脱硝调试报告

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sncr调试方案

SNCR调试方案1. 简介SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction）是一种常见的烟气脱硝技术，通过向燃烧过程中注入还原剂，如尿素或氨水，与烟气中的氮氧化物发生反应，从而达到脱硝的目的。

本文档将介绍SNCR调试方案，旨在帮助操作人员顺利进行SNCR 系统的调试工作。

2. 调试前准备在进行SNCR系统的调试前，需要进行以下准备工作：2.1 确定调试目标首先，需要明确SNCR系统的调试目标。

这可能是降低氮氧化物排放水平、提高脱硝效率或优化还原剂的用量等。

2.2 准备测试设备为了进行SNCR系统的调试，需要准备测试设备，包括测量氮氧化物浓度的分析仪、与SNCR控制系统连接的调试工具等。

2.3 测试方案制定根据调试目标，制定详细的测试方案，包括测试参数设置、测试序列安排等内容。

3. SNCR调试步骤3.1 初始条件设置在开始SNCR调试之前，需要设置系统的初始条件。

包括燃烧过程的温度、氧气含量等。

3.2 还原剂注入试验通过控制系统，逐步增加还原剂的注入量，观察氮氧化物浓度的变化。

根据测试结果，确定还原剂的最佳注入量。

3.3 温度与还原剂比例试验在保持一定还原剂注入量的情况下，逐步调整燃烧温度与还原剂的比例，观察氮氧化物浓度的变化。

根据测试结果，得出温度与还原剂比例之间的最佳关系。

3.4 进一步优化调试根据前述试验结果，不断调整还原剂的注入量、燃烧温度以及还原剂与氮氧化物的比例，以达到最佳脱硝效果。

3.5 系统稳定性测试在完成SNCR系统的调试后，进行系统的稳定性测试。

持续观察氮氧化物浓度的变化，以确保系统在长时间运行中能够达到设计要求。

4. 报告撰写在完成SNCR系统调试工作后，撰写详细的调试报告。

报告应包括系统的调试步骤、测试结果、优化方案以及最终的脱硝效果等信息。

此外，报告还应包括对系统运行过程中可能出现的问题的预测以及解决方案的建议。

5. 结论通过本文档所述的SNCR调试方案，操作人员能够有序地进行SNCR系统的调试工作。

脱硫脱硝调试方案

脱硫脱硝调试方案1. 背景和目标脱硫脱硝是烟气净化系统中的重要步骤，其目的是去除燃煤过程中产生的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）。

为了保证烟气排放达到国家标准，对脱硫脱硝设备进行有效的调试至关重要。

本文档将介绍脱硫脱硝调试方案，以确保设备的稳定运行和高效处理效果。

2. 调试步骤2.1 确定调试前准备事项在开始脱硫脱硝调试之前，需要进行一系列的准备工作，以确保调试能够顺利进行。

这些准备事项包括：•准备调试所需的工具和设备，例如测量仪器、控制系统等。

•检查脱硫脱硝设备的运行状况，确保设备没有损坏或故障。

•确保调试人员具备相关的技术知识和操作经验。

2.2 确定调试方案和参数根据脱硫脱硝设备的类型和工艺特点，制定相应的调试方案。

调试方案应包括以下内容：•调试流程和步骤的详细描述。

•调试过程中的参数设置，例如流量、温度、压力等。

•调试过程中的监测指标，例如烟气排放浓度、脱硫脱硝效率等。

2.3 调试设备并监测运行情况根据调试方案，逐步进行设备的调试，并实时监测设备的运行情况。

在调试过程中，需要注意以下几点：•逐步调整设备的操作参数，观察设备的响应情况。

•通过测量仪器监测烟气排放浓度、设备的运行状态等指标。

•记录调试过程中的关键数据和观察结果，以备后续分析和优化。

2.4 优化和调整设备根据调试过程中的数据分析和观察结果，对设备进行优化和调整。

具体步骤如下：•分析监测数据，找出可能存在的问题和改进空间。

•根据问题和改进空间，调整设备的操作参数和工艺参数。

•重新进行设备的调试和监测，以验证优化效果。

2.5 调试结果评估和报告在设备调试结束后，需要评估调试结果并生成调试报告。

评估过程应包括以下内容：•对设备运行情况的综合评价，包括处理效果、稳定性等。

•提出可能存在的问题和改进建议。

•撰写调试报告，包括调试过程、数据分析和优化结果等。

3. 调试注意事项在进行脱硫脱硝设备的调试时，需要注意以下事项：•严格遵守安全操作规程，确保调试过程安全稳定。

氨区调试报告

XXXX有限责任公司XX机组（1×600MW）烟气脱硝改造工程、氨区系统调试报告XXXXX发展有限公司2013年5月批准：年月日审核：年月日编制：年月日1.工程设备概况XXX电厂#1、#2、#3、#4机组（4×600MW机组）烟气脱硝工程采用三套氨储存及6套气氨供应系统，其中，#3、4、5、6气氨供应系统分别给#1、2、3、4机组提供气氨，#1气氨供应系统为#1、2机组备用，#2气氨供应系统为#3、4机组备用。

本报告主要针对#5气氨供应系统，液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储罐，再经过蒸发罐转化为氨气后通过气氨缓冲罐和输送管道进入SCR区，通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器，SCR反应器设置于空气预热器上游，氨气进入SCR反应器的上方，通过喷氨隔栅和烟气均匀分布混合，混合后，烟气通过反应器内触媒层进行还原反应，并完成脱硝过程,脱硝后的烟气再进入空气预热器继续进行热交换。

氨的存储和供应系统简介氨存储和供应系统主要设备包括：液氨储罐、蒸发罐、缓冲罐、氨压缩机、及相应的管道和阀门。

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液氨储罐内，储罐输出的液氨在蒸发罐内蒸发为氨气，经氨气缓冲罐送达脱硝系统。

