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1、河北国华沧东发电有限责任公司#3炉烟气脱硝工程调试大纲（参考）杭州融智能源科技有限公司2007年12月国华沧东发电厂#3炉烟气脱硝工程整套启动调试方案会审单位及代表：国华沧东发电有限责任公司代表： 年 月 日浙江融智能源科技有限责任公司代表： 年 月 日XX电力工程监理咨询公司代表： 年 月 日XX火电建设公司代表： 年 月 日试运指挥部批准： 年 月 日编 写：审 核：批 准：目 录1综述12调试大纲编制依据63启动调试工作的组织64调试工作指导思想和程序原则105调试工作内容126主要调试方案和措施137调试工作进度计划138调试人员和仪器仪表配置149调试技术资料管理1610调试质量控制
2、1611调试安全和文明1612附录附录1：国华沧东发电厂#4炉烟气脱硝工程危险源辩识、评价、控制措施表附录2：新设备分部试运行前静态检查表附录3：电气、热工保护投入状态确认表附录4：新设备分部试运行申请单 附录5： 分系统试转记录附录6： 新设备及系统代保管签证书附录7： 分部试运后验收签证附录8：第二种试运转申请单附录9：热工自动装置投入情况统计表附录10：主保护投入记录表附录11：调试方案分级审批一览表1 综述1.1 前言参照原电力部1996年颁布执行的火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）的规定，烟气脱硝系统在完成厂用受电后，即可进入启动调试阶段。烟气脱硝系统启动调试包
3、括分部试运调试和整套启动试运调试两个阶段，而分部试运调试又划分为单机试运和分系统调试，在单体调试和单机试运合格后进入分系统调试，在所有分系统调试项目完成后脱硝系统进入整套启动调试阶段。单机试运是指单台辅机的试运，分系统调试是指按系统对其动力、电气、热控等系统内所有设备进行空载和带负荷的调整试运，整套启动调试是从烟气脱硝系统的首次喷氨开始，到完成满负荷168小时试运移交试生产止的所有调整试运。整套启动试运结束后进入考核测试阶段，在考核测试期间完成脱硝系统运行技术经济指标测试和脱硝系统性能考核试验，最终移交商业运行。河北国华沧东发电有限责任公司#3炉烟气脱硝工程中SCR催化反应系统、氨贮存制备系统
4、等主要部分由浙江融智能源科技有限公司负责设计和设备供应，华北电力设计院负责烟气脱硝工程的土建、消防、照明、暖通、通讯设计，XX电力工程监理咨询有限公司负责工程安装与调试监理，XX火电建设公司承担设备安装施工任务，XXX电科院承担烟气脱硝工程的分系统及整套启动调试工作，其中电气部分调试由XX火电建设公司承担。为确保调试工作能优质、有序、准点、安全、文明、高效地进行，从调试的组织，调试的技术方案，调试安全、质量管理，调试技术文件资料管理等方面进行规划设计，确立调试工作的指导思想，使工程能达到“更安全、更可靠、更先进、更经济、更规范、更环保；创国际一流”的“六更一创”要求，并使参加调试工作的各方对省
5、内首台选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝调试过程及要求有较全面的了解，特制定本启动调试大纲。调试大纲是脱硝系统启动调试阶段纲领性文件，通过调试技术纳总和各参战单位的协作配合，贯彻执行调试大纲，最终使整个烟气脱硝工程高水平地完成调试工作，顺利地达标投产及工程创优。本大纲仅适用于河北国华沧东发电有限责任公司#4炉烟气脱硝工程的启动调试过程，用以指导调试单位及各参建单位遵照本调试大纲的要求开展启动调试工作。1.2 脱硝系统概况河北国华黄骅发电厂位于河北省沧州市以东约100km的黄骅港，与港口毗邻，北距天津市约112km，西距黄骅市约55km。河北国华黄骅发电厂本着建设绿色环保型电厂的精神，在每炉实施
6、烟气脱硫的基础上，还在#3炉上率先实施烟气脱硝，采用选择性催化还原法（SCR法）烟气脱硝工艺，催化剂为株式会社日立制作所生产的板式催化剂，脱硝还原剂为液态纯氨。该烟气脱硝工程计划于2009年1月15日与#3机主体同步完成168小时试运行。烟气脱硝系统与河北国华沧东发电有限责任公司#3机组配套，可处理#3锅炉的全部烟气。该烟气脱硝系统包括工艺，电气，仪控等子系统，工艺系统又分为烟气系统、SCR催化反应系统、氨贮存和制备系统、蒸汽和压缩空气供给系统。烟气脱硝系统采用在国外商业应用最多的高飞灰布置方式，系统不设置反应器进出口烟气挡板和省煤器高温旁路。烟气系统流程为：省煤器出口，催化反应器进口烟道，氨
