脱硝调试方案.doc

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
12。 运行异常分析及处理 19
13。 氨水安全措施 20
14. 附件一 性能保证 20
1. 前言
为确保“秦皇岛骊骅淀粉股份有限公司3×180t/h锅炉SNCR+SCR脱硝工程”项目热态调试及试运行工作能优质、有序、准点、安全、文明、高效地进行，并使参加运行工作的各方对运行过程及要求有较全面的了解，特制定本调试方案。
锅炉烟气脱硝系统在安装完毕并完成单体、分系统试运后，将通过热态调试及连续试运行工作，对设计、施工和设备质量进行全面考核。
通过调试调整SNCR+SCR系统及各设备的运行状态，为制定运行规程提供调试依据，使得系统以最经济的状态满足脱硝要求，检验SNCR+SCR系统是否达到设计和合同规定的技术指标.通过调整调试后能获得：
1) 脱硝系统设计是否合理；
2） SNCR+SCR系统的脱硝率、热态投运及停运方法：
3) 各个运行参数对SNCR+SCR脱硝效果的影响；
4) 摸索SNCR+SCR系统最佳运行方式；
连续试运行要保证整套脱硝系统能安全顺利地启动并移交生产，发现并解决系统可能存在的问题，使之投产后能安全稳定运行，尽快发挥投资效益,为环保作贡献.
2. 工程概况
2.1 概述
秦皇岛骊骅淀粉股份有限公司热电厂新建3台180t/h次高压次高温循环流化床锅炉.配套新建SNCR-烟道型SCR联合烟气脱硝，还原剂为氨水，本设计的还原剂储备及供应公用系统按3台180t/h循环流化床锅炉用量设计。
本工程3台180t/h循环流化床锅炉参数如表1-1所列。
表1-1锅炉主要参数
项目
锅炉参数
额定蒸发量
180t/h
额定蒸汽温度
485℃
额定蒸汽压力
5。3Mpa
给水温度
104℃
排烟温度
137℃
过剩空气系数
1。4
总燃料消耗量
36。9t/h
锅炉热效率
90。5%
1＃、2#、3#锅炉热力数据表（锅炉厂数据）
　　 名称
项目
烟气温度
工质温度
工质压力
烟气速度
工质速度
进口
出口
进口
出口
进口
出口
W
W
℃
℃
℃
℃
Mpa
Mpa
m/s
m/s
炉膛

883
275
275
5.3
5.3
4.86

分离器

918。2
482
485

9。08

对流管束

包墙过热器

高温过热器

738.9
351
482

12.3
23。06
低温过热器

517.1
274。6
405

8。84
16。04
高温省煤器

353。7
138.5
201.3

8.26
0。59
低温过热器

268。6
104
138.5

6.82
0。56
空预器

137
20
175

11.07
6。48
2。2厂区的岩土工程条件
项目所处场地地质条件满足项目建设要求。
2.3 脱硝系统入口烟气参数
表1—2 脱硝系统入口烟气参数
项目
名称
烟气量
目前NOx排放浓度
炉膛出口温度
1＃、2#、3＃锅炉
226000Nm3/h。台
≤200 mg/Nm3
883oC
脱硝系统入口烟气参数（根据煤质资料计算）
项 目
单位
数 据（湿基）
CO2
Vol％
12.57
O2
Vol％
5.73
N2
Vol%
74。5
SO2
Vol％
0.091
H2O
Vol%
7。1
省煤器出口烟气成分（过量空气系数为 1.4 )
3. 主要设计数据
3.1 燃料及其飞灰分析
本工程锅炉无炉内脱硫装置，粉尘浓度为48。9g/Nm3，本工程采用的燃煤煤质及飞灰成分如表1-3所列:
锅炉燃料特性
燃料特性
碳
Car
%
44。72
氢
Har
%
2.72
氧
Oar
％
5。95
氮
Nar
％
0。82
硫
Sar
%
0。86
水
Mar
%
5.2
灰
Aar
%
41.9
低位发热量
LHV
KJ/Kg
15710
燃料耗量
B
t/h
36。9
锅炉计算效率
η
％
90．5
煤的入炉粒度：dmax=10
灰熔点
名称
符号
单位
设计煤种
灰变形温度
DT（t1）
℃
﹥1500
灰软化温度
ST(t2）
℃
﹥1500
灰熔化温度
FT（t3)
℃
﹥1500
校核煤种特性
碳
Car

