中国大唐集团公司确保脱硫脱硝安全稳定运行的重点要求(20150330)Word格式.docx

中国大唐集团公司确保脱硫脱硝安全稳定运行的重点要求(20150330)Word格式.docx

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1.43发电企业应根据脱硫脱硝相关标准、脱硫脱硝项目设计资料等技术文件和并结合电厂企业实际运行情况，编制制定或修订脱硫脱硝系统现场运行、检修规程，并建立和完善运行、检修维护管理制度。

1.5为防止脱硫脱硝系统及设备出现故障或异常，发电企业应重视脱硫脱硝系统设计、设备设计选型和系统运行维护管理等工作。

2．污染物排放要求

2.1要牢固树立环保工作远离“红线”、不越“底线”的意识，确保环保无条件达标排放。

远离“红线”就是将三项污染物严格控制在80%排放标准线以下范围运行。

2.2除发电机组启机导致脱硫除尘设施退出、机组负荷低导致脱硝设施退出，以及其他不可抗拒的客观原因导致环保设施不正常运行等情况外，二氧化硫、氮氧化物、烟尘浓度超过限值时，应立即采取降负荷、启动备用设备等措施进行调整，如1小时内仍不能达标应立即向相关部门申请停机，并将上述措施细化写入运行规程中。

2.3污染物达标排放应实行综合治理，要确保燃煤品质满足环保设施设计要求，要确保脱硫、脱硝还原剂品质满足设计要求。

运行人员应提前掌控燃烧煤质情况，及时调整运行方式，保证污染物达标排放。

2.4要将环保设施等同于主设备进行管理，认真开展点检定修，加强日常维护，加强运行管理，确保环保设施处于较好的健康水平。

2.5应制定完善的污染物超标排放应急预案，做到组织措施、技术措施、管理措施的落实，定期开展应急演练，并做好应急演练记录。

2．脱硝部分

2.1设计要求

2.1.1保证催化剂正常运行，第一层催化剂入口烟气流场设计要求为：

速度变动系数C.V.≤15%、温度最大偏差±

10℃、氨氮摩尔比变动≤5%、烟气入射催化剂角度（与垂直方向的夹角）≤10°

、飞灰分布偏差＜20%。

。

在有空间的SCR脱硝系统进口水平段设置灰斗，合理设置省煤器出口烟道流速，使大颗粒飞灰得到有效收集，减少催化剂堵灰。

2.1.2脱硝催化剂设计选型应满足国家、地方的环保标准要求，遵循脱硝效率高、抗毒性强、运行可靠的原则，并留有一定的设计裕量。

催化剂的选型应综合考虑机组容量、炉型、负荷、烟气成分、烟气温度、烟尘浓度、烟尘粒度分布特性等因素，确保催化剂对燃料类型和运行条件适应性强，同时保证氨逃逸低、SO2/SO3转化率低、抗堵灰和抗磨损能力强。

2.1.3对于燃煤烟气中烟尘浓度大于40g/Nm3的锅炉，应采用耐磨和抗堵灰型催化剂，并合理设计催化剂节距和通道型式，设计合理的SCR反应器截面尺寸和催化剂布置方案，确保催化剂通道内烟气流速小于7m/s。

在催化剂方案设计阶段，应确认机组最低和最高烟气运行温度，确保催化剂能够在最低喷氨运行温度以上运行。

2.1.4催化剂选型设计时应严格控制SO2/SO3转化率不大于1%，避免生成硫酸氢氨堵塞催化剂。

2.1.5合理布置喷氨格栅及均流板，保证流场均匀，使气态NH3与NOx充分混合，避免氨逃逸率高。

2.2运行调整管理

2.2.1高低温烟气运行管理

当SCR反应器入口烟气温度低于最低连续喷氨温度时，通过协调负荷、燃烧调整等措施提高入口温度，当达不到要求时，应停止喷氨。

若在低温下喷氨短暂运行一段时间后，应按照催化剂供货商提供的使用要求，尽快提高机组负荷，通过高温烟气来消除硫酸铵盐的影响。

在机组低负荷时，通过省煤器分级、省煤器烟气旁路或提高给水温度等方式，保证SCR反应器入口烟气温度高于最低连续喷氨温度，保障脱硝系统正常运行。

运行中应控制SCR反应器入口烟气温度小于420℃，当SCR反应器入口烟气温度大于420℃、小于450℃时，运行时间不能超过5小时；

严禁SCR反应器入口烟气温度超过450℃，防止催化剂发生烧结。

SCR反应器入口烟气温度大幅度上升等故障工况下，为了避免催化剂的烧结失活，应当立刻降低锅炉负荷，以保护脱硝催化剂。

启停炉时，应严格控制未燃物进入到反应器中，若点火失败或有未燃物进入到反应器中，应按照催化剂运行维护手册中的升温要求，严格控制升温速率，防止未燃物在催化剂表面灼烧导致催化剂烧结失活。

