第一篇：分析电厂锅炉脱硝系统用途及维护介绍
分析电厂锅炉脱硝系统用途及维护介绍电厂脱硫设备可行性：
1、国内外SNCR脱硝在电厂锅炉和工业锅炉上已广泛应用，脱硝率达标，该脱硫处理技术已经为相关专家认定为最成熟可靠的脱硝技术。
2、锅炉烟气的温度有符合SNCR反应的最佳温度范围，可以确保最高的脱硝率。
3、中小型锅炉炉膛和烟道截面积小，有利雾场分布和还原剂的混合，确保脱硝率。
4、投资低且不需要对锅炉进行改造，对锅炉系统的正常运行几本无影响。电厂锅炉SNCR脱硝系统有氨水和尿素两种还原剂，以下分别对两种系统进行介绍。
1、电厂脱硝氨水技术参数—SNCR(尿素)脱硝系统
系统结构：该系统主要有五部分组成：尿素溶液配制系统、尿素溶液储存系统、加压冲洗系统、雾化喷射系统、自动控制系统;
系统特点：
1、不需要大规模改造，不使用催化剂，不产生固体废料。
2、操作简单，故障率低，停机自动冲洗，防止尿素溶液在管路中结晶。
3、关键设备部件都设有备用，保证系统安全运行。
4、锅炉温度符合SNCR的最佳反应温度，脱硝效率高。
5、尿素无毒无害，系统安全系数高，没有安全隐患。
6、对生产工艺和锅炉设备质量无影响。
系统用途：用于水泥生产线、电厂锅炉、工业锅炉的烟气脱硝。
系统维护：定期对管路阀门和脱硝喷枪进行检查，杜绝跑冒滴漏现象发生，停机时对管路进行冲洗，防止尿素溶液结晶，堵塞管路。
2、电厂脱硫设备对氨水技术参数—SNCR(氨水)脱硝系统
系统结构：该系统主要有四部分组成：氨水存储系统、氨水稀释加压系统、溶液喷射雾化系统、自动控制系统。
系统特点：
1、不需要大规模改造，不使用催化剂，不产生固体废料。
2、不需要还原剂的溶解过程，自动化程度高。
3、关键设备部件都设有备用，保证系统安全运行。
4、锅炉温度符合SNCR的最佳反应温度，脱硝效率高。
5、对生产工艺和锅炉设备质量无影响。
系统用途：电厂脱硫设备用于水泥生产线、电厂锅炉、工业锅炉的烟气脱硝。
系统维护：定期对管路阀门和脱硝喷枪进行检查，杜绝跑冒滴漏现象发生，消除安全隐患，停用检修时应对管路进行冲洗，防止氨水泄露。
第二篇：电厂SNCR脱硝可行性报告
电厂SNCR脱硝可行性报告
1、国内外SNCR脱硝在电厂锅炉和工业锅炉上已广泛应用，脱硝率达标，该项技术已经为相关专家认定为最成熟可靠的脱硝技术。
2、锅炉烟气的温度有符合SNCR反应的最佳温度范围，可以确保最高的脱硝率。
3、中小型锅炉炉膛和烟道截面积小，有利雾场分布和还原剂的混合，确保脱硝率。
4、投资低且不需要对锅炉进行改造，对锅炉系统的正常运行几本无影响。电厂锅炉SNCR脱硝系统有氨水和尿素两种还原剂，以下分别对两种系统进行介绍。
1、电厂SNCR（尿素）脱硝系统
系统型号：SNCR-EEN 系统结构：该系统主要有五部分组成：尿素溶液配制系统、尿素溶液储存系统、加压冲洗系统、雾化喷射系统、自动控制系统； 系统特点：
1、不需要大规模改造，不使用催化剂，不产生固体废料。
2、操作简单，故障率低，停机自动冲洗，防止尿素溶液在管路中结晶。
3、关键设备部件都设有备用，保证系统安全运行。
4、锅炉温度符合SNCR的最佳反应温度，脱硝效率高。
5、尿素无毒无害，系统安全系数高，没有安全隐患。
6、对生产工艺和锅炉设备质量无影响。
系统用途：用于水泥生产线、电厂锅炉、工业锅炉的烟气脱硝。
系统维护：定期对管路阀门和脱硝喷枪进行检查，杜绝跑冒滴漏现象发生，停机时对管路进行冲洗，防止尿素溶液结晶，堵塞管路。
2、电厂SNCR（氨水）脱硝系统
系统型号：SNCR-EEA 系统结构：该系统主要有四部分组成：氨水存储系统、氨水稀释加压系统、溶液喷射雾化系统、自动控制系统。系统特点：