系统紧急排放的氨气则排放至氨气稀释槽中，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。

氨存储和供应系统的主要设备（1）卸料压缩机卸料压缩机为往复式压缩机，压缩机抽取液氨罐中的气氨，压入槽车，将槽车中液氨推挤入液氨储罐中。

（2）液氨储罐工程共设计1个储罐，一个液氨储罐的容积为150m3。

一个液氨储罐可供应SCR脱硝反应所需氨气7天。

储罐上安装有超流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀做为储罐液氨泄漏保护所用。

储罐还装有温度计、压力表液位计和相应的变送器将信号送到DCS，当储罐内温度或压力高时报警。

储罐四周安装有工业水喷淋管线及喷嘴，当储罐槽体温度过高时自动淋水装置启动，对槽体自动喷淋降温。

脱硝改造可行性研究报告

脱硝改造可行性研究报告一、选择脱硝技术的背景和必要性：大气污染已成为全球性的环境问题，其中氮氧化物（NOx）是主要的污染物之一、NOx的排放对环境和人类健康产生了严重的影响。

为了减少和控制NOx排放，脱硝技术被广泛采用。

二、脱硝技术的选择：1.选择SCR技术：选择选择选择脱硝技术主要考虑技术的效率、成本以及应用范围。

在众多的脱硝技术中，选择选择选择选择选择选择选的技术。

选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择2.确定适用范围：要确定选择选择选择选择选择选择选择选择脱硝技术的适用范围。

