168调试报告DOC

公司1、2号机组

烟气脱硫工程整套启动调试报告

电厂位于广东省台山市铜鼓镇，电厂首期为23600MW燃煤火力发电机组，每台机组建设一套石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，用于处理该机组在BMCR工况下100%的烟气，脱硫率大于等于95%。锅炉引风机后的烟气经过脱硫增压风机和气—气换热器，进入鼓泡式吸收塔脱硫。净化后的烟气经过气—气换热器再热，然后从现有烟囱中排入大气。

该工程由北京博奇电力科技有限公司总承包，采用了日本EBARA荏原制作所的CT-121FGD技术。其中石灰石制浆系统、石膏脱水系统、事故罐、工艺水系统为两套共用；增压风机冷却水使用电厂闭冷水。2004年11月11日到11月18日完成1号机组烟气脱硫装置的整组调试，报告如下：

1．设备系统概述

1.1主要设计数据

1.1.1 原煤

台山电厂燃用神府东胜煤。锅炉设计使用的原煤资料如表1所示。

表1 锅炉设计使用的原煤资料

表2 煤质微量元素含量表

1.1.2 电厂主要设备参数

与脱硫系统有关的主设备参数见下表3。

表3 1、2号国产机组主要设备参数

1.1.3 气象条件，见下表4。

表4 气象条件

1.1.4 锅炉排烟设计参数

FGD设计工况为锅炉BMCR工况，燃用设计煤种，FGD入口烟气参数见表5。

表5 FGD入口烟气参数

1.1.5 石灰石分析资料,见表6。

表6 石灰石样品参数

1.1.6 工业水分析资料，见表7。

表7 工业水分析参数

1.1.7 闭式循环水

闭式循环冷却水的水质为除盐水，水温≤38°C，水压约0.5~0.6MPa(g)。除盐水水质如下：

硬度：约0μmol/L

二氧化硅：≤20μg/L

电导率（25℃）：≤0.2μS/cm

1.1.8 配电

电压等级

功率<185kW的电机电压为380V 功率>185kW的电机电压为6000V 高压电源（AC/交流）

电压：6000V±5% 频率：50Hz±1% 相：3相

低压电源（AC/交流）

电压：380V±5% 频率：50Hz±1% 相：3相

照明电源（AC/交流）

电压：220V 频率：50Hz 相：单相

控制电源（DC/直流）

电压：220V 相：单相

1.2 性能与保证值

1.2.1 脱硫率

FGD 装置SO 2脱除率不低于95%。 SO 2脱除率由下式表示：

[]％％含氧）

，干基，浓度（装置入口％含氧）

，干基，浓度（装置出口－脱硫率（％）＝

1006SO FGD 6SO FGD 122?ppm ppm

1.2.2 烟气温度

在烟囱入口的温度：不低于80℃。 1.2.3 烟雾浓度

在除雾器出口的烟气中水滴含量： 低于50mg/Nm 3（湿基） 1.2.4 石灰石消耗

不超过 11.8 t/h 。 1.2.5电耗

不超过 12600 kW/h 。 1.2.6水耗

不超过 150 t/h 。 1.2.7石膏品质

水蒸汽： 不高于10％。 石膏纯度： 不低于90％，

CaCO 3 含量： 低于3%（以无游离水分的石膏作为基准） CaSO 3﹒1/2H 2O 含量 低于0.35%（以无游离水分的石膏作为基准） 溶解于石膏中的Cl -含量： 低于100310-6（以无游离水分的石膏作为基准）

溶解于石膏中的F -含量： <100310-6（以无游离水分的石膏作为基准） Mg 含量： <450310-6（以无游离水分的石膏作为基准）

1.3 工艺说明 1.3.1 工艺系统原理

台山发电厂的烟气脱硫装置(FGD)主要由8个部分组成: 1)烟气部分； 2)SO 2吸收部分； 3)石灰石浆液制备部分； 4)石膏脱水部分； 5)公用部分；6）污水处理系统；7)热控部分、8）电气部分等。

主要工艺原理说明如下。 1.3.1.1 烟气部分

来自锅炉引风机的烟气,经增压风机增压后进入烟气－烟气加热器(GGH)。

在烟气－烟气加热器中,烟气(未经处理)与来自吸收塔的洁净的烟气进行热交换后被冷却。被冷却的烟气引入到烟道的烟气冷却区域。

来自吸收塔的洁净烟气进入烟气－烟气加热器。在烟气－烟气加热器中,洁净的烟气与来自锅炉的烟气进行热交换后,被加热到80℃以上。被加热的洁净的烟气通过烟道和烟囱排向大气。

在锅炉起动阶段和烟气脱硫设备(FGD)停止运行时,烟气通过旁路烟道进入烟囱。

1.3.1.2 SO2吸收部分

来自烟气－烟气加热器的烟气通过烟道的烟气冷却区域进入吸收塔。

在烟气冷却区域中,喷入补给水和吸收塔内浆液,使得烟气被冷却到饱和状态后进入由上隔板和下隔板形成的封闭的吸收塔入口烟室。装在入口烟室下隔板的喷射管将烟气导入吸收塔鼓泡区(泡沫区)的石灰浆液面以下的区域。在鼓泡区域发生SO2的吸收、氧化、石膏结晶等所有反应。发生上述一系列反应后,烟气通过上升管流入位于入口烟室上方的出口烟室,然后流出吸收塔。烟气离开吸收塔后,进入水平布置的除雾器去除烟气所携带的雾滴，经GGH排出至烟囱。

吸收塔内浆液被吸收塔搅拌器适当地搅拌,使石膏晶体悬浮；由氧化风机送入吸收塔的氧化空气在吸收塔的反应区,使被吸收的SO2氧化。

另外脱硫用的石灰石浆液由石灰石浆液泵送入吸收塔, 石灰石浆液的加入量用调节门控制，以保持吸收液的pH值于4到6之间。

石膏浆液排出泵将含有10到20%固体的石膏浆液,从吸收塔排出到石膏脱水机。吸收塔石膏浆液中的Cl-浓度低于20g／l。

两座吸收塔公用一个事故罐，在检修期间,将石膏浆输送到事故罐储藏，在设备再起动之前,把浆液送回吸收塔。

1.3.1.3石灰石浆制备部分

用卡车把石灰石块(粒径小于20mm)送到现场。

将石灰石卸到石灰石卸料斗后,用斗式提升机和皮带式输送机送到石灰石储存仓。

石灰石储存仓的容积按能够储存在BMCR运行工况下两台锅炉运行4天所需消耗量设计。

石灰石储存仓给料机将石灰石排到湿式球磨机。用湿式球磨机将石灰石磨成石灰石浆液。磨成的石灰石浆液流入石灰石浆液循环箱,并用石灰石浆液循环泵送到石灰石旋流分离器进行粗颗粒的分离。

分离后的石灰石浆液中含有25%的固体颗粒。石灰石浆液储存在石灰石浆液

储存箱,并用石灰石浆液泵送到吸收塔。

粒径超过要求的颗粒送回到湿式球磨机。

1.3.1.4石膏脱水部分

用石膏浆排出泵将石液膏浆送到石膏旋流分离器进行浓缩。

浓缩后的石膏浆液进入真空带式皮带机进行脱水,用工艺水冲洗石膏,来降低石膏中Cl-的含量。脱水后石膏的含水率低于10%。

脱水石膏储存在石膏储存仓内。石膏储存仓的容积按能够储存BMCR运行工况下两台锅炉运行7天所产生的石膏量设计。

滤液水收集在滤液水箱,并且由滤液水泵送到吸收塔和湿式球磨机及除雾器冲洗。

一部分石膏旋流分离器的溢流水进入废水水箱,并且由废水旋流分离器给水泵送到废水旋流分离器。

含有1.2%固体颗粒的废水旋流分离器溢流水被排放到废水处理系统。

废水水力旋风分离器下流水回到吸收塔。另一部分石膏水力旋风分离器的溢流水回到吸收塔。

1.3.1.5公用部分

FGD装置的工艺用水取自发电厂工业水系统,并且储存在工艺水箱，两套烟气脱硫系统公用一个工艺水箱，由工艺水泵自工艺水箱提供工艺水，经工艺水泵供水至FGD场地内所有需用工艺水的设备。

1.3.1.6增压风机冷却用水部分

FGD装置的闭式冷却水取自电厂的闭式冷却水系统，为增压风机提供冷却水源。

2 调试报告编写依据

2.1 电建[1996]159号,《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》。

2.2 建质[1996]40号, 《火电工程启动调试工作规定》。

2.3 电建[1996]868号, 《电力建设工程调试定额》。

2.4 DL/T 5047-95, 《电力建设施工及验收技术规范--锅炉机组篇》

2.5 DL5009.1-2002《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分)

2.7 电力部建质[1996]111号《火电工程调整试运质量检验及评定标准》

2.8 国电电源[2001]218号《火电机组达标投产考核标准》

2.9 国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重大要求》

2.10 电综[1998]179号《火电机组启动验收性能试验导则》

2.11 国华台电公司2002年11月修订《台电工程总体质量目标及控制措施》

2.12 《广东国华粤电台山一期工程质量管理规定》

2.13 设备制造厂的技术标准及相关资料。

2.14 国华台山电厂1号和2号机组烟气脱硫装置工程合同附件《技术规范》。2.15 国华台山电厂1号和2号机组烟气脱硫装置调试合同。

3 调试范围

在完成各分系统调试后，进行整个FGD系统的调试，包括各分系统的投运和整套启动调整试验。

4 组织及分工

4.1 调试单位负责编写调试方案，检查整套系统启动试运应具备的条件，负责

组织实施启动调试方案，审查整套启动试运的有关记录，负责整套启动试运阶段的现场指挥工作。

4.2 调试督导负责对调试的全过程进行技术指导，解决在调试中的技术问题，

并指导对设备参数的调整。在调试期间，督导有义务提供设备相关技术参数，指导调试单位对设备进行优化调整。荏原公司负责整套启动调试过程中各种定值的设定，顺控的检查，逻辑修改及自动的投入等。

