5炉SCR脱硝168h调试报告0328

1、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22 调试目的及依据103 调试范围114 组织与分工115 5#炉scr烟气脱硝系统调试内容及过程介绍126 scr反应区调试127 5#scr烟气脱硝系统调试质量188 结论189 建议181 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“21”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

2、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。设计按照初始入口nox浓度进行脱硝改造后，锅炉烟气氮氧化物达标排放。工艺系统的改造主要由5#锅炉尾部受热面改造、scr反应器改造及配套设备改造等部分组成。1） 锅炉尾部受热面改造 5#炉尾部受热面改造部分包括高、低温省煤器全部拆除更换，高温空气预热器12个管箱整体下移，

3、低温空气预热器下级12个管箱全部拆除更换，scr引入、引出烟道、热风道连接风道的安装，以及相应护板、平台、扶梯改造；锅炉内外改造部分的保温施工。对5#锅炉尾部受热面进行改造，以满足scr脱硝改造的需要，增加scr反应器。2） scr反应器改造考虑到系统的分系统之间的衔接，提高系统整体性能保证，绝对完全达到环保排放要求，scr反应器的入口基准浓度增加了100mg/nm3 （干基，6%o2）的设计裕量，即为500mg/nm3 （干基，6%o2），scr出口nox排放不大于100mg/nm3（干基、6%氧量），scr脱硝效率为80%。scr反应器有关设计条件：（1） scr反应器内的so2/so3

4、转化率1.0%。（2） scr系统的阻力损失（包括烟道、反应器、初装与备用层催化剂）1000pa。（3） 催化剂的化学寿命不小于24000 小时。（4） scr 工艺采取高温高灰段布置方式（高温省煤器和高温空预器之间），3#、4#、6#炉设置各1个反应器，5#炉设置2个反应器，烟气由上向下垂直流动。（5） 不设置反应器旁路。（6） 催化剂按“21”模式布置，初装两层，预留1层位置。（7） 催化剂采取模块化布置。 （8） 每台反应器的催化剂吹灰采取蒸汽吹灰器（每层2只）+声波式吹灰器（每层3只），并为备用层预留吹灰器位置。（9） 每台反应器的进口安装一套nox、o2 在线分析仪，出口安装一套no

5、x、o2与一套nh3氨逃逸分析仪。3）scr主要的化学反应方程式如下： 4no + 4nh3 +o2 4n2 +6h2o （1） 6no2 + 8nh3 7n2 + 12h2o （2）烟气中的nox主要由no和no2组成，其中no约占nox总量的95，no2约占nox总量的5。因此，化学反应方程式（1）被认为是脱硝反应的主要反应方程式，它的反应特性如下：nh3和no的反应摩尔比为1；本项目设计摩尔比为1.03脱硝反应中需要o2参与反应；典型的反应温度窗口为300400；本工程采用催化剂温度范围300420除了以上提到的化学反应外，脱硝反应中还存在着一些如下的有害反应：1）so2被氧化成so3的

6、反应： 2so2 + o2 2so32）nh3的氧化反应： 4nh3 + 5o2 4no + 6h2o 4nh3 + 3o2 2n2 + 6h2o因为催化剂中含有选择性成分，因此催化剂对nox的还原反应具有很高的催化活性。脱硝反应的产物是氮气和水。为了使脱硝反应得以进行，需要持续不断的氧气供应，而氧气可以来自电厂的烟气。scr技术需要的反应温度窗口为300420。在反应温度较高时，催化剂会产生烧结及（或）结晶现象；在反应温度较低时，催化剂的活性会因为硫酸铵在催化剂表面凝结堵塞催化剂的微孔而降低。1.2 热电部锅炉及机组现状自1973年至2007年，先后进行了四期工程建设。首期工程两炉两机（1#

