电厂脱硫系统改造工程烟气脱硫性能试验方案.docx
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电厂脱硫系统改造工程烟气脱硫性能试验方案
编制：
审核：
批准：
江苏****环境检测技术有限公司
1工程概况及检测目的
1.1工程概况
mm电力（**）有限公司位于湖南省娄底地区**市渡头塘乡印溪村及印中村；距**市约30km,距娄底市约10km。
本工程机组规模为2×300MW亚临界燃煤机组配2×1025t/h燃煤锅炉，烟气经布袋除尘器除尘后进行脱硫。
每台锅炉各加装一套石灰石-石膏湿法脱硫装置（简称FGD），全烟气脱硫，脱硫效率要求不小于95%，不设GGH，不设烟气旁路。
1.2检测目的
1.2.1通过对机组烟气脱硫系统的性能检测，评价性能值及设计参数是否能够满足HJ/T179-2005《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰-石膏法》及《湖南mm电力（**）有限公司脱硫系统改造工程技术协议》中签订的性能保证值及其他保证值的要求。
从而对脱硫系统投入运行后环境指标的实现和脱硫系统的经济指标进行评价。
1.2.2评价烟气脱硫系统运行的安全稳定性。
1.2.3为湖南mm电力（**）有限公司的环境管理及脱硫工程的技术监督管理提供技术依据。
2系统概况
2.1脱硫系统组成
脱硫系统为1炉1塔方案，采用3层喷淋层为3层，总高度为26.7米。
锅炉原烟气由主烟道引出，经各自的增压风机升压后，进入吸收塔进行脱硫，脱硫后的烟气由净烟气烟道进入烟囱，排入大气。
脱硫系统建成投产后，因煤质变化，燃煤品质与设计煤质相差较大，脱硫系统处理能力偏低，造成脱硫系统超排较多，并易形成石膏雨，因此对脱硫系统进行了改造，增加了一层喷淋层，将原先平板式除雾器改造成屋脊式除雾器。
2.1.1烟气系统
从锅炉引风机后的烟道引出的烟气，通过增压风机升压后进入吸收塔，在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾后，再接入电厂主烟道经烟囱排入大气，本工程无GGH,将原有烟气旁路进行封堵。
2.1.2SO2吸收系统
石灰石浆液通过循环泵从吸收塔浆池送至塔内喷嘴系统，与烟气接触发生化学反应吸收烟气中的SO2，在吸收塔循环浆池中利用氧化空气将亚硫酸钙氧化成硫酸钙。
石膏排出泵将石膏浆液从吸收塔送到石膏脱水系统。
2.1.3石膏脱水系统
3#真空皮带脱水机产生的滤液水由于场地原因，就近接入了2#吸收塔排水坑。
实际运行中，2#停运检修时，滤液水无处可去，或者只能通过地坑泵输送至事故浆液箱。
因此本此改造考虑增加一个滤液水坑，相应增加搅拌器和滤液水泵，可通过泵将滤液送至原滤液水坑利用，也可自流至2#塔地坑，现场可灵活切换。
另外由于石膏旋流器下面的石膏浓浆箱
（1）目前腐蚀较严重，同时去3台皮带机的管口标高不同，需要人工调节流量，本次改造将石膏浓浆箱
（1）更换，各浆液管口做适当调整，原搅拌器考虑利旧。
另外考虑到本次改造后石膏量增加较多，并因场地限制原因，将1#、2#真空皮带机分别改造成20t/h的处理能力的圆盘脱水机。
2.1.4工艺水、废水处理系统
原有每套脱硫装置工艺水耗量为52.5t/h,一期改造后每套脱硫装置工艺水耗量为58.5t/h，每套增加6t/h，增加的水量可用原冷却水回收补充，每套系统增加一个冷却水集水池，冷却水通过一台潜水泵打往工艺水箱。
为有效的提高废水中杂质的含量，增加了二级废水旋流器。
脱硫废水自建成后运行较少，主要问题是压滤机脱水效果不好，泥饼含水量过高，严重影响现场文明卫生与运输。