2.2.2煤种变化时运行管理

煤种硫分大幅提高时，需重新评估最低喷氨连续运行温度，与催化剂制造厂联系确定催化剂最低运行温度，并调整催化剂的运行维护管理方案。

合理控制入炉煤含硫量，对偏离设计煤种的烟气量、NOx、SO2等重要参数进行偏差分析。

2.2.3喷氨管理

严格控制脱硝系统出口氨逃逸，按照设计参数并依据SCR反应器出口NOx浓度调整喷氨量，严格控制氨逃逸不大于3ppm。

从运行参数检查分析均流板、格栅板是否起到均流作用。

当脱硝效率较低而局部氨逃逸率偏高时，应对喷氨格栅阀门进行调节优化，每年应进行一次NH3/NOx摩尔比分布（AIG）优化调整试验，以优化脱硝系统性能。

当设备局部磨损、堵塞以及后续设备被硫酸氢氨粘结时，表示喷氨过量或气流不均所造成，要对均流设备检查改造、优化喷氨量。

当调峰频繁，不单氮氧化物超标，同时氨逃逸超标时，要加强自动控制装置作优化调整，依据试验结果,增加机组不同负荷对应的最大喷氨量限制，防止自动调整时氨逃逸过大，同时减少脱硝装置运行对锅炉尾部烟气系统设备造成影响。

当氨逃逸浓度超过设定值，而SCR反应器出口NOx浓度没有达到设定要求时，严禁继续增大氨气的注入量。

应将氨逃逸浓度降低至允许的范围后，查找氨逃逸偏高的原因，把氨逃逸率高的问题解决后，才能继续增大氨气注入量。

脱硝入口参数在设计范围内，并且脱硝效率与出口氮氧化物满足排放标准时，不应追求更高效率而过量喷氨。

对高硫分煤种，应严格控制喷氨量，防止过量喷氨，控制硫酸氢铵生成量。

锅炉发生爆管事故时，为了防止催化剂受潮，应立即停止喷氨，做好烟道、灰斗的除湿和干燥，同时催化剂强制冷却到120℃，保持自然通风。

2.2.4吹灰管理

在脱硝装置投运后监视其进出口及各催化剂层压力损失变化，若压力损失增加较快，加强催化剂的吹灰；

对于声波式吹灰器，所有吹灰器采取不间断循环运行；

对于耙式蒸汽吹灰器，需检查耙的前进位移是否能够到达指定位置，并适当增加吹灰频率，应在检修期间注意检查催化剂表面磨损状况并评估磨损原因。

定期检查吹灰系统运行状况，观察压缩空气参数、蒸汽参数是否满足运行需求，对于声波吹灰器，压缩空气应保证如下要求：

含尘粒径≤1μm；

含尘量≤1mg/m3；

含油量≤1mg/m3；

水压力露点≤-20℃（0.7MPa）。

对于蒸汽吹灰器，过热蒸汽应保证满足如下要求：

蒸汽温度不小于200℃，蒸汽压力不小于0.8MPa；

2.2.5尿素热解系统管理

控制入炉煤热值，加强低氮燃烧控制，确保脱硝系统入口烟气流量、NOX浓度参数不超脱硝设计范围。

严格控制尿素热解系统各温度、压力参数合格，保证尿素溶液品质，管道通畅，防止尿素溶液结晶。

尿素溶液浓度配置一般控制在50%。

实际工作中应根据尿素溶液储罐的工作温度，配制热解系统设计时要求的溶液浓度。

以避免由于尿素溶液配制时温度不同而导致的尿素溶液浓度过高，从而在输送管道中由于降温而析出晶体。

运行中应控制热解炉出口最低温度在320℃以上，防止因温度降低导致热解炉出口造成结晶。

确保喷氨格栅管道温度不低于270℃，防止喷氨格栅温度低导致喷氨格栅管道结晶。

2.2.6低氮燃烧器管理

低氮燃烧器随着运行时间增加和煤种变化，会结渣、烧坏、积灰、磨损等，效率会逐步降低，运行中应注意参数变化，定期检查，出现问题要适时维修，避免脱硝系统的基础值下降，而影响不能达标排放，或增加还原剂使用量增加运行费用。

