着我国对工业环保标准逐渐严格，仅靠低氮燃烧已明显不能满足更加严格的排放标准。SCR烟气脱硝技术是目前减少氮氧化物排放的有效方法，河南华润电力首阳山有限公司利用原设计基础上在2013年更改设计，投产脱硝装置，引进丹麦SCR烟气脱硝技术，采用SCR (Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原法)方法，SCR脱硝工艺中，氮氧化物在催化剂作用下被氨还原为无害的氮气和水，不产生任何二次污染，反应通常可在温度250~450 oC 下进行，其化学反应如下： 4NH3 + 4NO + O2 →4N2 + 6H2O 6NO2 + 8NH3 →7N2 + 12H2O SCR 法一般是将氨类等还原剂喷入烟气中，利用催化剂将烟气中的NOX通过催化反应生成氮气和水，不影响环境，而除氮氧化物效果明显，能够达到90%以上。 2、脱硝自动控制常规控制策略分析： 2.1设备概况： 华润首阳山电厂分别在2013年5月和10月对二台超超临界的630MW机组进行了脱硝改造，其SCR烟气脱硝装置主要由液氨卸载/储存系统、注统、SCR反应系统、吹灰系统、干除灰系统组成。其工艺流程见图1。
关于630mw机组SCR脱硝喷氨优化调整的研究(DOC)
关于630MW机组SCR脱硝喷氨优化调整的研究 【摘要】：今年来，随着SCR脱硝装置成为大型火电机组的必备设备，在使用过程一些问题逐渐显现出来，其中之一就是喷氨不均带来的氨逃逸率局部过高，引起空预器阻塞的问题，这个问题甚至在很多机组造成过机组被迫停运的严重后果。本文将就该问题的产生和如何解决展开研究，以获得一个良好的解决方案保证设备的稳定运行。 【关键词】：SCR脱硝喷氨氨逃逸空预器堵塞 1 前言 随着近年来环保部门不断制定更高的排放标准，脱硝系统已经几乎成为所有火电机组的标配，另外由于催化剂工艺技术的不断提高，SCR逐步成为主流脱硝技术。在实际的使用过程中，很多问题也渐渐暴露出来，如氨气不纯带来的管道腐蚀、吹灰效果差带来的催化剂堵塞和损坏等等，都对设备甚至整个机组的稳定运行带来风险，而本文所讨论的喷氨不均的问题是其中风险最大的，其带来的不良后果，逐渐引起人们的重视。 烟气脱硝SCR装置在设计阶段通常会进行CFD流畅模拟和物理模型试验对烟道内的流场进行优化以保证SCR入口截面的烟气流速和NOx分布较为均匀。但往往由于现场空间限制或安装等因素影响，加上调试阶段对喷氨格栅的优化调整重视不够，实际运行过程中出现SCR出口截面NOx分布偏差大，部分区域氨逃逸超过设计保证值(3μL/L)的现象。这会影响系统整体的脱硝效果，并会增加空预器的硫酸氢铵腐蚀和堵塞风险，给系统的经济稳定运行带来很大的危害。因此,十分有必要对SCR装置进行喷氨优化调整，即通过调整SCR入口每根喷氨支管上的手动调阀改变不同位置的喷氨量，从而改善出口NOx 和NH3分布的均匀性，在保证装置脱硝效果的同时, 减少装置的运行成本, 提高装置的可用率。 图一SCR反应器侧视图
脱硝(SCR)系统控制说明
脱硝系统控制说明 一烟气系统 1、SCR投入允许条件： 无“SCR保护条件1”， 无“锅炉吹扫”（通讯）， 入口烟温＞min1 ( 三取二) （每台锅炉设有2台引风机，2台SCR。其中，A侧引风机对应A反应器，B侧引风机对应B反应器） 2、SCR保护条件1（与挡板门相关） “锅炉MFT”（硬接线）， “A/B引风机跳闸”信号（硬接线）， “锅炉油枪投入数量过多”（通讯），null 入口烟温>max2（三取二） 入口烟温 5、旁路挡板门 关允许：入口挡板门已开and出口挡板门已开 保护开：“SCR保护条件1” 入口挡板门非开 入口挡板门关 出口挡板门非开 出口挡板门关 保护关：空预器跳闸 另注：旁路挡板，均为慢开、慢关，手动操作时每一次点动开、关3%-5% 6、挡板门启动步序： （1）开旁路挡板 （2）关入、出口挡板 SCR投入允许条件满足 （3）开出口烟气挡板 （4）开入口烟气挡板 （5）此时手动慢关旁路挡板 7、挡板门停止步序： 正常停运时启动此步序 （1）手动慢开旁路挡板 （2）延时5s,关入口挡板 （3）关出口挡板 8、灰斗电动锁气器（1 、2、3、4） 电动锁气器启、停允许条件：电动锁气器DCS控制 电动锁气器保护停：电动锁气器故障 电动锁气器启动步序： （1）启动电动锁气器1、2、3、4 （2）延时，60 min （3）停止电动锁气器1、2、3、4 以上步序每6小时循环一次，步序执行过程中若遇某锁气器故障，则跳过，继续执行下一步。 