机组脱硝调试报告
我国火电厂烟气脱硫设备使用现状调查报告
我国火电厂烟气脱硫设备使用现状调查报告前言截止2008年底, 我国已投产烟气脱硫机组3. 97亿千瓦, 全国火电厂已投运烟气脱硫机组容量占全国燃煤机组容量的66％,其中90％以上采用石灰石／石灰一石膏湿法烟气脱硫工艺。
大量实践证明, 烟气脱硫在机理上、技术上是成熟的, 其主要风险在设备的制造、使用上。
据业内人士介绍, 2005年以前我国所有脱硫设备均依靠国外进口。
当时进口脱硫设备成本每千瓦需要1000元。
一台30万千瓦火电机组的脱硫设备的成本大约3亿元。
随着国内环保设备行业的快速发展, 国内生产的脱硫设备使每千瓦成本造价降至200-300元左右, 仅2006年新增从事脱硫设备的企业就由2005年的100多家猛增到200家, 形成年配套1亿千瓦火电脱硫工程设计、设备制造及总承包能力。
本文由江西金阳钢艺有限公司（专业生产脱硫设备用搪瓷钢）提供。
在巨大的商机面前, 一些资质较差甚至没有资质的企业也纷纷入市生产脱硫设备, 这些设备厂家为获取项目, 不顾质量,恶意降价的后果一是设计、生产、安装的脱硫装置稳定性、可操作性低, 故障率高, 不仅使电厂被迫大幅提高运行成本, 而且降低了脱硫效果, 使企业不能完成节能减排任务, 更好地履行社会责任。
二是导致市场混乱, 形成好品质的产品没市场, 劣质产品异常火爆的混乱局面；三是这种局面除了对生产脱硫设备的正规厂商带来不小的冲击, 而且在一定程度上阻滞了国内脱硫设备生产企业的自主研发和升级换代。
为贯彻落实《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》, 推进环保产业健康发展, 制订和完善有关政策、技术规范, 提高烟气脱硫装置运行的可靠性、经济性, 确保实现二氧化硫减排目标, 根据《国家发展改革委关于印发加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见的通知》(发改环资[2005]757号), 国家发改委委托中国电力企业联合会在开展火电厂烟气脱硫产业化发展情况登记调查的基础上, 增加主要设备运行使用情况登记调查, 以便进一步摸清有关情况, 有针对性地研究解决问题。
机组调试检验报告范文
机组调试检验报告范文一、背景介绍根据项目需要，我公司负责安装和调试一台新型机组。
该机组具有高效节能、可靠稳定的特点，广泛应用于工业生产领域。
为确保机组的正常运行以及满足项目要求，我们进行了全面的调试和检验工作。
二、调试过程1. 准备工作在调试之前，我们进行了机组的全面检查，确保设备完好无损。
同时，根据设备的技术要求和布置图纸，对相关管线、电缆进行布置工作，保证机组的正常供电和引流。
2. 机组启动按照操作手册的要求，我们依次启动了机组的各个设备。
首先进行了电气系统的检查，确保电源供应正常。
紧接着，我们启动了冷却系统和压缩系统，并进行了相关参数的校准和调整。
3. 运行测试在机组启动后，我们进行了一系列的运行测试。
首先检查了机组的运行状态和参数，确保其在正常范围内。
然后进行了负载测试，检验机组在不同负载下的工作情况和性能表现。
4. 故障排除在调试过程中，我们遇到了一些故障和问题。
通过仔细检查和分析，我们迅速找到了故障的原因，并采取了相应的措施进行修复。
在故障修复后，我们再次进行了全面的测试和检验，确保机组的正常运行。
三、检验结果经过调试和测试，机组的各项指标均达到了设计要求。
机组的运行稳定，各个设备间的配合良好。
在各个负载下，机组的性能表现出色，丝毫不受影响。
