机组脱硫性能试验报告绝密概要Word文档下载推荐.docx

1、3.1 脱硫系统概况*发电有限公司*期工程扩建2670MW凝汽式汽轮发电机组配22102t/h燃煤锅炉，同期配套建设2套湿式石灰石-石膏法烟气脱硫装置，脱硫效率不低于95%。脱硫系统采用一炉一塔制，分别设置一座吸收塔（包括配套系统），相应配套脱硫增压风机、GGH烟气换热器、引接烟道等，公用部分主要包括吸收剂（石灰石浆液）制备系统、事故浆液系统、脱硫电控楼、石膏浆液真空皮带脱水系统、工艺水系统及气源、水源等引接系统。SO2吸收系统是脱硫装置的核心系统，待处理的烟气进入吸收塔与喷淋的石灰石浆液接触，去除烟气中的SO2。在吸收塔后部设有除雾器，除去出口烟气中的雾滴；吸收塔浆液循环泵为吸收塔提供大流量

2、的吸收剂，保证气液两相充分接触，提高SO2的吸收效率。生成石膏的过程中采取强制氧化，设置氧化风机将浆液中未氧化的HSO3-和SO32-氧化成SO42-。在氧化浆池内设有搅拌设施，以保证混合均匀，防止浆液沉淀；氧化后生成的石膏通过吸收塔排浆泵排出，进入后续的石膏脱水系统。烟气系统将未脱硫的烟气引入脱硫装置，将脱硫后的洁净烟气送入烟囱。进入脱硫装置的烟气通过FGD入口的增压风机实现流量控制。从吸收塔出来的脱硫烟气经GGH烟气换热器加热后,设计工况下烟气在烟囱入口处的温度80，然后从烟囱排放。烟气系统的压降通过脱硫增压风机克服。石灰石原料通过输送系统，进入湿式球磨机进行磨制，成品石灰石浆液进入石灰石

3、浆液箱，经石灰石浆液泵送入吸收塔进行化学反应，脱除烟气中的二氧化硫。来自吸收塔的石膏浆液由吸收塔排浆泵进入石膏旋流器，浓缩后的浆液再经过真空皮带脱水机脱水，脱水的同时对石膏进行冲洗，以满足石膏综合利用的品质要求，脱水后石膏含水量小于10%（wt），进入石膏库暂存，随后用装载车装车后运走。3.2 脱硫系统设计参数3.2.1 锅炉及其辅机参数*发电有限公司*期机组锅炉及其辅机参数见表3-1。表3-1 锅炉及其辅机参数设备名称参数名称单位数据锅炉型式-超临界一次中间再热最大连续蒸发量t/h2102台数台2锅炉排烟温度120锅炉实际耗煤量（每台炉）设计煤275.3校核煤289.2除尘器数量（每台炉）个

4、静电除尘器除尘效率%99.7引风机出口粉尘浓度（O2=6%,干态）mg/Nm3120（最大200）引风机静叶可调轴流式出口风量（每台炉）Nm3/s642.87风压Pa烟囱高度m210出口内径10.4钢筋混凝土单套筒3.2.2 FGD设计煤质FGD设计煤质采用锅炉燃用的校核煤质。*期工程锅炉的燃煤为晋中地区贫煤。每台炉设计煤质耗煤量275.3吨小时，校核煤种耗煤量289.2吨小时。锅炉启动点火、低负荷助燃用燃油采用0号轻柴油，油枪采用蒸汽雾化方式，锅炉不投油最低稳燃负荷不超过40BMCR。煤质分析数据见表3-2。表3-2 FGD设计煤质分析项目煤质（锅炉用校核媒质）低位发热量Qnet，arJ/g

