100万机组脱硫调试大纲.docx
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100万机组脱硫调试大纲
目录
1工程概况３
1.1工艺系统３
1.2仪表和DCS控制系统５
1.3电气系统６
1.4FGD装置设备布置６
1.5脱硫系统主要性能指标７
1.6主要设备清单８
2编制依据１０
3调试组织机构、进度及质量要求１１
3.1调试启动试运组织机构１１
3.2调试进度安排１２
3.3调试质量要求１３
4调试设备及材料准备１４
5需要调试的系统１４
5.1电气系统１４
5.2热控系统１４
5.3工艺系统１５
6单体设备调试内容１５
6.1工艺设备单体调试１５
6.2电气设备单体调试１９
6.3仪控设备调试２０
7分系统设备调试内容２１
7.1FGD分系统调试条件２１
7.2电气系统调试２３
7.3仪控系统调试２３
7.4FGD工艺系统调试２５
8冷态系统调试内容２７
8.1冷态调试前应具备的条件２７
8.2冷态调试启动顺序２８
8.3检查各系统状态和试验保护动作情况３４
8.4FGD装置自动调节系统调试３４
9热态调试内容３４
9.1热态启动应具备的条件３５
9.2热态启动前的试验检查３５
9.3脱硫系统通烟顺序图３５
9.4FGD进烟运行３９
10FGD装置优化、临时移交及试运行４３
10.1FGD装置优化４３
10.2FGD装置临时移交及试运行４４
11调整试运顺序和项目４４
12现场调试管理概述４４
12.1调试工作管理４４
12.2分部试运、整套启动调试文件包４５
12.3调整试运行的管理４９
13调试编制的方案和移交文件５０
13.1调试方案编制和审批５０
13.2编制的调试方案５０
14安全措施５１
1工程概况
华能玉环电厂4×1000MW超超临界机组工程＃1、＃2机组烟气脱硫设备合同采用石灰石—石膏湿法、一炉一塔脱硫装置。
脱硫率在脱硫设计煤种BMCR工况下不小于95％。
单机容量为1000MW,每台锅炉最大连续蒸发量为2953t/h蒸汽，烟气量833.9Nm3/s（湿态、标准状况、锅炉设计煤种）。
每套烟气脱硫装置的出力在锅炉BMCR工况的基础上设计，最小可调能力与单台炉不投油最低稳燃负荷（即35%BMCR工况，燃用设计煤种的烟气流量）相适应；烟气脱硫装置应能在锅炉BMCR工况下进烟温度加10℃裕量条件下安全连续运行。
事故状态下，烟气脱硫装置的进烟温度不得超过180℃（每年两次，每次1小时锅炉空气预热器故障）。
当温度达到180℃时，全流量的旁路挡板应立即打开。
该厂脱硫装置引进奥地利（AEE）工艺技术，采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，与该厂＃1、＃2锅炉形成一对一的配套布置，设计工况下脱硫效率不低于95%。
本期脱硫装置主要有以下系统构成：
工艺系统、仪表与控制系统、电气系统、土建部分、其他部分。
1.1工艺系统
本工程工艺系统主要由石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、排空及浆液抛弃系统、石膏脱水系统、工艺水系统、废水处理系统、杂用和仪用压缩空气系统等组成。
1.1.1烟气系统
从锅炉引风机后的混凝土水平总烟道上引出的烟气，通过增压风机升压进入吸收塔。
在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾后，再进入主体发电工程的水平烟道（旁路挡板前为混凝土烟道，旁路挡板后为钢烟道）经烟囱排入大气。
在主体发电工程烟道上设置旁路挡板门，当锅炉启动、FGD装置故障、检修停运时，烟气由旁路挡板经烟囱排放。
1.1.2SO2吸收系统