7、、2#燃油炉，1#、2#机），1976年9月投产，1978年竣工。上世纪80年代，为贯彻国家“煤代油”的能源政策，适应安庆石化用热增长及安庆地区用电增长的需求，1985年8月二期工程两炉一机（3#、4#炉，3#机）动工，1989年4月投产，1990年竣工。为解决安庆石化丙烯腈/腈纶工程用汽、用电不足以及安庆市电力负荷紧张问题，1991年11月热电厂三期工程一炉一机（5#炉，4#机）动工，1995年8月投产。为配合化肥“油改煤”建设及“十一五”规划的需要，2006年4月“1#、2#燃油锅炉报废更新工程”（410t/h燃煤高压锅炉，以下简称热电部6#炉）开工， 2007年5月建成投用。至此，热电部

8、现役4台高压煤粉锅炉总蒸发能力1670t/h，4台汽轮发电机组总装机容量200mw。安庆石化热电部锅炉基本情况：序号锅炉型号位号蒸发量（t/h）锅炉投产时间燃料种类原设计烟气排放量（万nm3/h）1wgz-220/100-133#炉2201988、12皖北、淮南、淮北矿煤，23.662wgz410/100-114#炉4101990、444.243wgz630/9.8-15#炉6301995、8四川、河南混煤等67.924wgz410/10.3-16#炉4102007、5入厂实际燃煤50.51.3 锅炉设计煤种安庆分公司根据煤种、给水温度等实际情况，参照2013年5月份由总部组织的，胜利发电厂电

9、力技术试验研究所承担的锅炉测试报告相关数据，对脱硝入口基础数据调整如下：1.3.1 设计煤种序号名称符号单位煤种收到基元素分析2碳c50.83氢h2.864氧o4.326硫s0.85氮n0.988全水分mar7.17灰分aar33.149低位发热量qent.arkj/kg19830.361.3.2. 校核煤种（2013/12/13夜混）序号名称符号单位煤种收到基元素分析2碳c57.953氢h2.964氧o2.956硫s0.485氮n0.938全水分mar6.37灰分aar28.429低位发热量qent.arkj/kg215471.4 scr入口烟气参数：序号项目单位3#炉4#炉5#炉6#炉一s

10、cr入口烟气1烟气流量（湿基）nm3/h261661491392755066499641kg/h346727 650980 1000286 662074 温度380.1380.5383.3382.7压力pa（a）1011001011001011001011002烟气成分n2%（vol，wet）74.7774.7774.7774.77nm3/h195644 367414 564563 373582 kg/h244650 459446 705978 467159 o2%（vol，wet）4.58 4.58 4.58 4.58 nm3/h11984 22506 34582 22884 kg/h171

11、25 32160 49416 32700 co2%（vol，wet）13.3613.3613.3613.36nm3/h34958 65650 100877 66752 kg/h69105 129778 199415 131956 h2o%（vol，wet）7.247.247.247.24nm3/h18944 35577 54667 36174 kg/h15196 28537 43850 29017 n2%（vol，dry）80.61 80.61 80.61 80.61 o2%（vol，dry）4.94 4.94 4.94 4.94 co2%（vol，dry）14.40 14.40 14.40

12、14.40 3污染物浓度（干基，6%o2）noxmg/nm3500500500500kg/h129.95 244.05 375.01 248.15 -nomg/nm3309.81 309.81 309.81 309.81 kg/h80.52 151.22 232.36 153.76 -no2mg/nm325252525kg/h6.50 12.20 18.75 12.41 so2mg/nm31742174217421742kg/h453 850 1307 865 so3mg/nm321.78 21.78 21.78 21.78 kg/h5.66 10.63 16.33 10.81 hfmg/nm