鉴于此，对其进行了改造，把脱硫废水引致渣水浓缩池,自改造至今已有1年多时间，运行稳定，故此次改造工程中对此系统不做变动。
2.1.6电控部分
脱硫6kV采用分散供电方式，在脱硫岛内不设置脱硫6kV集中段，目前采用6KV的高压电机驱动的设备为浆液循环泵和增压风机
如果改造需增加6KV负荷，必须利用目前的供脱硫负荷6KV开关间隔，全厂主厂房6KV段备用开关间隔（F-C，额定电流400A）只剩5个。
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、I类电动机由PC供电，其余负荷由就近的MCC供电，照明和检修回路接入就地的MCC。
脱硫岛内设置两台的脱硫低压变压器为低压PC供电，脱硫低压工作变压器分接在对应机组6kV工作段上，采用互为暗备用方式供电。
低压PC采用单母分段接线（380/220V脱硫PCA段、380/220V脱硫PCB段），380/220V脱硫PCA段、380/220V脱硫PCB段之间设置联络开关。
380/220V系统为中性点直接接地系统。
两段脱硫MCC段由炉后综合PC供电，FGD低压配电间MCCA段电源分别取自炉后综合PCA段00BHJ06柜B1回路和炉后综合PCB段00BHK05柜B1回路，FGD低压配电间MCCB段电源分别取自炉后综合PCA段00BHJ04柜B1抽屉和炉后综合PCB段00BHK03柜B1回路，脱硫低压干式变压器容量为1600kVA。
2.2系统工艺过程
石灰石-石膏湿法脱硫工艺是在添加了新鲜石灰石的情况下，石灰石、副产品和水的混合物从吸收塔浆液池送至喷淋层。
浆液由喷嘴雾化成一定直径的雾滴。
在雾滴下落的过程中与上升的烟气逆流接触，雾滴将吸收液中的酸组份，如SO2,SO3,HF和HCl去除。
离开吸收塔洗涤部分的净烟气流过除雾器，以除去夹带的液滴，液滴返回吸收塔，净烟气进入烟囱排出。
脱硫系统的主要工艺如下：
（1）混合和加入新鲜的吸收液；
（2）吸收烟气中的二氧化硫并反应生成亚硫酸钙；
（3）引入空气强制氧化亚硫酸钙生成石膏；
（4）从吸收液中分离石膏。
锅炉的烟气经电除尘器、引风机、送风机进入吸收塔，洗涤脱硫后经除雾器除去细小液滴，吸收塔出口烟气进入烟塔排入大气。
吸收剂是由石灰石（CaCO3）加适量的水溶解制备而成，根据吸收塔中浆液的pH值和原烟气SO2的质量浓度，定量的吸收剂浆液经循环泵加入吸收塔中，在吸收塔内的化学反应主要有以下过程：
（1）吸收过程
SO2+H2O
H++HSO3
H++HSO3
2H++SO32
（2）氧化过程
HSO3
+
O2
SO42-+H+
（3）中和过程
CaCO3
Ca2++CO32-
SO42-+H++Ca2++CO32-+2H2O
CaSO4·2H2O+HCO3
HCO3
+H+
CO2+H2O
吸收塔内总化学反应式为：
SO2+
O2+CaCO3+2H2O
CaSO4·2H2O+CO2
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小于10％，由皮带输送机送入石膏储存间存放待运，可供综合利用。
3电厂主要设备参数、保证值
3.1电厂主要设备参数
3.1.1机组与脱硫系统有关的主要设备参数见下表。
设备名称
参数名称
单位
参数
锅炉
型式
亚临界自然循环汽包炉
过热器出口蒸汽量（BMCR）
t/h
1025
过热器出口蒸汽压力（BMCR）
MPa
17.4
过热器出口蒸汽温度（BMCR）
℃
541
再热器出口蒸汽量（BMCR）
t/h
829
再热器进口压力（BMCR）
MPa
3.877
再热器出口压力（BMCR）
MPa
3.7
再热器进口温度（BMCR）
℃
330