S石灰石浆液通过浆液循环泵从吸收塔浆池送至塔内SO2吸收区的喷淋系统，与烟气发生反应吸收烟气中的SO2，在吸收塔浆池中利用氧化空气将亚硫酸钙氧化成硫酸钙，并在反应池内结晶为石膏（CaSO4•2H2O）。
石膏排出泵将石膏浆液从吸收塔送到石膏脱水系统。
脱硫后的烟气夹带的液滴在吸收塔出口的除雾器中被捕集下来，使净烟气的液滴含量不超过75mg/Nm3（干态）。
SO2吸收系统包括：
吸收塔、吸收塔浆液循环及搅拌、石膏浆液排出、烟气除雾和氧化空气等几个部分，还包括辅助的放空、排空设施。
吸收塔内浆液最大Cl离子浓度为20g/l。
1.1.3石灰石浆液制备系统
本期工程脱硫采用外购石灰石，在厂内磨制成石灰石粉，然后采用气力输送系统将石灰石粉送至布置于各吸收塔附近的石灰石日用粉仓。
储存于石灰石日用粉仓中的石灰石粉在气化风机的流化下，通过旋转给料阀进入粉水混合器，在粉水混合器中将石灰石粉与工艺水充分混合，制成浓度约30%的石灰石浆液，进入石灰石浆液箱。
石灰石浆液用浆液泵送至吸收塔进行脱硫反应。
每座吸收塔配有一条石灰石浆液输送环管，再循环回到石灰石浆液箱，石灰石浆液通过环管上的分支管道输送到吸收塔，以防止浆液在输送管道内沉淀堵塞。
1.1.4石膏浆液脱水系统
吸收塔的石膏浆液通过石膏排出泵送入石膏水力旋流站浓缩，浓缩后的石膏浆液进入真空皮带脱水机，进入真空皮带脱水机的石膏浆液经脱水处理后表面含水率不大于10％，由石膏输送机送入石膏仓库存放待运，可供综合利用。
石膏旋流站出来的溢流浆液一部分通过自流至石膏浆液转移箱，石膏浆液转移箱中的石膏浆液通过石膏转移泵送入吸收塔循环使用，一部分进入废水旋流器，废水旋流器顶流由泵送至废水处理站。
石膏旋流站浓缩后的合格石膏浆液全部送到真空皮带机进行脱水处理。
为控制脱硫石膏中Cl－等成份的含量，确保石膏品质，在石膏脱水过程中用水对石膏及滤布进行冲洗，石膏过滤水收集在滤液箱中，然后用泵送到石灰石制浆系统或返回吸收塔。
1.1.5工艺水系统
脱硫工艺水从主体工程水管上引接至脱硫工艺水箱。
工艺水主要用户为：
除雾器的冲洗水、水环式真空泵、设备冷却水及密封水，真空皮带脱水机、及所有浆液输送设备、输送管路、贮存箱的冲洗水。
所有用水均考虑了回收利用。
1.1.6仪用空气系统
脱硫岛仪用气与厂内除灰渣系统的仪用气系统合用，压缩空气用量按二台脱硫装置提供，压缩空气压力为0.6～0.8MPa。
脱硫岛内按需要设置足够容量的仪用空气储罐一个。
仪用空气储罐容积为10m3。
储气罐工作压力按0.8MPa考虑。
1.1.7事故浆液罐和排出系统
FGD岛内设置一个四台炉公用的事故浆液罐，事故浆液罐的容量能够满足单个吸收塔检修排空时和其他浆液排空的要求，并作为吸收塔重新启动时的石膏晶种。
吸收塔浆罐检修需要排空时，吸收塔的石膏浆液输送至事故浆液罐最终可作为下次FGD启动时的晶种。
事故浆液罐设事故浆液泵（将浆液送回吸收塔）一台。
泵的容量按15小时排空事故浆液罐最大浆液量考虑。
FGD装置的浆液管道和浆液泵等，在停运时进行冲洗，其冲洗水就近收集在各个区域设置的集水坑内，然后用泵送至事故浆液罐或吸收塔浆池。
1.2仪表和DCS控制系统
脱硫岛的DCS系统按工艺系统分为：
1#脱硫岛烟气及SO2吸收系统、2#脱硫岛烟气及SO2吸收系统、#1、2#脱硫岛公用系统（一期脱水处理系统、一期浆液制备、电气系统等）、全厂脱硫废水处理系统。
I/O信号采用硬接线方式直接进入DCS系统，实现整个控制系统在DCS操作站上控制与监控的功能。
FGD的所有相关的数据采集、闭环回路控制、联锁保护、逻辑顺序控制均由DCS系统来完成。
设置3套DCS：
一期脱硫＃1FGD_DCS、一期脱硫＃2FGD_DCS、一期脱硫岛脱水FGD-DCS。
每套DCS设置：
操作员站2台、工程师站/历史数据站1台、OPC服务器1台、SIS通讯站2台。