四、结论与建议根据调试和检验结果，我们对机组的性能和运行状态有了全面的了解。
同时，我们也发现了一些问题和改进的地方。
建议在后续的运行中，继续关注机组的运行情况，及时进行维护和保养，确保机组的长期稳定运行。
总之，通过本次机组的调试和检验工作，我们成功地完成了机组的安装和调试任务，并保证了机组的正常运行。
我们将继续努力，为客户提供更好的产品和服务，为项目的顺利进行贡献自己的力量。
脱硝改造可行性研究报告
脱硝改造可行性研究报告一、选择脱硝技术的背景和必要性：大气污染已成为全球性的环境问题，其中氮氧化物（NOx）是主要的污染物之一、NOx的排放对环境和人类健康产生了严重的影响。
为了减少和控制NOx排放，脱硝技术被广泛采用。
二、脱硝技术的选择：1.选择SCR技术：选择选择选择脱硝技术主要考虑技术的效率、成本以及应用范围。
在众多的脱硝技术中，选择选择选择选择选择选择选的技术。
选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择2.确定适用范围：要确定选择选择选择选择选择选择选择选择脱硝技术的适用范围。
选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择。
选择。
三、脱硝改造实施方案：1.调研：对现有的设备和系统进行调研，了解其性能、工艺和结构。
2.设计：根据调研结果，设计脱硝改造的具体方案，包括设备选型、布局设计、管道连接等。
3.安装：按照设计方案进行设备安装和管道连接。
4.调试：对改造过后的设备和系统进行测试和调试，确保其正常运行和达到脱硝效果。
5.运行：始运营过程中，进行监测和维护，确保脱硝系统稳定运行。
四、脱硝改造的经济性分析：脱硝改造的经济性分析主要包括投资成本和运行维护费用等方面的估算。
1.投资成本：包括设备费用、安装费用、软件和硬件的更新费用等。
2.运行维护费用：包括能源消耗、设备维护费用、排放监测费用等。
经济性分析将评估脱硝改造项目的可行性，为决策提供依据。
五、脱硝改造的环境效益：脱硝改造能够显著减少氮氧化物的排放，降低大气污染物的浓度，改善空气质量，保护环境和人类健康。
六、脱硝改造的社会效益：1.提高企业形象：通过脱硝改造，企业能够提高环保意识，改善社会形象。
2.创造就业机会：脱硝改造项目需要大量的人力和技术支持，可以创造就业机会，促进当地经济发展。
七、脱硝改造的技术难点和风险分析：脱硝改造涉及到复杂的技术和工艺，需要解决一些技术难点。
同时，脱硝改造项目也存在一定的风险，如设备故障、运行不稳定等。
固定污染源CEMS技术验收监测报告
固定污染源CEMS技术验收监测报告报告编号[B-18-7Y001-02]项目名称：新疆嘉润资源控股有限公司#2机组脱硫后、脱硝后A、B侧超低排放在线设备验收监测委托单位：新疆嘉润资源控股有限公司新疆新环监测检测研究院（有限公司）2018年5月承担单位：新疆新环监测检测研究院（有限公司）法定代表人：姚伟民项目负责人：邓福鹏报告编写：邓福鹏报告审核：刘伟现场监测人员：邓福鹏、张向辉等新疆新环监测检测研究院（有限公司）地址：乌鲁木齐高新区（新市区）环园路南2巷90号邮编：830016联系人：商新荣前言依据新疆维吾尔自治区环境保护厅下发的新环监发[2010]112号《转发环保部加强国控重点污染源自动监控能力建设项目验收、联网和运行管理工作通知的通知》文件要求，受新疆嘉润资源控股有限公司动力站委托。