2.2.7高压在线水冲洗管理

高压在线水冲洗技术可有效解决空预器压差增加的问题，冲洗前需对冷端蓄热元件搪瓷与基材的附着力进行校核，以免造成蓄热元件损坏，同时，确保空预器底部烟道应有可靠的排污措施，保证污水能及时排出。

冲洗前保证停止吹灰10小时以上，维持机组75%以上负荷，以保证较高的排烟温度。

确保冲洗水源洁净无固体杂质，冲洗时根据引风机压力波动情况，及时调整冲洗水压力和流量，避免风机压力波动大。

冲洗后应定期检查空预器蓄热片、蓄热片表面搪瓷的完整性。

2.3检修维护管理

2.3.1催化剂检修管理

对于催化剂堵灰的机组，应及时清灰并对SCR反应器流场分布进行优化调整。

喷氨量异常增大时，需进行调平试验。

停炉阶段，用空气对催化剂和反应器内部进行吹扫，清理残留灰分、氨气、SO3等物质，并对脱硝装置进出口烟道的积灰进行清理。

机组大、小修时，必须检查反应器内部的催化剂，并取样分析催化剂的活性，应对喷氨格栅喷嘴情况进行检查。

对于烟气中颗粒状或块状物质掉落在催化剂表面，堵塞催化剂孔或通道，造成飞灰堆积的，应查明颗粒状或块状物质的来源，防止堵塞事件的发生，应在催化剂上方安装格栅网。

定期对预热器下部灰斗飞灰进行含氨量监测，跟踪氨逃逸情况。

2.3.2尿素热解系统检修管理

加强对尿素热解系统的保温管理。

脱硝系统检修时，应对热解炉底部进行检查清理，对AIG管道进行检查，对喷枪进行雾化试验，雾化效果必须良好，要保证雾化空气的压力和流量达到设计值。

严格控制进入MDM计量模块压缩空气及尿素溶液品质，定期对滤网进行清理。

2.3.3定期试验

应定期进行催化剂性能检测工作，按照规定定期送检催化剂活性测试块，并结合机组大修前后，进行脱硝系统性能试验工作。

按相关规定定期对脱硝系统CEMS分析设备、氨逃逸检测仪等进行校验，保证测试精度。

3．脱硫部分

3.1设计要求

3.1流场设计优化

优化烟气流速和流场分布（加装托盘、加装管式除雾器、提高顶层除雾器至脱硫塔出口烟道之间的距离、合理设计吸收塔出口烟道的结构等方式）

，通过加装吸收塔均流装置、管式除雾器、提高顶层除雾器至脱硫塔出口烟道之间的距离、合理设计吸收塔出口烟道的结构等方式，有效降低烟囱出口烟气浆液携带现象；

采用净化烟气法和加热烟气法，提高烟气净化效果，尽可能除去烟气中石膏浆液和液态水滴。

3.2超低排放设计

对新建机组要采用烟囱出口液滴与颗粒物超低排放新技术，对已投运机组，结合更换高效除雾器、加装均流环、换热器等技术改造方式，达到提高脱硫效率，降低出口烟气液滴、石膏颗粒携带的目的。

3.3可靠性设计

对浆液循环泵等脱硫系统重要设备电源应遵循分段布置、风险分散的原则进行设计。

应充分考虑到事故喷淋水源的可靠性，设置两路水源，互为备用。

优化事故喷淋系统逻辑，保证喷淋动作快速、准确；

定期对事故喷淋装置进行试验。

3.4优化废水系统设计

充分根据废水处理量的要求，合理设备设计选型，采用可靠的废水处理系统，选用出泥效果较好的设备。

3.2运行监督管理

3.2.1除雾器运行管理

切实做好除雾器日常运行管理，控制除雾器冲洗水水质、水压；

维持吸收塔正常液位，控制好浆液密度，按要求启动脱水系统；

根据吸收塔液位及除雾器压差，合理调整除雾器冲洗时间；

当除尘器压差逐渐升高时，而且冲洗效果不明显，可伸请降低负荷运行。

3.2.2GGH运行管理

发电企业应严格控制混合煤种的掺合配比,加强对电除尘日常维护管理，有效控制烟气中SO2含量和烟尘量，确保除雾器出口液滴小于45mg/Nm3,减轻GGH换热元件积灰结垢、堵塞的现象；