再热器出口温度（BMCR）
℃
541
锅炉排烟空预器出口温度（BMCR）（修正）
℃
129
除尘器
数量（每台炉）
1
型式
布袋除尘
除尘效率
％
99.76
引风机出口灰尘浓度（实际工况）
mg/Nm3
≤50
引风机
型式及配置
静叶可调轴流式风机
引风机台数（每炉）
每台炉配置2台
风量（TB点）
m3/h
1077234
风压（TB点）
Pa
7244
电动机功率（TB点）
kW
2800
烟囱
高度
m
210
烟囱出口内径
m
7
材质
混凝土外筒，内装钛合金防腐钢制烟囱
3.1.2烟气参数
项目
单位
煤种
备注
烟气参数（标准状态，湿基，实际O2）BMCR
CO2
Vol%
12.10
SO2
Vol%
/
O2
Vol%
5.77
N2
Vol%
76.89
H2O
Vol%
5.18
烟气量
Nm3/h
1237754
烟气参数（标准状态，干基，实际O2）BMCR
CO2
Vol%
12.62
SO2
Vol%
/
O2
Vol%
7.53
N2
Vol%
79.79
设计烟气温度
℃
107
烟气量
Nm3/h
1174719
3.1.3FGD入口烟气中污染物成份（标准状况，干基，6%O2）
项目
单位
煤种
SO2
mg/Nm3
4555
SO3
mg/Nm3
≤400
Cl（HCl）
mg/Nm3
≤80
F（HF）
mg/Nm3
≤25
烟尘浓度（引风机出口）
mg/Nm3
≤50
3.2脱硫系统保证值
在设计条件下FGD装置性能保证值主要如下：
烟气脱硫装置应能在锅炉B-MCR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，烟气脱硫装置内的防腐材料在进烟温度达到180℃时连续运行20分钟不应发生龟裂、脱落。
3.2.1、SO2脱除率和烟囱入口SO2排放浓度
承包方应保证在锅炉BMCR工况下，FGD验收试验考核168小时连续运行，FGD装置在验收试验期间SO2脱硫效率≥95%。
（注：
）
C1：
增压风机入口处烟气中SO2的折算浓度（标态，干基，6%O2），mg/Nm3；
C2：
烟囱入口处烟气中SO2的折算浓度（标态，干基，6%O2），mg/Nm3。
3.2.2、除雾器出口烟气携带的雾滴含量
除雾器出口烟气携带的雾滴含量应低于75mg/Nm3（干基）
3.2.3、石灰石消耗：
承包方应保证试验验收期间FGD按设计BMCR负荷条件运行，在确保SO2脱除率的条件下，168小时连续运行期间每台炉石灰石的平均耗量不超过8.2t/h，相应的石灰石品质见FGD设计条件。
3.2.4、电耗:
承包方应保证在试验验收期间，FGD按设计BMCR负荷条件运行，在6kV电源分配盘的馈线处测量时，FGD系统的电耗在保证SO2脱除率的条件下，装置连续运行168小时两台炉的平均值不超过7050kW.h/h。
3.2.5、水耗:
按设计条件中提供的水质，FGD按设计BMCR负荷条件运行，承包方应保证每台炉最大工艺水耗量不超过60t/h，每台炉最大设备冷却水耗量不超过20t/h，每台炉最大废水排放量不超过4t/h。
3.2.6、石膏品质
承包方保证FGD装置脱硫副产品石膏品质满足以下要求：
石膏纯度高于或等于90％，自由水分低于或等于10％。
CaCO3+MgCO3<3%（以无游离水分的石膏作为基准）
CaSO3﹒1/2H2O含量<1.0%（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）
3.2.7、FGD装置可用率
FGD系统在质保期内的可用率≥98%。
可用率的定义为：
A：
脱硫装置统计期间可运行小时数。
B：
脱硫装置统计期间强迫停运小时数。
C：