氢
Har

氧
Oar

氮
Nar

硫
Sar

水
Mar

灰
Aar

挥发份
Vdaf

低位发热量
LHV

3。2 气/汽源、水源参数
进入可供脱硝装置气/汽源、水源的参数
厂用气
排汽含尘粒度 0。1 um，压力露点≤—40℃
压力
Mpa
0。7
仪用气
排汽含尘粒度 0。1 um,压力露点≤-40℃
压力
Mpa
0。6-0。8
辅助蒸汽

温度
℃
205—340
压力
Mpa
0。49-0。98
工业水

压力
Mpa
0.5
稀释水（若需要）质量要求如下：
-—总硬度:＜150 ppm 作为 CaCO3；
—-钙硬度：＜100 ppm作为CaCO3；
——“M”碱度：＜100 ppm作为CaCO3；
——铁：＜0。5 ppm；
—-导电度：＜250 mmhos；
——没有明显的混浊和悬浮固态物。当电厂工业水质能满足以上条件时刻代替除盐水。
3。3 电厂供电
电动机电源电压低压 AC380 V 50HZ，所有电动机采用新型高效节能产品。
3.4 还原剂
本脱硝工程采用氨水作为还原剂，浓度为20%(wt%)。（设计允许的波动范围为15%～25％)
氨水储罐的储存量不小于3台180t/h锅炉BMCR工况下5天用量设计.
4. 技术原理及工艺流程
4。1 技术原理
SNCR/SCR联合脱硝技术是SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逸出氨进行催化反应结合起来，从而进一步脱除NOx，它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高效脱硝率及低的氨逸出率有效结合。理论上，SNCR工艺在脱除部分NOx的同时也为后面的催化法脱除更多的NOx提供了所需的氨。
SNCR/SCR联合工艺NOx的脱除率是SNCR工艺特性、氨的喷入量及扩散速率、催化剂提供的函数。要达到高效的NOx的脱除率和氨的逸出浓度在3ppm以下的要求，采用联合工艺在技术上是可行的。在联合工艺的运行中，SNCR系统是在SNCR的温度窗口下喷入还原剂以逸出氨的产生模式运行的,还要求能调节这些逸出氨的量从而满足NOx总脱除率和氨的最低逸出浓度要求。根据以上所述，联合工艺的特性直接取决于进入催化剂体内的氨与NOx分布情况，偏差较大的分布可能影响催化剂对整个运行的适应能力。
4.2 工艺流程
三台锅炉选用SNCR+SCR技术方案,采用氨水作为还原剂。
20%的氨水经槽车运输到厂区内，通过氨水加注泵将氨水送至氨水储罐，氨水输送泵将20％的氨水从氨水储罐中抽出输送到炉前，在静态混合器中和工艺水混合稀释成8％的氨水（浓度可在线调节)后进入SNCR喷枪.氨水在输送泵的压力以及压缩空气的作用下,以雾状喷入炉内，与烟气中的氮氧化物发生氧化还原反应，生成氮气，去除部分氮氧化物,过量的还原剂随烟气一起进入SCR反应器,在催化剂的作用下将氮氧化物还原成氮气，从而达到脱硝目的。单台锅炉分别设置3台声波吹灰器对催化剂进行吹扫，防止催化剂孔道阻塞。
4.3 系统描述
SNCR系统主要由还原剂制备和储存系统、氨水溶液输送系统、稀释水系统、炉前喷射等系统组成。
(1）还原剂制备和储存系统
主要设备说明:
还原剂储存系统
氨水储罐
设置1个氨水储罐,单个氨水储罐参数为:52m3，Φ3.2×6.5m，立式,304不锈钢。
氨水加注泵1台，单台氨水加注泵参数为：Q=30m3/h，H=30m.
（2)氨水输送系统
氨水输送泵将储罐中的氨水输送至静态稀释器,与工艺水混合稀释为~8%的氨水后，输送至炉前喷射系统进行脱硝反应.
氨水输送泵
三台锅炉共用2台氨水输送泵，一开一备，单台氨水输送泵的参数为：Q=0.7m3/h,1。2MPa.
(3）稀释水储存和输送系统
工艺水从业主除盐水管路接入稀释水箱，通过稀释水泵打入静态混合器中，将20％的氨水稀释为～8％的氨水溶液。
主要设备说明：
稀释水箱
1个，用来储存工艺水，稀释水箱参数为2。5m3,碳钢，立式，Φ1。5×1.5m。
稀释水泵
本工程为3台锅炉采用母管制，设置2台稀释水泵（一用一备）。单台稀释水泵的参数为：流量1.5m3/h，扬程120m。
（4） 炉前喷射系统