13、320202020kg/h5.20 9.76 15.00 9.93 hclmg/nm350505050kg/h13.00 24.41 37.50 24.81 nh3mg/nm30000kg/h0.00 0.00 0.00 0.00 飞灰浓度g/nm352525252kg/h13515 25381 39001 25807 备注：脱硝scr入口反应器温度，按锅炉改造后设计入口温度。1.5 供给脱硝装置气源、水源、蒸汽、电源的参数序号名称规格单价1生产用水长江水，常温，压力：0.3mpa2消防用水常温，压力：0.3mpa3蒸汽1.3mpa饱和或过热蒸汽4电400v或6000v厂用电5压缩空气0.6m

14、pa，仪表空气露点401.6 脱硝scr用nh3气参数脱硝系统用的反应剂为气氨，来源于安庆石化公司化肥装置的氨球罐的气相循环管线，通过外管道输送，边界点气氨压力为0.30.33mpa，至热电部厂区外管线长度约为2000米。工作压力0.30.33mpa工作温度0气氨组份分析（体积百分比）nh3：88%n2：2.6%ch4：5.6%h2：3.8%1.7 5#scr主要性能与保证值在设计条件下，脱硝改造后性能保证：1.7.1 脱硝效率、氨逃逸浓度、so2/so3转化率（以下nox含量均为折算到二氧化氮，标准状态，6含氧量，干基状态下的数值。）1）低氮燃烧器改造对锅炉进行低氮燃烧器改造，在设计煤种条件

15、下，入口nox浓度1000 mg/nm3，改造后锅炉烟气进入scr反应器的基准浓度为400mg/nm3 (干基，6%o2）。低氮燃烧器对nox的脱除率为60%。2）scr反应器改造scr反应器在设计值下，催化剂采用2+1 的布置方式，初装2层，预留1层位置，scr出口nox排放不大于100mg/nm3（干基、6%氧量）。考虑到系统的分系统之间的衔接，提高系统整体性能保证，绝对完全达到环保排放要求，scr反应器的入口基准浓度增加了100mg/nm3 (干基，6%o2）的设计裕量，即为500mg/nm3 (干基，6%o2），scr脱硝效率不小于80%。3) 在锅炉50%100%额定负荷区间内，对n

16、ox脱除率、氨逃逸浓度、so2/so3转化率三项指标同时考核，脱硝装置的nox排放浓度不超过100mg/nm3，氨逃逸浓度小于3ppm，so2/so3转化率小于1%。1.7.2 压力损失1）从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失在性能考核试验时不大于 800 pa（设计煤种，100%bmcr工况，不考虑附加催化剂层投运后增加的阻力,不考虑低氮燃烧及尾部受热面改造增加的阻力）；2）从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失不大于 1000 pa（设计煤种，100%bmcr工况，80%脱硝效率，并考虑附加催化剂层投运后增加的阻力,不考虑低氮燃烧及尾部受热面改造增加的阻力）。1.7.3 催化剂寿命催化剂

17、化学寿命是指不投入预留层时，催化剂活性能够满足系统脱硝效率不低于80%，且氨逃逸浓度小于3ppm，so2向so3的转换率小于1%时的寿命，化学寿命从该层催化剂第一次通烟气开始计算的累计通烟气时间。催化剂的化学寿命不低于24000小时。催化剂抗热冲击能力、抗磨损能力、抗压能力满足规范要求，催化剂的机械寿命不少于10年。1.7.4 烟气温降在 bmcr工况下，scr反应器烟道进出口的烟气温度降不得大于3。1.7.5 系统连续运行温度在满足nox脱除率、氨的逃逸浓度及so2/so3转化率的性能保证条件下，供方保证scr系统具有正常运行能力。最低连续运行烟温 300 c最高连续运行烟温 420 c1.