4.3 生产单位参与设备系统的命名挂牌及设备运行和巡检。

4.4 安装施工单位负责设备的安装、维护、检修、挂临时标识牌、负责制作管

道标识、巡检及消缺工作。

4.5 监理单位负责调试事前、事中、事后质量控制，整套启动验收。

4.6 现场有关协调工作由北京博奇电力科技有限公司负责。

5 调试程序

5.1 FGD系统首次进烟气启动

5.1.1 启动前的检查

在FGD系统启动前应组织专门人员全面检查FGD系统各部分，确保系统内无人工作，各设备启动条件满足。检查内容包括：

●各辅机的油位正常；

●烟道的严密性（尤其是膨胀节、人孔门等）；

●挡板和阀门的开关位置准确，反馈正确；

●仪表及控制设备校验完毕、动作可靠，热工信号正确；

●报警装置投入使用；

●FGD系统范围内干净整洁；

●电源供给可靠；

●所需化学药品数量足够；

●消防等各项安全措施合格；

对烟道及吸收塔内部检查时要确保烟气不会进入，各烟气挡板不进行操作。对各种罐体内部进行检查要确保内部含氧量足够。检查完必须关好人孔门。

5.2 设备的维护

试运期间需对以下设备根据设备说明书进行维护：

●GGH及其辅助系统，包括密封风系统和吹灰系统；

●增压风机，包括油站及密封风机；

●FGD进、出口烟气挡板，旁通挡板及挡板密封风机系统；

●工艺水泵；

●烟气冷却泵；

●氧化风机；

●石膏排浆泵；

●脱水设备；

●球磨机及其辅助设备，石灰石浆液泵；

●石灰石供给设备；

●FGD范围内各水坑系统；

●事故罐系统，包括事故返回泵

●空压机；

●各搅拌器；

●废水处理设备；

●各测量仪表，包括PH计、密度计、液位计等。

5.3 首次进烟气启动

当锅炉运行稳定，未投油且电除尘正常运行，FGD系统可投入运行。首次启动或长时间停运后（大于1星期）的启动步骤如下：

5.3.1 公用系统启动

2启动空压机；

3启动两台工艺水泵，另一台泵备用；

4闭式循环水畅通；

5.3.2 JBR启动

●打开FGD出口挡板；

●关闭JBR底部至滤液罐和废水罐阀门；

●停止滤液冲洗顺控；

●启动两台烟气冷却泵；

●启动一台氧化风机；

●启动JBR四台搅拌器；

●JBR液位控制投自动；

5.3.3 GGH启动

5GGH密封风系统启动；

6GGH主马达启动，辅助马达投备用；

5.3.4 制粉、制浆系统启动

7启动石灰石浆液罐搅拌器；

8启动制粉系统，包括石灰石输送系统，球磨机及其辅助设备等；

9启动石灰石浆液泵；

5.3.5烟气系统启动

10增压风机密封风系统启动；

11增压风机油站启动；

12增压风机启动；

13开FGD入口挡板；

14调节增压风机动叶；

15根据情况看是否关闭旁路烟气挡板；

5.3.6 石膏脱水系统启动

16启动滤布冲洗水泵；

17启动滤饼冲洗水泵；

18启动真空泵；

19启动真空皮带脱水机；

20启动石膏排放泵；

21启动滤液罐搅拌器和滤液泵；

5.3.7 废水系统启动

至此整套FGD系统投入运行。

5.4 FGD系统的正常运行

5.4.1 稳定运行

5.4.1.1 总的注意事项

22运行人员必须注意运行中的设备以预防设备故障，注意各运行参数并与设计值比较，发现偏差及时查明原因。要做好数据的记录以积累经验。

23FGD系统的备用设备必须保证其处于备用状态，运行设备故障后能正常启动。

24浆液传输设备停用后必须进行清洗。

25试运期间的各项记录需完备。

5.4.1.2 吸收塔

运行中要保证吸收塔水位、PH值和浆液浓度的正常。保持吸收塔水位在正常范围内。通过调整石灰石浆液供给量使吸收塔浆液的PH值应保持在4.0~6.0范围内。

5.4.2 系统运行中的检查和维护

5.4.2.1 概述

对各系统运行中常规检查和维护包括以下内容：

26FGD系统的清洁

运行中应保持系统的清洁性，对管道的泄漏、固体的沉积、管道结垢及管道污染等现象及时检查，发现后应进行清洁。

27转动设备的润滑

绝不允许没有必需的润滑剂而启动转动设备，运行后应常检查润滑油位，注意设备的压力、振动、噪音、温度及严密性。

28转动设备的冷却

对电动马达、风机、空压机等设备的空冷状况经常检查以防过热；对水冷设

备应确保冷却水的流量。

29所有泵和风机的马达、轴承温度的检查

应经常检查以防超温。

30罐体、管道

应经常检查法兰、人孔等处的泄漏情况，及时处理。

31搅拌器

启动前必须使浆液浸过搅拌器叶片以上一定高度，叶片在液面上转动易受大的机械力而遭损坏，或造成轴承的过大磨损。

32离心泵

启动前必须有足够的液位，其吸入阀应全开。另外泵出口阀未开而长时间运行是不允许的。

33泵的循环回路

大多数输送浆液的泵在连续运行时形成一个回路，根据经验，最主要的是要防止固体沉积于管底，发生沉积时可从以下现象得到反映：即浆液流量随时间而减小；泵的出口压力随时间而增加，但短期内压力增加不明显。

若不能维持正常运行的压力或流量时，必须对管道进行冲洗；冲洗无效时只能移出管子进行机械除去沉积物了。

5.4.2.2 烟气系统

FGD的入口烟道和旁路烟道可能严重结灰，这取决于电除尘器的运行情况。一般的结灰不影响FGD的正常运行，当在挡板的运动部件上发生严重结灰时对挡板的正常开关有影响，因此应当定期如每个星期开关这些挡板以除灰，当FGD 和锅炉停运时，要检查这些挡板并清理积灰。

GGH的原烟气侧可能结灰而洁净烟气侧可能发生液滴和酸的凝结。如发生，就应加大GGH的冲洗频度。

5.4.2.3 吸收塔

氧化空气管路如需要清洗，不必关闭FGD系统。除雾器可能被石膏浆粒堵塞，这可从压降增大反映出来，此时须加大冲洗力度。

5.4.2.4 氧化空压机

运行时注意检查油压、油位及滤网清洁。

5.4.2.5 石膏脱水系统

如水力旋流器积垢影响运行，则需停运石膏浆泵来清洗旋流器及管道；清洗无效时则需就地清理，干净后方可启动石膏排浆泵。

5.4.2.6 化学测量及分析

试运期间，吸收塔中的PH值、吸收塔和水力旋流器底流的浆液密度、吸收塔浆液和石膏浆液中的CaCO3含量、吸收塔浆液中的CaSO321/2H2O含量每天至少测量一次。

6 FGD整套启动调试情况分析

2004年10月25日，#1机组脱硫工程进入整套启动调试。因在烟气系统冷态调试中出现了增压风机失速现象，因此，热态调试首要的任务仍是防止失速，使烟气系统能够正常运行，因此热态调试主要关注烟气系统。

整套启动调试前准备的项目有：

34球磨机带负荷调试，制浆完成；制浆系统可以满足整套启动调试期间对石灰石浆液的要求；

35JBR内部检查完成，吸收塔区设备完整好用，可以投入运行；

36除雾器冲洗完成，符合整套启动调试要求；

37完成JBR注水，JBR内部加注石膏晶种；

38GGH吹灰器压缩空气吹扫调试完成，整套启动调试期间能够投入运行；39烟气系统、吸收塔系统、制浆系统热工表计检查完成，可以满足整套启动调试要求；

40工艺系统检查完成，逻辑检查完成并讨论通过；

41按首次整套启动通烟气调试方案进行启动前的准备；

42按调试程序对启动过程进行模拟演练。

2004年10月25日，脱硫系统整套启动准备完成，整套启动开始；

按要求进行启动条件的确认：

43烟气冷却泵启动条件满足；

44GGH启动条件满足；

45氧化风机启动条件满足；

46启动增压风机辅机，增压风机启动条件满足；

按设计方要求，本次启动的条件顺满足短期停运的条件，但由于脱水区设备尚未完成调试，启动条件始终无法满足。

10月25日14时，经各方同意，整套启动调试采用手动方式启动，依次启动吸收塔区设备，增压风机辅机，开FGD出入口挡板，启动GGH，此时机组负荷稳定在600MW左右。