单台锅炉分离器出口布置6只；竖井烟道9米方向布置3只，单台锅炉总共9只喷枪。采用气力雾化喷枪。调节氨水输送泵和稀释水管路上的调节阀，可以控制喷枪的流量和压力。每台炉的喷枪入口设有就地压力表。
喷枪上的氨水进口和压缩空气进口为快速接头连接，通过金属软管与氨水溶液管路、压缩空气管路连接.
（5)排水系统
氨水输送泵出口管路、稀释水泵出口管路及各个储罐设置放净阀门,废液通过排水沟排至集水坑后，通过潜水泵将废液输送至厂区其他系统综合利用。
（6）SCR反应器
3台锅炉分别设置1个SCR反应器，每台炉设置3声波吹灰器。每台炉设置催化剂为蜂窝式，布置1层催化剂，单台炉催化剂使用量为20.7m3。
5. 准备工作
5.1 系统准备
1） 系统设备运行正常，调节设备显示正常,及测量设备测量数据准确;
2) 锅炉负荷、主汽压力及温度等运行参数波动范围符合锅炉运行规范的规定；
锅炉负荷变动范围 ΔD/Do≤±3%
主蒸汽压力变动范围 ΔP/Po≤±1。5%
主蒸汽温度变动范围 Δt/to≤±1.5%
炉膛出口氧量变动范围 ΔO2≤±0.5%
3) 调试开始前，所有参与调试人员到位,现场仪器设备正常，便携式设备到位；
4） 调试开始前，调试人员认真阅读调试大纲，熟悉现场情况，对调试和测试记录项目明晰；
5） 调试仪器要预先标定并符合计量标准要求；
6) 预先准备好记录表格,对讲机，安全帽等。
5。2 调试人员及分工
1) 调试时间:10~15天。
2） 为保证调试的顺利进行，应成立热态调试调试领导小组,由秦皇岛骊骅淀粉股份有限公司委派一人担任调试组负责人。其成员由热电厂、浙江菲达环保科技股份有限公司组成，具体名单在调试前确定；
3） 电厂运行人员负责SNCR系统的主要设备启停和调整;
4) 调试人员组织
调试负责： 电厂1人
技术负责： 菲达公司1人
运行操作人员: 电厂1~2人
可视实际情况增加人员。
5.3 参与试运行单位职责
5。3。1热电厂
1） 全面负责试运期间的组织,协调管理工作；
2） 参与试运期间的检查，设备、系统的验收移交，性能考核试验的验收；
3） 审核电气、热控等设备的运行值；
4) 负责锅炉与脱硝系统之间的协调工作；
5） 在试运人员指导下进行设备检查、操作；
6） 配合试运人员进行试运的性能试验工作；
7） 负责连续运行期间的氨水（20％）、除盐水等消耗品的供应；
8) 负责运行期间的数据记录和详细操作记录。
5。3。2 菲达公司
1) 履行脱硝系统启动试运全过程中的组织管理职责；
2） 参加试运各阶段的工作检查协调、交接验收和竣工验收；
3) 负责设备的缺陷收集并实施消缺工作；
4) 协调解决合同执行中的问题；
5) 负责协调所供货的设备厂商技术服务和试运期间的设备备品、备件和其他物品的提供；
6） 负责必要的设计修改。
7） 完成系统所需安装工程及试运中临时设施的施工;
8） 负责整理、提交试运阶段的记录和有关文件、资料；
9) 在机组移交前，负责试运现场的安全、消防、治安保卫、消缺检修和设备启动工作;
10） 负责编写试运结果报告.
6. 调试工作程序和管理
6。1 分部试运、整套启动调试管理程序
6。1。1 分部试运文件
分部试运调试措施作为分部试运和调试的指导性文件，分别由安装单位和调试单位参照菲达公司提交的相关技术手册进行编写并经审批后执行。
分部试运包括单体调试、单机试转和分系统试运.其中单体调试、单机试转的技术文件由安装单位完成，SCR系统试运的技术文件由调试单位完成。两方面的技术文件完成后分别由监理审查.
6。1.2 分部试运
分部试运由单机试运和分系统试运组成。单机试运是指单台辅机的试运(包括相应的电气、热控保护），分系统试运是指按系统对其动力、电气、热控等所有设备及其系统进行空载和带负荷的调整试运.分系统试运必须在单机试运合格后才可进行。进行分系统试运目的是通过调试，考验整个分系统是否具备参加整套试运的条件.分系统试运结束后，填写《分部试运记录》。
6.1.3 分部试运后的签证
每项分部试运项目试运合格后应由安装、调试、监理、建设/生产等单位及时验收签证.合同规定由设备制造厂负责的单体调试项目，由安装单位组织监理、建设/生产、调试等单位检查、验收；验收不合格的项目不能进入分系统试运和整套试运。
在分系统试运结束后，各项指标达到合同和《调试验标》要求，由监理、调试单位组织安装单位、建设/生产单位、监理单位的代表签署《分系统调试试运后验收签证卡》。工程调试质量检验评定的项目和签证范围按《调试验标》和有关规定执行.