新疆新环监测检测研究院（有限公司）对新疆嘉润资源控股有限公司动力站#2机组脱硫后、脱硝后A、B侧安装的由北京曼德克环境科技有限公司生产的GCEM-4100型烟气排放连续监测设备进行比对验收监测。
2018年6月13日，新疆维吾尔自治区污染物监控与信息中心出具了《新疆嘉润资源控股有限公司自备电厂#2、#4机组污染物自动监控设施联网证明》。
北京曼德克环境科技有限公司于2018年4月2~4日对#2机组脱硫后和脱硝后A、B侧在线设施进行了调试，并分别出具调试报告。
新疆新环监测检测研究院（有限公司）于2018年4月16~17日对其#2机组脱硫后和脱硝后A、B侧安装的北京曼德克环境科技有限公司生产的GCEM-4100烟气排放连续监测设备进行比对验收监测。
一、验收监测依据1.固定污染源烟气排放连续监测技术规范(HJ/T 75-2017)2.固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法(HJ/T76-2017)3.污染源在线自动监控(监测〉系统数据传输标准(HJ/T212-2005)4.自治区环保局新环控发[2009] 265号《关于做好污染源在线监测项目验收的通知》二、建设基本概况新疆嘉润资源控股有限公司动力站#2机组脱硫后和脱硝后A 、B 侧安装的CEMS 设备，监测项目为流速、温度、湿度、颗粒物、氧量、氮氧化物、二氧化硫，主要在线设备情况见表2-1。
燃煤烟气脱硝技术装备调试
燃煤烟气脱硝技术装备调试1 范围本标准规定了燃煤烟气脱硝技术装备的启动调试工作职责及内容、启动调试工作要求和质量验收及评定。
本标准适用于新建、扩建和改建燃煤锅炉选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术装备的启动调试、质量验收及评定。
其他烟气脱硝技术装备的启动调试和质量验收及评定可参照执行。
2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 21509-2008 燃煤烟气脱硝技术装备GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准3 术语和定义GB/T 21509-2008中界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1累计满负荷运行时间accumulated time of full load燃煤烟气脱硝技术装备在主机组锅炉额定工况的85%及以上负荷下累计运行的时间。
3.2燃煤烟气脱硝技术装备整套启动startup of whole flue gas denitration system从停止状态转变为运行状态的过程。
整套启动的标志是喷氨装置开始喷氨，燃煤烟气脱硝技术装备开始脱硝。
3.3自动投入率automatic put-in ratio投入的自动系统套数与设计的自动系统总套数的比值。
每一套自动系统应为能独立工作、形成闭环控制的最小系统。
3.4保护投入率protection put-in ratio已投入使用的联锁保护系统套数与设计的联锁保护系统总套数的比值，通常用百分数表示。
4 总则4.1燃煤烟气脱硝技术装备的调试及质量检验评定，应符合本标准的规定。
按本标准的规定组织调整试运工作，并及时进行调整试运质量验收及评定，作出调试工作质量验收及评定签证。
4.2 由调试单位结合燃煤烟气脱硝技术装备的实际情况，编制所承担的调试工作清单和调整试运质量检验评定清单。
4.3 燃煤烟气脱硝技术装备调整试运质量的检查和验评应按检验项目分项、分专业、分阶段等依次进行。
脱硝系统整体调试方案.