增压风机启动前烟气系统参数如下：

旁路挡板差压：9Pa；FGD入口压力：299Pa；

增压风机出口烟道压力：-62Pa；FGD出口压力：40Pa；

吸收塔液位：-103mm；

14时56分，启动增压风机，动叶开度为零，参数如下：

旁路挡板差压：9Pa；FGD入口压力：282Pa；

增压风机出口烟道压力：-62Pa；FGD出口压力：36Pa；

吸收塔液位：-103mm；增压风机电流：200A；

14时59分，启动增压风机，动叶开度为5%，参数如下：

旁路挡板差压：-12Pa；FGD入口压力：262Pa；

增压风机出口烟道压力：-62Pa；FGD出口压力：63Pa；

吸收塔液位：-103mm；增压风机电流：199A；

增压风机动叶开度至20%时，稳定了5分钟后，将动叶调至25%；未见失速现象发生，运行稳定后参数如下：

旁路挡板差压：9Pa；FGD入口压力：162Pa；

增压风机出口烟道压力：453Pa；FGD出口压力：146Pa；

吸收塔液位：-103mm；增压风机电流：220A；

经验证，在吸收塔液位在鼓泡孔以下时，系统阻力较小，整套启动启动不会有失速现象发生。

15:15，开大增压风机动叶至36%，按锅炉30%负荷烟气量运行FGD系统，烟气量约800kNm3/h（CRT显示值），运行稳定、正常。

在确保增压风机不会失速后，稳定调节吸收塔PH值，使其保持在 4.2～5之间，吸收塔液位控制在120mm～180mm。

调整JBR液位后增压风机运行稳定，动叶开度稳定在37%，运行至26日继续升负荷。

26日16时，按锅炉50%负荷烟气量调节增压力风机动叶，将动叶调节至45%，烟气量约1019 kNm3/h（CRT显示值），运行稳定、正常。

27日16时，按锅炉75%负荷烟气量调节增压力风机动叶，将动叶调节至61%，烟气量约1500 kNm3/h（CRT显示值），运行稳定、正常。

28日14时，按锅炉100%负荷烟气量调节增压力风机动叶，按要求将动叶调节至71%，烟气量约1800 kNm3/h（CRT显示值），运行稳定、正常。风机在此动叶开度下运行为非正常工况，动叶开度过大、系统阻力较小、非设计工况点，

净烟气有较大回流。

运行期间，逐步调节石灰石浆液供给量，维持PH值在4.5，并调节DCS的控制参数。

按要求，风机连续运行96小时后再继续运行48小时，至达到出成品石膏浆液为止。

30日20时，当石膏排出泵固含量达到16%时，启动真空脱水机，运行良好，至22时结束真空脱水机运行，其它系统正常运行。

10月31日8时10分，机组快速减负荷（RB），根据增压风机运行情况及系统情况，要求减小增压风机动叶开度，经同意后每次动叶开度减小2%，至45%为止。经运行调整、观查，增压风机动叶调节速度不宜过快，否则对运行不稳定的锅炉会有影响。

机组锅炉侧稳定后，逐步升负荷；增压风机在机组负荷500MW以上时，开始调整动叶开度，调整到63%（此时的风量接近锅炉B-MCR出力时风量），中试建议并经同意，增压风机在此工况点运行。

10月31日14时，增压风机进行控制系统前馈调节试验；计算前馈量为动叶开度60%，将动叶开度降至60%后投入前馈自动控制，运行稳定。

10月31日14:58，停FGD系统。在关小动叶至25%以后，每次依次关小1%，增压风机动叶关小至19%后未发现失速现象发生，关小至动叶开度为0%后停增压风机。

停增压风机后按要求进行短期停运，顺控停吸收塔、烟气系统；18时，吸收塔冲洗完毕，降低吸收塔水位。

11月1日，按要求进行系统检查、消缺工作。

整个第一次通烟气的参数见以下各图3～5。

图3 第1次启动时动叶开度及对锅炉负压的影响

图图4 第1次启动6天动叶开度、脱硫率、PH(0～10)、SO2(0～2500mg/m3)

的变化

图5 第1次启动6天内动叶开度(0～100%)、JBR 液位(80～500mm)、压差的变化

7 168小时满负荷运行

2004年11月8日17:32启动1号增压风机，经过3天的运行调整，到11月11日20:00，FGD 系统进入168小时运行，到11月18日20:00,168小时顺利结束。在168小时运行期间，对吸收塔、脱水区的水平衡进行了调试，168小时期间吸收塔液位的变化见图6，吸收塔液位控制较好。脱硫效率维持在较高的水平上，168小时期间FGD 系统脱硫效率的变化见图7；期间，对系统的DCS 控制参数进行了调整，至11月16日，吸收塔水平衡基本建立，脱水区水平衡建立，至废水区的废水流量稳定在16m 3/h ，石膏排出量比较稳定。

图6 168h 脱硫效率、JBR 差压(0～5000Pa)、吸收塔液位(80～500mm)

168小时运行期间，FGD 系统运行PH 值与脱硫效率如下图7所示。

168h

3～8）与液位（50～250mm ）

168小时运行期间，FGD 系统运行温度参数稳定；FGD 出入口温度及JBR 入口温度较稳定，JBR 入口温度（49～50FGD 出口温度（～78℃）略低，如图8所示；FGD 入口温度（140～1508所示。

FGD 出口温度

FGD 入口温度

JBR 入口温度

图8 168hFGD入口温度（0～200℃）、出口温度与JBR入口温度（0～100℃）

168小时运行期间，FGD脱硫效率与入口SO2的关系如下图9所示。

图9 168h#1FGD脱硫效率与入口SO2（0～1000mg/Nm3）关系

168小时运行主要参数的平均值如下：

锅炉侧空气总量：1247kNm3/h；

脱硫效率：96.0 %；

FGD入口含硫量：748.525mg/Nm3；

FGD出口含硫量：30.788mg/Nm3；

增压风机电流：467A；

增压风机出口压力；4286Pa；

吸收塔液位：167mm；

吸收塔差压：2750 Pa；

吸收塔PH值：4.673

石膏排出泵出口含固量：12.537%；

石灰石至吸收塔流量：13.187 m3/h；

在#1FGD系统168运行期间，水耗、电耗、石灰石耗量如下：

11月11日晚8时石灰石、工艺水及用电消耗总量为：

A称重给料机：591.25t；

B称重给料机：30.58t；

工艺水的水耗量：5.568kt；

电耗：2189502kWh；

11月18日晚8时石灰石、工艺水及用电消耗总量为：

A称重给料机：826.05t；

B称重给料机：207.29t；

工艺水的水耗量：19.471kt；

电耗：3279504kWh；

因此在168期间的水耗、电耗、石灰石耗量如下：

石灰石消耗量：2.449t/h；

工艺水的水耗量：82.76t/h；

电耗：6488.1kWh/h；

8 调试结论

制浆系统的运行良好，满足了#1机组的运行要求；

吸收塔系统运行良好，达到了设计要求，满足了#1机组的运行要求；

烟气系统运行良好，达到了设计要求，满足了#1机组的运行要求；

脱水系统运行良好，达到了#1机组的运行要求；

公用系统运行良好，满足了#1机组的运行要求；

9 调试质量的检验

以完成合同保证值为基本原则，及时沟通了解业主的需求。本着“从严管理，精心调试，追求卓越，服务满意”的质量方针，在本工程调试中完成了如下目标：

(1) 保护投入率100％

(2) 自动投入率>95％

(3) 仪表投入率100％

(4)系统严密性无泄漏。

(5)各个设备最大轴振小于标准。

(6)废水排放品质100％合格。

(7)调试的质量检验分项目合格率100％。

(8)试运的质量检验整体优良率≥95％。

(9) 完成168小时试运的启动次数≤2次。

10 问题与建议

1）因#2机组FGD系统未投入运行，所以公共系统的运行尚需检验。

2）增压风机动叶调节速度较快，建议稍作调整。

3）低负荷下，吸收塔水平衡尚应考虑。

脱硫系统运行操作手册 docx资料

*****************安装脱硫设施工程石灰石_石膏法湿法脱硫工程 操 作 手 册 ***************** 2017年10月

前言 制定本操作手册的目的是为了加强本工程脱硫装置的标准化管理，保证脱硫装置的正常安全运行，使脱硫装置的运行维护操作程序化、规范化。本手册只对操作和维护起指导作用。 如果在长时间运行后，由于脱硫操作人员经验的不断积累，最终发现操作程序与目前的手册不同，应向承包商报告此情况以修改操作手册，承包商保留修改和添加的权利。为保证系统的正常运行，装置必须置于有效的监督之下，且操作人员必须明确自己应承担的责任。

1.烟气脱硫系统工艺介绍 1.1设计原则 （1）认真贯彻执行国家关于环境保护的方针政策，严格遵守国家有关法规、规范和标准进行设计，能够适应锅炉运行时的负荷波动，在满足供热的同时，达到设计的排放参数； （2）选用先进可靠的脱硫技术工艺，确保脱硫效率高的前提下，强调系统的安全、稳定性能，并减少系统运行费用。 （3）充分结合厂方现有的客观条件，因地制宜，制定具有针对性的技术方案。 （4）系统平面布置要求紧凑、合理、美观，实现功能分区，方便运行管理。 （5）设计采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，该方法技术成熟、脱硫效率高达98%以上、运行安全可靠、操作简便。 （6）烟气系统不设增压风机，设置烟气旁路，不设置烟气—烟气换热器，脱硫后的烟气排入厂里现有大烟囱。 （7）采用烟气在线自动监测系统，对脱硫后的烟气排放进行实时监控，严格执行环保要求排放标准。 1.2工艺原理及工艺流程 1.2.1工艺化学反应机理 石灰石—石膏湿法脱硫工艺的主要原理是：送入吸收塔的脱硫吸收剂石灰石浆液，与进入吸收塔的烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的空气中的氧气发生化学反应，生成二水