共配置打印机6台：
A3黑白记录打印机2台，A3黑白激光打印机3台，A3彩色激光打印机1台。
最终的DCS系统配置和网络结构在DCS设备招标后，结合具体的DCS系统特点和要求后确定。
DCS控制系统为仪表、电气一体化的控制装置。
电气I/O信号采用硬接线方式直接进入DCS系统，实现整个电气系统在DCS操作站上控制与监控的功能。
FGD的所有相关的过程回路控制、数据采集以及电气系统的联锁逻辑控制，
FGD装置的控制范围主要包括：
烟气系统、SO2吸收系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、废水处理系统、辅助系统。
1.3电气系统
脱硫主系统中压配电装置每台炉设脱硫A段、脱硫B段。
并互为备用，6kV单元负荷如马达、变压器分别成对接于脱硫A、B段，两台炉公用负荷分别引自两台炉的脱硫段。
石膏脱水电控楼内中压配电装置为4台炉公用，设A、B两段，分别向石膏脱水区的成对负荷供电。
6kV系统为中性点低阻接地系统。
6kV开关柜内设备选用真空断路器和F-C混装方案。
其中800kW及以下容量的风机类电动机、1000kW以下的泵类电动机和1250kVA及以下容量的低压干式变采用F-C回路。
380/220V系统采用PC（动力中心）、MCC（电动机控制中心）两级供电方式。
75kW及以上的电动机回路、所有MCC电源回路、100kW及以上的馈线回路及I类电动机由PC供电，其余负荷由就近的MCC供电。
低压干式变和PC采用A、B制，成对配置，互为备用，成对PC间设联络开关，并有自动切换功能。
除与PC相对应设置的成对MCC外，其他MCC均应采用双回供电，两路电源互相闭锁。
成对配置或互为备用的负荷应分别接在对应的两段母线上。
380/220V系统为中性点直接接地系统。
75kW及以上的电动机回路、接于PC上的馈线回路采用带电子元件的智能式空气断路器，75kW以下的电动机回路、MCC上的馈线回路采用塑壳断路器。
低压电器的组合应保证在发生短路故障时，各级保护电器有选择性的正确动作。
低压系统应有不少于20%的备用配电回路。
在脱硫电控室设置一对脱硫变和PC（每台炉），脱硫变分别从对应的中压柜上取得电源。
PC向吸收塔区域和石灰石制浆区域的单元负荷和公用负荷供电，包括电动机、MCC、辅助设施如照明检修等，在负荷较集中区域设置MCC和就地箱。
在石膏脱水电控室设置一对辅助变和PC（4台炉公用），辅助变分别从对应的中压柜上取得电源。
PC向石膏脱水区域和脱硫废水区域的公用负荷供电，包括电动机、MCC、辅助设施如车库、照明检修等，在负荷较集中区域设置MCC和就地箱。
本期工程的主厂房内每台机组对应设置一台柴油发电机组作为机组的应急保安电源。
脱硫保安MCC供电电源由买方从机组保安电源上提供一路三相三线380V总电源（每台炉），脱硫岛为每台炉设置一段保安MCC，负责向脱硫岛内的保安负荷供电，以保证在机组失去厂用电时机炉的安全停运和人身安全。
脱硫保安MCC采用三回供电，三路电源互相闭锁并能自动切换。
一路电源从买方的机组保安电源上取得，另两路从卖方脱硫岛内部自行解决。
正常时由相应机组的380V脱硫PCA和B段供电，当正常电源失电后，由相应的机组保安段继续供电。
机组保安电源系统为高阻接地380V系统（三线），采用隔离变压器与机组保安电源连接，以便脱硫保安MCC与岛内低压系统接线方式保持一致。
UPS系统及其配电屏布置在脱硫电控室和石膏脱水电控室内，用于向脱硫系统的DCS、热工控制设备、自动化仪表及重要的电气负荷提供可靠、高质量的交流电源。
UPS在全厂停电后继续维持其所有负荷在额定电压下继续运行不小于30分钟。
UPS正常运行时负荷率不大于60%。
UPS备用馈线回路不少于30%。