xx热电#1、2炉脱硝超低排放EPC总承包工程调试方案编制：校核：审核：XX工程二零一六年十月目录概述 (3)一、尿素水解制氨系统的调试 (3)1.调试目的 (3)2.调试应具备的条件 (3)3.调试项目及调试工艺 (3)4系统的相关报警和联锁保护 (6)5.质量标准 (6)6.危险点分析和预控措施 (6)7.调试仪器、仪表 (7)8.调试组织分工 (8)9.质量控制点 (8)二、SCR系统的冷态调试 (8)1.调试目的 (8)2.调试应具备的条件 (8)3.调试项目及调试工艺 (8)4.质量标准 (9)5.危险点分析和预控措施 (9)6.调试仪器、仪表 (10)7.调试组织分工 (10)8.质量控制点 (10)三、烟气脱硝系统的整套启动调试 (10)1.调试目的 (10)2.调试应具备的条件 (10)3.调试项目及调试工艺 (11)4.系统的相关报警和联锁保护 (17)5.质量标准 (17)6.危险点分析和预控措施 (17)7.调试仪器、仪表 (20)8.调试组织分工 (20)9.质量控制点 (20)概述XX热电#1、2炉脱硝超低排放EPC总承包工程调试工作由三部分组成，分别为尿素水解制氨系统的调试、SCR系统的冷态调试、整套系统启动调试一、尿素水解制氨系统的调试1.调试目的通过调试，使尿素水解制氨系统工作正常，能够提供SCR反应系统稳定的产品气。
2.调试应具备的条件2.1 系统设备、管道均已安装完毕；2.2 水解系统各热工测量仪表装完毕；2.3 水解系统各电气设备安装完毕；2.4 现场设备系统命名、挂牌、编号工作结束；2.5水解系统所需除盐水、电、蒸汽、循环水等已与主厂接通，且已引入界区;2.6步道、通道畅通，地面平整，满足试运行要求；2.7照明、通讯系统投入运行，满足试运行要求；2.8 泵类设备、压缩机、稀释风机单体试运已结束，并经监理验收合格。
3.调试项目及调试工艺3.1系统设备序号位号名称规格数量1 J0HSX11AN0011#空压机排气量：21Nm3/h，出口压力 1.2MPa 12 J0HSX12AN0012#空压机排气量：21Nm3/h，出口压力 1.2MPa 13 J0HSJ61AP0011#尿素溶液输送泵流量：0.5m3/h,扬程：130m 14 J0HSJ62AP0012#尿素溶液输送泵流量：0.5m3/h,扬程：130m 15 J0HSJ71AC0011#水解器水解制氨能力60kg/h 16 J0HSJ72AC0012#水解器水解制氨能力60kg/h 17 J0HSN11 1#废水泵流量：10m3/h,扬程40m 1AP0018 J0HSN12AP0012#废水泵流量：10m3/h,扬程40m 19 10HSG11AN0011#炉稀释风机 A 流量：610Nm3/h, 出口压力6-8kpa 110 10HSG12AN0011#炉稀释风机 B 流量：610Nm3/h, 出口压力6-8kpa 111 20HSG11AN0012#炉稀释风机 A 流量：610Nm3/h, 出口压力6-8kpa 112 20HSG12AN0012#炉稀释风机 B 流量：610Nm3/h, 出口压力6-8kpa 113 J0HSL51AP0011#除盐水加压泵流量：0.3m3/h,扬程：150m 114 J0HSL52AP0012#除盐水加压泵流量：0.3m3/h,扬程：150m 115 J0HSQ11AP0011#冷却水管道泵流量：10m3/h,扬程：50m 116 J0HSQ12AP0012#冷却水管道泵流量：10m3/h,扬程：50m 13.2系统阀门的调试3.2.1系统所有安全阀的整定由于系统安全门安装完毕后，无法在现场实际整定，因此系统的所有安全阀要求安装单位在安装前全部拿到有资质的单位进行校验，并要求最终提供一份校验记录的复印件给调试单位。