吹灰器调试报告

1设备系统简介 华润电力唐山丰润有限公司工程安装两台350MW超临界燃煤供热机组，同步建设烟气脱硫、脱硝装置。锅炉型号为B&WB-1140/25.4-M，是北京巴布科克?威尔科克斯有限公司生产的超临界参数、螺旋炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身封闭的型锅炉，锅炉设有大气扩容式的内置式启动系统。配套汽轮机是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的CC300/N350-24.2/566/566型，超临界、单轴、三缸两排汽、一次中间再热、抽汽凝汽式汽轮机，配套发电机是哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-350-2型，水－氢－氢冷却、静态励磁发电机。 本锅炉采用美国B&W公司SWUP超临界直流燃煤锅炉的典型布置。汽水分离器及贮水箱布置在炉前，炉膛由下部的螺旋膜式水冷壁和上部的垂直膜式水冷壁构成。炉膛出口布置屏式过热器，炉膛折焰角上方布置后屏过热器和末级过热器，高温再热器布置在水平烟道处。尾部竖井由隔墙分隔成前后两个烟道，前烟道布置低温再热器，后烟道布置低温过热器和省煤器。来自高加的给水首先进入省煤器进口集箱，然后经过省煤器管组和悬吊管进入省煤器出口集箱。水从省煤器出口集箱经一根炉膛下降管被引入位于炉膛下部的水冷壁进口集箱，然后沿炉膛向上经螺旋水冷壁进入水冷壁中间集箱。从水冷壁中间集箱出来的工质再进入上部的垂直水冷壁，由水冷壁出口集箱经连接管进入出口混合集箱，充分混合后进入锅炉前部的汽水分离器。在本生点以下负荷，给水经炉膛加热后，工质流入汽水分离器，分离后的热态水通过341管道排入疏水扩容器，通过疏水泵进入冷凝器。分离出的蒸汽进入锅炉顶棚、对流烟道侧包墙和尾部竖井包墙，然后依次流经低温过热器、屏式过热器、后屏过热器和末级过热器，最后由主汽管道引出。当机组负荷达到本生点以上时，启动系统将被关闭进入热备用状态，锅炉处于直流运行状态。 过热汽温度采用煤/水比作为主要调节手段，并配合二级喷水减温作为主汽温度的细调节，过热器共设二级（左右两侧共4个）减温器，分别布置在低温过热器至屏式过热器、屏式过热器至后屏过热器之间。同时为消除汽温偏差，屏式过热器至后屏过热器汽水管路左右交叉布置。再热器

5. 烟气脱硫综合实验

实验五烟气脱硫除尘综合性实验 一、实验目的 大气污染的主要来源是工业污染源排出的废气，其中烟道气造成的危害极为严重。因此，烟道气（简称烟气）的测试是大气污染源检测的主要内容之一。从烟道排出的废气中，引起人们注意的污染物之一是SO2，其排放数量多，腐蚀性强、危害大，故监测SO2对检验其是否符合国家现行排放标准、净化设备效果，控制大气污染等有重要的实验意义。通过本实验应达到以下目的： （1）掌握烟气测试的原则和各种测定仪器的使用方法； （2）掌握从烟道气中采集SO2气的方法。 （3）熟练操作用吸收法净化废气中SO2的实验方法。 二、实验原理 （一）烟气中SO2的采样及测定 从烟道排出的废气中，引起人们注意的污染物之一是SO2，其排放量多、腐蚀性强、危害大，故监测SO2对检验其是否将合国家现行排放标准、净化设备效果、控制大气污染等有重要的实际意义。 用抽气泵从烟道气中排出的SO2气体被甲醛吸收液吸收后，用比色法测定出SO2浓度。 1、采样系统 （1）采样管 用耐腐浊材料〔不锈钢、石英)制成，其长度以能达到烟道中心部位为标准，其周围有加热元件（加热丝）。采样前需预热采样管，因热烟气遇冷的采样管易冷凝而积水，积水吸收SO2造成测定结果偏低，若长时间吸收SO2冷凝液流进吸收瓶又会造成测定结果偏高。加热采样管则可避免测值不准，在采样管的进口处装有滤料一般为无硫玻璃棉或石棉以防止尘粒或未燃尽物质吸入吸收瓶引起干扰。 （2）采样系统与装置 采样系统通常由采样管、颗粒物捕集器干燥器、流量计、和控制装置组成。用两个75 mL 的多孔玻璃板吸收瓶串联，内装30 mL已配好的甲醛吸收液，以0.5 L/min流量采样。 （3）采样时间

吸收塔系统调试措施

山西国际能源集团宏光发电有限公司联盛2×300MW煤矸石发电项目 烟气脱硫工程 吸收塔系统调试措施 编制： 审核： 批准： 山东三融环保工程有限公司 2012 年8月

目录 1、系统概述 (1) 1、编制依据 (3) 2、调试范围及相关项目 (3) 3、组织与分工 (4) 4.1施工单位 (4) 4.2生产单位 (4) 4.3调试单位 (4) 4、调试前应具备的条件 (5) 5、调试项目和程序 (6) 5.1吸收塔系统启动调试工作流程图 (6) 5.2调试步骤 (6) 6、调试质量的检验标准 (11) 7、安全注意事项 (11) 8、调试项目的记录内容 (12) 附录1 吸收塔系统启动前试验项目检查清单 (13) 附录2. 试运参数记录表 (14) 附录3 FGD装置分系统试运质量检验评定表 (15)

1、系统概述 本工程厂址位于山西省中部西缘柳林县的薛村镇，地处联盛能源有限公司规划的工业集中区内，东北距柳林县约11km，西北距军渡约5km，黄河在厂址西面约12km处。本工程规划建设两台300MW循环流化床锅炉机组，汽机直接空冷，脱硫系统同步建设。本期脱硫岛整体布置在烟囱后，两炉一塔方式，采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，副产物为二水石膏。整套脱硫系统中吸收剂制备系统、石膏脱水系统、废水处理系统以及工艺水系统、GGH系统、吸收塔系统为公用，每台机组设置单独的增压风机系统。 吸收塔系统主要功能将引入的原烟气在喷雾吸收塔内通过吸收塔浆液的喷雾洗涤去除大量的SO2，脱硫反应生成的脱硫产物在吸收塔浆池中被通入的氧化空气强制反应生成硫酸钙并在浆池中结晶生成二水石膏。石膏浆液通过石膏浆液排出泵送入石膏脱水系统，脱硫效率可达85%以上。 进入吸收塔的石灰石浆液在吸收塔浆池中溶解，通过调节进入吸收塔的石灰石浆液量或吸收塔排出浆液浓度，使吸收塔浆池pH值维持在4.5~5.5之间以保证石灰石的溶解及SO2的吸收。烟气在吸收塔内经过吸收塔浆液循环洗涤冷却并除去SO2。脱硫后净烟气由装设于吸收塔上部的2级除雾器除雾使烟气中液滴浓度不大于75mg/Nm3。除去雾滴后的净烟气接入主烟道，并经烟囱排入大气。脱硫反应生成的反应产物经吸收塔氧化风机鼓入吸收塔浆液的氧化空气强制氧化，生成硫酸钙并结晶生成二水石膏，主要成分为二水石膏的吸收塔浆液由石膏浆液排出泵排出吸收塔。SO2吸收系统可细分为吸收塔本体、浆液循环系统、脉冲悬浮系统、氧化空气系统及石膏浆液排出系统。 根据BMCR工况下烟气量以及烟气中SO2含量，本FGD装置每台吸收塔设置3台浆液循环泵，采用3层浆液雾化喷淋方式。 吸收塔除雾器布置于吸收塔上部，烟气穿过循环浆液喷淋层后，再连续流经两级除雾器除去所含浆液雾滴。在一级除雾器的上面和下面各布置一层清洗喷嘴。清洗水从喷嘴强力喷向除雾器元件，带走除雾器顺流面和逆流面上的固体颗粒。二级除雾器下面也布置一层清洗喷淋层。烟气通过两级除雾后，其烟气携带水滴含量不大于75mg/Nm3（干基）。除雾器清洗系统间断运行，采用自动控制。