6.1。4 整套启动程序
整套启动试运是指设备和系统在分部试运合格后，脱硝系统第一次整套启动开始，至完成168小时试运、移交为止的启动试运工作。
1) 整套启动调试措施、计划
整套启动调试措施、计划由调试单位负责编写，建设/生产、监理、安装单位、菲达公司等各方共同讨论、修改.整套启动调试措施、计划需经试运指挥部批准后方可实施。
2) 整套启动申请报告
整套启动申请报告由调试单位向试运指挥部提出.
3) 整套启动前质量监督
整套启动试运前,监理/建设单位负责联络质量监督机构，组织各参建单位对设计、制造、土建、安装、调试等安装质量、生产准备情况进行全面监督检查，并对整套启动试运前的工程质量和分部试运质量提出综合评价，并报告启委会。
4) 整套启动前系统检查
由监理负责组织建设/生产、监理、调试、安装单位、菲达公司组成检查组对启动前的条件、系统进行全面检查.
5) 实施整套启动试运调试
由调试单位组织各专业组实施整套启动试运调试计划，完成合同要求的各项试验内容，做好各项调试记录，完成连续试运行.
6) 整套启动试运结束
由试运总指挥上报启委会同意后,宣布连续试运结束，由试生产组接替整套试运组的试运领导工作.对暂时不具备处理条件而又不影响安全运行的项目,由试运指挥部上报启委会确定负责处理单位和完成时间。
7) 办理移交签证
整套启动试运结束后，由试运指挥部安排召开启委会会议，听取并审议整套试运和移交工作情况的汇报，办理移交试生产的签字手续。
6.2 调试试运行的管理
6.2.1 保管流程
准备代保管的设备系统应制定代保管协议，明确代保管范围、职责、代保管后的管理方法。代保管申请由安装单位填写，报菲达公司，菲达公司组织各方检查确认后，向建设/生产单位提交代保管协议，由菲达与建设/生产单位签署.生产准备组实施代保管.
代保管的设备系统在代保管前，由安装单位组织建设/生产、监理、安装、菲达公司等各方单位进行检查，并填写代保管卡.遗留的问题及处理意见在卡中说明。
生产单位在代保管前应作好人员、资料、工具准备,编写相应的管理规程和制度，代保管后的设备系统运行单位按正式运行进行管理，安装、调试方在对代保管设备进行调试、消缺时,填写工作票,由运行负责人批准。代保管设备系统在移交生产前由安装单位负责维修和消缺。
6.1.2 定值及软件修改流程
热工定值由菲达公司提供并报生产单位批准.
热工定值修改时，提出的归口方及修改的实施方都是菲达公司，提出方应填写定值修改申请并说明原因经菲达公司确认并签字，由菲达公司汇总并报生产单位同意后，由DCS调试人员实施。
168小时结束后，调试单位应向生产单位提交热工专业及电气专业最终版定值表资料。
在对DCS软件逻辑进行修改时，必须由菲达公司执行。对重大问题须经建设/生产、监理、调试方、菲达公司、安装等单位讨论确认后方可进行修改，所有修改必须记录在案，菲达公司应对修改的软件进行及时备份.
6.1.3 接线修改
调试中发现的施工接线问题，由安装单位负责进行修改。
调试中发现的设计接线问题，由菲达公司和相关单位提出技术联络单。修改完成后，菲达公司和相关各方提出设计变更单（包括必要的图纸），经相关各方讨论确认后，安装单位按照设计变更进行修改
对已经调试完成的系统的接线，原则上不允许改动。如确实需要改动，须经过调试方许可方可进行，并作好记录。
6.1。4 验收签证
验收签证工作由建设/生产、监理、 安装、菲达和电厂执行。
各单位明确参加验收签证人员，报试运指挥部备案
检查和验收合格后应立即进行签字,通知参加的人员如未到场则视同同意检查结果,事后补签。
由调试单位（菲达）提出验收签证申请,试运指挥部组织验收,验收合格,验收签证.
7. 调试范围
调试单位（菲达)参与工艺系统范围内各主要辅机的单机调试工作，掌握试运情况和问题，协助安装单位处理试运出现的问题，确认是否符合分部试运条件;检查主要设备和系统。
组织脱硝系统范围内各主要辅机的分系统试运工作，掌握试运情况和问题，确认是否符合整套启动条件。完成热控系统的调试，组织系统的整套启动，完成脱硝系统的顺利移交。
脱硝系统调试范围主要包括以下工作:
7.1脱硝工艺部分:
7。1。1 包括计量模块、喷射器和声波吹灰器等。