SCR区调试报告
XXXX发电有限责任公司XX机组（1×600MW）烟气脱硝改造工程、S CR系统调试报告XXXXX发展有限公司2013年5月批准：年月日审核：年月日编制：年月1.工程设备概况XXX机组（1×600MW）烟气脱硝改造工程由XXX有限公司设计，与XXX电厂XX机组（1×600MW）配套运行。
SCR反应器采用高尘布置方式，SCR布置于省煤器与空预器之间，省煤器出口300-400℃的烟气通过喷氨格栅及导流板和整流板后，在触媒的作用下，烟气中的Nox与气氨发生反应，脱除Nox后的烟气依次经过空气预热器、静电除尘器和脱硫系统后进入烟囱排入大气。
脱硝SCR系统主要包括SCR反应器、氨喷雾系统及空气供应系统。
其主要子系统和设备包括：1.1SCR触媒催化剂是SCR系统中的主要设备。
其成分组成、结构、寿命及相关参数直接影响SCR系统脱硝效率及运行状况。
本工程SCR选用的催化剂具有以下特点：（1）有较高的NOx选择性；（2）在较低的温度下和较宽的温度范围内，具有较高的催化活性；（3）具有较好的抗化学稳定性、热稳定性、机械稳定性；（4）费用较低。
运行过程中，催化剂因各种原因而中毒、老化，活性会逐渐降低，催化NOx还原效果变差。
当反应器出口烟气中氨的浓度升高到一定程度时，必须用催化剂的备品替换。
反应器采用固定床平行通道型式，采用两层，并预留一层位置，作为未来脱硝效率低于需要值时增装催化剂用，以此作为增强脱硝效率并延长有效触媒寿命的备用措施。
本着“精准、优化、个性化”的思想，每层布置70个模块（7×10），每个反应器按三层计算，系统一共设计两个反应器，平行布置。
1.2SCR反应器系统设备型式：固定床平行通道型式，采用两层，投用层数：2层触媒型式：蜂窝式触媒运行温度：305-420℃反应器尺寸：13670mm*10010mm*19700mmSCR总压损：< 1000Pa氨逃逸率：<3ppmSO2/SO3转化率：<1%1.3氨/空气喷雾系统氨和空气在混合器和管路内借流体动力原理将二者充分混合，再将混合物导人氨气分配总管内。
脱硝改造工程监理工作总结
XXXXXX有限责任公司烟气脱硝改造工程监理工作总结XXXXXXXXX监理有限公司2014年5月本工程参建单位建设单位: XXXXXXX责任有限公司工程总承包单位: XXXXXX有限公司监理单位: XXXXXX监理有限公司目录一、工程概况二、监理单位及监理工作的起止时间三、监理依据四、施工过程的监理工作情况五、工程质量评估六、对工程投入使用的建议XXXXXXXX烟气脱硝改造工程监理工作总结XXXX烟气脱硝改造工程于XXX年X月X日开工，在XXX年X月底完成工程的施工安装于X月X日进入系统的调试,经调试消缺后于同年X月X日系统进入168小时试运，于X月X日完成了168试运，同时对整个工程进行了预验收，并提出了工程施工所存在的遗留缺陷问题及相应整改要求。
经施工方的努力在XXX年X月完成了对工程所存在的遗留缺陷问题的整改与完善工作，现工程已具备竣工验收条件。
在整个工程的施工监理工作中，我们监理部不仅始终坚持以“优质高效、诚信热情、公正严谨、顾客满意”的方针，作为我们监理工作的指导思想，严格按照规范要求和监理工作程序，认真履行好监理的职责和义务。
注重与业主、施工和设计方的相互协调与配合工作，加强对工程施工过程中的协调工作，在浙江大唐乌沙山发电有限责任公司各级领导及相关部门专工们的关心和支持下，以及宇星总承包及施工方的配合和努力下，为确保本工程的质量和安全使工程达到竣工目标，作出了我们应尽的工作和努力，现将本工程的监理工作情况总结如下：一、工程概况XXXX发电有限责任公司X机组为600MW发电机组，为解决环保脱硝问题设计采取在原各机组上增装烟气脱硝装置，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，在设计煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下脱硝效率大于75%。