18、7.6 氨耗量在bmcr负荷时，且原烟气中nox含量不高于500 mg/n m3，出口nox含量不高于100mg/nm3时，供方保证系统气氨耗量3#炉不超过_54.2_kg/h，4#炉不超过_101.7_kg/h，5#炉不超过_156.3_kg/h，6#炉不超过_103.5_kg/h。1.8 工艺说明：scr工艺系统包括烟气系统、scr反应器、催化剂、氨气系统、喷射系统、吹灰系统、仪用压缩空气系统、氮气吹扫系统等。1.8.1 烟气系统烟气系统是指从锅炉省煤器出口至scr反应器本体入口、scr反应器本体出口至空预器入口之间的连接烟道，并包含的导流板、烟道支吊架、人孔门、膨胀节等所有部件。烟道根据

19、可能发生的最差运行条件进行设计。烟道设计保证能够承受如下负荷：烟道自重、风荷载、地震荷载、灰尘积累、内衬和保温的重量等。烟道最小壁厚至少6mm，烟道内烟气流速不超过15m/s。催化剂区域内流速不超过5 m/s。1.8.2 scr反应器scr反应器是scr烟气脱硝技术中最关键的系统，指未经脱硝的烟气与nh3混合后通过安装催化剂的区域产生反应的区间。scr反应器内装有脱硝催化剂，当混合好的烟气与氨进入反应器本体后在催化剂的催化作用下烟气中的nox与氨进行氧化还原反应，生成n2和水，达到脱硝的目的。scr反应器包括：配套的法兰；反应器流场优化装置；整流装置；催化剂层的支撑（包括预留层）；催化剂层的密

20、封装置；催化剂吊装和处理所需的装置；在线分析监测系统等。scr反应器（包括催化剂等）应能承受运行温度420，每次不大于5小时的工况，而不产生任何损坏。scr反应器顶部入口截面上的烟气速度分布最大允许偏差为15%，入口烟气夹角小于10，烟气温度分布最大允许偏差为10，nh3/nox摩尔比分布最大允许偏差为5%。1.8.3 催化剂根据燃用设计煤种，催化剂设置为三层，两用一备。根据工况条件、催化剂的活性、用量进行scr反应器内催化剂的设计，使其在任何工况条件下将氨的逃逸率控制在3ppm以内， so2氧化生成so3的转化率控制在1%以内，单层阻力小于250pa。催化剂模块设计有效防止烟气短路的密封系统

21、，为确保密封效果，催化剂密封系统由催化剂厂家提供，密封装置的寿命不低于催化剂的寿命。催化剂各层模块规格统一、具有互换性。催化剂保证能满足烟气温度不高于400的情况下长期运行，同时应能承受运行温度420不少于5小时的考验，一年不多于三次，而不产生任何损坏。1.8.4 氨气系统气氨来源于化肥装置的氨球罐，工作压力0.30.32 mpa，纯度约88%，氨气的其它组份为ch4、h2、n2。从化肥装置的氨球罐气相接口位置经原综合管架接到四台锅炉区域，然后分别于与稀释空气在混合器中混合均匀，最后经喷氨格栅喷入烟道在反应器内进行脱硝反应，要防止各种条件下氨液化、结晶的形成。氨输送管道应符合gb/t20801

22、相关规定，所有与氨接触部件均要严格禁铜。氨输送管道等备有氮气吹扫系统，防止泄漏氨气和空气混合发生爆炸。少量的氮气置换含氨气则直接排入烟气。1.8.5 稀释风及氨气混合器系统在氨供应系统中，氨的供应量保证能满足锅炉不同负荷的要求，调节方便灵活，可靠。喷入锅炉烟道的氨气为空气稀释后的不超过5左右氨气浓度的混合气体。所选择的风机满足bmcr工况下最大氨气耗量时稀释风需求，并留有风量裕量10%,压头裕量20%的余量。氨气与由稀释风机来的稀释风在氨/空气混合器内进行混合稀释，把氨气的浓度稀释到5以下（防止爆炸），稀释后的氨气/空气混合气体通过喷氨格栅喷入烟道，每个反应器布置一台。2 调试目的及依据2.1