7.1。2 公用系统：包括氨水卸载模块、氨水输送模块及其稀释水储存和输送模块等的调试。
7。2脱硝电气部分
7.2.1 电气系统调试主要包括： 低压电动机、送配电系统、母线系统、直流电源系统、 UPS电源系统、DCS控制、脱硝电气中央信号系统、事故照明、电气测量、电气保护、联锁、报警及自动等系统及其附属系统的调试、继电保护整定值审核调整等。
7。3 热工控制系统及仪器仪表
7。3。1 分散控制系统的受电、软件恢复和相应试验.
7.3。2计算机硬件检查和I/O通道精度检查。
7。3.3 分散控制系统组态检查及参数修改.
7。3.4 提出控制系统逻辑修改方案。
7。3。5 热控仪器仪表的确认与检查。
7。3。6 脱硝数据采集系统(DAS) 调试。
7。3.7 脱硝自动调节系统（MCS） 调试。
7。3.8 程序控制系统脱硝调试。
7。4 整套启动试运阶段的调试工作范围
7.4。1 各分系统（包括工艺、电气、热控等系统)投运及热态调整试验。
7。4.2 脱硝试验及调整，经过试验,调整各主要设备，初步确定脱硝装置的运行工况.调整试验主要包括以下项目：
7。4。2.1 烟气量和温度对脱硝效率
7.4.2。2 煤种变化（NOX浓度变化）对脱硝效率的影响
7。4。2。3 SO2/SO3转化率随烟气温度的变化曲线（设计流量下）
7。4。3 整套启动运行期间应进行的功能试验：
7.4.3。1 脱硝装置与锅炉间的热态扰动试验：包括脱硝装置对锅炉运行扰动试验、锅炉运行对脱硝装置的扰动试验。
7。4。3。2 变负荷运行试验：脱硝装置在负荷40％-100％之间变动试验。
7。4。3.3 最大负荷运行试验。
7。4.3。4 最小负荷运行试验。
8. 脱硝系统调整试运行的原则方案
根据脱硝装置启动调试的特点、新启规和合同要求，结合工程实际情况，本项目的调试程序为：分部试运（单体及分系统）；整套启动试运行（包括整套启动调试、连续试运行）;共计两个阶段。分部试运指设备系统安装完毕开始设备调试起至整套启动开始为止这一段的调试工作。整套启动试运行是指从分部试运结束后的脱硝装置整套启动调试,各项参数进行调整,使脱硝装置全面进入设计满负荷工况稳定运行,包括通烟气调试、满负荷试运和连续试运行等过程。
8。1脱硝分系统启动调试条件
8.1。1 相应的安装工作结束，经验收合格,方可交付调试。
安装工作包括：机械安装、电气安装、仪控安装、土建安装、照明、暖通和消防等.
8.1。2 试运区域内道路和通道畅通、场地平整,脚手架已经拆除，电梯、梯子、步道、栏杆、护板已经安装完毕,现场清洁无杂物，已经验收投入使用。
8.1.3 调试时需要增加的临时系统、设备、测点、所需要的材料，已经准备完毕.
8。1。4 生产准备已经完成。各种运行、检修表格准备齐全.
8.1。5 运行人员上岗培训结束，考核合格,上岗操作。
8。1.6 系统、设备的保温、油漆已经完工验收合格，系统、设备已经挂牌。
8.1.7 与工程配套的输变电工程能保证脱硝项目的试运要求。
8。1.8 仪器仪表调试完毕，验收合格，投入运行,满足调试启动要求。
8.1。9 厂内、外排水设施能正常投运,沟道畅通，沟道及孔洞盖板齐全.试运范围的工业、生活用水系统和卫生、安全设施已投入正常使用.
8.1。10 环保、职业安全卫生设施及监测系统已按设计要求投运。
8.1.11 参加调试的各方已经配备足够、合格的调试人员，并岗位、分工明确。
8.2 分系统试运
8。2.1 脱硝装置分系统试运计划
分系统试运的工期大约7天,调试顺序如下所示.如果在不影响设备安全的情况下，调试的顺序可以变动。
——氨水卸载与储存
-—各泵组模块试运
-—吹灰器运行
启动试运行调试程序
（1） 启动氨水卸载模块，进行氨水卸载；
（2） 启动氨水输送模块，稀释水输送模块，计量分配模块。
（3） 试投热工控制系统、仪器仪表，做调整校验。
（4） 检查系统、设备运行情况,对出现的问题进行处理。
（5） 调整各个设备系统运行状态。
（6） 试运行结束后，停止各个系统设备， 进行系统设备完善。
8。3 脱硝整套启动(通烟气调试、带负荷试运行）。
脱硝装置进入通烟气启动试运前:
（1）电力质监中心站按“质监大纲”确认并同意进入整套启动的通烟气试运阶段
（2)召开试运指挥部会议，听取专业组汇报,确认已经具备整套启动的通烟气试运条件