脱硝系统布置在锅炉省煤器和空预器之间的位置。
烟道分两路从省煤器后接出，经过垂直上升后变为水平，接入SCR 反应器，反应器为垂直布置，每个反应器催化剂层数按2+1设置，经过脱硝以后的烟气经水平烟道接入空预器入口烟道。
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XXXXXXXXX电厂XX机组脱硝装置调试报告编制：审核：批准:目录一、前言 (1)二、调试依据 (2)三、工程概况 (2)3.1. 脱硝工程简介 (2)3.2 脱硝装置介绍 (3)四、前期准备 (5)4.1调试策划 (5)4.2调试指导文件 (5)五、试运过程 (5)5.1 技术交底情况 (5)5.2 设备单体试运情况 (5)5.3 分系统试运 (6)5.4 整套启动试运 (6)5.5 喷枪调试步骤 (6)5.6. 脱硝装置整套启动调试步骤 (6)5.7 脱硝装置热态调试 (7)5.8 #7脱硝装置调试数据 (8)六、质量控制 (12)6.1 调试技术质量目标 (12)6.2 调试过程控制质量目标 (12)6.3 安全、文明生产实施目标 (12)6.4 系统优化指标达到合同要求（当原烟气处于设计条件下时） (12)七、试运中出现的主要问题及处理结果 (13)八. #7机组脱硝装置整套启动运行结论和建议 (13)一、前言为控制中国燃煤火电厂的NOx污染物排放水平，相继颁发《火电厂大气污染物排放标准-GB13223-1996》、《中华人民共和国大气污染保护法》（2000年9月实施）、《火电厂大气污染物排放标准GB13223-2011》等标准和法规，要求火电厂采取措施控制NOx排放。
本工程采用选择性非催化还原反应（SNCR）脱硝工艺，还原剂为20%氨水，按照2台炉公用储存与制备系统原则设计，锅炉NOx原始浓度按380mg/Nm3，出口浓度小于200mg/Nm3设计。
本工程脱硝装置由两个部分组成，即氨水区和炉区。
本期工程在以XXXXXXX的努力下，克服工程进度中遇到的问题，严把工程质量关，确保了本期脱硝装置投产后稳定、经济、可靠地运行。
脱硝装置整套启动调试工作是脱硝工程建设过程中的最后一道工序，也是脱硝装置投产的第一道工序，在整个调试过程中，我们以调试大纲和调试方案为指导，全面保证工程的整体质量，最终于XXXX年XX月XX日XX机组具备正常投运条件。
该项目由工艺调试人员负责进行，从XXXX年XX月进厂，到XXXX年XX月XX 日完成XX脱硝装置调试运行工作，圆满完成了调试任务。
其进度为：1)2016年1月08日，完成MCC段上电。
2)2016年1月12日，完成氨水区设备调试工作。
3)2016年1月09日，完成#7机组DCS上电。
4)2016年1月15日，完成脱硝装置系统的单体调试工作。
5)2016年1月18日，完成#7机组脱硝装置系统的分系统调试工作。
6)2016年2月16日，完成#7机组脱硝装置系统的整套启动调试工作。
本调试报告是在调试大纲、单体调试、分系统调试和整套启动调试的基础上，综合了其他各专业的调试结果和试验数据，进行了大量的分析和总结而写成。
本报告力求全面、客观、科学、详细地描绘脱硝装置的性能特点和实际运行状态，以更加优化的操作方案和数据，为该脱硝装置能够安全、稳定地运行打下基础。
脱硝装置的调试是一个全新的调试过程，是一个融合多种专业、多种技术进行的调试，本报告正是在总结这些技术的基础上编制而成，若有不足之处，敬请批评指正。