浅谈火电厂脱硝系统优化调整邢建平 发表时间：2018-08-01T10:27:00.900Z 来源：《电力设备》2018年第11期作者：邢建平[导读] 摘要：目前内蒙古包头市东河区包头铝业热电厂锅炉脱硝系统，采用的选择性催化还原法脱硝工艺，即SCR法，选择性催化还原法脱硝工艺是在环保应用中最多而且也是脱硝最成熟的技术。 （内蒙古包头市东河区包头铝业热电厂 014040）摘要：目前内蒙古包头市东河区包头铝业热电厂锅炉脱硝系统，采用的选择性催化还原法脱硝工艺，即SCR法，选择性催化还原法脱硝工艺是在环保应用中最多而且也是脱硝最成熟的技术。SCR法是煤炭燃烧后氮氧化物控制工艺，工艺流程是将稀释后的氨气均匀喷入锅炉燃煤产生的烟气中，将含有氨气的烟气，通过一个反应器，反应器中放置特效催化剂，烟气中的氮氧化物和氨气在催化剂的催化作用 下，将烟气当中的氮氧化物转化分解成氮气和水。 关键词：脱硝；SCR；火电厂；问题；优化调整煤燃烧所释放出废气中的氮氧化物，是造成大气污染的主要污染源之一。氮氧化物会引起严重的环境问题并危害人体健康，对于火电厂烟气中氮氧化物的治理是国家“十二五”规划的重要内容。而氮氧化物和硫氧化物是造成雾霾天气产生的主要原因之一。氮氧化物有很多不同形式，而自然界最主要存在形式是一氧化氮和二氧化氮。我国氮氧化物的排放主要来自于工业生产和车辆尾气排放，据统计其中大约百分之七十的氮氧化物的排放来自于煤炭的直接燃烧，我国电力供应主要依靠燃煤发电厂，电力工业是我国的煤炭消耗大户，因此降低燃煤火电厂氮氧化物排放是治理雾霾的主要措施之一。 1 SCR脱硝技术 目前内蒙古包头市东河区包头铝业热电厂锅炉脱硝系统，采用的是选择性催化还原法脱硝工艺，即SCR法，选择性催化还原法脱硝工艺是在环保应用中最多，而且也是脱硝最成熟的技术。SCR法工艺流程是将稀释后的氨气均匀喷入锅炉燃煤产生的烟气中，将含有氨气的烟气，通过一个反应器，反应器中放置特效催化剂，烟气中的氮氧化物和氨气在催化剂的催化作用下，将烟气当中的氮氧化物转化分解成氮气和水，达到减少氮氧化物排放的效果。 在SCR法中，催化剂必须在特定温度下，才可以发挥作用，所以烟气温度是SCR法的重要参数之一，烟气温度过低，催化剂不起任何作用，而烟气温度过高，有损坏催化器的情况发生。因此控制好投运脱硝时的烟气温度至关重要。而喷入反应器的氨气如果过量的话，会产生胶质物，堵塞空预器，影响锅炉运行，威胁机组正常运行，所以氨逃逸数值也是SCR法的重要参数之一。 2 脱硝系统存在的问题 脱硝喷氨系统投产以来，经常出现氮氧化物超标、氨逃逸升高等问题，影响了机组的可靠性、环保指标以及经济性。主要表现在CEMS 仪表标定后超调，排粉机启动氮氧化物超调值偏大，入口氮氧化物波动大时，脱硝系统出口超调。同时烟道直管道短，单点烟气流量波动大不能参与自调，用负荷替代烟气流量误差比较大。在冬季运行期间多次发生氨流量计堵塞、氨调整门堵塞的情况，造成喷氨量减少氮氧化物超标。 3 脱硝系统优化与调整 3.1选择性催化还原（SCR）脱硝 SCR（Selective Catalytic Reduction）是由美国Eegelhard公司发明并于1959年申请了专利，而日本率先在20世纪70年代对该方法实现了工业化。SCR脱硝原理是利用NH3和催化剂（铁、钒、铬、钴或钼等碱金属）在温度为200~450℃时将NOX还原为N2。NH3具有选择性，只与NOX发生反应，基本上不与O2反应，所以称为选择性催化还原脱硝。 SCR法中催化剂的选取是关键。对催化剂的要求是活性高、寿命长、经济性好和不产生二次污染。在以氨为还原剂来还原NOX时，虽然过程容易进行，铜、铁、铬、锰等非贵金属都可起有效的催化作用，但因烟气中含有SO2、尘粒和水雾，对催化反应和催化剂均不利，故采用SCR法必须首先进行烟气除尘和脱硫，或者是选用不易受肮脏烟气污染影响的催化剂；同时要使催化剂具有一定的活性，还必须有较高的烟气温度。