7、气喷射格栅，烟气/氨气混合器，均流板，催化反应器，催化反应器出口烟道，空预器。烟气脱硝系统对称布置两个催化反应器，分布处理#3炉省煤器出口的两路烟气，催化反应器为竖直布置，烟气流向为竖直向下。烟气中的氮氧化物经过氨气喷射格栅和烟气/氨气混合器，与所喷入的氨气混合均匀后，在催化剂的催化作用下，发生催化还原反应，生成无毒害的氮气和水。催化剂在每个催化反应器中分两层布置，同时预留空间，在初装催化剂活性降低时，可以加装新催化剂。为了防止烟气中的飞灰在催化剂上沉积，堵塞催化剂孔道，在每层催化剂上装有3个声波吹灰器，吹灰介质为压缩空气。烟气脱硝系统采用液态纯氨作为还原剂。氨贮存和制备系统的主要功能是贮存液
8、氨，气化液氨，向脱硝反应器提供源源不断的气态氨。烟气脱硝系统中吹灰所需的压缩空气由全厂检修用压缩空气系统供应。催化反应器附近所需的仪用压缩空气由#3炉仪用压缩空气母管接出，氨贮存制备区域仪用压缩空气从#3炉脱硫区域接出。氨气蒸发器所需要的加热蒸汽约为0.3t/h，设计从#3炉供锅炉空预器吹灰用蒸汽管道上接出。本烟气脱硝系统SCR区域采用以DCS技术为核心的控制系统，氨制备区域采用PLC加上位机为控制系统，实现以上位机显示器及#3机DCS操作员站显示器为中心，对脱硝系统进行监视和控制。实现数据采集和处理；定时制表；参数越限时自动报警和打印；根据人工指令自动完成各局部工艺系统或辅机的程序启停。当系
9、统发生异常或事故时，通过联锁保护或人工干预，使系统能在安全工况下运行或停机。脱硝系统氨制备区PLC主站、PLC远程I/O站和上位机设在氨制备区附近的控制室内，此上位机作调试工程师站，最终通过以太网通信纳入主体工程的除灰控制系统。脱硝系统SCR区还采集了锅炉如MFT、IDF等信号。本烟气脱硝系统厂用电设380/220V一级。本工程厂用负荷较少，故不再设独立的厂用配电装置。380/220V 系统采用中心点直接接地方式。烟气脱硝系统的主要设计参数如下表：序号项目单位参数1脱硝系统性能设计参数1.1脱硝反应器进口烟气成分CO2Vol%, wet14.69O2Vol%, wet3.27N2Vol%, w
10、et73.99H2OVol%, wet7.98NOxVol.ppm dry 6%O2146.1SO3Vol.ppm dry 6%O211.2SO2Vol.ppm dry 6%O2549.4烟尘浓度g/Nm3 dryactual O24.961.2性能保证参数脱硝装置总压降Pa小于1000(附加层催化剂投运前，BMCR工况下)小于1200（附加层催化剂投运后，BMCR工况下）催化剂层压降Pa600 (BMCR工况下)NH3/ NOx摩尔比mol/mol0.8205脱硝装置在性能考核试验时（首次喷氨后六个月内）的脱硝效率%80脱硝装置在附加层催化剂投运前的脱硝效率%80.0氨的逃逸量ppm3二氧化
11、硫转化率%1催化剂化学寿命h24000催化剂机械寿命年10脱硝装置可用率981.3物质消耗量液态纯氨kg/h220 (BMCR工况)工艺水t/h80耗电量kW68压缩空气m3/h360 Nm3/h蒸汽t/h0.21.4设备噪声等级 (max)设备噪声(在声源1m处测量)dB(A)852脱硝装置设计参数2.1反应器设计参数 数量2尺寸 m12mWx12mLx12.04mH总壁厚 mm6腐蚀余量 mm0.5材料碳钢设计压力 Pa5800运行温度 376最大运行温度 400烟气流速m/s6保温厚度 mm2002.2氨喷射系统设计参数型式网格型管子材料20#1.3设备概况 脱硝系统主要设备规范如下表所
12、示。序号KKS码设备名称设备规格单位数量备注1SCR反应器长12m宽12m高12.04m个22催化剂型式：板式层4BHK3声波吹灰器吹扫频率：72次/h 介质：压缩空气耗气量：6Nm3/min个164储气罐容积：3m3设计压力：0.9MPa设计温度：100个15烟气/氨气混合器/套26液氨储罐容积：80m3设计压力：2.2MPa设计温度：50个27卸料压缩机流量：29m3/h最大工作压力：2.64MPa电机功率：11kW台28液氨蒸发器蒸发能力：252kg/h设计压力：1.0MPa/常压个29氨气缓冲罐容积：3.5m3设计压力：1.0MPa设计温度：55/80个210氨气稀释槽容积：6m3设计温度：80设计压力：常压个111废水泵流量35m3/h扬程：50m电机功率：11kW台212液氨供应泵流量0.72m3/h扬程：65m电机功率：2.2kW台213稀释风机全压：9080Pa流量：16226m3/h电机功率：45kW台214氨气/空气混合器/个215氨气泄漏检测器台42 调试大纲编制依据2.1 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程 电建1996159号文颁发2.2 火电工程启动调试工作规定 建质199640号文颁发2.3 电力建设施工及验收技术规范（各篇） 电技199420号文颁发2.4