二、调试依据本烟气脱硝装置启动调试大纲主要依据以下规范、标准和材料编写：DL5000-2000 《火力发电厂设计技术规程》GB16297-1996 《大气污染物综合排放标准》GB13223-2003 《火电厂大气污染物排放标准》GB8978-1996 《污水综合排放标准》GB12348－90 《工业企业厂界噪声标准》GBJ87－85 《工业企业噪声控制设计规范》DL/T5032-94 《火力发电厂总图运输设计技术规程》GBJ22-87 《厂矿道路设计规范》DLGJ 9-92 《火力发电厂初步设计文件内容深度规定》GBJ19—87（2001版）《采暖通风与空气调节设计规范》GB50243—2002 《通风与空调工程施工质量验收规范》DL/T5035-2004 《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》GBJ242-82 《采暖与卫生工程及施工验收规范》DLGJ24－91 《火力发电厂生活、消防、给排水设计技术规定》有关合同条款工程设计资料设备厂家《产品说明书》、《运行维护手册》和相关图纸、资料三、工程概况3.1. 脱硝工程简介本脱硝工程采用的是选择性非催化还原脱硝工艺（SNCR）。
本工程分别以#7、#8机组为独立单元，每个单元设置单独的稀释水模块、计量模块、分配模块、墙式喷射器，两台机组共用一套氨水输送装置。
稀氨水在炉膛内合适的温度点喷射与NOx进行选择性反应，使烟气中的氮氧化物（NOx）排放浓度由380mg/Nm3降低到200mg/Nm3以下，装置在运行时除逃逸氨外无其它的副产物，氨的逃逸率控制为SNCR后为不大于8ppm（平均值）。
SNCR系统烟气脱硝过程是由下面四个基本过程完成：•接收、储存还原剂；•还原剂的计量输出、与水混合稀释；•在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；•还原剂与烟气混合进行脱硝反应。
SNCR反应的基本原理：在850~1100℃范围内，氨水还原NOx的主要反应为：4NH3 + 4NO + O2 → 4N2 + 6H2O8NH3 + 6NO2 → 7N2 +12H2O 3.2 脱硝装置介绍3.2.1 脱硝装置设计参数本工程入口烟气设计参数3.2.2 主要设备3.2.3 SNCR炉区喷射系统概要氨水溶液计量分配装置主要有三条工艺管线构成，分别是氨水溶液管线、压缩空气管线和稀释水管线。
由氨水储存系统来的合格的氨水溶液及稀释水进入到氨水溶液计量装置的入口、由炉区来的压缩空气及稀释后的氨水溶液进入分配装置，然后共同供给到喷枪，经由喷枪喷嘴雾化后喷入锅炉炉膛。
炉区计量分配系统控制对象包括：脱硝还原剂流量控制系统、喷枪混合控制系统等。
通过对炉区控制系统扩容，使脱硝控制系统可在无需现场就地人员配合的条件下，在锅炉控制室内完成对脱硝系统的稀释水泵、计量系统、喷枪系统等启停。
3.2.3.1 SNCR组成：氨水储存区、计量和分配装置、稀释水装置、喷射装置等。
3.2.3.3墙式喷射器：SNCR部分每台锅炉按二层布置，共28支喷射器。
3.2.3.3计量和分配装置：每台锅炉的SNCR系统设置一套氨水溶液计量装置、四套分配装置。
根据锅炉负荷、燃料、燃烧方式、NOx水平、脱硝效率等参数的变化，自动或手动调节到锅炉每个喷射区的反应剂流量。
3.2.3.4SNCR氨水喷射系统的设计能适应锅炉进口烟温从850°C到1100°C之间变化而正常运行，并能适应机组的负荷变化和机组启停次数的要求。
3.2.3.5氨水溶液喷射模式为气液两相流。
3.2.4 氨水储存区系统概要该脱硝工程所用的还原剂为20%氨水溶液，氨水储罐中的氨水溶液经氨水溶液输送装置送至炉区氨水溶液计量分配装置。
本期工程的氨水溶液储存和输送系统为公用系统，共有一台氨水溶液储罐，所储存的氨水溶液满足2台锅炉5天的用量。