选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择。

选择。

三、脱硝改造实施方案：1.调研：对现有的设备和系统进行调研，了解其性能、工艺和结构。

2.设计：根据调研结果，设计脱硝改造的具体方案，包括设备选型、布局设计、管道连接等。

3.安装：按照设计方案进行设备安装和管道连接。

4.调试：对改造过后的设备和系统进行测试和调试，确保其正常运行和达到脱硝效果。

5.运行：始运营过程中，进行监测和维护，确保脱硝系统稳定运行。

四、脱硝改造的经济性分析：脱硝改造的经济性分析主要包括投资成本和运行维护费用等方面的估算。

1.投资成本：包括设备费用、安装费用、软件和硬件的更新费用等。

2.运行维护费用：包括能源消耗、设备维护费用、排放监测费用等。

经济性分析将评估脱硝改造项目的可行性，为决策提供依据。

五、脱硝改造的环境效益：脱硝改造能够显著减少氮氧化物的排放，降低大气污染物的浓度，改善空气质量，保护环境和人类健康。

六、脱硝改造的社会效益：1.提高企业形象：通过脱硝改造，企业能够提高环保意识，改善社会形象。

2.创造就业机会：脱硝改造项目需要大量的人力和技术支持，可以创造就业机会，促进当地经济发展。

七、脱硝改造的技术难点和风险分析：脱硝改造涉及到复杂的技术和工艺，需要解决一些技术难点。

同时，脱硝改造项目也存在一定的风险，如设备故障、运行不稳定等。

大唐国际云冈热电有限责任公司 3#脱硝CEMS调试报告

山西大唐国际云冈热电3#机组CEMS调试报告调试检测单位：赛默飞世尔科技（中国）有限公司编制单位：赛默飞世尔科技（中国）有限公司编制日期：2012 年12 月29 日第1页共14页1、调试检测结果表1-1气态污染物CEMS零点和跨度漂移检测测试人员索亮CEMS生产厂赛默飞世尔公司测试地点大唐国际云冈热电CEMS型号、编号42i（CM12350007）测试位置3#机组A侧入口CEMS原理稀释法标准气体浓度或已校准器件的已知响应值392ppm污染物名称NOx序号日期时间计量单位（ppm）备注零点读数零点漂移绝对误差％满量程上标校准读数跨度漂移绝对误差％满量程起始(Z0)最终(Zi)△Z=Zi-Z0起始(S0)最终(Si)△S=Si-S01 2012-12-219:000.72 1.3 013%392 391 1 0.1%2 2012-12-229:000.5 1 1.5 0.15%392 393 1 0.1%3 2012-12-239:000.8 2 1.2 0.12%392 390 2 0.2% .零点漂移绝对误差最大值 1.5 跨度漂移绝对误差最大值2零点漂移0.15% 跨度漂移0.2%第2页共14页表1-2气态污染物CEMS重复性检测测试人员索亮CEMS生产厂赛默飞世尔公司测试地点大唐国际云冈热电CEMS型号、编号42i（CM12350007）测试位置3#机组A侧入口CEMS原理稀释法标准气体浓度或校准器件的已知响应值：392ppm污染物名称NOx 计量单位ppm测试日期2012 年12 月23 日序号日期时间标准气体浓度或校准器件参考值CEMS显示值实测值均值重复性备注1 2012-12-23 10:00392 390391 0.25%2 2012-12-23 12:00 3913 2012-12-23 14:00 3934 2012-12-23 16:00 3925 2012-12-23 18:00 3906 2012-12-23 20:00 392第3页共14页表1-3气态污染物CEMS零点和跨度漂移检测测试人员索亮CEMS生产厂赛默飞世尔公司测试地点大唐国际云冈热电CEMS型号、编号17i（）测试位置3#机组A侧出口CEMS原理稀释法标准气体浓度或已校准器件的已知响应值80ppm污染物名称NOx序号日期时间计量单位（ppm）备注零点读数零点漂移绝对误差％满量程上标校准读数跨度漂移绝对误差％满量程起始(Z0)最终(Zi)△Z=Zi-Z0起始(S0)最终(Si)△S=Si-S01 2012-12-219:000 1 1 0.1%79 823 0.3%2 2012-12-229:000 2 2 0.2%80 81 1 0.1%3 2012-12-239:000 1 1 0.1%78 79 1 0.1% .零点漂移绝对误差最大值 2 跨度漂移绝对误差最大值3零点漂移0.2% 跨度漂移0.3%第4页共14页表1-4气态污染物CEMS重复性检测测试人员索亮CEMS生产厂赛默飞世尔公司测试地点大唐国际云冈热电CEMS型号、编号17i（）测试位置3#机组A侧出口CEMS原理稀释法标准气体浓度或校准器件的已知响应值：80ppm污染物名称NOx 计量单位ppm测试日期2012 年12 月23 日序号日期时间标准气体浓度或校准器件参考值CEMS显示值实测值均值重复性备注1 2012-12-23 11:0080 8280.3 0.41%2 2012-12-23 13:00 823 2012-12-23 15:00 794 2012-12-23 17:00 805 2012-12-23 19:00 816 2012-12-23 21:00 78第5页共14页表1-5气态污染物CEMS零点和跨度漂移检测测试人员索亮CEMS生产厂赛默飞世尔公司测试地点大唐国际云冈热电CEMS型号、编号42i（CM12350006）测试位置3#机组B侧入口CEMS原理稀释法标准气体浓度或已校准器件的已知响应值392ppm 污染物名称NOx序号日时间计量单位（μg/m3）备注零点读数零点漂移绝对误差％满量程上标校准读数跨度漂移绝对误差％满量程起始(Z0)最终(Zi)△Z=Zi-Z0起始(S0)最终(Si)△S=Si-S01 2012-12-219:000 1 1 0.1%392 391 1 0.1%2 2012-12-229:000 2 2 0.2%391 389 2 0.2%3 2012-12-239:000 2 2 0.2%390 393 3 0.3% .零点漂移绝对误差最大值 2 跨度漂移绝对误差最大值3零点漂移0.3% 跨度漂移0.3%第6页共14页表1-6气态污染物CEMS重复性检测测试人员索亮CEMS生产厂赛默飞世尔公司测试地点大唐国际云冈热电CEMS型号、编号42i（CM12350006）测试位置3#机组B侧入口CEMS原理稀释法标准气体浓度或校准器件的已知响应值：392ppm污染物名称NOx 计量单位ppm测试日期2012 年12 月23 日序号日期时间标准气体浓度或校准器件参考值CEMS显示值实测值均值重复性备注1 2012-12-23 1:00392 391390.5 0.38%2 2012-12-23 3:00 3883 2012-12-23 5:00 3904 2012-12-23 7:00 3935 2012-12-23 9:00 3916 2012-12-23 11:00 390第7页共14页表1-7气态污染物CEMS零点和跨度漂移检测测试人员索亮CEMS生产厂赛默飞世尔公司测试地点大唐国际云冈热电CEMS型号、编号17i（）测试位置3#机组B侧出口CEMS原理稀释法标准气体浓度或已校准器件的已知响应值80ppm 污染物名称NOx序号日期时间计量单位（ppm）备注零点读数零点漂移绝对误差％满量程上标校准读数跨度漂移绝对误差％满量程起始(Z0)最终(Zi)△Z=Zi-Z0起始(S0)最终(Si)△S=Si-S01 2012-12-219:000.5 3 2.5 0.25%81 832 0.2%2 2012-12-229:000.6 1 0.4 0.04%79 823 0.3%3 2012-12-239:000.3 3 2.7 0.27%82 80 2 0.2% .零点漂移绝对误差最大值 2.7 跨度漂移绝对误差最大值3零点漂移0.27% 跨度漂移0.3%第8页共14页气态污染物CEMS重复性检测测试人员索亮CEMS生产厂赛默飞世尔公司测试地点大唐国际云冈热电CEMS型号、编号17i（）测试位置3#机组B侧出口CEMS原理稀释法标准气体浓度或校准器件的已知响应值：80ppm污染物名称NOx 计量单位ppm测试日期2012 年12 月23 日序号日期时间标准气体浓度或校准器件参考值CEMS显示值实测值均值重复性备注1 2012-12-23 10:0080 7881.2 1.5%2 2012-12-23 12:00 813 2012-12-23 14:00 834 2012-12-23 16:00 825 2012-12-23 18:00 816 2012-12-23 20:00 82第9页共14页气态污染物CEMS(O2)零点和跨度漂移检测测试人员索亮CEMS生产厂赛默飞世尔公司测试地点大唐国际云冈热电CEMS型号、编号CE-2DW测试位置3#机组A侧入口CEMS原理氧化锆标准气体浓度或已校准器件的已知响应值2%，20.7% 污染物名称O2序号日期时间计量单位（%）备注零点读数零点漂移绝对误差％满量程上标校准读数跨度漂移绝对误差％满量程起始(Z0)最终(Zi)△Z=Zi-Z0起始(S0)最终(Si)△S=Si-S01 2012-12-219:00 2.00 2.10 0.10 0.4%20.60 20.90 0.3 1.2%2 2012-12-229:00 2.00 2.040.040.16%20.6520.820.170.68%3 2012-12-239:00 2.00 2.080.080.32%20.5620.850.29 1.16% .零点漂移绝对误差最大值0.10 跨度漂移绝对误差最大值0.3零点漂移0.4% 跨度漂移 1.2%第10页共14页气态污染物CEMS(O2)零点和跨度漂移检测测试人员索亮CEMS生产厂赛默飞世尔公司测试地点大唐国际云冈热电CEMS型号、编号CE-2DW测试位置3#机组A侧出口CEMS原理氧化锆标准气体浓度或已校准器件的已知响应值2%，20.7% 污染物名称O2序号日期时间计量单位（%）备注零点读数零点漂移绝对误差％满量程上标校准读数跨度漂移绝对误差％满量程起始(Z0)最终(Zi)△Z=Zi-Z0起始(S0)最终(Si)△S=Si-S01 2012-12-219:00 2.00 2.33 0.33 1.3%20.70 20.48 0.22 0.88%2 2012-12-229:00 2.00 2.050.050.2%20.7020.820.120.48%3 2012-12-239:00 2.00 2.220.220.88 %20.7020.660.040.16% .零点漂移绝对误差最大值0.33 跨度漂移绝对误差最大值0.22零点漂移 1.3% 跨度漂移0.88%第11页共14页气态污染物CEMS(O2)零点和跨度漂移检测测试人员索亮CEMS生产厂赛默飞世尔公司测试地点大唐国际云冈热电CEMS型号、编号CE-2DW测试位置3#机组B侧入口CEMS原理氧化锆标准气体浓度或已校准器件的已知响应值2%，20.7% 污染物名称O2序号日期时间计量单位（%）备注零点读数零点漂移绝对误差％满量程上标校准读数跨度漂移绝对误差％满量程起始(Z0)最终(Zi)△Z=Zi-Z0起始(S0)最终(Si)△S=Si-S01 2012-12-219:00 2.01 2.11 0.1 0.4%20.70 20.84 0.14 0.56%2 2012-12-229:00 2.06 2.100.040.16%20.6920.840.150. 6%3 2012-12-239:00 2.11 2.180.070.28%20.7120.860.150.6% .零点漂移绝对误差最大值0.1 跨度漂移绝对误差最大值0.15零点漂移0.4% 跨度漂移0.6%第12页共14页气态污染物CEMS(O2)零点和跨度漂移检测测试人员索亮CEMS生产厂赛默飞世尔公司测试地点大唐国际云冈热电CEMS型号、编号CE-2DW测试位置3#机组B侧出口CEMS原理氧化锆标准气体浓度或已校准器件的已知响应值2%，20.7% 污染物名称O2序号日期时间计量单位（%）备注零点读数零点漂移绝对误差％满量程上标校准读数跨度漂移绝对误差％满量程起始(Z0)最终(Zi)△Z=Zi-Z0起始(S0)最终(Si)△S=Si-S01 2012-12-219:00 2.05 2.08 0.03 0.12%20.60 20.68 0.080.32%2 2012-12-229:00 2.12 2.210.090.36%20.7120.540.170.68%3 2012-12-239:00 2.01 2.070.060.24%20.6720.630.040.16% .零点漂移绝对误差最大值0.09 跨度漂移绝对误差最大值0.17零点漂移0.36% 跨度漂移0.68%第13页共14页调试检测结果汇总调试检测项目考核指标实际值备注A侧入口NOx 零点漂移≤±5.0% F.S.0.15 详见表1-1 跨度漂移≤±5.0% F.S. 0.2 详见表1-1 重复性≤±5.0%0.25 详见表1-2A侧出口NOx 零点漂移≤±5.0% F.S.0.2 详见表1-3 跨度漂移≤±5.0% F.S. 0.3 详见表1-3 重复性≤±5.0%0.41 详见表1-4B侧入口NOx 零点漂移≤±5.0% F.S.0.3 详见表1-5 跨度漂移≤±5.0% F.S. 0.3 详见表1-5 重复性≤±5.0%0.38 详见表1-6B侧入口NOx 零点漂移≤±5.0% F.S.0.27 详见表1-7 跨度漂移≤±5.0% F.S. 0.3 详见表1-7 重复性≤±5.0% 1.5 详见表1-8A侧入口O2 零点漂移≤±2.5% F.S.0.4 详见表1-9 跨度漂移≤±2.5% F.S. 1.2 详见表1-9A侧出口O2 零点漂移≤±2.5% F.S. 1.3 详见表1-10 跨度漂移≤±2.5% F.S. 0.88 详见表1-10B侧入口O2 零点漂移≤±2.5% F.S.0.4 详见表1-11 跨度漂移≤±2.5% F.S. 0.6 详见表1-11B侧出口O2 零点漂移≤±2.5% F.S.0.36 详见表1-12 跨度漂移≤±2.5% F.S. 0.68 详见表1-12。