（3）召开启动验收委员会全体会议，听取并审议关于整套启动的汇报。对存在的问题提出处理决策.做出准许进入整套启动的通烟气试运阶段的决定.
本阶段调试的主要项目:
——烟风系统通烟气及相关性能调整;
——连续稳定试运行.
8.3.1 热态启动调试前应具备的条件
（1）锅炉侧与脱硝装置联系信号投入；
（2)烟气通道打通，沿程各系统各设备的人孔门、检修孔等应封闭,系统严密；
（3)烟气系统内保持清洁；
（4）烟气系统及相关的热工测点投入；
（5）烟风系统冷态试运行合格，各个系统设备可以投入运行；
（6)DCS系统完毕，已经投入运行；
（7)电气系统投入；
（8）公用系统投入运行.
8.3.2 热态启动前的试验检查
（1)脱硝烟风系统正常。
（2）脱硝装置联锁、控制和保护试验模拟检查.
脱硝装置本身故障跳闸及脱硝装置切除保护联锁试验
脱硝装置主设备跳闸
脱硝装置故障
烟气入口温度低值
(3）联系锅炉运行平稳.
（4）检查各个辅助系统启动.
8。3.3 热态整套启动程序
脱硝装置热态启动即代表脱硝系统正常通烟，启动步骤如下:
(1）检查供氨系统。
（2)检查压缩空气供给系统.
（3）启动氨水输送模块和稀释水输送模块
(4）启动计量分配模块，投入吹灰器顺控以及相关设备的联锁保护。
（5）根据热态通烟的负荷计划进行调整。
（6）进行脱硝系统性能优化,包括运行参数优化、控制参数优化、设备运行方式优化等:
A、调整脱硝装置氨平衡和喷氨烟道截面的氨氮比；
B、自动调节回路投入
C、关键参数优化：
氨逃逸率≤3ppm
脱硝效率≥80％
NOX浓度≤50mg/Nm3（标态 干基 6%含氧）
8.3。4 调试过程中检查和试验：
8。3.4。1 烟气系统
（1）膨胀节的泄漏试验:
在第一次引风机启动后，将安排对整个烟气系统的膨胀节进行一次全面的检查，以检查膨胀节是否有泄漏；当有泄漏的地方，将在风机停运后，集中进行处理；
（2）计量分配模块运行及性能试验：
检查计量分配模块的流量分配和压力是否在正常的范围之内。
（3)压缩空气系统的试验：
检查压缩空气的压力是否在正常的范围之内。
（4）喷射器的气密性试验:
检查喷射器是否有泄漏的现象，如有泄漏需要进行及时处理；
8。3。5 连续稳定试运行
本阶段调试工作:脱硝装置各项参数经过优化全面进入设计负荷工况运行后，经启动验收委员会批准后，脱硝装置整体进入连续试运行。在脱硝装置整体进入连续稳定试运行期间，安装单位公司继续负责消缺工作。
8.3.5.1连续试运行内容
（1）完成带负荷调试和系统优化试验。
(2）脱硝系统各项指标达到合同设计值。
(3）热控保护投入率100％。
（4）热控仪表投入率100％。
（5）主要热控自动装置投入率95％.
(6)锅炉烟气量应达到设计满负荷要求
（7）电气设备系统已全部投入运行。
8。3。5。2 连续稳定运行
连续满负荷稳定运行期间,各项技术指标达到设计和合同的性能保证要求，具体性能要求见附件1。
8.3.5.3 脱硝装置验收移交
完成连续试运行后，脱硝装置进行验收并移交试运行。
9. 性能试验及数据记录
9.1 氨氮比计算
NSR=还原剂折算成NH3的摩尔数/入口NOx折算成NO2的摩尔数
9.2 数据记录
由于系统本身的特性，NOx分析仪只装在SNCR出口烟道。无法取得进出口NOx一一对应的数值.考虑到锅炉在燃用设计煤种、BMCR工况下，污染物排放浓度比较稳定，故实际测试时采用如下方式：
1、对系统所有相关数据、在线仪表进行标定。
2、本次性能测试共采集至少5组数据.
3、每组数据采集前,停止SNCR系统,记录NOx、O2浓度等相关烟气参数,然后投运SNCR系统，待系统稳定、出口数据达标后进行连续半个小时数据采集。
采样时烟气脱硝装置主要运行参数应在每个试验工况SNCR系统运行稳定时采样,
采样时应对采样日期、时间、地点、数量、布点方式及采样者签字等做出详细记录。
检验时应对检验日期、样品编号、试验方法、检验依据、原始数据、试验人、校核人等做出详细记录。
10. 连续试运行
在热态调试结束后,参照热态调试的方法，锅炉选取100％负荷或其他适当负荷进行168小时调试运行。
表6—1锅炉负荷需求
日期
时段
负荷要求
第一天
8：00~16:00
根据调试需要协调负荷
第一天～第二天
16:00～8:00