脱硫系统调试、启动方案

脱硫系统调试、启动方案 一、目的 烟气脱硫工程的整套启动试运是全面检验脱硫工程主体及其配套的附属设备质量的重要环节，是保证脱硫设备能安全、可靠、经济、有效地投入生产、发挥投资效益的关键性程序，为了优质高效、积极稳妥、有条不紊地做好脱硫工程整套启动调试的各项工作，保证安全生产，降低调试过程中物资消耗，特编制本方案。 二、精心策划，认真组织，做好前期生产准备工作 成立运行准备小组 职责分工： 1) 领导小组组长是本次启动的总指挥，其余成员负责各项试验、启动操作的协调和技术指导工作。 2) 当班值长负责启动的总体指挥。 3) 当班运行人员负责具体运行操作，并按规程规定进行突发性事故处理。 4) 检修部门对所辖范围设备按照启动试运应具备的条件进行全面检查，并分工明确，落实到责任人。 主动介入，着眼未来，加强机组启动调试全过程管理 为了机组投产后的安全经济运行，生产准备人员全面参与基建全过程，运行和设备管理人员参与设备选型、设计审查、系统优化；参与设备的安装与验收；做好机组调试、试运行操作、设备代保管等各项工作。 2.1 优化设计方案，提高设备的安全经济运行水平在机组安装调试及试运行时期，生产准备人员主动介入，参与设备安装与调试工作，理解消化设计意图，熟悉了解设备性能，为以后的设备系统验收、运行操作等做好准备。由于介入程度较深，能够察觉一些问题症结，提出优化设备系统建议，从而及时消除设计、安装、设备缺陷，提高了设备的可靠性。 2.2 做好设备验收，保证健康的设备移交生产 #2炉脱硫系统改造调试启动预案 一、#2脱硫系统启动前准备工作（建议此项工作在启机三天前 结束） 1．检查#2脱硫所有系统设备工作票已终结、所有措施已恢复，并做到工完料尽场地清，现场照明完好。 2．检查#1.2脱硫系统电气系统运行方式正确，#2脱硫系统所有电气设备绝缘合格备用；#1.2脱硫直流系统投入正确。 3．检查#1.2脱硫公用设备、阀门运行状态正确，并对#2塔所属箱、池、管道进行彻底冲洗，确认管道通畅无杂物。检查#2吸收塔工艺水总阀开

湿法脱硫调试大纲

湿法烟气脱硫工程 调试大纲 （通用） 批准 审核 编制 武汉森源蓝天环境科技工程有限公司 2017年8月

目录 前言： (3) 1. 工程设备概况 (4) 2. 启动试运的组织及职责 (12) 3. 启动调试工作分工 (13) 4. 启动调试范围及项目 (15) 5. 主要调试工作程序 (17) 6. FGD启动调试阶段主要控制节点及原则性调试方案 (20) 7. 调试管理目标和调试管理措施 (21) 8. 调试进度计划 (23) 9. 附表 (25)

前言： 为确保脱硫项目的调试工作能优质、有序、准点、安全、文明、高效地进行，并使参加调试工作的各方对调试过程及要求有较全面的了解，特制定本调试大纲。 编制依据： 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 《火电工程启动调试工作规定》 《电力建设施工及验收技术规范》 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 《电力建设安全工作规程》 《火电厂大气污染物排放标准》 《火电厂烟气排放连续监测技术规范》 《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰—石膏法》

1. 工程设备概况 本调试大纲适用于石灰石-石膏湿法脱硫技术，主要工艺系统流程及构成：FGD 装置运行时，烟气通过位于吸收塔中部的入口烟道进入塔内。烟气进入塔内后向上流 被石灰石浆液吸过喷淋段，以逆流方式与喷淋下来的石灰石浆液接触。烟气中的SO 2 收并发生化学反应，在吸收塔下部反应池内被鼓入的空气强制氧化，最终生成石膏晶体。在吸收塔上部，脱硫后的烟气通过除雾器除去夹带的液滴后，从顶部净烟道离开吸收塔，并经烟囱最后排入大气中。 FGD装置所需石灰石吸收剂浆液由泵车将石灰石粉送至石灰石仓储存，然后通过给料机输送到石灰石浆液箱进行制浆，并将制好的浆液送入吸收塔后进行吸收反应。脱硫反应后所产生的石膏浆液由泵送至石膏浆液旋流站进行初步脱水，初步脱水后的浆液送至真空皮带机脱水，生成含水率小于10%的石膏。 1.1工程主要性能参数如下： 1.1.1烟气参数（单台炉） 1.1.2设计煤种数据表

烟气脱硝调试报告

山东香驰热动有限公司3×75t/h循环流化床锅炉烟气脱硝工程 168h试运行性能试验报告 山东华能恒生窑炉材料有限公司 二〇一三年三月

第一部分168小时试运行 性 能 试 验 报 告

一、项目简介 山东香驰热动有限公司位于博兴县经济开发区内，为山东香驰粮油有限公司、山东御馨豆业蛋白有限公司、山东香驰健源生物科技有限公司和博兴县洁源环保有限公司供汽供电，同时担负着博兴县经济开发区生产供汽和城区居民的供暖任务。 热动公司始建于2004年12月，于2005年7月建成投产，占地7.2万平方米，现有员工196人，其中，本科31人，专科66人，专业工程师5人。 公司现有3×75t/h+2×130t/h循环流化床锅炉，配备1×C12MW和2×B12MW汽轮发电机组，年供热能力165万吨，电2.6亿度。 该项目采用选择性非催化还原法技术（SNCR) 法，采用氨水作为还原剂，还原剂喷入炉膛温度为 850～1100℃的区域，该还原剂氨水迅速热解分解成NH3并与烟气中的N0×进行SNCRA反应生成N2,从而降低N0×浓度达到脱硝目的。 本工程由山东华能恒生窑炉材料有限公司总承包，有大量成功的SNCR法脱硝工程经验，为本工程提供坚实的技术支持与保障。本套烟气脱硝系统采用氨水作为还原剂脱硝工艺，按三台炉共用一套储备系统的方式布置，在最大浓度为300mg/Nm3的条件下，综合脱硝效率大于70%，设备可用率大于98%。 脱硫工程于2013年6月正式开始，2013年10月初完工，2013年10月单机调试完成，并进行联机试运行，试运行合格。

2013年11月1日缺陷处理全部完成，2日进入168h试运行，试运行11月8日结束，在试运行期间系统设备运行正常，运行参数符合设计要求。 二、设备调试组建 （一）、小组成员 组长：杜庆文 副组长：乔海彪 成员：高世军、张雷 王威、潘小峰、吴兵、赵涛 （二）、分工 组长：对调试工作总负责，确定调试方案，调试计划和实施。 副组长：负责调试计划的实施，现场管理，设备缺陷处理，现场指挥等工作。 康亭军：现场指挥，现场调试，数据的采集与整理，资料的整理等工作。 张雷：负责现场操作，缺陷处理，现场设备的调试等工作。 王威、潘小峰、吴兵、赵涛配合调试工作，现场协调等。 三、脱硝方案简介 选择性非催化还原法脱硝工艺（以下称SNCR)，是在没有催化剂存在条件下，利用还原剂将烟气中的氮氧化物还原为无害的氮气和水的一种脱硝方法。该方法首先将含有氨基的还原剂喷入炉膛内适合的温度区域。高温下，还原剂迅速分解为氨并于烟气中的氮氧化物进

168调试报告

郴州氟化学有限公司烟气脱硫工程整套启动调试报告 湖南有色郴州氟化学有限公司氟化氢反应炉尾气脱硫工项目 一、技术说明 1设备安装地点 湖南有色郴州氟化学有限公司内 2公用工程条件 3 电源条件 低压：三相四线制，380V /220V，中性点直接接地 直流：DC 220V 频率：50±0.5HZ 4 设备订货技术要求(以实际测量值为准) 5 装置设计处理烟气量：≤6000m3/h 6 甲方提供烟气参数：烟气温度≤70℃；SO2浓度≤35000mg/m3 7 装置设计排放浓度：≤200 mg/Nm3 。2015年11月到2016年3月18日完成整套机组烟气脱硫装置的整组调试，报告如下： 1．设备系统概述 1.1主要设计数据 1.1.2主要设备参数 与脱硫系统有关的主设备参数见下表。

1.3 工艺说明 工艺系统原理 气动乳化脱硫塔由三部分组成，含硫烟气首先进入均气室，再进入气动乳化过滤元件组，最后通过气液分离室，净化后的烟气出塔并排入大气。各部件的作用简述如下：均气室的作用是均匀分配烟气给每一过滤元件，使每一过滤元件发挥同等的过滤作用。烟气分配不均匀，将严重影响过滤器除尘脱硫效率；气动乳化过滤元件组，是过滤器的核心，它提供一个主要是紊流掺混的强传质气动乳化空间，它是烟气净化的主要构件，气动乳化过滤元件的结构，气流速度，布液量都直接影响烟气净化的效率。气液分离室，用于气液分离，液气分离采用凝并和惯性原理，结构简单，气液分离室还有进一步除尘脱硫的作用。 气动机理 气动乳化是一种过程，乳化是一种状态。气动乳化过程是这样形成的：在一圆形管状容器中，经加速的含硫烟气以一定角度从容器下端进入容器，与容器上端下流的不稳定循环液相碰，烟气高速旋切下流循环液，循环液被切碎，气液相互持续碰撞旋切，液粒被粉碎得愈来愈细，气液充分混合，形成一层稳定的乳化液。在乳化过程中，乳化液层逐渐增厚，当上流的气动托力与乳化液重力平衡后，最早形成的乳化液将被新形成的乳化液取代。 脱硫机理 循环液带着被捕集的SO2连续流经均气室直至回到循环池,在乳化室内，只要有足够的处理气量，总将保持相对稳定的乳化液层。含硫烟气在乳化室内参与了气动乳化过程，烟气中的SO2与乳化液层中的循环液微细液粒接触，由于在乳化液中，液粒的比表面积比起水膜除尘、喷淋除尘方式中液滴要大数倍至数十倍，因而，单位液量捕集SO2的效率显著增大。对于含硫烟气来说，液粒趋细，活化了液粒，更有利于化学净化过程。对于烟气，脱硫过程中的吸收、中和、氧化全部在乳化液层内完成。 3 调试范围 脱硫塔在完成各分系统调试后，进行整个脱硫系统的调试，包括各分系统的投运和整套启动调整试验。