1、不需要大规模改造，不使用催化剂，不产生固体废料。
2、不需要还原剂的溶解过程，自动化程度高。
3、关键设备部件都设有备用，保证系统安全运行。
4、锅炉温度符合SNCR的最佳反应温度，脱硝效率高。
5、对生产工艺和锅炉设备质量无影响。
系统用途：用于水泥生产线、电厂锅炉、工业锅炉的烟气脱硝。
系统维护：定期对管路阀门和脱硝喷枪进行检查，杜绝跑冒滴漏现象发生，消除安全隐患，停用检修时应对管路进行冲洗，防止氨水泄露。本文由江西金阳钢艺有限公提供（专业生产搪瓷钢）。
第三篇：浅谈循环流化床锅炉的脱硫脱硝
浅谈循环流化床锅炉脱硫脱销
概况
随着我国工业产业迅猛发展，环境污染显得更加突出。尽管快速发展的工业使人民的生活水平大幅度提高，但环境污染也给人们的身心健康带来较大危害。据报道我国南方酸雨的PH值达到了3-4，可见大气中SO2、NOx的浓度已到了相当高的程度。由于煤炭中含有一定量的硫和氮，一般认为，大气中的SO2、NOx主要来源于火力发电厂燃煤锅炉和工业燃煤锅炉排放的烟气中。近年来，循环流化床锅炉作为一种环保型锅炉在工业生产中被广泛应用。因此，搞清循环流化床锅炉SO2、NOx的产生过程，对我们有效控制、降低锅炉SO2、NOx的排放浓度和采取合适脱硫脱硝方法是非常必要的。2 SO2和 NOx的特性及其危害性
SO2是一种无色有刺激性气味的气体，是对大气环境危害严重的污染物。在阳光催化下，SO2进行复杂的化学反应形成硫酸，再经雨水淋降至地面即形成酸雨。氮氧化物有NO、NO2和N2O三种，NO是一种无色无味有毒的气体，约占煤燃烧产生的氮氧化物总量的90-95%，它在大气存在的时间极短，便被氧化成NO2，NO2与水反应也会形成酸雨。酸雨对农作物有较大的危害，它会造成农作物茎叶色斑，导致农业减产，也会对建筑物造成侵蚀，缩短建筑物的寿命。此外，空气中的SO2、NOx会刺激人们的呼吸道，使人呼吸道疾病的发病率提高。同时，SO2和NOx也是诱发癌症的原因之一。NO还会造成臭氧层的破坏，N2O 是一种无色有毒气体，与氧气反应生成NO，是大气平流层中NO的主要来源，可以破坏大气平流层的臭氧，它也是一种温室气体。
煤燃烧过程中SO2析出的动态特性 3.1 煤中硫的存在形式及反应过程
硫在煤中的存在形式主要有有机硫、无机硫两种。无机硫主要为黄铁矿FeS2。有机硫在煤加热至400℃时即开始大量分解，一般认为有机硫首先分解为H2S，然后遇氧再反应生成SO2，而黄铁矿硫在300℃就开始分解，但大量分解在650℃以上，而流化床燃烧的典型温度区在800-900℃之间。所以，循环流化床锅炉煤中硫的转化率很高。3.2 各种因素对SO2析出的影响
有机硫的分解时间比较短，在挥发分析出以及煤着火的初期基本上就分解了，而黄铁矿硫形成SO2要持续数分钟，并随着温度的升高SO2的转化率会大幅增高。3.2.1 钙硫比的影响
钙硫比是影响循环流化床锅炉SO2排放的主要因素。在不加石灰石时，SO2的排放量与含硫量成正比。燃料在燃烧时一般有80%以上的硫分转化为气体排放到大气中，剩余部分与炉渣以固态的形式排出。循环流化床锅炉Ca/S低于2.5时，SO2的排放浓度随Ca/S的增加而下降很快。当Ca/S大于2.5时，SO2降低就不明显了，相反，还会带来一些副作用，如影响燃烧工况，增加灰渣物理热损失，提高NOX的排放，与选择性非催化还原相冲突等。因此，对于循环流化床锅炉Ca/S应控制在1.5-2.5之间。我公司490t/h循环流化床锅炉自2009年4月投运以来，钙硫比控制在2.0-2.5之间，SO2的排放浓度一般200mg/m3左右。3.2.2 粒度的影响