第二天
8:00~16：00

第二天~第三天
16：00~8:00

第三天
8:00~16：00

第三天～第四天
16:00~8:00

第四天
8:00～16:00

第四天～第五天
16：00～8:00

第五天
8：00~16：00

第五天~第六天
16:00～8：00

第六天
8：00～16：00

第六天～第七天
16：00~8：00

第七天
8：00～16：00

第七天～第八天
16：00~8：00

运行氧量偏差要求：ΔO2≤±0。5％
11. 调试注意事项
（1）所有调试人员必须服从现场指挥，任何时候都要保证安全；
（2）测试时，调试人员应坚守工作岗位，忠于职守，认真测量和记录，出现异常情况及时与调试负责人联系；
（3)调试变动由调试负责人现场决定；
（4）如果机组在调试期间出现异常状况，由电厂根据实际情况及相关规程进行处理，并及时通知调试人员。
(5)调试期间出现事故时立即停止调试,并迅速撤离现场；
（6)未尽事宜由调试负责人视现场情况酌情处理;
（7）本调试注意事项适用于本性能调试所投放的全部调试.
（8）氨水泄漏应急处理：迅速撤离泄漏污染区人员至安全区,并进行隔离，严格限制出入.建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器,穿防酸碱工作服.不要直接接触泄漏物。尽可能切断泄漏源。小量泄漏:直接排入中和池。也可以用大量水冲洗，洗水稀释后放入中和池。大量泄漏:构筑围堤或挖坑收容。用泵转移至槽车或专用收集器内，回收或运至废物处理场所处置。
12. 运行异常分析及处理
12。1 泵和阀门维护
（1）泵类运行异常
泵无法启动
l 检查上游罐液位是否过低。
l 检查下游罐液位是否高于液位报警上限.
l 确认配电柜中其电源开关已合闸送电。
l 确认泵入口、出口管道阀门已经打开.
l 确认泵入口管道充满液体,打开泵入口管道滤网反冲洗门,正常起泵后关闭。
l 远程操作时确认泵的就地控制箱“远程/就地”切换开关在“远程"位
泵出口压力过高或出口管道温度过高,泵体发热。
（2）阀门运行异常
系统中电动阀门设有旁路,阀门异常时,可以进行检修。
12.2 喷枪的维护
喷枪运行期间,监视雾化风压力变送器，保证压力变送器压力0.4MPa,保证风畅通。定期巡检喷枪入口溶液转子流量计和压力表，若是流量异常大或异常小，或者压力值偏小或偏大,则喷枪喷嘴有可能脱落或堵塞。若喷嘴脱落,应加装喷嘴;若喷枪发生堵死，可以用一头磨尖的细铁丝疏通喷枪管路，清洗疏通喷嘴或更换喷嘴。
13. 氨水安全措施
13.1 泄漏应急处理
疏散泄漏污染区人员至安全区，禁止无关人员进入污染区，建议应急处理人员戴自给式呼吸器，穿化学防护服。不要直接接触泄漏物，在确保安全情况下堵漏。用大量水冲洗，经稀释的洗水放入废水系统.用沙土、蛭石或其它惰性材料吸收,然后以少量加入大量水中，调节至中性，再放入废水系统。如大量泄漏,利用围堤收容，然后收集、转移、回收或无害处理后废弃.