烟气脱硫技改工程DCS控制系统调试方案

烟气脱硫技改工程DCS控制系统调试方案 编写： 审核： 批准： 目的 为了顺利地完成烟气脱硫技改工程FGD调试的各项任务，规范调试的工作，确保烟气脱硫工程FGD顺利移交生产，特编制此调试方案。 本脱硫DCS系统主要设计三项功能：数据采集系统，是FGD系统正常运行的主要监视手段，也是系统长期安全、经济运行的依靠，通过对DAS系统的调试，确保其正常投用。顺序控制系统，完成主要设备在启、停和运行过程中综合逻辑操作， 事故状态下安全处理的操作，以减少正常运行中的常规操作，防止运行人员误操 作，并依照实际设计步序完成主要设备启停的顺序操作，提高自动化水平。模拟量 控制系统，实现运行工艺参数的自动调节，通过调试使所有的MCS子系统投入自动运行，以稳定生产过程中的主要工艺参数，为FGD系统的安全、稳定、经济运行创造条件。 本措施主要涵盖DCS系统恢复、分系统调试和整套启动调试三个部分内容。 工程概述 锅炉来的原烟气，分别经过各自原烟气挡板以后进入#1、2增压风机，该脱硫系统配置二台增压风机用来克服FGD系统对烟气的阻力。烟气经过升压后汇合进入吸收塔进行脱硫反应。脱硫以后的净烟气经过除雾器进入烟道、净烟气挡板和烟 囱，排放到大气中。

编制依据 1.1 《火电工程启动调试工作规定》； 1.2 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 1.3 《火力发电厂分散控制系统技术规范书》 1.4 《火力发电厂电子计算机监视系统在线验收测试暂行规定》； 1.5 《火力发电厂辅机顺序控制系统技术规范书》 1.6 《质量管理和质量保证》 1.7 《计算机场地技术要求》 调试对象及范围 调试对象为分散控制系统。 本FGD装置的分散控制系统按照分散分级的原则设计。DCS系统分为机组监控层和过程控制层，在过程控制层中分为两级控制，即子功能级和驱动级，在不同层 次和级别之间，通过通讯连接起来。其硬件配置为：本期工程FGD装置设置二套DCS控制系统，#1、#2炉各一套，二套系统连在同一个网上。脱硫岛内设置的主要设备有DCS电源柜、DCS控制柜、DCS端子机柜（继电器设置在端子柜内），另外还有打印机等设备。 1.8 DCS系统恢复主要完成在确保系统设备安全的情况下，对系统进行上 电和软件加载，使系统能够有一个可靠的运行环境，并能顺利开展下一步 骤的工作。

湿法脱硫性能测试报告

山东三融环保工程有限公司技术报告 报告编号： 广深沙角B电力有限公司 2×350MW燃煤发电机组 1号脱硫系统性能报告 山东三融环保工程有限公司 二○○七年四月

报告编写人：审核：批准：

摘要 广深沙角B电力有限公司2×350MW机组，均采用三融环保引进德国比晓芙公司的石灰石-石膏湿法脱硫技术。 山东三融环境工程有限责任公司于2007年4月23日～4月28日进行了广深沙角B电力有限公司1号脱硫系统性能试验。性能考核内容包括：SO2的脱除率（脱硫效率）及出口SO2浓度，烟囱入口净烟气温度和原/净烟气中粉尘含量，水、电、石灰石消耗量等。 试验结果表明： ?广深沙角B电力有限公司1号脱硫系统的脱硫效率、净烟气SO2 浓度、净烟气粉尘浓度及净烟气温度均达到了性能保证值，考 核合格。 ?广深沙角B电力有限公司1号脱硫系统的工艺水消耗量、耗电 量、石灰石消耗量均达到了性能保证值，考核合格。 ?广深沙角B电力有限公司1号脱硫系统的FGD装置的压力降达 到性能保证值，考核合格。 ?石膏品质由于现有的石灰石达不到设计要求，因此不做石膏品 质的分析，等买方提供达到设计要求的石灰石后，在性能试验 时再做考核。

前言 广深沙角B电力有限公司2×350MW机组，均采用三融环保引进德国比晓芙公司的石灰石-石膏湿法脱硫技术。脱硫系统包括： (1) 吸收塔系统 ·吸收塔本体 ·吸收塔循环管线系统 ·脉冲悬浮系统 ·分析仪表系统 ·氧化空气系统 ·除雾器系统 ·石膏浆液泵系统 (2) 烟气系统 ·烟道系统 ·烟气再热器系统 ·增压风机系统 ·挡板门密封空气系统 (3) 石膏脱水及储存系统 ·石膏旋流站系统 ·真空皮带脱水机系统 ·石膏储存及转运系统 ·石膏制备回水系统 ·废水旋流站系统 (4) 石灰石浆液制备系统 ·石灰石接收和储存系统 ·石灰石湿磨制浆系统 ·石灰石浆液供给系统 (5) 公用系统 ·工艺水系统

脱硫改造项目后评价报告

2×350MW机组 烟气脱硫技改工程后评估报告 （最终稿）

前言 根据《中国电力投资集团公司投资项目后评价管理办法》的相关要求，受集团公司安全生产运营部委托，中国电能成套设备有限公司承担了河津电厂一期2×350MW机组烟气脱硫技改工程后评估工作。 项目后评估是对项目前评估进行的再分析评价，是项目决策管理的反馈环节。通过对技术改造项目的后评价找出差别和变化，分析原因，总结经验，提出改进措施和对策建议；通过信息反馈，改善新项目的投资管理和决策。同时促进电厂脱硫环保设施的正常运行、达标排放。 2009年9月初，评价单位成立了河津电厂一期烟气脱硫技改工程后评估工作组，编制了项目策划书和收资提纲。2009年9月17日至19日，在集团公司安运部的指导下，评价单位组织本次后评估现场调研专家组在北京召开了脱硫技改后评估启动会，制定了现场核查方案，按照工艺、设备、运行、安装调试、综合等五方面内容，分类设计后评估工作核查提纲及核查表格。后评估报告的编制依据及文件主要有：国资委颁布的《中央企业固定资产投资项目后评价工作指南》、中电联编制的《火电厂烟气脱硫工程后评估管理暂行办法》以及集团公司的相关规定。 2009年9月21日至25日，后评估专家组在河津电厂进行了现场调研、收资工作，在听取河津电厂和中电投远达环保工程有限公司关于河津电厂一期烟气脱硫工程相关情况介绍的基础上，查阅了工程合同、技术协议、性能考核报告、质检记录、设计图纸等相关资料、文件和记录，察看了设备与仪表运行状态，进行了必要的检测，与河津电厂及脱硫总承包单位相关人员进行现场座谈，并对发现的问题初步

交换了意见。后评估专家组本着实事求是、客观反应现状的原则进行了评估。 河津电厂一期2×350MW机组烟气脱硫技改工程后评估工作，在集团公司安运部的指导和关心下，得到了中电投华北分公司、项目单位山西漳泽电力股份有限公司河津发电分公司、总承包单位中电投远达环保工程有限公司的大力支持和配合，在此表示衷心地感谢！

烟气脱硫调试报告

***热电有限责任公司 ***分公司1、2号热水锅炉脱硫改造工程调试报告 ****环保设备制造有限公司 2015年12月

目录 一、概述 (88) 二、工程概况 (88) 三、前期准备 (89) 四、试运过程 (90) 五、调试的质量控制 (93) 六、试运过程出现的问题及处理结果 (94) 七、结论 (94) 八、启动/运行的几点建议及注意事项 (95) 1、浆液制备与输送系统 (95) 2、烟气系统 (95) 3、气力输灰系统 (95) 九、其他相关事宜 (95)

一、概述 ***热电有限公司***热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程，是由哈尔滨菲斯德环保设备制造有限公司总承包承建，采用炉外石灰石混配掺烧脱硫工艺。 该工程于2015年12月成立试运指挥部，并从成立之日起开始工作。2015年12月16日开始工艺系统单体试运，2015年12月18日开始分系统试运，#1、#2机组于2015年12月20日开始168小时试运，调试工作历时7天。从调试的实施过程和结果来看，在各级领导的关怀和领导下，在工程参加各方的共同努力和大力支持下，克服了设备、系统等技术问题，于2015年12月27日按计划完成#1、#2机组168小时试运。 在调试过程中，各个参加单位认真贯彻执行启规和调试大纲的规定，圆满地完成了调试大纲规定的各项调试任务和技术指标，设备、系统运行状态、参数均达到了合同要求，调试过程检验验收项目全部优良。 二、工程概况 ***热电有限公司鄂温克热力分公司2×29mw锅炉脱硫改 造工程，FGD装置设计为两炉一仓工艺，脱硫效率不低于95%，每套装置包括烟气系统、输灰系统和供应系统。