通常是采用二氧化钛为基体的碱金属催化剂，最佳反应温度为300~400℃。 该法的优点是：由于使用了催化剂，故反应温度较低；净化率高，选择性催化还原（SCR）技术脱销效率可高达90%。；工艺设备紧凑，运行可靠；还原后的氮气放空，无二次污染。 但也存在一些明显的缺点：烟气成分复杂，某些污染物可使催化剂中毒；高分散的粉尘微粒可覆盖催化剂的表面，使其活性下降；系统中存在一些未反应的NH3和烟气中的SO2作用，生成易腐蚀和堵塞设备的（NH4）2SO4和NH4HSO4，同时还会降低氨的利用率；投资与运行费用（投资费用80美元/千瓦）较高。 3.2修改CEMS系统维护时间，避免AB两侧脱硝出口CEMS系统同时维护，实现分时校验，确保仪表自检定不同期。在DCS系统进行逻辑修改，当脱硝系统入口氮氧化物一侧CEMS系统维护时，采用另外一侧测量值进行修正后参与自调计算。当脱硝系统出口氮氧化物CEMS 系统维护时，DCS控制器跟踪脱硫侧氮氧化物数据进行调整。 3.3在脱硝系统AB两侧各增加一路旁路喷氨管路，运行时当喷氨系统发生故障时，切除故障管路，投入备用旁路。喷氨管路冗余设置，增加系统的可靠性，避免喷氨系统故障导致的氮氧化物超标。 3.4将脱硝CEMS系统电子间从原来的稀释风机层，移至喷氨调门层，缩短CEMS系统氮氧化物测量管路的距离，较少系统测量延迟，提高控制系统反应时间。 3.5通过分析历史数据，发现启动机组排粉机时，脱硝入口的氮氧化物数值会大幅增加，在脱硝控制系统中将排粉机状态作为前馈信号，当排粉机启动后一段时间，通过前馈信号，适当增大脱硝系统喷氨量。 3.6根据历史数据分析，确定了在不同负荷区间采用不同的PID调节参数调节，增加了PID变参数逻辑，同时调整负荷以及引风机电流等信号在自调逻辑中前馈比例。 3.7冬季氨流量计、氨调整门堵塞较多，把流量计前部分氨气管路通过尾部烟道预热，提高氨气温度。同时在氨流量计前加滤网，并定期清理滤网。 3.8为避免脱硝控制系统调节器积分饱和现象发生，根据调节系数高限值增加调门开度来满足喷氨需求量。 4 应用效果分析 110-260t循环流化床喷氨(脱硝)方案 -CAL-FENGHAI-(2020YEAR-YICAI)_JINGBIAN 催化剂法（SCR）的几种在空预器前的布置位置 管式空预器 回转式空预器 一、前言 氮氧化物是燃煤电站排放的主要污染物之一，2003年12月颁布的新的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003），对我国火电厂机组的NO x排放标准作出了的规定，对新旧机组的NO x最高允许排放浓度都作出了详细的规定。随着环保制度的严格，对电站锅炉NOx的控制日益严格。 国家环保部即将实施颁布的新的《火电厂大气污染物排放标准》调整了大气污染物浓度排放限值，另一方面，针对NOx的排污收费已经开始，电厂需按排放量每年支付大量NOx排污费用。 2009年6月，国家环保部制订了《火电厂氮氧化物防治技术政策》（征求意见稿），其中明确规定了NO X控制技术的选择原则：“燃煤电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，依据技术上成熟、经济上可行及便于操作来确定；低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术；当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量要求时，应建设烟气脱硝设施。” 低氮燃烧+SNCR脱硝技术路线不仅符合环保部技术政策的要求，也是目前各种脱硝技术组合中投资运行费用最省、改造工期最短、对锅炉现有燃烧系统改动最少的方案；更为重要的是，该工艺路线和主要设备已在国内和省内拥有大量可靠业绩，可以完全满足安全可靠、系统优化、功能完整、不降低锅炉效率和不影响锅炉正常运行的要求。 二、SNCR工程设计方案 1、SNCR和SCR两种技术方案的选择 1.1.