5、20970全水分Mt7.4（空气干燥基）水分Mad1.21（干燥无灰基）挥发分Vdaf14.92（收到基）灰分Aar31.22（收到基）固定碳Car52.46（收到基）氢Har2.69（收到基）氧Oar3.62（收到基）氮Nar1.11（收到基）硫St，ar1.5哈氏可磨指数HGI72变形温度DT1300软化温度ST1350流动温度FT1400二氧化硅SiO242.19三氧化二铝Al2O332.15三氧化二铁Fe2O313.02氧化钙CaO4.37氧化镁MgO2.15氧化钠+氧化钾Na2O+K2O2.56二氧化钛TiO20.88三氧化硫SO31.743.2.3 FGD入口烟气参数*发电有限公司

6、*期机组FGD入口烟气参数见表3-3、表3-4。表3-3 FGD入口烟气参数项目数据（干基）数据（湿基）锅炉BMCR工况烟气成分（标准状态，实际O2）CO2Vol%12.9312.11O26.626.20N280.3375.22SO20.12480.1169H2O/6.36锅炉BMCR工况烟气参数FGD入口烟气量605.1标态，干基实际含氧量646.2标态，湿基实际含氧量583.9标态，干基6O2624.7标态，湿基6%O2引风机出口烟气温度116正常值烟气通流能力设计温度160FGD停运的最低温度引风机出口烟气压力BMCR工况表3-4 锅炉BMCR工况烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O

7、2）设计煤种3677烟尘浓度（FGD入口）3.2.4 石灰石设计参数*发电有限公司*期机组FGD石灰石设计参数见表3-5。表3-5 石灰石设计参数名称50.011.205.54CaCO389.220.481.46K2O0.43Na2O0.18Cl0.02S0.0183.3 脱硫系统性能保证值1.FGD脱硫效率保证在FGD设计煤质时，脱硫效率95，FGD出口SO2浓度满足环保标准。2.FGD出口烟尘保证FGD出口烟尘浓度50mg/Nm3，满足环保标准。3.FGD出口温度保证设计工况下脱硫系统出口净烟气温度保证80。4.石灰石耗量、水耗量、电消耗量保证设计工况下（FGD设计煤质、设计石灰石品质、锅

8、炉BMCR工况），FGD 装置连续运行14天的石灰石消耗量平均值不大于214t/h；水消耗量平均值不大于2115t/h（工艺水耗量295t/h，工业水耗量220t/h）；电消耗量平均值不超过19980kVA（两套FGD及公用系统）；Ca/S平均值1.03。5.石膏品质保证自由水分低于10%Wt；CaSO42H2O含量高于90%Wt；CaCO33%（以无游离水分的石膏作为基准）；CaSO31/2H2O含量低于1%Wt（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0.01%Wt（以无游离水分的石膏作为基准）。6.粉尘保证从各种不同的设备中生产性粉尘对环境的排放浓度总尘不超过8mg/m

9、3，呼尘不超过4mg/m3。7.石灰石粉细度保证保证湿磨机出口石灰石粉细度不超过44um。8.噪声保证控制室、电子室55dB（A）4性能试验分工*发电有限公司*期机组脱硫装置的性能试验分工如下：*负责试验措施的编写、试验仪器的准备、现场试验及试验报告的编写。*发电有限公司负责联系机组负荷调度、脱硫装置的运行调整、现场协调及配合*进行试验。5 性能试验条件锅炉负荷满足试验要求。烟气旁路挡板门关闭。燃用煤种接近设计煤种。静电除尘器运行正常。除灰输送系统运行正常。脱硫系统运行正常：石灰石浆液符合设计要求；FGD主要设备稳定运行；FGD主要参数稳定；DCS主要监测仪表正常。*发电有限公司*期机组脱硫性

10、能试验期间机组运行正常，FGD整套系统运行正常，静电除尘器运行正常，除灰输送系统运行正常。6 性能试验项目*发电有限公司*期机组脱硫性能试验项目如下：脱硫装置处理烟气量；原、净烟气中SO2浓度及其脱除效率；原、净烟气中HCl、HF、SO3的浓度及其脱除效率；脱硫装置的进、出口的烟尘浓度及其脱除效率；脱硫装置净烟道出口烟气温度；脱硫装置运行压降；脱硫装置的电耗量；脱硫装置的水耗量；石膏质量保证；石灰石品质及浆液粒径分布试验；脱硫装置的石灰石耗量；设备及作业场所噪声；作业场所粉尘浓度。7 主要试验仪器脱硫性能试验使用的主要仪器如下：DX-4000傅立叶红外高精度多组份烟气分析仪1套；KM9106烟