脱硫装置统计期间强迫降低出力等效停运小时数。
3.2.8、烟囱前的污染物最大排放值
项目
单位
数据
备注
·SO2排放浓度
mg/Nm3
200
设计条件，标态，干基，6%O2
·粉尘排放浓度
mg/Nm3
30
·SO3
mg/Nm3
280
·HF
mg/Nm3
2
·HCl
mg/Nm3
8
3.2.9、投运初期和投运一年后整个FGD系统阻力
投运初期和投运一年后整个FGD系统阻力不超过2400Pa
3.2.10、废水排放
脱硫废水经废水处理系统处理后排水水质应达到中国《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》DL/T997-2006的规定，并且废水排放量不超过4吨/小时。
3.2.11其他保证
3.2.11.1质保期
质保期1年，质保期的具体要求见商务部分有关内容。
3.2.11.2材料寿命
•所有由不锈钢或由高镍合金衬里和包裹的部件允许腐蚀量不超过0.1mm/年;
•所有钢衬橡胶件或钢衬玻璃鳞片保证期不少于15年;
•浆液泵的叶轮、叶壳不少于5年;
•输送皮带不少于5年;
•膨胀节不少于5年.
3.2.11.3温度
承包方保证所有外露表面最高温度小于50℃（环境温度27℃，风速0m/s）。
3.2.11.4无有害物质积累
承包方保证在FGD设备不运转的状况下没有损害运转的有害物质发生积累。
3.2.11.5噪音
承包方在设备上采取必要的消音措施，设备的噪声水平应符合“工业企业噪声卫生标准”的规定（测试方法采用保护听力和身体健康允许的连续噪声级检验），即距设备外一米处的噪声不得大于85dB（A）。
日至少保证两遍手工对比测试采样。
脱硫系统性能检测主要检测内容及方法见表4。
表4检测内容及方法
100%负荷
75%负荷
方法
压差法
电化学法
重量法
石灰石（CaCO3）含量
EDTA滴定法
化学分析法
热电偶法
热电偶法
快速滴定法
快速滴定法
酸碱滴定法
9
噪音
A声级计法
氧化风机
循环泵
其余必要设备
保温设备的最大表面温度
红外法
镁法
重量法
流量计
压差法
电表计量
5检测技术依据及检测装备仪器
5.1检测方法的技术依据
DL/T986-2005《湿法烟气脱硫工艺性能检测技术规范》
GB16157-1996《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》
GB13223-2011《火电厂大气污染排放标准》
GB/T3286.1-1998《石灰石、白云石化学分析方法氧化钙量和氧化镁量的测定》
GB/T5762－2000《建材用石灰石化学分析方法》
DL/T799-2002《电力行业劳动环境监测技术规范》
HJ/T47－1999《烟气采样器技术条件》
HJ/T1－1992《气体参数测量和采样的固定位装置》
DL414/T-2004《火电厂环境监测技术规范》
HJ/T75-2001《火电厂烟气排放连续监测技术规范》
HJ/T76-2001《固定污染源排放烟气连续监测系统技术要求及监测方法》
DL/T943-2005《烟气湿法脱硫用石灰石粉反应速率的测定》
DL/T5196-2004《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》
GB/T19229.1-2008《燃煤烟气脱硫设备第一部分：
燃煤烟气湿法脱硫设备》
HJ/T179-2005《火电厂烟气脱硫工程技术规范书石灰石/石灰－石膏法》
DL/T998-2006《石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范》
DL/T21508—2008《燃煤烟气脱硫设备性能测试方法》