13.2 防护措施
呼吸系统防护：可能接触其蒸气时,应该佩带防毒面具。紧急事态抢救或逃生时，建议佩带自给式呼吸器。 眼睛防护:戴化学安全防护眼镜. 防护服：穿工作服。 手防护：戴防化学品手套。 其它：工作现场禁止吸烟、进食和饮水。工作后，淋浴更衣。保持良好的卫生习惯.
13。3 急救措施
皮肤接触：一旦氨水沾污皮肤，先用清水或2％的食醋液冲洗.立即用水冲洗至少15分钟。若有灼伤，就医治疗.若皮肤局部出现红肿、水泡，可用2%的食醋液冲洗。 眼睛接触:立即提起眼睑，用流动清水或生理盐水冲洗至少15分钟。或用3％硼酸溶液冲洗。立即就医. 吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。呼吸困难时给输氧。呼吸停止时，立即进行人工呼吸。就医。若鼻粘膜受到强烈的刺激，可滴入1％的麻黄素溶液,重者应吸入糜蛋白酶。 食入：误服者立即漱口，口服稀释的醋或柠檬汁,就医。 灭火方法：雾状水、二氧化碳、砂土。 发现氨水吸入中毒者（出现呼吸道、眼、鼻、皮肤粘膜的严重刺激感，并伴随咳嗽、流涕、发痒、气促、紫绀、烦躁等症状），应让他迅速离开现场，并脱去被氨水污染的衣、裤;口服食醋50-100毫升，同时服用维生素c50毫克,每日3次;并应请医生急诊治疗，以免发生意外。
14. 附件一 性能保证
14。1 在燃用设计煤种时，BRL工况连续运行7天，在锅炉30%～100%BMCR负荷范围内，SNCR入口浓度不高于200mg/Nm3时，出口NOx浓度不高于50mg/Nm3，氨逃逸量 8 mg/Nm3。单台180t/h锅炉还原剂（20%质量浓度）消耗量平均值不大于 132.06 kg/h。
本SNCR烟气脱硝系统电量消耗约 11.85 kWh/h，单台锅炉脱硝系统雾化空气耗量 约 95 Nm3/h.
14.2 性能验收试验后一年质保期内保证装置可用率不低于 98% 。
14。3 SNCR脱硝装置对锅炉效率的影响小于 0。5% .
14.4 保证值测量及计算方法
关于性能保证值表说明如下：
① 表中各消耗值为性能考核期间不少于168小时的平均值.
② 卖方应按烟气中氮氧化物含量变化提供脱除率修正曲线。
③ 脱硝效率定义：
脱硝率=
C1-C2
×100%
C1
式中：C1——脱硝系统运行时脱硝入口处烟气中NOX含量(mg/Nm3)。
C2--脱硝系统运行时脱硝出口处烟气中NOX含量(mg/Nm3)。
④ 氨的逃逸率是指在脱硝装置出口的氨的浓度。
⑤ 卖方不能以煤质数据中未给定成分作为性能保证的前提条件。如其性能保证对煤质分析数据有特殊要求，应以书面形式充分说明其对性能保证的影响，并根据其经验预测相关数据的可能范围及相应的性能保证值。
⑥ 脱硝装置的可用率定义：
×100%
A——脱硝装置统计期间可运行小时数。
B—-若相关的发电单元处于运行状态，SNCR装置本应正常运行时,SNCR装置不能运行的小时数。
C-—SNCR装置没有达到NOx脱除率不低于性能保证要求时的运行小时数。