采用的合理的石灰石粒度，经运行实践证明，既能保证石灰石在炉内的停留时间，同时合理的粒度也尽量增大了石灰石粒子与二氧化硫的接触面积，提高了石灰石的利用率，有利于脱硫反应的进行。脱硫剂的粒径分布对脱硫效率有较大影响。一次反应条件下，较小的脱硫剂粒度，脱硫效果较好。一方面，脱硫剂粒度越小，对NOx的刺激作用越小，脱硫温度可以相对稍高，燃烧更完全，脱硫效率也相对提高。另一方面，减小石灰石颗粒的尺寸能增加其表面积，从而提高反应面积。但脱硫剂的粒度也不是越小越好，如果脱硫剂的粒度太小，不能参与CFB灰循环，只会增加其以飞灰形式的逃逸量，降低脱硫剂利用率，从而引起脱硫效率的下降。根据有关资料，脱硫剂的粒度在0-1mm时，平均粒径在100-500μm，脱硫效率最高。3.2.3 过剩空气系数的影响
SO2的形成与炉内O2的浓度有关。在局部缺氧的条件下，黄铁矿的分解速度会减慢，SO2析出量低，反之，SO2的析出量就高，但过剩空气系数太低会影响到锅炉的燃烧效率。3.2.4 燃料在炉内停留时间的影响
循环流化床锅炉的特点就是燃料先从密相区到稀相区进行燃烧，然后再经分离器分离将未燃尽的物料送回炉内继续燃烧，如此循环几次到几十次不等（这与锅炉设计循环倍率有关），这一循环过程工作温度在600-900℃之间，在此温度段内煤燃烧时间可达数分钟乃至数十分钟，这样煤中硫分就会大量的转换为SO2析出，一般可达到90%以上。因此，循环流化床锅炉一般采用炉内喷钙脱硫，由于燃料和脱硫剂在炉内停留的时间长也就使得SO2与脱硫剂有足够的反应时间，脱硫反应充分完全，因而循环流化床锅炉具有很高的脱硫效率。4 脱硫剂的脱硫原理
循环流化床锅炉燃烧过程中最常见的脱硫剂是钙基脱硫剂，如石灰石、白云石，在床温超过其燃烧平衡温度时，将发生煅烧分解反应: CaCO3----CaO+CO2 CaO将在富氧条件下与SO2发生反应生成硫酸盐： 2CaO+2SO2+O2----2CaSO4 5 石灰石在循环流化床锅炉内的煅烧过程
天然石灰石是一种致密不规则结构的矿石，其孔隙容积和比表面积都很小。在炉内，石灰石首先被煅烧成多孔的CaO，煅烧过程中石灰石颗粒内孔隙容积不断扩大，比表面积也不断增加。石灰石多孔的结构有利于提高二氧化硫的吸收反应活性。6 NOx的形成机理
煤在燃烧过程中形成的NOx可分为三种，即热力型、燃料型和快速性。其中快速型生成量很少可以不考虑。根据循环流化床锅炉的反应温度和氧浓度水平，热力型NO的形成速率很低，故一般可以不考虑。煤在燃烧过程中主要是燃料型NOx，燃料氮形成的NO占流化床燃烧方式NOX总排放量的95%以上。
影响循环流化床锅炉内NOX产生的因素 7.1 温度的影响
随着运行温度的提高，NOX的排放升高，而N2O的排放将下降。这就意味着，通过降低床温来控制NOX排放会导致N2O排放升高。另一方面，运行床温的控制还受负荷及燃烧效率的制约，床温过低CO浓度很高，这尽管有利于NOX的还原，却带来了化学不完全损失。温度升高由于其热分解作用会使N2O降低。7.2 过剩空气系数的影响 7.2.1 不分段燃烧
不分段燃烧时，过剩空气系数对NOX和N2O的影响很相似。过剩空气系数降低时，NOX和N2O排放量都下降，过剩空气系数增加很大时，NOX和N2O排放量也大大降低，因为，过剩空气系数很小或很大时，CO浓度都将升高，而CO会促进NO和N2O的还原和分解。7.2.2 分段燃烧
实施分段燃烧对降低氮氧化物的排放很有好处。二次风从床面上方的一定距离给入，随着二次风率增大，NOX生成量也随之下降，并在某一分配下达到最低点。这是由于分段燃烧会使锅炉局部氧浓度降低，可以抑制燃料型氮氧化物的生成。另外，分段燃烧也会使火焰高度降低从而使热力型氮氧化物降低。如图所示： 7.3 脱硫剂的影响