脱硫电控楼和石膏脱水电控楼设置直流电源系统，供脱硫岛内电气控制、信号、继电保护、380V断路器控制等负荷。
上述直流负荷配电，均采用双路电源，直流电压等级采用110V。
直流系统应保证在全厂停电后继续维持其所有负荷在额定电压下继续运行不小于60分钟。
直流馈线屏备用馈线回路不少于30%。
1.4设计基础条件
表1FGD入口烟气参数
项目
单位
锅炉BMCR工况
锅炉设计煤种
脱硫设计煤种
脱硫校核煤种
RO2
Vol%
13.6
13.5
13.6
O2
Vol%
4.4
4.4
4.4
N2
Vol%
73.6
73.7
74.4
SO2
Vol%
0.031
0.068
0.090
H2O
Vol%
8.4
8.4
7.6
FGD入口烟气量（BMCR）
Nm3/s
833.9
837.8
823.3
FGD入口烟气温度（BMCR）
℃
121
121
126
FGD入口烟气温度（35%BMCR）
97
97
99
引风机出口烟气压力
Pa
0
烟囱入口烟气要求压力
Pa
430
要求FGD的负荷范围
%
35%设计煤种～100%校核煤种
烟囱进口温度
℃
48~50
表2锅炉BMCR工况烟气中污染物成分（煤种，标准状态，湿基，实际含氧量）
项目
单位
数据
SO2
mg/Nm3
892（锅炉设计煤种）
1948（脱硫设计煤种）
2591（脱硫校核煤种）
SO3
mg/Nm3
23
49
65
Cl（HCl）
mg/Nm3
130
F（HF）
mg/Nm3
55
烟尘浓度（引风机出口）
mg/Nm3
69
1.5性能保证
FGD性能保证值如下：
1.5.1SO2脱除率及脱硫装置出口SO2浓度
FGD装置，SO2脱除率不小于95%，脱硫装置出口SO2浓度不超过105mg/Nm3。
并在燃用脱硫校核煤种时，脱硫效率不小于90％，且能长期、稳定、连续运行。
1.5.2锅炉燃用脱硫设计煤种时，SO2脱除率不小于95%，装置连续运行14天，石灰石消耗量平均值不大于10.4t/h；工艺用水消耗量：
单台炉＋两台炉公用系统平均值不大于168t/h，两台炉＋两台炉公用系统平均值不大于320t/h，两台炉公用系统平均值不大于18t/h；电量消耗量：
单台炉＋两台炉公用系统平均值不超过8704kWh/h，两台炉＋两台炉公用系统平均值不超过16420kWh/h，两台炉公用系统平均值不超过988kWh/h。
1.5.3石膏品质
自由水分低于10%
CaSO4﹒2H2O含量高于90%
CaCO3+MgCO3低于2%（以无游离水分的石膏作为基准）
CaSO3﹒1/2H2O含量低于0.25%（以无游离水分的石膏作为基准）
溶解于石膏中的Cl-含量为0.01%Wt（以无游离水分的石膏作为基准）
溶解于石膏中的F-含量低于0.01%Wt（以无游离水分的石膏作为基准）
溶解于石膏中的K2O含量为0.07%Wt（以无游离水分的石膏作为基准）
溶解于石膏中的Na2O含量为0.035%Wt（以无游离水分的石膏作为基准）
1.5.4在任何正常运行工况下，除雾器出口烟气携带的水滴含量应低于75mg/Nm3（干基）。
以上保证值基于：
烟气量为301.60万Nm3/h（脱硫设计煤种）；
SO2浓度为1948mg/Nm3（脱硫设计煤种）；
烟气入口温度为121℃（脱硫设计煤种）；
烟气灰尘含量为37mg/Nm3（脱硫设计煤种）；
工艺水耗量不考虑烟囱的冷凝水回用。
1.5.5FGD装置可用率
（A）FGD整套装置的可用率在移交生产后，一年考核期内大于98%。
脱硫装置的可用率定义：
A：
脱硫装置统计期间等效运行小时数。
B：
脱硫装置统计期间因脱硫岛设备导致的强迫停运小时数和计划停运小时数。
C：
脱硫装置统计期间因脱硫岛设备导致的强迫降低出力等效停运小时数
1.5.6脱硫系统仪用空气量