燃煤烟气脱硝技术装备调试

燃煤烟气脱硝技术装备调试1 范围本标准规定了燃煤烟气脱硝技术装备的启动调试工作职责及内容、启动调试工作要求和质量验收及评定。

本标准适用于新建、扩建和改建燃煤锅炉选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术装备的启动调试、质量验收及评定。

其他烟气脱硝技术装备的启动调试和质量验收及评定可参照执行。

2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。

凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB/T 21509-2008 燃煤烟气脱硝技术装备GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准3 术语和定义GB/T 21509-2008中界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

3.1累计满负荷运行时间accumulated time of full load燃煤烟气脱硝技术装备在主机组锅炉额定工况的85%及以上负荷下累计运行的时间。

3.2燃煤烟气脱硝技术装备整套启动startup of whole flue gas denitration system从停止状态转变为运行状态的过程。

整套启动的标志是喷氨装置开始喷氨，燃煤烟气脱硝技术装备开始脱硝。

3.3自动投入率automatic put-in ratio投入的自动系统套数与设计的自动系统总套数的比值。

每一套自动系统应为能独立工作、形成闭环控制的最小系统。

3.4保护投入率protection put-in ratio已投入使用的联锁保护系统套数与设计的联锁保护系统总套数的比值，通常用百分数表示。

4 总则4.1燃煤烟气脱硝技术装备的调试及质量检验评定，应符合本标准的规定。

按本标准的规定组织调整试运工作，并及时进行调整试运质量验收及评定，作出调试工作质量验收及评定签证。

4.2 由调试单位结合燃煤烟气脱硝技术装备的实际情况，编制所承担的调试工作清单和调整试运质量检验评定清单。

4.3 燃煤烟气脱硝技术装备调整试运质量的检查和验评应按检验项目分项、分专业、分阶段等依次进行。

脱硝系统整体调试方案.