3.2.4.1氨水储运：储存在氨水储罐中。
3.2.4.2氨水储罐：设1只氨水溶液储罐，储罐的容积按照1罐可满足2台锅炉5天的用量设计。
3.2.4.3氨水液输送泵：共设两台，一用一备。
将氨水溶液送到炉区计量装置入口。
共设2台多级离心泵，采用变频控制。
四、前期准备2016年1月6日调试人员便陆续进入富热电厂工程施工现场。
该工程的前期准备从调试策划、技术培训、调试大纲/措施编写出版各个环节抓起，并按照合同规定调试人员对脱硝工程的运行、检修人员进行了讲课培训和现场实习。
执行《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》，调试大纲和整套启动措施通过试运指挥部组织审核并经试运指挥部总指挥批准。
4.1调试策划2015年12月20日初步调试整体进度计划提交项目部。
4.2调试指导文件2015年12月25日调试方案出版。
五、试运过程在启动试运指挥部的直接领导下，在各参建单位的密切配合、共同努力下，#7机组烟气脱硝工程的试运工作按计划完成了DCS系统带电、电气系统带电、系统冲洗、设备单体试运、分系统试运及整套试运，并于2016年3月11日完成#7机组脱硝调试试运。
在计划制定和实施过程中，充分发挥各方主动能动性，以合同为基础，尽量满足业主要求和意见。
该工程试运过程主要进度如下：5.1 技术交底情况2015年12月初完成脱硝装置调试大纲技术交底工作5.2 设备单体试运情况(1) 2016年1月10日~2016年1月12日氨水区设备单体试运(2) 2016年1月12日~2016年1月15日炉区设备单体试运5.3 分系统试运(1) 2016年1月16日稀释水系统调试(2) 2016年1月17日~2016年1月19日喷枪、计量分配模块调试(3) 2016年1月15日储罐开始进氨水溶液5.4 整套启动试运(1) 2016年2月16日系统整套启动，系统投除盐水投运(2) 2016年2月16日～18日系统整套启动，氨水溶液投运，脱硝系统开始热态试运；5.5 喷枪调试步骤5.5.1 以水代替氨水溶液在锅炉外调整喷枪流量、液滴尺寸、液滴分布、喷雾角度以及喷射深度。
5.5.2 调整各喷枪分配模块雾化空气压力及氨水溶液流量，使每支喷枪的流量、雾化后液滴尺寸，满足设计要求；5.5.3 安装喷枪到炉膛墙体上，向炉内喷射氨水溶液以使氨与NOx发生反应；5.5.4根据各负荷调试数据，优化确定各支喷枪参数，跟踪锅炉负荷及出口NOx的变化。
5.6. 脱硝装置整套启动调试步骤(1) 在#7脱硝装置分系统及氨水储存分系统调试完成后，积极组织、配合安装公司消缺，使系统完整、完善，基本达到整套启动前设备零缺陷。
在运行、热工人员的配合下，进行整套启动调试，继而进行了氨水溶液的输送、脱硝效率控制、系统优化等试验。
(2) #7脱硝装置启动前，确认电气系统、控制系统、就地设备完好，特别是烟气连续测量系统CEMS工作正常。
确认炉膛进口温度大于850℃，在锅炉系统正常运行、满足脱硝装置的投运条件下，在得到业主同意后，开始按如下步骤启动：(a) 检查氨水储存罐液位大于1m；(b) 启动氨水输送泵A运行；(c) 调整氨水泵频率，设定泵出口压力1.2 MPa；(d) 检查压缩空气压力正常，压力不低于0.2MPa；(e) 检查稀释水系统正常；(f) 检查DCS画面显示数值是否正常,启动条件是否满足；(g) 观察出口NOx值，把此时的值设定为NOx入口值，并设定出口NOx值为200mg/Nm3。
(h) 启动炉膛计量分配模块后，根据NOX浓度调节氨水调节门和稀释水调节门，调节稀释水泵出口压力为1.1MPa，调节分配模块各喷枪的流量和雾化空气的压力，根据CEMS出口NOx值设定氨水流量值；(i) 控制脱硝出口NOx值小于200mg/Nm3，氨逃逸不大于8PPm。