运行中合理控制吸收塔液位,结合添加适量消泡剂的方式,减少吸收塔冒泡，减少净烟气携带浆液返回GGH后沉积结垢，确保GGH换热元件正常运行。

3.2.3浆液循环系统运行管理

严格控制石灰石浆液细度、石膏浆液密度及入口粉尘等参数，严格执行浆液循环泵停运后的冲洗步骤。

负荷允许条件下，定期切换循环泵运行，避免浆液循环泵长期备用导致喷嘴堵塞、磨损。

控制好吸收塔浆液密度、观察记录氧化风压、做好石灰石检验分析工作。

控制浆液合理pH，保障搅拌器、氧化风机正常运行，减少塔内结垢；

运行监盘中分析发现浆液循环泵喷嘴堵塞后，应利用停泵机会对泵及管道充分进行冲洗。

3.2.4防止浆液“中毒”管理

加强燃煤质量控制，避免脱硫装置长时间处于超负荷、超设计条件下运行；

除尘器出口烟尘排放浓度应控制在30mg/Nm3以下；

维持合理的吸收塔浆液pH值及石膏浆液密度；

保障脱硫废水系统的正常运行。

加强吸收塔浆液、废水、石灰石浆液、石灰石粉和石膏的化学分析工作，定期检测浆液中的氟离子和SO32-浓度，加强对除尘器出口烟尘浓度的控制，监控脱硫系统运行状况。

通过添加脱硫添加剂来加强浆液中石灰石的溶解，应对浆液中毒现象。

如浆液中毒现象长时间未得到好转，为避免情况进一步恶化，应首先申请降负荷，其次启动备用的氧化风机，利用事故浆液箱对石灰石浆液进行置换，并加强脱水。

3.2.5脱水系统运行管理

严格控制石膏浆液品质合格、氧化风机出口风压正常、真空皮带脱水机真空合格、频率正常；

控制燃煤灰分，加强对除尘设备的监督运行，减少进入塔内的烟尘含量。

3.2.6制浆系统运行管理

不断总结湿磨机运行电流与钢球加装量的关系曲线，形成运行管理办法，规范石灰石浆液定期化验制度，及时与在线数据比对，发现异常及时分析处理。

定期测量旋流器入口压力、溢流、底流浓度或密度；

严把石灰石进料关，保证石灰石品质及粒径符合设计要求。

3.3检修维护管理

3.3.1加强对浆液循环泵及吸收塔内喷淋层的点检定修管理，结合停机检修对浆液循环泵本体、入口门、喷嘴等进行检查更换；

加强搅拌器和氧化风机的日常检修维护。

3.3.2对吸收塔出口烟道、塔壁的垢样及时进行清理；

对吸收塔内沉积物和浆液循环泵入口滤网表面进行彻底清理；

对堵塞滤网、喷嘴的垢样、破碎的橡胶、树脂要及时清出塔外。

3.3.3做好氧化风机、真空皮带脱水系统等重要设备的点检定修工作，要根据设备运行参数、脱水效果和石膏品质参数，及时作出判断，避免石膏浆液长时间低品质运行导致恶化；

做好滤布、沉沙嘴、旋流子等易损设备的备件管理，定期检测真脱水机滤布纠偏装置、滤布冲洗水等是否正常工作。

3.3.4利用停机机会对事故喷淋系统管道、阀门和喷嘴进行全面检查、疏通，并安排进行喷淋试验，确保系统可靠备用。

3.3.5脱硫废水系统长期处于超设计出力的工况运行时，需定期检查废水旋流子及配套组件磨损情况，调整旋流站压力在设计范围内；

中和箱、沉降箱、絮凝箱底部定期排放，将沉淀及时排出，防止溢流通道堵塞；

定期对中和箱、沉降箱、絮凝箱、澄清池进行排空检查，检查箱体防腐材料脱落情况，对损坏部位及时进行处理。