工艺描述 选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，以下简写为SNCR）技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。SNCR方法主要在900～1050℃下，将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中，将NO还原，生成氮气和水。而选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR），由于使用了催化剂，因此可以在低得多的温度下脱除NOx。两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性，以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应，因此称之为选择性还原方法。两种方法的化学反应原理相同。 SNCR在实验室内的试验中可以达到90％以上的NOx脱除率。应用在大型锅炉上，短期示范期间能达到75％的脱硝率，长期现场应用一般能达到30％～50％的NOx脱除率。SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR 技术的工业应用。美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的，目前世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量在2GW以上。 两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂，工艺上的不同主要体现在两个方面：其一，SCR需要布置昂贵的金属催化剂，SNCR不需要催化剂；其二，SNCR存在所谓的反应温度窗口，一般文献介绍，其最佳反应温度窗口为850~1100℃，但是当采用氨做还原剂且和烟气在良好混合条件下，并且保证一定的停留时间，则在更低的760~950℃范围内也可以进行有效程度的脱硝反应。采用SCR技术的脱硝反应，由于催化剂的存在，则可以在尾部烟道低温区域进行。 SNCR、SCR和SNCR-SCR三种技术性能比较见表2-1。 表2-1 选择性还原脱硝技术性能比较 2.3 1#热解反应器稀释风机及电加热器系统 1#热解系统的稀释空气由2台稀释风机提供，通过1台电加器加热到450℃的高温后进入尿素分解室。 2.3．1稀释风机 打开1#锅炉二次风控制阀01HSG10 AA001或2#锅炉二次风控制阀03HSG10 AA001(画面由操作员选择)，打开1#尿素热解反应器出口去1#炉SCR反应器控制阀01HSJ81 AA001和打开1#尿素热解反应器出口去2#炉SCR反应器控制阀02HSJ81 AA001，打开1#尿素热解反应器喷枪冷却风控制阀12QFB50AA002，启动1#尿素热解反应器高温稀释风机A或1#尿素热解反应器高温稀释风机B(1#尿素热解反应器高温稀释风机变频器速度控制12HSG10GH002AO设为50HZ)。A与B互为备用。1#尿素热解反应器出口温度12HSJ81CT101达到250℃,启动1#尿素热解反应器稀释风电加热器12HSG10AH001。 ●稀释风机 手动开：运行人员开指令 自动开(OR)： ?来自热解系统顺控启动开指令 开允许条件(AND)： ?无电气故障信号 ?风机开关off状态 ?风机无操作失败故障 手动关：运行人员关指令 自动关：无 关允许条件：加热器停运 2.3.2 电加热器 电加热器12HSG10 AH001与DCS系统的接口信号有：DI信号（过热报警12HSG10AH001ZF1、介质超温报警12HSG10AH001ZF2、电热管超温报警12HSG10AH001ZF3、就地/远程转换12HSG10AH001PE、运行/停止状态03HSG10AH001ZSZD），DO信号（电加热器启动12HSG10AH001MS、电加热器停止12HSG10AH001MD），AI信号1个（电加热器出口介质温度信号12HSG10CT101(0~800℃)），AO信号2个（分解室出口温度控制信号12HSG10AH001AO1、电加热器出口介质温度设定信号12HSG10AH001AO2(500℃)）。 