烟气吸收及石灰石浆液制备系统仪用空气量≤2Nm3/min；
石膏脱水系统仪用空气量≤3Nm3/min。
1.5.7增压风机叶片寿命
在烟气含尘量≤200mg/Nm3的条件下，叶片寿命应不低于50000小时。
1.6主要设备清单
序号
设备名称
位号
数量
备注
1
吸收塔本体
10/20HTDOO1BBOO1
1炉1座
2
氧化风机
10/20HTG10/20/30AN001
每炉3台
3
吸收塔氧化池搅拌器
10/20HTD00AM001/002/003/004
4台
4
除雾器
10/20HTD00AT001
2级
5
吸收塔再循环泵
10/20HTF10/20/30AP001
每炉3台
6
吸收塔排浆泵
10/20HTL01/02AP001
每炉2台（1运1备）
7
石灰石浆液罐
10/20HTK00BB001
每炉1个
8
石灰石浆液泵
10/20HTK01/02AP001
每炉2台
9
工艺水泵
01HTQ01/02AP001
2台
10
工艺水箱
10HTQ00BB001
1个
11
除雾器冲洗水泵
10/20HTQ01/02AP001
每炉2台
12
石膏转移泵
01HTL01/02/03AP001
3台
13
石膏转移箱
01HTL00BB001
1个
14
事故浆液罐
01HTT70BB001
1个
15
事故浆液泵
01HTT70AP001
1台
16
事故浆液罐搅拌器
01HTT00AM001/002/003
3台
17
皮带脱水机
10/20HTM11AT001
2台
18
石膏浆液旋流装置
10/20/12HTL10AT001
3套
19
真空泵
10/20HTM21AP001
2台
20
脱水区集水池坑
01HTT60BB001
1个
21
脱水区集水池坑泵
01HTT60AP001
1台
22
滤液水箱
01HTT80BB001
1个
23
滤液水泵
01HTT81/82AP001
2台
24
滤液池搅拌器
01HTT80AM001
1台
25
滤饼滤布冲洗水箱
10/20HTM25BB001/12HTM20BB001
3个
26
滤布冲洗水泵
10/20HTM26/27AP001
12HTM26/27AP001
6台
27
滤饼冲洗水泵
12HTM71AP001/002/003
3台
28
石膏皮带输送机
10/20HTF10AF001
2台
29
石灰石仓
10/20HTJ10BB001
2个
30
旋转给料机
10/20HTJ11/12
4台
31
吸收塔区集水池
10/20HTT10BB001
2个
32
吸收塔区集水泵
10/20HTT10AP001
2台
33
吸收塔区集水池搅拌器
10/20HTT10AM001
2个
34
增压风机
10/20HTC10AN001
每炉2台
35
烟道挡板密封风机
10/20HTW11/12AN001
每炉2台（1运1备）
36
密封气加热器
10/20HTW15AH001
每炉1台
37
烟道旁路挡板
10/202HTW14AA101
每炉1块
38
进口烟气挡板
10/20HTA10AA101
每炉1块
39
出口烟气挡板
10/20HTA40AA101
每炉1块
40
废水给料箱
01HTL50BB001
1个
41
废水给料泵
01HTL51/52AP001
2台
42
废水旋流装置
01HTL60BB001
1套
43
废水箱
01HTL70BB001
1个
44
废水排放泵
01HTL71/72AP001
2台
2编制依据
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》。
2.3DL/T5047-95,《电力建设施工及验收技术规范--锅炉机组篇》