锅炉添加石灰石的直接目的是为了脱硫。但石灰石对氮氧化物排放也有明显影响，会造成NO上升，而N2O下降。原因是石灰石对NOX的生成起催化作用。因为，多余CaO是氧化性条件下N2O分解的催化剂；CaS是CO还原NO和N2O的强催化剂。8 同时降低SO2和NOX排放的措施
通过前面脱除各种有害气体方法的分析，循环流化床锅炉降低SO2和NOX排放的措施主要有：
①降低过剩空气系数α燃烧，过剩空气系数在1.10-1.20之间。②分段给入空气，实施分段燃烧合理分配二次风的比例，一般控制在总风量的30%-40%。
③降低燃烧温度可以使SO2和NOX降低，但会使N2O和CO增加，一般地，循环流化床锅炉的床温在850-900℃之间为宜。
④采用较小的脱硫剂粒径150-300μm之间，不仅可以增加承载脱硫反应的比表面积，而且使脱硫对温度的敏感性和对NOX的刺激增长作用都会减弱。
⑤选择合适的Ca/S比，钙硫比的选择与燃料的含硫量和脱硫剂的粒径有关，一般Ca/S比为1.5-2.5。
⑥提高悬浮段的颗粒浓度和混合扰动对脱硫和降低NO排放有利。降低煤的平均粒径和提高一次风压的压头可以提高悬浮段的颗粒浓度。9 循环流化床锅炉SO2和NOX实测值
2009年6月唐山市环境监测站对我公司2台490t/h炉进行了实际监测，检测结果如下： 1#炉监测结果
监测时间 次数 SO2（mg/m3）NOX（mg/m3）2009年6月3日 1 235 83 2 294 84 3 284 80 2009年6月4日 1 161 98 2 236 104 3 240 102 2#炉监测结果
监测时间 次数 SO2（mg/m3）NOX（mg/m3）2009年6月3日 1 135 110 2 115 114 3 109 112 2009年6月4日 1 103 112 2 84 110 3 85 110 我公司循环流化床锅炉通过炉内添加石灰石后，脱硫效率可达92%以上。循环流化床锅炉的低温燃烧和分段燃烧技术使得氮氧化物的排放浓度远远低于国家标准400 mg/m3。9 结论
通过以上分析，可以看出，循环流化床锅炉在脱硫脱硝方面有着比较大的优越性，SO2和NOX的排放浓度可以得到了有效的控制，是一种环保型锅炉，具有推广的价值。www.xiexiebang.com由于燃料硫和燃料氮的反应系统之间存在着密切的联系和交互影响，单独降低SO2、N2O和NOX其中一种不是我们想达到的目的，降低SO2的措施往往导致NOX和N2O的升高，降低N2O措施往往又会导致SO2的升高。因此，同时降低循环流化床的氮、硫氧化物的排放是我们今后研究的新课题。
第四篇：锅炉SNCR烟气脱硝系统调试方案
安徽恒力电业锅炉SNCR烟气脱硝系统调试方案 SNCR脱硝系统调试内容
调试工作的任务是：通过调试使设备、系统达到设计最优运行状态、装置各参数、指标达到设计保证值。完整的锅炉SNCR系统调试包括单体调试、分部试运行、冷态调试、整体热态调试和整个系统72小时满负荷运行几个过程。
单体调试及分部试运行：单体调试是指对系统内各类泵、阀门、喷枪、就地控制柜等按规定进行的开关试验、连续运转测试等、并进行各种设备的冷态连锁和保护试验。我方提供的SNCR系统为模块化设计，在货到现场前已将系统中各类组件按照模块配置组装完毕，在出厂前对各模块进行分部试运行，同时进行模块管路试压测试，确保出厂前各模块运行正常。冷态分系统测试：分系统调试是指在SNCR系统安装完成后对SNCR系统的各个组成系统（卸氨模块、尿素溶液输送模块、纯水输送模块、混合模块、计量模块、喷射模块、管路系统等）进行简单的冷态模拟试运行，全面检查各模块的设备状况，每个模块分别进行测试后再进行整个系统相关的连锁和保护试验，同时检查管路系统连接的密封性。冷态调试主要检查管路上各阀门、泵、仪表的工作情况，同时检查管路焊接，清除管路内的焊渣和杂物，以及控制电气及控制系统运行情况。