电加热器可以有两种控制方式：就地控制和远方DCS自动控制方式。在远方自动控制方式下，DCS只是发送启动或停止指令给电加热器控制系统，由电加热器就地控制系统控制电加热器内部各个设备（温度调节装置等）。 ●热解室出口温度PID调节控制 热解室温度控制是通过控制电加热器来控制通入热解室的空气温度实现的，该电加热器通过自带的就地控制装置，根据电加热器出口的温度传感器与PID温度调节仪组成的调节回路实现电加热器出口空气温度控制，DCS则根据热解室出口温度与电加热器的PID温度调节回路组成一个串级调节回路，即根据热解室出口设定的温度与实际温度的偏差修正电加热器的PID温度调节仪设定值（12HSG10AH001AO1 0~800℃），从而使热解室出口介质温度达到设计要求。 乳山绿色动力 ＳＮCR脱硝系统调试方案 目录 1 调试目的?错误!未定义书签。 ２调试组织机构和分工 ..................................................................................................... 错误!未定义书签。３调试前必须具备条件 ................................................................................................... 错误!未定义书签。４调试阶段 ........................................................................................................................ 错误!未定义书签。 ４．1冷态调试阶段 ............................................................................................................ 错误!未定义书签。 4.２热态调试阶段?错误!未定义书签。 ４.3试运行阶段?错误!未定义书签。 5 调试项目?错误!未定义书签。 5.1上电测试?错误!未定义书签。 5.2氨罐测试......................................................................................................................... 错误!未定义书签。 ５.3氨水单元,软水单元调试 .............................................................................................. 错误!未定义书签。 5.4工艺单元测试................................................................................................................. 错误!未定义书签。 5.5通信调试......................................................................................................................... 错误!未定义书签。 5.6喷枪单元调试?错误!未定义书签。 5.7控制柜及控制程序调试?错误!未定义书签。 6 调试验收标准?错误!未定义书签。 7 安全、环境抭控制措施?错误!未定义书签。 ＳNCR脱硝系统调试方案浅谈火电厂脱硝系统优化调整 邢建平
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