xx热电#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 (8)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 (10)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#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 水解系统各热工测量仪表装完毕；2.3 水解系统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系统设备序号位号名称规格数量1 J0HSX11AN0011#空压机排气量：21Nm3/h，出口压力 1.2MPa 12 J0HSX12AN0012#空压机排气量：21Nm3/h，出口压力 1.2MPa 13 J0HSJ61AP0011#尿素溶液输送泵流量：0.5m3/h,扬程：130m 14 J0HSJ62AP0012#尿素溶液输送泵流量：0.5m3/h,扬程：130m 15 J0HSJ71AC0011#水解器水解制氨能力60kg/h 16 J0HSJ72AC0012#水解器水解制氨能力60kg/h 17 J0HSN11 1#废水泵流量：10m3/h,扬程40m 1AP0018 J0HSN12AP0012#废水泵流量：10m3/h,扬程40m 19 10HSG11AN0011#炉稀释风机 A 流量：610Nm3/h, 出口压力6-8kpa 110 10HSG12AN0011#炉稀释风机 B 流量：610Nm3/h, 出口压力6-8kpa 111 20HSG11AN0012#炉稀释风机 A 流量：610Nm3/h, 出口压力6-8kpa 112 20HSG12AN0012#炉稀释风机 B 流量：610Nm3/h, 出口压力6-8kpa 113 J0HSL51AP0011#除盐水加压泵流量：0.3m3/h,扬程：150m 114 J0HSL52AP0012#除盐水加压泵流量：0.3m3/h,扬程：150m 115 J0HSQ11AP0011#冷却水管道泵流量：10m3/h,扬程：50m 116 J0HSQ12AP0012#冷却水管道泵流量：10m3/h,扬程：50m 13.2系统阀门的调试3.2.1系统所有安全阀的整定由于系统安全门安装完毕后，无法在现场实际整定，因此系统的所有安全阀要求安装单位在安装前全部拿到有资质的单位进行校验，并要求最终提供一份校验记录的复印件给调试单位。

火电厂脱硝装置调平试验的研究与应用

火电厂脱硝装置调平试验的研究与应用摘要:喷氨格栅位于SCR反应器入口，主要作用是将氨气空气混合物均匀地喷入反应器。

喷氨后整个反应器截面的氨气浓度分布直接影响到脱硝效率和氨逃逸浓度，脱硝出口CEMS一般不能代表整个截面NOx平均值，因此需对喷氨格栅阀门进行调整通过对脱硝系统喷氨格栅调整，使其喷氨格栅氨气喷射均匀化，让脱硝出口NOx浓度分布更均衡，提高脱硝效率，减少氨逃逸浓度，降低空预器污堵程度，达到脱硝调平的目的。

关键词：脱硝调平喷氨格栅氨逃逸 SCR1 SCR系统概述选择性性催化还原（SCR）是将烟气中的氮氧化物，转变成氮气和水的过程，SCR 主要的喷氨混合装置是喷氨格栅（AIG）。

通常设计喷氨格栅(AIG)是将烟道截面划分为若干个控制区域，每个控制区域有若干的喷射孔。

喷氨格栅包括喷氨管道、支撑、配件和氨气分布装置等。

设计时，喷氨格栅的位置及喷嘴形式是根据锅炉尾部烟道的布置情况来选择的。

喷氨格栅位于SCR反应器入口，主要作用是将氨气空气混合物均匀地喷入反应器。

喷氨后整个反应器截面的氨气浓度分布直接影响到脱硝效率和氨逃逸浓度，因此需对喷氨格栅阀门进行调整。

脱硝区域烟道结构分布如图1所示：图1脱硝区域烟道结构分布图2脱硝调平实验简介烟气气流分布不均匀时，容易造成 NOx和 NH3的混合及反应不均匀，不但影响脱硝效率及经济性，而且极易造成局部喷氨过量。

在机组各个负荷下调节喷氨量，使脱硝效率达到系统设计值，测量反应器出口NOX/O2浓度，根据反应器出口截面的NOX浓度分布情况及出口NH3分布情况，调整各氨气喷嘴阀门的开度，使各氨气喷嘴流量与烟气中需还原的 NOx 含量相匹配，以免造成局部喷氨过量。

由于设计和实际情况有一定的偏差，故需要根据出口氮氧化物浓度实际分布情况调整喷氨格栅。

其分布情况的测量为网格法测量。

其调整过程为一个反复的过程。

用便携式烟气分析仪在SCR烟道出口测试孔处测试NOx数据，根据数据调节喷氨格栅流量，从而使出口测试孔处测得NOx含量平衡。

脱硝改造工程监理工作总结

XXXXXX有限责任公司烟气脱硝改造工程监理工作总结XXXXXXXXX监理有限公司2014年5月本工程参建单位建设单位: XXXXXXX责任有限公司工程总承包单位: XXXXXX有限公司监理单位: XXXXXX监理有限公司目录一、工程概况二、监理单位及监理工作的起止时间三、监理依据四、施工过程的监理工作情况五、工程质量评估六、对工程投入使用的建议XXXXXXXX烟气脱硝改造工程监理工作总结XXXX烟气脱硝改造工程于XXX年X月X日开工，在XXX年X月底完成工程的施工安装于X月X日进入系统的调试,经调试消缺后于同年X月X日系统进入168小时试运，于X月X日完成了168试运，同时对整个工程进行了预验收，并提出了工程施工所存在的遗留缺陷问题及相应整改要求。

经施工方的努力在XXX年X月完成了对工程所存在的遗留缺陷问题的整改与完善工作，现工程已具备竣工验收条件。

在整个工程的施工监理工作中，我们监理部不仅始终坚持以“优质高效、诚信热情、公正严谨、顾客满意”的方针，作为我们监理工作的指导思想，严格按照规范要求和监理工作程序，认真履行好监理的职责和义务。

注重与业主、施工和设计方的相互协调与配合工作，加强对工程施工过程中的协调工作，在浙江大唐乌沙山发电有限责任公司各级领导及相关部门专工们的关心和支持下，以及宇星总承包及施工方的配合和努力下，为确保本工程的质量和安全使工程达到竣工目标，作出了我们应尽的工作和努力，现将本工程的监理工作情况总结如下：一、工程概况XXXX发电有限责任公司X机组为600MW发电机组，为解决环保脱硝问题设计采取在原各机组上增装烟气脱硝装置，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，在设计煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下脱硝效率大于75%。

脱硝系统布置在锅炉省煤器和空预器之间的位置。

烟道分两路从省煤器后接出，经过垂直上升后变为水平，接入SCR 反应器，反应器为垂直布置，每个反应器催化剂层数按2+1设置，经过脱硝以后的烟气经水平烟道接入空预器入口烟道。