11、气成份综合分析仪1台；KM940烟气成份分析仪2台；winner2000型激光粒度分析仪1台；电子压力表2台；B&K2238精密积分声级计1台；TH-880型等速烟尘采样仪2台；等速取样枪（带有毕托管及热电偶）2支；标准皮托管4支；万分之一电子天平台1台；十万分之一电子天平台1台；粉尘采样器10台；便携式pH计1台；自动电位滴定仪1台；卤素水份测定仪1台；鼓风干燥箱1台。所有用于试验的测试仪器均在国家法定计量检测单位的检定有效期内。仪器检定证书号及有效期见附件1。8试验过程及试验结果8.1 试验工况安排及测点设置*发电有限公司*期机组脱硫装置性能试验根据试验期间电厂负荷情况，试验工况安排见表8

12、.1-1。机组负荷曲线见附件2，采样位置及测点设置见附件3。表8.1-1 脱硫性能试验工况测试日期机组名称测试时段测试时负荷（MW）2008.11.12#38:0018:00400#46002008.11.134502008.11.144702008.11.158.2 脱硫装置性能试验8.2.1 脱硫系统处理烟气量试验8.2.1.1测试项目烟气含氧量、含湿量；工况烟气量（湿态，实际O2）；脱硫系统处理烟气量（标态、干态、6%O2）。8.2.1.2试验方法试验期间，用标定过的毕托管、电子压力表和热电偶，采用网格法测量净烟气烟道各测点的烟气动压、静压和温度，用氧量表测量烟气含氧量，用烟气分析仪测量

13、烟气含湿量，计算烟气流量（标态、干态、6% O2），得到脱硫系统处理烟气量。8.2.1.3测试仪器毕托管、电子压力表、热电偶、KM9106烟气成份综合分析仪、DX-4000型傅立叶红外高精度多组份烟气分析仪8.2.1.4试验时间及地点#3机组：2008.11.14-15，净烟气水平烟道的试验测点。#4机组：2008.11.12-13，净烟气水平烟道的试验测点。8.2.1.5试验结果脱硫系统处理烟气量试验结果见表8.2.1-1、表8.2.1-2。表8.2.1-1 #3机组FGD处理烟气量试验结果11月14日11月15日9:00-18:机组负荷（MW）净烟气O2浓度（%）6.66.8烟气含湿量（%

14、）8.68.7工况烟气量（湿态，实际O2）16499771636355净烟气流量（标态、干态）（m3/h）15080791493992净烟气流量（标态、干态、6%O2）（m3/h）14473511413778脱硫处理烟气量（标态、干态、6%O2）（m3/h）表8.2.1-2 #4机组FGD处理烟气量试验结果11月12日11月13日6.56.28.82371611232009821629102118249209032920898178.2.2 净烟气中SO2浓度及其脱除效率试验8.2.2.1测试项目原、净烟气中SO2、O2的浓度FGD脱硫效率及净烟气SO2浓度（标态、干态、6%O2）8.2.2.