整体热态调试：整体热态调试是指SNCR系统在锅炉系统正常运行的状态下对系统所做的调试工作，其主要内容是校验关键仪表（如NOX分析仪、氨逃逸分析仪、流量计等）在工作环境中的准确性，并进行整个系统的运行优化实验，包括DCS/PLC的模拟量调节及顺序控制系统在工作环境中可靠性等，同时检查系统各部分设备、管道、阀门的运行情况。一般采用中控或现场手动控制。
SNCR系统72小时试运转：72小时试运转是SNCR脱硝系统调试运行的最后阶段，即在锅炉标准运行状态下，SNCR系统全面自动运行，检查系统连续运行能力和各项性能指标。3.2 SNCR脱硝系统调试准备
调试工作是脱硝装置建设过程中十分重要的一个环节，是由安装转为生产的重要环节。在调试中必须严把质量关，科学合理地组织脱硝装置启动调试工作。在调试工作进行前应做好相应的准备工作。本手册中以下调试指热态调试以及72小时试运行。3.2.1 现场安全预防确认
安全文明生产是开展一切工作的前提，调试工作中的安全文明生产是保证顺利且高质量调试不可替代的基础，在调试过程中必须保证人身、设备的安全，必须严格执行各项安全法规、制定和执行事故防范措施，贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，做到防患于未然。
在脱硝系统开始调试前应确保以下事项的落实：
1、将调试时间进度表告知所有可能进入操作设施区域的相关人员；
2、确定脱硝系统设备范围，并通知人员不得随意搬动、开关脱硝系统上的控制按钮、阀门、仪表等；
3、在开始调试前，在特殊地点（如尿素溶液储存区、锅炉喷枪布置处、各输送模块处等）将警示信息以警示牌或警示标签的形式放在相关的地方。这些警示牌或标签上应注明进行的工作性质、开始和结束的时间和工作人员职责；
4、如有必要，应制定临时的通行线路以便记录运行数据或巡检；
5、根据厂内布置情况制定安全预案，以保证现场调试人员、辅助工作人员和参观人员的安全；
6、针对不同设备和系统，制定相应的紧急预案，以确保设备运行安全。3.2.2 热工仪表的标定、普通仪表的校准 根据SNCR系统的特点，各种仪表的准确性对系统运行至关重要，在运行调试前应做以下确认：
1、烟囱处NOX、O2监测仪器的校准；
2、锅炉上铂热电阻的校准；
3、尿素溶液储罐液位仪、热电阻的校准，水槽液位仪的校准，高位尿素溶液槽液位仪、浓度计和热电阻的校准。
4、认真阅读所有仪表（包括气体分析仪）的随机说明书。3.2.3 调试现场通信和组织系统的确定
为了保证在调试时及时有效的沟通，应明确以下几点：
1、明确现场和控制室之间采用电话或者对讲机等进行交流的形式和频率；
2、明确在调试期间厂方负责人和我方负责人；
3、明确在调试期间系统各位置的负责人；
4、按照图3-1的模式制定包含每一项工作每一个方面的职责机构图。
业 主调试负责人安装人员设备供应商控制室临时电话、对讲机等现场 技术工程师 监理 安全监督员 现场巡查员 操作人员 图3-1
调试过程每项工作机构组织图（供参考）3.2.4 SNCR系统调试运行前应具备的主要条件 SNCR系统分部试运行前应具备的主要条件如下：
1、相应的建筑、安装工程已经完工并验收合格。试运行范围内土建施工结束，地面平整，照明充足，无杂物，通道畅通，具备必要的安全消防设施，应急照明可靠投入；