23、 调试目的脱硝系统在安装完毕，且完成各个单体、分系统调试后，需进行整套启动试运行，以对设计、施工和设备质量进行动态检验。检验脱硝系统的设计是否合理，是否能够达到设计的脱硝效率及相关设计参数。调试使整个脱硝系统安全稳定地通过168小时满负荷试运行，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。2.2 调试依据2.2.1火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程电建1996159号2.2.2火电工程启动调试工作规定建质199640号2.2.3电力建设施工及验收技术规范-锅炉机组篇dl/t 5190.4-20042.2.4电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)

24、 dl5009.1-2002 2.2.5电力部建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准2.2.6设备制造厂的技术标准及相关资料2.2.7 安庆石化热电部四台炉烟气脱硝改造工程合同附件技术协议2.2.8安庆石化热电部四台炉烟气脱硝改造工程调试大纲2.2.9安庆石化热电部四台炉烟气脱硝改造工程操作手册3 调试范围3.1 分系统调试： 3.1.1工艺系统调试方案：1）脱硝烟气系统调试方案2）吹灰系统调试方案3）nh3管线氮气置换方案 3.1.2 脱硝电气系统调试方案 3.1.3 热控dcs系统调试方案 3.1.4 cems烟气分析调试方案3.1整套启动热态调试：在完成各个分系统调试的基

25、础上，scr整套启动；热态启动后进行喷氨格栅平衡调试，并且完成scr系统的工艺、电气、热控等热态调试；3.3 168h热态试运行：在完成整套启动热态调试后，进行scr系统的168h满负荷试运行。4 组织与分工4.1 调试单位负责编写启动调试大纲，编写分系统调试和整套启动方案、措施，提出调试工作计划，负责调试指挥，组织、主持调试工作会议，对整套脱硝装置的性能负责。检查各个系统试运条件和完成情况，确认其他单位调试项目是否具备分系统、整套启动试运的条件，全面检查整套启动时所有系统的完整性和合理性。负责整套启动试运工作，确认调试的技术数据和参数，组织并填写分系统和整套启动调试检验验收签证文件，填写质量

26、文件，提出验收签证申请，参加验收签证工作。4.2 生产单位参与设备系统的命名挂牌及设备运行和巡检。4.3 监理单位负责设备及系统验收。4.4安装施工单位负责负责设备单体调试及相关文件的填写、签证、移交。分部试运、整套启动调试期间和未移交前的调试配合工作，全面配合分系统试运及整套启动试运，试运期间的消缺、设备维护检查。填写质量文件，提出验收签证申请，参加验收签证工作。负责临时措施的制定、实施，做好试运设备与运行设备的隔离措施。移交试生产前，负责试运现场安全、消防保卫和文明生产，配合调试期间的工作，参加试运值班，参加调试会议。5 5#炉scr烟气脱硝系统调试内容及过程介绍5#scr烟气脱硝系统主要

27、调试内容及过程简介表：时 间调 试 内 容2015年2月1日脱硝mcc盘柜初次带电，开始单体调试2015年2月6日完成5#脱硝系统设备单体调试2015年2月10日完成5#脱硝系统设备中交2015年2月11日5#炉scr系统首次通烟，声波吹灰器热态投入运行，稀释风机投入热态运行2015年3月1日完成5#脱硝scr系统相关逻辑组态工作并下装程序2015年3月5日完成5#脱硝scr烟道输灰系统热态调试2015年3月8日完成5#scr蒸汽吹灰器热态调试，并投入热态运行2015年3月10日完成nh3管道n2置换并对5#脱硝首次喷氨2015年3月13日完成5#scr喷氨格栅平衡测试并调整，并完成喷氨自动的