DL/T5403-2007《火电厂烟气脱硫工程调整试运及质量验收评定规程》
DL/T1149-2010《火电厂石灰石∕石灰-石膏湿法烟气脱硫系统运行导则》
DL/T5417-2009《火电厂烟气脱硫工程施工质量验收及评定规程》
DL/T5418-2009《火电厂烟气脱硫吸收塔施工及验收规程》
5.2检测结果的评价依据
GB13223-2011《火电厂大气污染排放标准》
HJ/T179-2005《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰/石膏法》
DL/T5196-1996《火力发电厂烟气脱硫设计技术规范》
DL/T998-2006《石灰石-石膏湿法脱硫装置性能考核试验规范》
DL/T5417-2009《火电厂烟气脱硫工程施工质量验收及评定规程》
DL/T5418-2009《火电厂烟气脱硫吸收塔施工及验收规程》
《宁夏宁鲁煤电有限责任公司灵州电厂2×135MWCFB锅炉机组烟气尾部脱硫改造EPC工程技术协议》
5.3检测仪器
主要的检测仪器如下表5：
表5主要检测仪器
智能烟气分析仪
青岛
3012H
皮托管
青岛
S型
青岛
3012H
上海
SG2-8
上海
MJ33
自动滴定仪
上海
DL53
上海
AＬ204
上海
DHG-9030A
玻璃仪器
上海
常规
塑料采样瓶
上海
100ml
声级计
浙江
AWA5680
大气压力计
上海
DW126
测温仪
台湾
TES-1310
原子吸收分光光度计
青岛
TAS－990
对讲机
广州
BFDX
6检测工况、检测条件、测点布置、检测进度
6.1检测工况
FGD装置性能保证值考核验收检测工况负荷范围为：
100%、75%，每日负荷时间9：
30～17：
00，检测时间和检测工况应根据现场实际情况变化调整。
6.2检测条件
6.2.1检测期间，锅炉负荷应稳定在要求负荷左右，最大波动幅度不超过±5%。
6.2.2检测期间，燃用设计煤种、煤质基本不变、燃料配比不变。
6.2.3检测期间，制粉系统固定运行方式，给粉均匀；甲乙侧引风机档板开度不变，送风机可根据需要做少许调节，以保证烟气量和烟尘量的均匀稳定。
6.2.4检测期间，要求锅炉不投油枪助燃，不吹灰。
6.2.5检测期间电除尘器保证正常投运，高压供电系统和控制系统以及低压控制系统正常运行。
6.2.6检测期间气力输灰系统运行可靠。
6.2.7检测期间，烟气脱硫系统在性能检测开始之前应经历一段时间的调试和稳定运行，使之能达到性能检测的要求。
6.2.8脱硫及辅助系统处于完好状态,已正常稳定运行。
6.2.9控制系统和主要仪表运行正常,指示正确。
性能检测开始前设备供货方应对SO2分析仪、温度计、烟气流量计、测氧仪等系统在线仪表进行标定。
6.2.10各主要风门、挡板操作灵活，开度指示无误。
6.2.11检测装设的各测点及取样装置已安装就绪,能付诸使用。
检测期间要求脱硫的运行工况满足业主与总承包方签订的合同中有关内容的规定。
6.2.12石灰石、工艺水等消耗品已有足够保证。
6.2.13检测期间，如以上检测条件发生变化，应停止检测，在检测条件恢复正常后方可继续进行。
6.2.14检测期间运行人员应积极配合检测人员进行工况调整，检测工况调整好后，运行人员应按调整好的参数稳定运行，不得随意调整运行参数。
在检测中，若遇到异常情况,运行人员按操作规程自行进行处理,检测中止。
6.3检测位置和主要检测参数
主要检测位置和参数见表6。
表6测点布置
序号
位置
检测项目
测孔测点数目
备注
1
吸收塔入口
二氧化硫
6～8
烟气流量
烟尘浓度
压力
烟气温度
含氧量
2
吸收塔出口
二氧化硫