2、试运人员分工明确且己经过培训，各试验原材料（尿素溶液、压缩空气、稀释水）以及器具已准备就绪；
3、电、汽、水、油等物质条件已满足系统分部试运的要求(一般将具备设计要求的正式电源)；
4、相关系统设备与相邻或接口的系统及设备之间已有可靠的隔离，并按要求挂有警告牌；
5、现场设备系统完成命名、挂牌、编号工作；
6、脱硝系统的保温、油漆工作已完成，各工序验收合格；
7、喷射系统静态调试已结束，满足热态试运要求；
8、脱硝系统内的所有阀门、流量计、泵、仪表均已校验合格，满足试运行要求；
9、炉尾烟囱氮氧化物分析仪、氨逃逸分析仪完成校正和调试；
10、厂内成立专门的试运行小组，分工明确，准备就绪。3.2.5 SNCR系统调试运行前设备检查
在开始调试前，应检查和确认安装施工、SNCR喷射系统、尿素溶液输送系统已具备调试运行条件。
1、脱硝辅助系统检查
a、压缩空气系统，检查供气压力、管路阀门； b、稀释水供给系统，检查水源、压力计流量；
2、SNCR喷射系统检查
a、喷枪安装就位，保温、油漆已安装结束，妨碍运行的临时脚手架已拆除； b、烟囱处的氮氧化物、氨气分析仪校验完毕，可以正常工作； c、所有泵供电系统就位，绝缘合格；
d、系统中各处仪表校验完毕，投运正常，中控显示准确参数； e、各泵运转正常，传动部分润滑良好；
3、尿素溶液储区的检查
a、系统内所有阀门已送电，并按照要求打开； b、罐内杂物清理干净； c、尿素准备就绪；
d、各类仪表显示正常；
4、系统相关电气设备已经送电，能正常工作
5、连锁报警机构正常运行
3.2.6 SNCR系统调试阶段控制关键点
试运行调试阶段是指在锅炉正常运行条件下SNCR烟气脱硝系统整套启动调试和对各项参数进行优化的工作，使脱硝系统全面进入设计负荷工况稳定运行状态，直到72小时试运行结束。
脱硝系统试运行调试阶段需要控制的关键节点有以下几个方面：（1）电气系统受电；（2）PLC内部调试；
（3）脱硝系统各工艺系统冷态整体启动；
（4）脱硝系统热态整套启动配合锅炉工况试运行；（5）72小时试运行；（6）脱硝系统临时移交。
3.2.7 SNCR系统试运行人员组织与分工
SNCR烟气脱硝系统首次启动试运时，必须有安装人员、调试人员及运行人员在现场严密监视设备，并有可靠的通讯手段与集控室联络。（1）业主单位
负责现场管理，水、电、气的配套及有关设备的挂牌工作，派出操作人员参与调试；负责脱硝系统试运现场的安全、消防、消缺检修等工作。参加调试运后验收签证，并填写脱硝系统试运质量验评表。（2）设计供货单位
负责编制脱硝系统调试措施，派出调试人员，组织协调系统试运工作；负责完成必要的生产准备工作，如运行规程及系统图册的编写、运行人员培训；参加脱硝系统分部试运及试运后的验收签证；在试运中负责设备的启停操作、运行调整、运行参数记录及例行检查；进行整套启动前的分系统调试工作及整套启动后的热态优化工作。全面检查脱硝系统的完整性和合理性；在脱硝系统试运过程中担任技术总负责。
（3）施工单位
负责完成与脱硝系统试运相关的设备单体试运工作及单体试运后的验收签证；提交安装及单体调试记录和有关文件、资料；
3.3 SNCR脱硝系统调试
安徽恒力电业有限责任公司3×35t/h锅炉采用SNCR烟气脱硝工艺，采用尿素溶液作为还原剂。
3.3.1 尿素溶液储区尿素溶液罐充装过程调试
现场设置一座尿素溶液储罐，脱硝系统运行时，储罐为系统提供尿素溶液
制备尿素溶液前，系统先判断尿素溶液储罐的液位，确定需要制备尿素溶液的储罐。在制备过程中，系统应检测储罐的液位。
制备过程：工人将尿素倒入储罐，开启搅拌电机。3.3.2 尿素溶液储区尿素溶液罐输送调试 SNCR系统运行时，尿素溶液储罐是连续工作的，需要对储罐的液位、温度等进行实时监控。