建设项目环境保护设施调试的报告模板

建设项目环境保护设施调试的报告模板环境保护设施调试报告项目名称：xxxxx报告时间：20xx年xx月xx日调试单位：xxxx有限公司一、调试目的本次调试旨在测试环境保护设施的工作状态，确保其能够正常工作，并达到预期的水平。

同时，我们还将通过实验数据对环保设施的处理效果进行评估和分析，为项目后续监测和维护提供依据。

二、调试内容1. 水质处理设施：包括颗粒污染物过滤器、生物过滤器和纳滤器三个环保设施。

2. 废气治理设施：包括烟气净化器、除尘器、NOx还原装置和SO2吸收塔四个部分。

3. 化学品储存区周边环境检测：对储存区内PM10、PM2.5、SO2、NOx、CO等污染物进行现场监测。

三、调试结果1. 水质处理设施：(1) 颗粒污染物过滤器：经过调试，颗粒污染物过滤器的处理效果达到了预期目标。

经检测，其出水中颗粒物含量能够稳定维持在每立方米小于10mg的水平。

(2) 生物过滤器：生物过滤器的调试结果表明，其生物群落已经稳定形成，能够有效地分解有机物和处理厌氧排水，同时在处理难降解有机废水时也表现出了较好的处理效果。

(3) 纳滤器：本次调试后，纳滤器的处理效果有所提高，出水中COD和BOD均符合国家环保要求，砷元素高效去除率达到99.5%以上。

2. 废气治理设施：(1) 烟气净化器：经过一定的调试，烟气净化器的净化率达到了99%以上，符合国家环保要求。

(2) 除尘器：在有效时间内，除尘器能够达到99%以上的除尘效果，并且清灰运行稳定。

(3) NOx还原装置：经过反复试验，NOx还原装置可以稳定地将脱硝剂与尾气混合形成偏硝酸钠（PAN）分子，让NOx得到还原，超低排放达到了预期目标。

(4) SO2吸收塔：经过本次调试，SO2吸收塔的脱硫效率可以稳定地达到98%以上，且运行稳定，满足国家环保要求。

3. 化学品储存区周边环境检测：监测结果表明，在储存区内和周边空气中，PM10、PM2.5、SO2、NOx、CO等污染物均低于国家环境标准限制值，没有造成环境污染。

脱硫脱硝项目可行性研究报告

脱硫脱硝项目可行性研究报告一、项目背景近年来，随着环境保护意识的增强和法规的加强，大气污染防治成为社会关注的热点问题。

其中，硫氧化物和氮氧化物是空气中主要的污染物之一，也是酸雨形成的主要原因。

为了减少大气污染的程度，脱硫脱硝技术应运而生。

本报告将就脱硫脱硝项目的可行性进行研究。

二、项目目标本项目的主要目标是通过引入脱硫脱硝技术，减少硫氧化物和氮氧化物的排放，改善空气质量，减少酸雨的发生，保护生态环境。

三、项目内容1.引进脱硫脱硝设备：根据企业实际情况，选择适合的脱硫脱硝设备，并进行安装调试。

2.进行工艺优化：通过对系统工艺的优化，提高效率，减少能耗。

3.建立监测系统：建立硫氧化物和氮氧化物排放监测系统，监测项目的效果。

4.进行运营管理：进行设备的日常运营和维护，确保系统正常运行和效果达到预期。

四、投资估算本项目的投资主要包括设备投资、工程安装费用、工艺优化费用和监测系统建设费用等。

根据初步估算，总投资约为X万元。

五、经济效益分析1.确保企业的环保合规：通过引进脱硫脱硝技术，确保企业的排放达到国家标准，避免环境污染可能带来的环境罚款和声誉损失等问题。

2.降低运营成本：脱硫脱硝设备的引进和工艺的优化，将有效降低能耗和原材料消耗，降低运营成本，提升企业竞争力。

3.增加附加值：脱硫脱硝项目的引进将提升企业附加值，使企业在市场中获得更好的口碑和信任度。

六、环境效益分析1.减少污染物排放：脱硫脱硝技术的引进将大幅度减少硫氧化物和氮氧化物的排放，改善空气质量，减少酸雨的发生。

2.保护生态环境：通过减少空气污染物排放，可以保护植物、水体和土壤的健康，保护生态环境的平衡和可持续发展。

七、风险分析本项目存在的主要风险包括市场风险、技术风险和政策风险等。

为了降低风险，应对各种可能发生的风险制定相应的应对措施，包括制定合理的市场营销策略、持续关注技术发展动态，并与相关政府部门保持密切合作等。

八、可行性结论经过对脱硫脱硝项目的可行性进行综合分析，本项目具备一定的经济和环境效益，能够满足企业环保合规要求，具备可行性。

脱硫脱硝冷态调试报告

脱硫脱硝冷态调试报告1、改造前的总结：1、各取气口进行扩孔，尤其4#炉。

2、催化剂层堵塞严重，用压缩空气对其进行清理。

3、喷氨管有堵塞现象，隔离仓室进行清理。

4、脱硝塔进口烟道进行清理。

5、液氨站氨气缓冲罐压力提高至0.6MPa，原来0.2MPa。

方法：利用氨热器将液氨储罐压力提高至0.8MPa，液氨蒸发器设定压力0.7MPa。

根据现场调试及操作情况，现做出如下总结，主要用于排查系统问题、避免操作失误；一、脱硫溶液密度控制若密度在1015到1020，以上入口工况情况下，喷浆量加倍，每周两次（周三、周日）用手持式密度计校核密度计。

二、开启泵等设备时，观察所在管路密度、压力、温度、流量等变化，可以判断是否有介质通过管路及仪表是否准确，以便及时处理问题。

三、若二次冷却水管道堵塞，则会影响对雾化器一次冷却水的降温效果；夏天中午，一次冷却水温度过高，无法降温时，可以采用边加冷水，边排热水的方式降温（一次冷却水温过高也可以通过此方式解决），也可以加轴流风机吹一次冷却水箱。

