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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

项目

单位

设计煤种

校核煤种

空气干燥基水分Mad

％

8.64

9.92

干燥无灰基挥发份Vdaf

％

32.93

38.98

Car

％

64.72

57.05

Har

％

3.65

3.68

Oar

％

9.51

9.23

Nar

％

0.74

Sar

％

0.70

Aar

％

6.48

12.60

Mar

％

14.20

Qnet.ar

kJ/kg

24308

22357

Clad

％

0.063

每台锅炉计算耗煤量（BMCR工况）

t/h

231

254

表2煤质微量元素含量表

元素

符号

单位

数值

氟

×10-6

氯

0.063

砷

×10-6

铜

×10-6

铅

×10-6

锌

×10-6

铬

×10-6

镉

×10-6

镍

×10-6

汞

×10-6

0.17

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31、2号国产机组主要设备参数

设备

参数名称

单位

参数

锅

炉

型式

亚临界、中间再热四角切圆汽包炉

过热蒸汽流量（BMCR/ECR/30%MCR）

t/h

2026/1792/598

过热器出口蒸汽压力（BMCR/ECR/30%MCR）

MPa

17.5/17.27/6.06

过热器出口蒸汽温度

℃

541

热效率（BMCR/ECR/30%MCR）

93.47/93.62/94.8

未完全燃烧热损失

0．44

空预器出口烟气温度（修正后）（BMCR/ECR/30%MCR）

℃

132/129/86

空预器出口烟气量

m3/h

2989270/2699961/970300

空预器出口烟气含尘量（BMCR）

mg/Nm3

5940

炉膛设计压力

kPa

±5.00

炉膛到空预器出口压降

kPa

2.636

除

尘

器

配置

每炉两台双室四电场

除尘效率（保证值）

≥99.3

本体阻力

<198

本体漏风率

除

尘

器

噪音

<75

有效断面积

406

除尘器出口最大含尘浓度

mg/Nm3

200

引

风

机

配置

每炉两台

型号

AN37e6（V19+4℃）+KSE

风机入口流量（BMCR）

m3/h

1620000

风机全压升（BMCR）

kPa

4.276

风机出口风温（BMCR）

℃

130.3

风机全压效率（BMCR）

84.1

风机转速

585

电机额定功率

3800

烟

囱

高度/形式

240/单筒，两炉公用

材质

钢筋混凝土

1.1.3气象条件，见下表4。

表4气象条件

项目

参数

项目

参数

多年平均气温

22.6℃

历年最大一日降水量

324.8mm

最高月平均气温

28.4℃

历年最大一小时降水量

143.9mm

历年极端最高气温

37.0℃

历年最大十分钟降水量

32.9mm

最低月平均气温

14.9℃

多年平均气压

1011.1hPa

历年极端最低气温

3.0℃

多年平均风速

4.7m/s

多年平均相对湿度

81%

历年十分钟最大风速

37.3m/s

多年平均降水量

2182.4mm

三十年一遇设计最大风速

37.5m/s

历年最大年降水量

3657.7mm

厂址主导风向

ENE

历年最小年降水量

1028.1mm

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5FGD入口烟气参数

项目

单位

设计煤种

校核煤种

备注

烟气成分（标准状态，湿基，实际O2）

CO2

Vol%

12.71

12.39

Vol%

5.48

5.43

Vol%

74.12

73.54

SO2

Vol%

0.056

0.062

H2O

Vol%

7.63

8.57

烟气成分（标准状态，干基，实际O2）

CO2

Vol%

13.76

13.55

Vol%

5.93

5.94

Vol%

80.25

80.45

SO2

Vol%

0.06

0.066

烟气参数

进入FGD烟气量

标态，干基

实际含氧量

Nm3/h

1968047

1916598

BMCR

Nm3/h

1783983

1736188

ECR

Nm3/h

1374166

75%MCR

Nm3/h

988460

50%MCR

Nm3/h

718751

30%MCR

标态，湿基

实际含氧量

Nm3/h

2130613

2117921

BMCR

Nm3/h

1950142

1917709

ECR

Nm3/h

1500692

75%MCR

Nm3/h

1077685

50%MCR

Nm3/h

781732

30%MCR

实际烟气体积

m3/h

3113973

3126455

BMCR

m3/h

2828777

2781732

ECR

m3/h

2110864

75%MCR

m3/h

1460598

50%MCR

m3/h

1019401

30%MCR

引风机出口烟气温度

℃

126

130

BMCR

123

ECR

111

75%MCR

50%MCR

30%MCR

180

短期运行

（20min）

200

保护动作

FGD装置烟气接入口压力

200

BMCR工况

FGD装置烟气接出口压力

700

BMCR工况

烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O2）

SO2

mg/Nm3

1576

1770

SO3

mg/Nm3

<40

材料选择

最大按150

Cl（HCl）

mg/Nm3

<80

F（HF）

mg/Nm3

<25

NOx

mg/Nm3

<350

粉尘浓度（引风机出口）

mg/Nm3

设计值

1.1.5石灰石分析资料,见表6。

表6石灰石样品参数

项目

单位

设计数据

石灰石成份变化范围（参考）

CaO

Wt－%

48.44～55.10

SiO2

Wt－%

0.210

0.088～0.220

Al2O3

Wt－%

0.083

0.060～0.090

Fe2O3

Wt－%

0.035

0.020～0.400

MgO

Wt－%

0.54

0.300～6.470

P2O5

Wt－%

0.011

0.011～0.020

F-

μg/g

12～28

Cl-

μg/g

0.00

μg/g

0.00

Cr2O3

μg/g

0.00

SO3

Wt%

0.13

0.130～0.140

μg/g

2.30

1.43～2.30

μg/g

3.60

μg/g

0.028

0.024～0.028

μg/g

6.00

2.20～9.80

μg/g

2.40

μg/g

0.00

μg/g

0.00

可磨性指标HGI

43～84

粒径

≤20

1.1.6工业水分析资料，见表7。

表7工业水分析参数

项目

单位

设计水质

硫酸根

mg/L

3.30

氯离子

mg/L

悬浮物

mg/L

3.60

总硬度

mmol/l

0.08

PH值

6.72

接口处压力

MPa

0.2～0.3

接口处温度

℃

35°C

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SO2脱除率不低于95%。

SO2脱除率由下式表示：

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/Nm3（湿基）

1.2.4石灰石消耗

不超过11.8t/h。

1.2.5电耗

不超过12600kW/h。

1.2.6水耗

不超过150t/h。

1.2.7石膏品质

水蒸汽：

不高于10％。

石膏纯度：

不低于90％，

CaCO3含量：

低于3%（以无游离水分的石膏作为基准）

CaSO3﹒1/2H2O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100×10-6（以无游离水分的石膏作为基准）

溶解于石膏中的F-含量：

<100×10-6（以无游离水分的石膏作为基准）

Mg含量：

<450×10-6（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）SO2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。

1.3.1.2SO2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》。

2.4DL/T5047-95,《电力建设施工及验收技术规范--锅炉机组篇》

2.5DL5009.1-2002《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

5.1FGD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；

5.3.2JBR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；

5.3.3GGH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。

5.4FGD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

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