#600MW燃煤火力发电机组烟气脱硫系统整套启动调试报告

目录 1. 设备系统概述 2. 调试报告编写依据 3. 调试范围 4. 组织及分工 5. 调试程序 6. FGD整套启动调试情况分析 7. 168小时满负荷运行 8. 调试结论 9. 调试质量的检验 10 问题与建议 附图：168h中典型的CRT上FGD系统画面。 公司1、2号机组 烟气脱硫工程整套启动调试报告 电厂位于广东省台山市铜鼓镇，电厂首期为2×600MW燃煤火力发电机组，每台机组建设一套石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，用于处理该机组在BMCR工况下100%的烟气，脱硫率大于等于95%。锅炉引风机后的烟气经过脱硫增压风机和气—气换热器，进入鼓泡式吸收塔脱硫。净化后的烟气经过气—气换热器再热，然后从现有烟囱中排入大气。

该工程由北京博奇电力科技有限公司总承包，采用了日本EBARA荏原制作所的CT-121FGD技术。其中石灰石制浆系统、石膏脱水系统、事故罐、工艺水系统为两套共用；增压风机冷却水使用电厂闭冷水。2004年11月11日到11月18日完成1号机组烟气脱硫装置的整组调试，报告如下： 1．设备系统概述 1.1主要设计数据 1.1.1 原煤 台山电厂燃用神府东胜煤。锅炉设计使用的原煤资料如表1所示。 表1 锅炉设计使用的原煤资料 表2 煤质微量元素含量表

1.1.2 电厂主要设备参数 与脱硫系统有关的主设备参数见下表3。 表3 1、2号国产机组主要设备参数

1.1.3 气象条件，见下表4。 表4 气象条件 1.1.4 锅炉排烟设计参数 FGD设计工况为锅炉BMCR工况，燃用设计煤种，FGD入口烟气参数见表5。 表5 FGD入口烟气参数

脱硫调试方案(4)

贵州黔东火电厂一期脱硫改造工程脱硫工程调试方案 编制： 审核： 批准： 福建龙净环保股份有限公司黔东项目部 年月日

目录 1编写目的 (3) 2 编写依据 (3) 3 组织分工及职责 (3) 4 环境要求 (5) 5．安全措施。 (6) 6．所需调试设备、仪器和工具。 (6) 7工艺水、浆液返回系统调试方案 (6) 8 烟气系统调试方案 (9) 9 吸收塔系统调试方案 (19) 10 石膏脱水储运系统调试方案 (24) 11、石灰石浆液制备系统调试方案 (30) 12、排水坑和事故浆液系统调试方案 (36) 13 控制系统调试方案 (38) 14 电气调试方案 (44) 15 化学分析方案 (49) 16 废水系统调试方案 (57)

1编写目的 为了顺利地开展和完成贵州黔东火电厂一期烟气脱硫（删除改造二字）工程的各项调试任务，规范调试的工作，确保贵州黔东火电厂一期烟气脱硫（删除改造二字）工程顺利启动、运行并移交生产。 本调试方案涉及整个脱硫系统，因此调试范围包括原一期工程和改造工程。 2 编写依据 2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程及相关规程》； 2.2 《火电工程启动调试工作规定》； 2.3 《电力建设施工及验收技术规范—锅炉机组篇》； 2.5 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》； 2.6 《脱硫工程质量检验及评定规范》（征求意见稿）； 2.7 《贵州黔东火电厂一期烟气脱硫工程总承包合同及技术协议》； 2.8 设计资料、设计联络会议纪要和设备说明书等。 3 组织分工及职责 3.1 调试现场人员配备： 根据现场项目部组织机构的要求，遵循精简高效的原则，现场项目部调试管理岗位设置及人员配备为： 3.1.1 项目经理 1 名。 3.1.2 调试经理 1 名。 3.1.3 机务调试工程师 2 名。 3.1.4 热控调试工程师 2 名。 3.1.5 电气调试工程师 1 名。 3.1.6 设计工代 1 名。 3.1.7 PLC厂家技术服务 1 名。 3.1.7 设备厂家依据现场情况及合同条款派专家到现场服务。 3.1.9 其他支持人员：检修维护人员，业主方代表，业主方派出的运行操作人员和化学分析人员。

脱硫实验报告

脱硫实验报告 篇一：湿法废气脱硫净化实验 湿法烟气脱硫净化实验 一、实验目的 烟气脱硫是控制二氧化硫的重要手段之一，而湿法烟气脱硫是重要的烟气控制与处理方法。本实验采用我国广泛存在的低品位软锰矿作为湿法烟气脱硫的吸收剂，可同时产生具有一定工业价值的产品。通过本实验，要达到以下目的：（1）掌握从含二氧化硫烟气中回收硫资源的工艺选择原则、反应原理、反应器设计选型原则； （2）掌握湿法烟气脱硫工程设计要点、工艺运行特性；（3）培养并提高学生的理论联系工程实际及工程设计实践能力。 二、实验原理与实验内容 （1）实验原理 软锰矿烟气脱硫技术利用烟气中SO2与软锰矿中MnO2的氧化─还原特性同步进行气相脱硫与液相浸锰，同步实现了废气中SO2与低品位软锰矿的资源化利用，更具有实际应用和推广价值。其主要的反应方程式： MnO2 + SO2·H2O = MnSO4 + H2O （2）实验内容 1）各级反应器脱硫效果的确定。实验过程中，通过测

定各级吸收反应器进出口气体中SO2的含量，即可近似计算出软锰矿浆的平均吸收净化效率，进而确定各级的吸收效果及总的吸收净化情况。气体 中SO2含量的测定由气体在线监测仪测定。 2）不同工艺条件对废气脱硫的影响。实验过程中，通过改变二氧化硫浓度、固液比等工艺条件，观察反应温度的变化及分析其对脱硫率的影响，进而找到最佳脱硫工艺参数。 三、实验装置与试剂 1. 装置与流程 在配浆槽中按一定固液比配好的浆液由吸收液计量输送泵打入1级吸收反应器中，注满后通过溢流，浆液进入2级吸收反应器，最后进入3级吸收反应器，而二氧化硫气体则首先从3级吸收反应器进入，待反应后的尾气再进入2级吸收反应器中继续反应，最后经过1级吸收反应器反应后的尾气进行排空。 2. 仪器 （1）I级脱硫吸收反应器：Φ1000×2600,304L,1台，（2）II级脱硫吸收反应器：Φ800×2500,304L,1台，（3）III级脱硫吸收反应器：Φ750×2500,304L,1台，（4）吸收液计量泵送装置：LG-600L，2台，（5）吸收浆液配置器：Φ1200×XX×1000,1台，（6）搅拌器：1.5kW，3台，（7）配浆槽：Φ1200×XX×1000，2台。四、实验方

烟气脱硫调试报告记录

烟气脱硫调试报告记录

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***热电有限责任公司 ***分公司1、2号热水锅炉脱硫改造工程调试报告 ****环保设备制造有限公司 2015年12月

目录 一、概述 (2) 二、工程概况 (2) 三、前期准备 (3) 四、试运过程 (4) 五、调试的质量控制 (7) 六、试运过程出现的问题及处理结果 (8) 七、结论 (8) 八、启动/运行的几点建议及注意事项 (9) 1、浆液制备与输送系统 (9) 2、烟气系统 (9) 3、气力输灰系统 (9) 九、其他相关事宜 (9)

一、概述 ***热电有限公司***热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程，是由哈尔滨菲斯德环保设备制造有限公司总承包承建，采用炉外石灰石混配掺烧脱硫工艺。 该工程于2015年12月成立试运指挥部，并从成立之日起开始工作。2015年12月16日开始工艺系统单体试运，2015年12月18日开始分系统试运，#1、#2机组于2015年12月20日开始168小时试运，调试工作历时7天。从调试的实施过程和结果来看，在各级领导的关怀和领导下，在工程参加各方的共同努力和大力支持下，克服了设备、系统等技术问题，于2015年12月27日按计划完成#1、#2机组168小时试运。 在调试过程中，各个参加单位认真贯彻执行启规和调试大纲的规定，圆满地完成了调试大纲规定的各项调试任务和技术指标，设备、系统运行状态、参数均达到了合同要求，调试过程检验验收项目全部优良。 二、工程概况 ***热电有限公司鄂温克热力分公司2×29mw锅炉脱硫改 造工程，FGD装置设计为两炉一仓工艺，脱硫效率不低于95%，每套装置包括烟气系统、输灰系统和供应系统。