2.4DL5009.1-2002《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）
2.5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》
2.6国电电源[2001]218号《火电机组达标投产考核标准》
2.7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》
2.8电综[1998]179号《火电机组启动验收性能试验导则》
2.9《火电工程厂用电受电前质量监督检查大纲》
2.10《火电工程整套启动试运前/后质量监督检查典型大纲》
2.11《电力建设工程质量监督规定》
2.12《火电工程调整试运质量检验及评定标准》
2.13《热工仪表及控制装置检修运行规程》
2.14《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》
2.15《火电机组热工自动投入率统计办法》
2.16《电力设备交接和预防性试验规程》
2.17《华能玉环电厂4×1000MW超超临界机组工程#1、#2机组烟气脱硫装置工程合同》
2.18中电投远达环保工程有限公司有关质量体系文件
2.19总包商与安装、设备和其它分包商签订的合同及技术标准及相关资料
3调试组织机构、进度及质量要求
按照新启规规定，从受电开始项目建设即进入启动试运的分部试运阶段。
为保证本项目调试启动试运各阶段工作有序进行和规范管理，按规程要求成立相关组织机构，完成本工程调整试运工作。
3.1调试启动试运组织机构
按照《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》规定，本工程调试设立如下机构：
3.2调试进度安排
3.2.1调试阶段划分
根据新启规要求结合烟气脱硫装置调试试运特点和本项目的实际情况，本工程调试试运分以下三个阶段进行。
FGD装置分部试运阶段：
本阶段主要进行单机和分系统调试试运；第一步完成单机调试试运，第二步完成分系统调试试运。
FGD装置整套启动试运阶段：
本阶段分为冷态调试、热态调试。
第一步完成带水、空气负荷调试（冷态调试）；第二步完成进烟调试。
FGD装置试运行阶段：
本阶段主要是指系统通过热态调试之后，进行一定时间的试运行。
3.2.2调试主要时间安排
见调试进度计划
3.2.3接口调试安排
电源接口
FGD正式工作电源由脱硫工作变引入；脱硫装置低压电源在系统具备调试条件时完成；以便完成脱硫装置的分部试运行和冷态调试、热态调试。
水源接口
本项目工艺水水源从电厂工业水网和循环水网接入，在单机及分系统调试试运前必须完成接口，使工艺水及循环水系统能正常供水。
消防水接口由电厂生活消防水接入。
烟道接口
烟道接口必须在通烟调试试运（热态调试）前完成。
3.2.4设备代管
在受电和单机及分系统调试试运逐步完成后，为保证试运操作管理规范和调试试运的安全，设备逐步移交电厂脱硫运行代管。
3.3调试质量要求
调整试运工作程序，必须按照经批准的调整试运方案执行。
仪器、仪表的整定，必须按照生产厂家出厂质量证明书和调校记录进行对比调整。
单体设备（分系统）调试技术指标，必须满足生产厂家及设计技术文件要求。
整体调试分承包商必须对各分系统的主要性能进行优化，使脱硫岛的各项性能指标最优，并满足设计规定要求。
4调试设备及材料准备
序号
器具名称
单位
数量
备注
1
对讲机
对
4
2
红外线测温仪
台
1
经过校验
3
振动测试仪
台
2
经过校验
4
手电筒
个
4
5
各类润滑油
足量
足量
清单参见附表
6
PH酸度分析仪
台
1
7
密度分析仪
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