6～8
烟气流量
烟尘浓度
压力
烟气温度
含氧量
含湿量
3
除雾器出口
除雾器液滴
6～10
/
4
脱硫电气控制中心
电耗
1
/
5
脱硫系统分配母管
工艺水
1
/
6
氧化风机
噪声
设备两侧
进风口前3m远处测量
浆液循环泵
1m远处测量
真空皮带机
1m远处测量
7
石灰石浆液箱
石灰石品质
1
/
8
石膏库
石膏品质
1
/
9
保温设备
所有保温设备的最大表面温度
1
/
10
脱硫系统控制室
脱硫运行参数记录
1
/
6.4检测进度
每台炉的性能验收检测在四天内完成，性能考核检测初步时间进度安排见表7。
具体开始检测日期由各方协调后确定。
表7mm电力（**）电厂#1炉脱硫性能试验监测进度安排
试验时间
测试条件
试验内容
备注
第一天
09：
00～17：
00
#1机组
试验预备
入厂安全工作票办理，现场踏勘测试电源确认（220V）及脱硫进、出口测试孔开启
5月5日
第二天
09：
00～18：
00
#1机组
脱硫满负荷性能试验试验
机组在300MW负荷工况下，
5月6日
第三天
09：
00～18：
00
机组在300MW负荷工况下，净烟气烟尘浓度、除雾器出口雾滴浓度、FGD系统阻力、噪声、保温层表面温度及
5月7日
第四天
09：
00～18：
00
#1机组
脱硫低负荷性能试验试验
在机组225MW负荷工况下，
5月8日
7检测组织和各方职责
7.1检测组织
本次检测需湖南mm电力（**）有限公司、浙江蓝天求是环保股份有限公司和江苏****环境检测技术有限公司三方共同协调完成。
检测各方职责分工如下所列。
7.2各方职责
7.2.1湖南mm电力（**）有限公司：
（1）负责性能检测的组织和协调工作。
（2）负责性能检测期间脱硫的运行操作。
（3）确认总承包方提出的性能检测期间脱硫系统的运行方式和参数，并提前申请满足性能检测的相关机组运行负荷。
（4）配合性能检测期间的有关工作，为测试提供便利的工作条件。
（5）提供检测期间必要的锅炉及煤质分析（具体参数及要求见附表）等数据或其他相关记录。
（6）为检测提供必要的检测办公场所（如化学实验室和化学分析的常规仪器）和仪器存放处。
（7）提供检测仪器现场所需的220V电源。
（8）性能检测前对烟气脱硫系统表盘仪器进行标定。
（9）根据现场情况，为检测方提供必要的辅助人员支持。
7.2.2浙江蓝天求是环保股份有限公司：
（1）检测期间委派专人负责现场的联系协调工作。
（2）提出性能检测期间脱硫系统的运行方式和参数，并指导运行人员操作。
（3）在检测正式开始前提供有关的性能修正曲线。
（4）向检测方提供与检测内容相关的资料及图纸。
（5）根据现场情况，为检测方提供必要的人员支持。
（6）检测期间委派专人负责现场的联系协调工作。
7.2.3江苏****环境检测技术有限公司：
（1）负责编制性能测试方案，包括检测目的、检测内容、检测测点布置、测试方法、测试仪器、计算方法、检测工况设计与日程安排、人员配备等。
（2）负责检测项目完成及有关检测的全部技术工作。
（3）现场实地了解设备情况，负责检测测点的确认。
（4）提供检测所需的专用仪器设备及其标气。
（5）负责现场检测工作的实施，保证检测所需的人员满足检测要求。
（6）负责数据的采集及有效性的确认，物料样品采集，缩分及保存等。
（7）负责检测数据的记录、整理及分析，提交性能考核验收检测报告。
（8）对总承包方提供的性能修正曲线进行确认。
8检测安全措施
8.1检测期间所有工作人员必须遵守《电业安全工作规程》中的有关规定。
8.2施工前组织施工
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