17246_HNJD-2-脱硫整套系统调试报告

编号：2014- 华能荆门“上大压小”热电联产新建工程2号机组脱硫系统整套启动调试报告 国网湖北省电力公司电力科学研究院 二〇一四年十一月

参加人：符俊平宁杰陈虎青编写人：符俊平 审核人： 批准人：

1.概述 2.编制依据 3.系统及设备 4.调试历程 5.调试遇到的主要问题及处理 6.结论 附录附图附表

华能荆门“上大压小”热电联产新建工程 2号机组脱硫系统整套启动调试报告 1.概述 按照《火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009版）》和华能荆门“上大压小”热电联产新建工程(2×350MW)机组工程调试服务合同的规定，在华能荆门“上大压小”热电联产新建工程(2×350MW)2号机组脱硫系统的分系统试运完成后，进行该系统的整套启动调试工作。该调试工作按《华能荆门“上大压小”热电联产新建工程(2×350MW)2号机组脱硫系统整套启动调试方案》实施，系统调试的质量按《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程（2013版）》执行，通过系统调试和消缺，使该系统的最终质量验评达标，通过参与机组整套启动试运等调试阶段的运行和消缺，该系统更趋完善，为该机组今后正常安全稳定运行打下了良好的基础。 2.参考文件 2.1华能荆门“上大压小”热电联产新建工程(2×350MW)机组工程调试服务合 同 2.2《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437-2009 2.3《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》DL/T5295-2013 2.4《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL5009.1-2002 2.5《火电工程达标投产验收规程》DL5277-2012 2.6《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T5294-2013 2.7《电力建设安全健康与环境管理工作规程定》国电电源[2002]49 号 2.8《国家电网公司电力安全工作规程（火电厂动力部分）》2010版 2.9《防止电力生产重大事故的二十五项重大要求》国电发[2000]589号 2.10《火电厂烟气脱硫工程调整试运及质量验收评定规程》DL/T5403-2007 2.11国网湖北省电力公司电力科学研究院质量、职业健康安全及环境管理体系2.12有关行业和厂家的技术标准 2.13设计院相关图纸及厂家说明书 2.14甲方相关管理规定 3.设备及系统 华能荆门一期2×350MW燃煤发电机组，采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫装置，用于处理机组在B-MCR工况下100%的烟气。

脱硝调试报告

张家口电厂6#机组烟气脱硝工程SCR脱硝系统整套启动调试报告. 二零一三年一月

张家口电厂6#机组烟气脱硝工程SCR脱硝系统整套启动调试报告 目录 1 前言 (3) 2 系统及设备的主要技术规范 (4) 3 调试程序与内容 (7) 4 调试所用仪器和仪表 (9) 5调试结论及建议 (10) 附录1 整组启动分系统调试危险源辩识、评价、控制措施表 (16)

张家口电厂6#机组烟气脱硝工程SCR脱硝系统整套启动调试报告 摘要: 本方案详细介绍了张家口发电厂#6机组烟气脱硝工程催化反应系统设备调试阶段的调试目的、调试内容等，并且文中还附有系统试运行及试验的原始数据等，为今后系统运行方式的合理安排、故障分析提供了依据。 关键词：张家口发电厂烟气脱硝整套试运调试报告 1前言 张家口发电厂#6机组烟气脱硝工程SCR法烟气脱硝工程是大唐科技成套提供。该系统采用选择性催化还原法（SCR）脱硝方案，系统布置于省煤器之后，空预器之前，属于高尘布置方式。还原剂为尿素经过水解成50%的尿素溶液，经过高流量泵输送计量分配模块，精确计算后计量分配装置会把尿素溶液均匀分配至每支喷枪到热解炉热解，然后通过一次风混合热解后输送AIG。系统主要的设备包括两个尿素溶液储罐、两台高流量循环泵、一个热解炉、一台加热器、两个氨空气混合器、喷氨格栅、分析测量仪表及一些辅助设施。 烟气脱硝工程整组启动调试是检验机组脱硝系统的主要及其配套的附属设备制造、设计、施工、调试、生产准备情况质量的重要环节，是保证脱硝系统设备能安全、可靠、经济、文明地投入生产、发挥投资效益的关键性程序，是一项复杂而细致的系统工程。整组启动的调试是整个脱硝工程调试的一个重要阶段。 张家口发电厂本着建设绿色环保型电厂的精神，在机组改造工程中，建设一套脱硝装置。采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺，脱硝还原剂为尿素溶液热解氨气，催化剂为板式催化剂，设计脱硝效率为80%。设计脱硝装置可用率为98%。这是一套完整的脱硝系统，可处理6号炉的满负荷450mg/Nm3烟气。脱硝系统中SCR催化反应系统、尿素溶液存储系统等主要部分由大唐科技负责设计，设备供应和烟气脱硝工程的分系统及整套启动调试工作。湖南安装建设公司承担设备安装施工任务。 根据原电力部颁发《火力发电厂基本建设工程启动竣工验收规程（1996版）》的要求，同时也适应当前脱硝工程技术水平及自动化程度高的需要，提高工程整体质量和技术水平，充分发挥投资效益的原则，本工程将全面参照〈〈火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996版）〉〉进行启动和验收。脱硝工程整套启动调试工作参照原电力部颁发的〈火电工程启动调试工作规定〉进行，整套启动试运的验收评定工作参照原电力部颁发的〈火电工程调整试运质量检验及评定标准〉进行。脱硝工作调整启动试运行过程也将同时参照有关国标、和原电力部颁的法规、规程、反事故措施、技术供应商和设备制造厂的技术规范执行。 1.1调试依据及标准 张家口电厂6#机组烟气脱硝工程SCR脱硝系统整套启动调试报告 1.1.1调试依据 尿素溶液储存与制备系统调试应严格遵循以下有关规程：

脱硫增效剂试验报告(2017年度)

脱硫高效增效剂试验报告 科技（香港） 编写人：蒋雷 2017年12月4日

目录 1试验名称 (3) 2试验依据 (3) 3试验目的 (3) 4试验内容 (2) 5试验过程 (3) 6试验结果与分析 (3) 7试验结论与经济效益分析 (5) 8后期优化运行 (7)

1试验名称 有限责任公司，三期烧结机脱硫系统脱硫增效剂试验项目。 2试验依据 2.1技术标准 此次试验的技术标准：《火电厂石灰石/石灰—石膏湿法烟气脱硫系统运行导则》DL/T 1149-2010 2.2其他标准 《电业安全工作规程》GB26164.1-2010。 3试验目的 1）在日常工况下，投加脱硫增效剂后出口二氧化硫降幅30%。 2）或在日常工况下添加增效剂后停运一台浆液循环泵。 3）根据不同的药剂浓度对脱硫系统的功效确定系统运行最佳药剂浓度。 4）通过计算确定电厂每日药剂损失量。 4试验内容 1）节能减排试验。 2）停泵节能试验。 3）计算每日药剂损失量。 5试验过程 5.1试验前准备工作 1）保证石灰质量合格； 2）使用期间电除尘器高/低压设备运行正常，运行参数调整至最佳状态，达到设计除尘效率； 3）保证脱硫系统和其公用系统运行正常； 4）石灰浆液浓度符合脱硫系统设计要求； 5）脱硫系统主要设备应稳定运行，如烟风系统、吸收塔系统、石灰浆液消化系统、石 膏脱水系统等。 6）脱硫系统DCS 系统上所有主要监测仪表应显示正常，使用前热控仪表进行必要的检 查和标定工作。热控班对CEMS 和就地各监测仪表进行标定； 7）各吸收塔浆液严禁向事故浆液箱排放；同时也严禁事故浆液箱向各吸收塔排放浆液； 8）提前安排吸收塔降低密度，使用前运行密度最好在下限值附近，使用时最好能停止 脱石膏一段时间； 9）使用前FGD 主要参数应达到稳定并且在设计范围内，如吸收塔浆液pH 值、入口硫 份等；

机组脱硫性能试验报告(绝密)

****发电有限公司*期机组 烟气脱硫工程性能试验报告******************** 二OO*年十二月

参加工作单位：*************** 工作人员：*********************************** 技术负责人：** 工作时间：200*年11月10日至200*年12月10日编写： 审核： 批准：

目录 1 前言 (1) 2 试验引用资料及标准 (1) 3 脱硫工程概况及设计参数、保证值 (2) 3.1脱硫系统概况 (2) 3.2脱硫系统设计参数 (2) 3.2.1锅炉及其辅机参数 (2) 3.2.2 FGD设计煤质 (3) 3.2.3 FGD入口烟气参数 (5) 3.2.4 石灰石设计参数 (6) 3.3脱硫系统性能保证值 (6) 4性能试验分工 (7) 5 性能试验条件 (8) 6 性能试验项目 (8) 7 主要试验仪器 (9) 8试验过程及试验结果 (10) 8.1试验工况安排及测点设置 (10) 8.2脱硫装置性能试验 (10) 8.2.1 脱硫系统处理烟气量试验 (10) 8.2.2 净烟气中SO2浓度及其脱除效率试验 (12) 8.2.3 净烟气中HCl、HF、SO3的浓度及其脱除效率试验 (16) 8.2.4 FGD进、出口的烟尘浓度测试 (20) 8.2.5 FGD出口净烟气温度测试 (22) 8.2.6 脱硫系统运行压降测试 (24) 8.2.7 脱硫系统电耗量测量 (25) 8.2.8 脱硫系统水耗量测量 (26)

8.2.9 石膏质量测试 (27) 8.2.10 石灰石纯度及石灰石浆液粒径试验 (29) 8.2.11 脱硫装置的Ca/S与石灰石耗量 (30) 8.2.12 脱硫系统作业场所噪声试验 (34) 8.2.13 脱硫系统作业场所粉尘浓度试验 (37) 8.2.14 脱硫废水检测 (39) 9 脱硫性能试验结论 (41) 附件1：脱硫性能试验使用仪器检定证书号及有效期 (43) 附件2：#3、4机组负荷曲线 (45) 附件3：脱硫性能试验采样位置及测点清单 (48) 附件4：脱硫性能试验修正曲线 (49)