28、热态调试并投入运行2015年3月17日5#炉脱硝scr开始168h热态试运2015年3月24日5#炉脱硝scr完成168h热态试运2015年3月30日完成对5#炉脱硝scr喷氨自动投运的运行评估6 scr反应区调试6.1 试验条件及试验方法scr系统的调试工作是在scr系统安装结束及dcs系统调试工作结束的基础上进行。分别对scr系统进行静态调试和热态调试，并完成脱硝装置168h试运。在进行静态试验前对系统的阀门进行检查，保证各阀门开关灵活、动作可靠。阀门及管道无外漏，无内漏，气密性完好，承受的压力符合设计要求。6.2 scr烟气脱硝静态调试为保证scr系统在试运中的安全，首先进行scr系统设

29、备的保护及连锁试验。具体的试验项目如下：6.2.1 scr区进行系统调试，包括电气传动，仪表信号检查，阀门传动，联锁保护试验6.2.2 反应器声波吹灰器调试6.2.3 反应器蒸汽吹灰器调试6.2.4反应器烟气在线监测仪调试6.2.5对scr稀释风系统调试6.2.6对scr烟道输灰系统调试6.3 scr烟气脱硝热态调试6.3.1 首次scr通烟气过程原则上，scr首次通烟后必须投运声波吹灰器及蒸汽吹灰器，但是由于考虑整体工程进展计划安排，5#锅炉启动前蒸汽吹灰器暂时未热态调试，经工程部、项目部及施工单位共同决定，在确保声波吹灰器完全投运的基础上，在2月10日伴随5#炉的启动，完成scr的首次通烟

30、工作。由于本项目未设计旁路挡板，所以在5#锅炉启动时，scr就需要进烟气。催化剂能在锅炉任何正常的负荷下运行；虽然催化剂能满足烟气温度不高于400的情况下长期运行，同时应能承受运行温度420不少于5小时的考验，但是在首次通烟时必须满足锅炉启动所需外，必须严格控制scr的温度升降曲线，做到缓慢温度上升，如下： 当温度在20到150之间，催化剂应该能适应最小10/min的温升速度。当温度在150到400之间，催化剂应该能适应最小50/min的温升速度。在scr本体首次通烟过程中，要严密监视scr设备本体的热膨胀，注意观察滑动固定支架的膨胀量要在设计范围之内。6.3.2 吹灰系统热态调试过程6.3.

31、2.1 声波吹灰器的调试：a 2月5日引入5#炉scr杂用空气，依据设计工艺参数，对杂用空气罐压力进行标定0.7mpab 2月7日 5#scr杂用空气储罐正常投运后，打开声波吹灰器末端管路，对5#scr声波吹灰器管路进行吹扫，吹扫干净后，连接管路，调节声波吹灰器处减压阀，使声波吹灰器处压力维持在0.40.7mpa；在操作员画面对声波吹灰器进行热态试运操作并完成声波吹灰器顺控的热态试运6.3.2.1 蒸汽吹灰器的调试：a 3月7日 完成蒸汽吹灰器热态调整工作，采用二段抽气，母管压力为1.1mpa，吹扫时母管压力降低至0.8mpa，喷嘴出口蒸汽压力在0.65 mpa左右。（设计数据0.45 mpa

32、0.8mpa）；要求24h完成scr蒸汽吹灰一次。 b 在脱硝装置退出运行前，需完成蒸汽吹灰一次，以使催化剂清洗干净。6.3.3 nh3气管道n2置换及首次5#炉scr喷氨 3月10日，提交5#scr首次氮气置换、引入氨气、首次喷氨试验的方案并签字；于14:00开始氨气5#总管氮气置换，5#炉氨气支管氮气置换；在监理旁站的情况下对置换结果测试，氮气总管排气含氧量0.21%，5#氨气支管含氧为0.11%，符合方案要求的氮气置换标准小于0.5%；开始5#scr首次喷氨试验，初始喷氨量为设计指标的的30%左右及30kg/h，再次检查nh3管道、稀释风系统、喷氨格栅系统等相关管道的严密性。6.3.4