尿素溶液输送泵设置二台，一备一用，二个泵形成开、停连锁，为了防止备用泵长期得不到运转，可设置一运行周期，当1#泵运转一次后，下次应为2#泵运转，两泵交替运行，此系统未设置故障模式，即如果其中一台故障时，另一台自动投入运行，或其中一台泵处于检修状态时，另外一台泵连续工作。需要人工干预，即当需要启动另外一台水泵时，需要人工停止和启动。
3.3.3 转存模块调试
将搅拌罐中的尿素溶液通过此模块转存到储罐中，保证配制罐的液位正常，配制的尿素溶液量也正常，开启水泵后进行调试即可。当配制罐的液位降低到低位的时候，停止水泵并将配制罐出口的阀门关闭，以防止转存泵内的水倒流到配制罐内。为了防止这一情况的发生，建议每次启动前都将水泵的空气排净。3.3.4 尿素溶液喷射泵的控制调试
尿素溶液输送泵设置两台，一备一用，两个泵形成开、停连锁，为了防止备用泵长期得不到运转，可设置一运行周期，当1#泵运转一次后，下次应为2#泵运转，两泵交替运行，尿素溶液喷射泵采用回流加变频的方式来控制尿素溶液的输送量，根据喷射系统主管路上的电磁流量计来控制回流阀门的开度，当阀门开到最大时也不能满足流量要求，则通过变频的方式调节尿素溶液喷射泵的输送量，使送入喷射系统的尿素溶液量达到系统要求。3.3.5 喷枪的控制调试
本设计中喷射系统每台锅炉配备6支喷枪，各喷枪由电磁阀控制是否投运，喷枪为伸入式，在不投运时由气动推进装置驱动退出。
喷枪是否投运和喷射状态根据烟气中NOX和NH3的浓度由在线监测仪器反馈信息决定，并且根据每层喷枪所在的位置的温度窗口决定，温度窗口（设定为850－1050℃，由铂热热电偶反馈温度信号），合适该层喷枪投运，温度窗口不合适则关闭该层喷枪。喷枪定为单支可控，根据炉尾烟气中NOX和温度窗口决定某一层是否运行。
每支喷枪均可通过中控手动控制其伸缩。可同时使用6支喷枪，也可使用单独某支喷枪。喷枪带伸缩装置，能由中控对每把喷枪进退锅炉进行控制，当系统不运行时，喷枪全部退出。喷枪退出锅炉后，尿素溶液入口电动阀关闭停止尿素溶液喷射，但压缩空气继续喷射，起到降温防堵保护喷枪的作用。
3.3.6 SNCR系统开关机步骤 系统开机步骤：
打开尿素溶液泵，当尿素溶液槽达到设定液位后，打开尿素溶液喷射泵，检测NOX排放浓度，根据CEMS反馈数据计算所需尿素溶液量（默认初始尿素溶液喷射氨氮比为1.5），打开压缩空气气源，当供气压力达到要求值并稳定后，将喷枪推进锅炉，同时设定好尿素溶液喷射量并打开尿素溶液喷射泵和稀释泵，SNCR系统启动完毕，系统运行后会自动根据炉尾反馈的NOX浓度调节喷射量和所喷射尿素溶液的浓度。系统停机步骤：
关闭尿素溶液输送泵和稀释水输送泵，打开稀释水泵，采用稀释水对尿素溶液喷射系统进行清洗，关闭稀释水泵，同时退出喷枪，保持压缩空气通气（可人工去锅炉炉膛处平台调节每支喷枪压缩空气进气阀，保持少量压缩空气喷射量）。
第五篇：关于脱硫脱硝特许权经营优势分析
关于脱硫脱硝特许权经营优势的调研报告
为贯彻落实《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》第二十四条中“推行污染治理工程的设计、施工和运营一体化模式，鼓励排污单位委托专业化公司承担污染治理或设施运营”和《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》第三十三条中“组织开展烟气脱硫脱硝特许经营试点”的要求，促进实现各项制度提出的二氧化硫削减目标，提高烟气脱硫脱硝设施建设和运行质量，推进脱硫脱硝产业健康发展，现从以下几个方面来阐述开展火电厂烟气脱硫脱硝特许权经营的优势。