四、喷吹改为一天24小时不间断喷吹，改变喷吹时间间隔，一般在200S到300S之间调节，保证脱硝塔进出口阻力在正常范围内波动（800到1500Pa）,若压力过高，则用U型管检查各个仓室除尘段、脱硝段各催化剂层阻力，根据各个仓室之间阻力比较堵塞情况，及时清理布袋、脱硝段孔板、催化剂等可能堵塞的地方。

若布袋阻力过高，也可能是脉冲阀故障、气包前压缩空气管道阀门未开启导致，脉冲阀故障通过点动喷吹，现场排查的原因找出。

五、由于两套系统喷氨管道距离有差异，开启喷氨时，全开一号系统喷氨调节阀，二号系统喷氨调节阀开度由小到大调节，直到两套系统同时达标，若出口指标过低，可以通过适当减少相应喷氨调节阀调节。

通过稀释风系统阻力变化，判断喷氨管堵塞情况。

六、输灰系统开启顺序：先开斗提机，再开集合刮板机，然后开左右侧刮板机，最后再开启气动排灰阀，开启时间间隔为10分钟，注意开启后观察设备等是否已运行；输灰系统关闭顺序：先关气动排灰阀，再关左右侧刮板机，然后关集合刮板机，最后再关斗提机，关闭时间间隔为30分钟。

脱硝调试报告范本

国电江苏谏壁发电有限公司#11机组脱硝自动监控设施基本信息一、企业基本情况国电江苏谏壁发电有限公司#11机组在第二次大修后增加了脱硝系统，脱硝系统采用SCR法烟气脱硝技术，即选择性催化剂还原法，SCR法具有脱硝效率高、运行可靠、便于维护和操作等优点。

二、烟气在线监测（CEMS）各项参数资料(1)CEMS生产厂家、型号及测点安装位置烟气在线系统北京中电兴技术开发有限公司提供，型号为CEI-3000-YQ，脱硝烟气入口测点安装在炉省煤器出口处，烟气出口测量安装在炉预热器入口处。

（2）CEMS系统组成CEI-3000-YQ型烟气排放连续监测系统由烟气参数测量子系统、气态污染物监测子系统、氨逃逸测量子系统和系统控制及数据采集处理子系统组成。

系统框图如下：（3）CEMS系统工作原理CEI-3000-YQ型烟气排放连续监测系统的气态污染物监测采用直接抽取采样法（加热管线法）：样气经过采样探头的加热保温与灰尘过滤，再经加热管线的加热保温，到预处理单元将样气中的水分通过迅速降温的方法冷凝，最大限度的将样气中的水分结露排出，连续监测出烟气中的氮氧化物和氧浓度，分析仪器再将相应的测量参数以4~20mA的形式送到DCS系统。

烟气排放参数监测是将一次表安装在现场，现场信号以4~20mA的信号送到DCS 系统。

氨逃逸测量也是采用直接抽取采样法（加热管线法），将样气引到氨逃逸测量柜内进行测量，分析仪器再将相应的测量参数以4~20mA的形式送到DCS系统。

(4) 烟气分析仪子系统的型号、厂家、工作原理及技术参数烟气分析仪系统用于分析烟气中的氮氧化物和氧浓度，型号为EL3020分析仪，厂家为ABB公司，供货由北京中电兴业技术开发有限公司。

（一）O2分析仪的测量原理采用电化学氧气测量法，氧气传感器是根据一个燃料池的工作原理工作。

氧气在阴极与电解液的分界面被转换成电流，并且所产生的电流与氧气的浓度成正比。

技术参数如下：1、采样方法：直接抽取采样法（加伴热管线）2、量程：0~25%3、干扰变量4、有自标定的迁移：可忽略5、无自标定的迁移：暴露于空气中，典型值为1% O2/年6、温度：小于0.5% O2/20K,以20度测量值为基准7、大气压力：压力改变1%时小于测量值的2%8、显示分辨率：小于满量程的0.2%9、输出信号分辨率：小于信号范围的0.2%10、重复性：小于0.05% O211、电源：AC230V, +10%~-15%,50HZ 功率：大约60V A12、气样流量：1.2~2L/min13、样气压力：0.5~1.5bra314、校准时间：1次/一周15、校准方式：手动16、测量方式：连续17、指示误差：小于等于±1%FS(二) NO测量原理利用红外线气体测量，这种光谱方法是以对非分散性红外吸收为基础的，。

机组脱硝调试报告

*********电厂**机组脱硝装置调试报告批准:目录一、前言1二、调试依据2三、工程概况23.1. 脱硝工程简介23.2 脱硝装置介绍3四、前期准备44.1调试筹划54.2调试指导文件5五、试运过程55.1 技术交底情况55.2 设备单体试运情况55.3 分系统试运55.4 整套启动试运55.5 喷枪调试步骤65.6. 脱硝装置整套启动调试步骤65.7 脱硝装置热态调试75.8 #7脱硝装置调试数据7六、质量控制116.1 调试技术质量目标116.2 调试过程控制质量目标116.3 平安、文明生产实施目标116.4 系统优化指标到达合同要求〔当原烟气处于设计条件下时〕11七、试运中出现的主要问题及处理结果12八. #7机组脱硝装置整套启动运行结论和建议12- . -一、前言为控制中国燃煤火电厂的NO*污染物排放水平，相继颁发"火电厂大气污染物排放标准-GB13223-1996"、"中华人民国大气污染保护法"〔2000年9月实施〕、"火电厂大气污染物排放标准GB13223-2011"等标准和法规，要求火电厂采取措施控制NO*排放。

本工程采用选择性非催化复原反响〔SNCR〕脱硝工艺，复原剂为20%氨水，按照2台炉公用储存与制备系统原则设计，锅炉NO*原始浓度按380mg/Nm3，出口浓度小于200mg/Nm3设计。