33、5#炉scr喷氨格栅平衡测试与调整首次喷氨后，3月13日通知锅炉运行在确保5#炉负荷相对平稳的基础上，确保脱硝scr入口nox波动在45030mg/nm3的基础上，固定喷氨量为40kg/h；在脱硝scr第二层催化剂出口对喷氨格栅的平衡进行测试调整，同时密切监控操作员画面nh3逃逸数据，不要出现大的波动，调整测试数据如下：6.3.4.1 首次测试相关数据：将1#测孔6#测孔（靠近4#机组为1#测孔）对应的喷氨格栅手动阀均匀调整到65%的位置，确保稀释风的流量在2900nm3/h，测试数据如下：项 目1#测孔2#测孔3#测孔4#测孔5#测孔6#测孔阀门开度（%）6565656565651mnox（

34、mg/nm3）127114888873882mnox（mg/nm3）131120918677896.3.4.2 依据首次测试数据分析，靠近4#炉测孔位置nox需增大，同时为了为了确保稀释风量及稀释风出口压力，适当的关小3#、4#、6#等测孔对应的喷氨格栅手动阀门，测试数据如下：项 目1#测孔2#测孔3#测孔4#测孔5#测孔6#测孔阀门开度（%）9080556055601mnox（mg/nm3）8760961021181072mnox（mg/nm3）856390981091106.3.4.3第三次调整：依据前二次调整数据，1#、2#测孔对应的喷氨格栅手动阀开度相对比偏大，3#6#测孔适当对比开度

35、偏小，调整后测试数据如下：项 目1#测孔2#测孔3#测孔4#测孔5#测孔6#测孔阀门开度（%）8070656570651mnox（mg/nm3）9188908991892mnox（mg/nm3）9087899089906.3.4.4喷氨格栅平衡调整结论：喷氨格栅调整后，在操作员站对5#scr的喷氨量进行手动调整试验，记录数据如下：（3月13日14:0015:00此锅炉负荷为310t/h左右）时间入口noxmg/nm3出口noxmg/nm3喷氨量（kg/h）nh3逃逸（ppm）理论需氨量（kg/h）备注14:30472123350.0148理论需氨量较实际需氨量偏大14:35472104450.

36、045014:4046294.8450.015014:4547895500.035314:5048575.3500.0456通过手动调整喷氨量30kg/h50 kg/h的不同运行工况下记录数据，记录出口nox及及nh3逃逸数据，依据进出口nox计算理论需氨量与实际喷氨量对比，可以得出喷氨格栅平的衡调整完全满足5#脱硝scr热态运行的条件。6.3.5 5#炉scr喷氨喷氨自动pid热态调整#5锅炉脱硝scr系统完成喷氨格栅平衡调整后，对喷氨pid自动进行热态调整，优化了pid自动的相关参数，并于3月13日17:00左右投入喷氨自动调节运行；系统连续稳定运行4天后，于3月17日10:00进入168

37、h连续热态运行。为了确保scr运行时出口排放指标（在scr入口小于500 mg/nm3时，出口设计值小于100 mg/nm3）同时又达到经济运行的目的，进一步优化pid参数，pid调节系统的出口nox设定值为80mg/nm3。在喷氨自动连续投运过程中，我们对#4炉scr喷氨pid自动投运典型运行工况分析，无论在锅炉何种运行工况时，若scr入口的nox波动在50 mg/nm3以内时，出口nox的实测值会围绕806 mg/nm3（目前设定为80 mg/nm3）稳定运行；但是当入口nox由于锅炉运行工况的变化而突变时（变化大于50 mg/nm3），喷氨自动也会很快跟踪以确保出口的排放，但是在突变过程中，当设定出口nox为80 mg/nm3，会出现出口实测nox瞬时大于排放指标100 mg/nm3的情况，但是持续时间一般在23分钟，通过喷氨自动pid的调节，出口nox实测值会在10分钟以内确保出口排放指标的稳定运行。通过分析数据可以得出