一、特许权经营的必要性
首先，介绍一下，火电厂烟气脱硫、脱硝特许经营是指：在政府有关部门的组织协调下，火电厂将国家出台的脱硫脱硝电价、与脱硫脱硝相关的优惠政策等形成的收益权以合同形式特许给专业化脱硫脱硝公司，由专业化脱硫脱硝公司承担脱硫脱硝设施的投资、建设、运行、维护及日常管理，并完成合同规定的脱硫脱硝任务。
其次，国家“十五”以来，我国火电厂烟气脱硫脱硝产业取得重大进展，火电厂二氧化硫、二氧化氮排放控制已进入以烟气脱硫、脱硝为主要措施的阶段。在烟气脱硫、脱硝产业快速发展的同时，也暴露出一些问题，如部分烟气工程建设质量不过关、设施投运率低、运行维护专业化水平低、运行效果差、行业技术规范不完善、脱硫脱硝公司良莠不齐、技术创新进展缓慢等。这些问题如不加快研究解决，不仅难以完成电力行业二氧化硫削减任务，而且对烟气脱硫产业的健康发展将产生严重影响。对此，必须引起高度重视。
再则，火电厂烟气脱硫脱硝引入特许经营模式，对于提高脱硫脱硝工程质量和设施投运率，加快烟气脱硫脱硝技术进步，实现烟气脱
硫脱硝产业又好又快发展有着重要意义。从目前火电厂烟气脱硫脱硝的市场潜力、经济政策、市场主体、技术水平等情况看，已具备了开展火电厂烟气脱硫脱硝特许经营的基本条件。但从整体上看，火电厂烟气脱硫脱硝特许经营是一项系统性、综合性很强的工作，由此则更需要专业公司来做好相关的运维工作。
二、特许权经营的专业性
第一，环保公司技术专业、丰富经验
火电厂烟气脱硫脱硝特许权经营实施后，脱硫脱硝公司可制定详细的运营方案，现场的人员力量、技术力量得到大大加强，脱硫脱硝管理从组织上、技术上得到充分保障，业主的管理压力得到大大减轻。脱硫脱硝公司充分发挥了环保专业公司的技术优势，依托其专业技术特长和丰富经验，开展设备点检，加强技术监督管理，专门建立了脱硫化验室，定期对石灰石、石膏、吸收塔浆液、水质等项目化验分析；专人负责对重要表计进行维护，定期进行比对和标定，保证数据采集的及时性和准确；通过各项数据分析及时判断和解决出现的技术问题和难点指导运行和检修人员工作，确保系统的健康运行。第二，大力加强人员培训和规范化管理。
脱硫脱硝公司专业性的单位，可对电厂的脱硫脱硝运行维护人员全面培训，使得脱硫脱硝运行人员持证上岗率大大提高。脱硫脱硝公司可以全面规范脱硫脱硝安全、设备、运行、检修管理的各项规章、制度，为保证脱硫脱硝装置的正常运行建立较为完备的运行、维护、监督管理体系，做到各项生产运行管理规范、到位，日志、记录齐全。第三，物耗受控，成本大大降低
实施特许权经营后，通过优化运行，使得设备运行稳定，进一步降低了运营成本。脱硫脱硝的各项生产技术指标和费用能够按照业主
基本定额标准提取，同时实现了费用专款专用，脱硫脱硝运行维护资金得到有力保障，更进一步的保证了脱硫脱硝设施的安全稳定运行。
三、特许权经营的趋势性
从外部看，随着国家和地方各级政府对环保管理力度的不断加大，无论是政府还是各发电集团公司都将脱硫特许经营，实现环保设施的专业化管理作为提升环保设施运行水平、降低大气污染物排放的重要手段。大多省份环保部门已多次会议提出将开展脱硫脱硝特许经营和脱硫、脱硝CMES系统统一委托管理的想法。各发电公司均已建立企业脱硫脱硝特许经营产业平台，并在全国火电机组范围内大力的推广，大部分发电公司和专业脱硫、脱硝公司已签订现有机组和今后新建机组脱硫的全面特许经营合作协定。烟气脱硫、脱硝特许权经营模式基于专业化管理已在全国大部份区域开展试点，最终也可能将全面实施。
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