15、2试验方法测试原净烟气中SO2和O2的浓度，按下式计算脱硫效率。=（CSO2入口-CSO2出口）/CSO2入口100%CSO2入口折算到标准状态、6%O2下的原烟气中二氧化硫浓度；CSO2出口折算到标准状态、6%O2下的净烟气中二氧化硫浓度。8.2.2.3测试仪器DX-4000型傅立叶红外高精度多组份烟气分析仪；KM9106烟气成份综合分析仪；KM940烟气成份分析仪。8.2.2.4测试位置增压风机出口、净烟气烟道的试验测点。8.2.2.5试验时间及过程2008.11.14-15；2008.11.12-13。试验期间对FGD的原、净烟气中SO2浓度进行了全工况时段测试，分别得到原、净烟气SO2

16、浓度均值（标态、干态、6%O2），计算得到FGD脱硫装置脱硫效率。8.2.2.6试验结果测试结果见表8.2.2-1、表8.2.2-2。表8.2.2-1 #3机组FGD脱硫效率试验结果脱硫系统处理烟气量（标态、干态、6%O2）（m3/h）原烟气O2浓度（%）5.85.9原烟气SO2浓度（标态、干态）（mg/m3）37153529原烟气SO2浓度（标态、干态、6%O2）（mg/m3）36663506净烟气SO2浓度（标态、干态）（mg/m3）143132净烟气SO2浓度（标态、干态、6%O2）（mg/m3）149139SO2排放量（kg/h）215.7196.5SO2脱除量（kg/h）5090.2

17、4759.7测试工况脱硫率（%）95.9496.03净烟气SO2浓度均值（标态、干态、6%O2）（mg/m3）144表8.2.2-2 #4机组FGD脱硫效率试验结果5.45.24636394744573746300180311183649.5381.78666.27446.193.0395.122478.2.2.7测试结果修正由于试验期间机组负荷及入炉煤硫分和设计条件有差别，而脱硫效率保证值基于设计条件，故应对脱硫效率进行修正。设计工况如下：BMCR工况，FGD入口烟气量为583.9Nm3/s（标态，干基，6O2），设计煤种FGD入口SO2浓度为3677mg/Nm3（标态，干基，6%O2）。脱

18、硫效率与FGD入口烟气流量、FGD入口SO2浓度关系曲线见附件4图1、2。FGD脱硫效率修正结果见表8.2.2-3、表8.2.2-4。表8.2.2-3 #3机组FGD脱硫效率修正结果测试工况脱硫系统处理烟气量（标态、干态、6%O2）（m3/h）测试工况原烟气SO2浓度（标态、干态、6%O2）（mg/m3）测试工况脱硫效率（%）测试工况FGD入口烟气量条件下曲线对应脱硫效率值（%）95.6测试工况FGD入口SO2浓度条件下曲线对应脱硫效率值（%）95.095.3设计工况下曲线对应脱硫效率值（%）FGD入口烟气量对脱硫效率的修正系数0.9937FGD入口SO2浓度对脱硫效率的修正系数1.00000

19、.9969修正到设计工况下的脱硫效率（%）95.3495.13修正后FGD脱硫效率（%）95.24表8.2.2-4 #4机组FGD脱硫效率修正结果95.192.294.80.99891.03041.000295.7595.0395.398.2.2.8试验结论#3、4机组FGD修正到设计工况下的脱硫效率分别为95.24%、95.39%，均达到了性能保证值脱硫效率95%的要求。试验期间#3、4机组FGD出口排放SO2浓度分别为144mg/m3（标态、干态、6%O2）、247mg/m3（标态、干态、6%O2），均满足DB 37/664-2007火电厂大气污染物排放标准（山东省）中要求的第三时段的火电厂锅炉SO2排放浓度不高于400mg/m3的标准。8.2.3 净烟气中HCl、HF、SO3的浓度及其脱除效率试验8.2.3.1测试项目原烟气中HCl、HF、SO3、O2的浓度；净烟气中HCl、HF、SO3、O2的浓度；FGD的HCl、HF、SO3脱除率。8.2.3.2测试时间8.2.3.3测试仪器傅立叶红外DX-4000型高精度多组份烟气分析仪;KM9106综合烟气分析仪。8.2.3.4采样位置8.2.3.5测试方法测量原、净烟气中HCl、HF、SO3、O2的浓度，将测试结果折算到6%O2条件下的HCl、HF、SO3浓度,计算HCl、HF、SO3的脱除效率。8.2.3