本工程脱硝装置由两个局部组成，即氨水区和炉区。

本期工程在以*******的努力下，克制工程进度中遇到的问题，严把工程质量关，确保了本期脱硝装置投产后稳定、经济、可靠地运行。

脱硝装置整套启动调试工作是脱硝工程建立过程中的最后一道工序，也是脱硝装置投产的第一道工序，在整个调试过程中，我们以调试大纲和调试方案为指导，全面保证工程的整体质量，最终于****年**月**日**机组具备正常投运条件。

该工程由工艺调试人员负责进展，从****年**月进厂，到****年**月**日完成**脱硝装置调试运行工作，圆满完成了调试任务。

5_炉SCR脱硝168h调试报告-0328 - 副本

安庆石化热电部5#号锅炉烟气脱硝改造工程5#SCR脱硝168h报告编号：THTF-AHAQ-TS-5编制：张全胜同方环境股份有限公司2015年3月目录1 概述 (2)2 调试目的及依据 (10)3 调试范围 (11)4 组织与分工 (11)5 5#炉SCR烟气脱硝系统调试内容及过程介绍 (12)6 SCR反应区调试 (12)7 5#SCR烟气脱硝系统调试质量 .................................................................................................... 错误!未定义书签。

8 结论.................................................................................................................................................. 错误!未定义书签。

9 建议.................................................................................................................................................. 错误!未定义书签。

1 概述1.1项目概况根据国家标准和政府环保部门的要求，结合安庆石化燃煤锅炉的实际情况，确定项目范围和工程主要内容。

5#炉的省煤器与空预器之间增加脱硝反应器，催化剂按照“2＋1”进行设计，省煤器出口烟道改造后与脱硝反应器入口烟道相连接，在烟道中安装喷氨格栅、导流板及整流装置等。

四台炉共布置一套脱硝还原剂供应系统（脱硝还原剂采用气氨，从化肥氨球罐引接）。

SCR区设氨空气混合器、喷氨格栅、稀释风机等；并对5#锅炉进行低氮燃烧器改造及5#炉锅炉尾部受热面改造；在设计基础条件下，本工程以1000mg/Nm3（干基，6%O2）作为5#锅炉的NOx排放的基准浓度进行设计。

火电厂烟气脱硝工程施工验收技术规程

火电厂烟气脱硝工程施工验收技术规程一、前言火电厂烟气脱硝工程施工验收技术规程是为了确保火电厂烟气脱硝工程施工质量，保护环境，提高脱硝效率而制定的技术规范。

本规程主要包括施工验收的基本原则、验收标准、验收程序以及相关的技术要求。

二、基本原则1.合规性原则：施工必须符合国家相关法律法规和技术标准，确保工程的合法性和合规性。

2.安全性原则：施工必须确保人员和设备的安全，防止事故发生。

3.环保性原则：施工必须符合环保要求，减少污染物排放，保护环境。

4.质量性原则：施工必须确保工程质量，保证设备运行的稳定性和脱硝效果的达标。

三、验收标准1.设备安装标准：脱硝设备必须按照设计要求进行安装，确保设备的稳定性和可靠性。

2.工艺流程标准：脱硝工艺流程必须符合设计要求，确保脱硝效果达标。

3.排放标准：脱硝后烟气中的氮氧化物排放浓度必须符合国家和地方的相关标准。

4.安全标准：施工过程中必须符合国家和地方相关安全标准，确保人员和设备的安全。

5.环保标准：施工过程中必须符合国家和地方相关环保标准，减少污染物排放。

四、验收程序1.施工准备：确认施工人员到位、设备齐全、工艺流程符合要求。

2.设备安装验收：检查设备的安装情况，包括设备的位置、固定情况、管道连接等。

3.工艺流程验收：确认工艺流程的设置是否符合设计要求，包括反应器、吸收塔、氧化风机等设备的设置。

4.调试验收：进行设备的调试，检查设备的运行情况和参数是否稳定。

5.性能验收：通过连续运行一段时间，检查脱硝效果是否达标，包括氮氧化物排放浓度的监测和记录。

6.安全验收：检查施工过程中是否符合相关安全要求，包括施工人员的安全防护措施和设备的安全运行情况。

7.环保验收：检查施工过程中是否符合相关环保要求，包括减少污染物排放的措施和效果。

8.验收报告编制：根据以上验收结果，编制施工验收报告，记录施工过程和脱硝效果。

五、技术要求1.施工人员必须具备相关专业知识和技能，熟悉脱硝工程的施工要求和操作规程。

脱硝工作总结

脱硝工作总结
脱硝工作是环保领域的重要工作之一，它的目的是通过一系列的技术手段，将
燃煤等工业过程中产生的氮氧化物（NOx）排放降低到环保标准以下，以保护大气环境和人类健康。

在过去的一段时间里，我们团队在脱硝工作上取得了一些成果，现在我来总结一下我们的工作。

首先，我们对脱硝技术进行了深入的研究和探索，选择了适合我们工厂的脱硝
装置和工艺方案。

在这个过程中，我们充分考虑了成本、效率和环保指标等因素，最终确定了最佳的脱硝方案。

其次，我们对脱硝设备进行了精心的安装和调试，确保其稳定运行和高效工作。

我们严格按照相关规范和标准进行操作，保证了脱硝设备的安全性和可靠性。

在脱硝工作中，我们还加强了对操作人员的培训和管理，提高了他们的技术水
平和责任意识。

我们建立了严格的操作规程和安全管理制度，确保了脱硝工作的顺利进行。

最后，我们对脱硝效果进行了全面的监测和评估，确保达到了环保标准和相关
要求。

我们建立了完善的监测体系，对脱硝设备的运行情况进行了实时监控和数据分析，及时发现和解决问题，保证了脱硝效果的稳定和可靠。

总的来说，我们在脱硝工作中取得了一定的成绩，但也存在一些不足和问题，
需要进一步改进和完善。

我们将继续努力，不断提高脱硝工作的质量和效率，为保护环境和人类健康做出更大的贡献。