FGD整套启动调试方案.docx

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FGD整套启动调试方案

淮南平圩电力有限责任公司

2×600MW火电机组

烟气脱硫工程

FGD整套启动调试方案

中电投远达环保工程有限公司

2007年2月

调试作业文件审批表

批准：

会签：

审核：

编写：

1．设备系统概述

2．编制依据

3．调试范围

4、整套启动试运组织机构及进度

5．调试前应具备的条件

6．调试程序

7．调试质量的检验标准

8．安全注意事项

9．调试项目的记录内容

淮南平圩电力有限责任公司2×600MW火电机组烟气脱硫装置

整套启动调试方案

1设备系统概述

1.1主要设计数据

　　淮南平圩电力有限责任公司2×600MW烟气脱硫工程，采用石灰石－石膏湿法、一炉一塔脱硫装置。

设计工况下脱硫效率不低于95%。

脱硫装置布置于两台炉共用的烟囱之后，脱硫岛废水将在岛内集中处理，排水水质符合国家标准后，排入冲灰系统

1.1.1燃煤

设计煤种为新集煤，校核煤种为平顶山煤。

项目

单位

设计煤质

校核煤质

工

业

分

析

收到基低位发热值Qnet.ar

kJ/kg

20390

18540

kcal/kg

4870.07

4428.20

收到基全水份Mt

6.5

收到基灰份Aar

26.33

36.15

固定碳

干燥无灰基挥发份Vdaf

34.22

35.34

空气干燥基水份Mad

2.2

1.06

元

素

分

析

收到基碳Car

54.32

47.67

收到基氢Har

3.56

3.66

收到基氧Oar

7.75

4.89

收到基氮Nar

0.91

0.88

收到基全硫St.ar

0.63

0.25

收到基Cl

收到基F

可磨性系数HGI

冲刷磨损指数（旋转法）

mg/kg

灰变形温度DT

℃

>1500

>1400

灰软化温度ST

℃

>1500

>1400

灰熔化温度FT

℃

>1500

>1400

注：

本工程收到基全硫St.ar按0.8%进行设计。

1.1.2气象条件

气象要素特征值（淮南市气象站，气象资料统计年限：

1955年~2001年）

气温（℃）

历年平均气温15.5℃

极端最高气温41.2℃

极端最低气温-22.2℃

历年平均最高气温20.4℃

历年平均最低气温11.4℃

最热月（7月）平均最高气温32.5℃

最冷月（1月）平均最低气温6.3℃

气压（hPa）（1955、1996~1999年无资料）

历年平均气压1013.3hPa

湿度（1996~1999年无资料）

历年平均水汽压14.9hPa

历年最大水汽压40.2hPa

历年最小水汽压0hPa

历年平均相对湿度72%

历年最小相对湿度2%

降水量（mm）

年最大降水量1567.5mm

年最小降水量471.0mm

历年平均降水量928.5mm

历年最大日降水量218.7mm

蒸发量（mm）（1996~1999年无资料）

历年平均蒸发量160.3mm

最大年蒸发量2008.1mm

风速及风向

历年平均风速2.7m/s

历年最大风速19.0m/s（1955~1979、1996~1999年无资料）

五十年一遇离地十米十分钟平均最大风速23.7m/s

五十年一遇平均最大风速23.7m/s时相应基本风压0.35kN/m2

历年主导风向E（1980~2001年资料）

历年夏季主导风向E（1980~2001年资料）

历年冬季主导风向E、ESE（1980~2001年资料）

日照（1996~1999年无资料）

历年平均日照百分率51%

年平均日照时数（h）2218.7

其它气象要素

历年平均大风日数（d）7.5

历年平均雷暴日数（d）26.6

历年平均降水日数（d）105.9

历年平均雾日数（d）17.3

历年最大积雪深度（cm）35

历年最大冻土深度（cm）13

地面平均温度17.5℃

地面最高温度79.8℃

地面最低温度-23.6℃

1.2基本设计条件

1.2.1FGD入口烟气参数

项目

单位

干基

湿基

备注

锅炉BMCR工况烟气成分（标准状态，实际O2）

CO2

Vol%

13.07

12.51

Vol%

4.62

4.61

Vol%

74.5

74.35

SO2

Vol%

0.072

0.079

H2O

Vol%

7.735

8.452

锅炉BMCR工况烟气参数

设计煤种

校核煤种

FGD入口烟气量

×104Nm3/h

185.8

186.0

标态，干基，实际氧量

×104Nm3/h

201.6

203.4

标态，湿基，实际氧量

×104Nm3/h

199.1

199.4

标态，干基，6％O2

×104Nm3/h

215.0

217.0

标态，湿基，6％O2

引风机出口烟气温度

℃

118

BMCR正常值

引风机出口烟气温度

℃

35%BMCR

引风机出口烟气压力

-150

BMCR工况脱硫前

引风机出口烟气压力

+40

BMCR工况脱硫后

锅炉BMCR工况烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O2）

项目

单位

设计煤种

校核煤种

SO2

mg/Nm3

1970

2150

SO3

mg/Nm3

<150

Cl（HCl）

mg/Nm3

≤80

F（HF）

mg/Nm3

≤25

烟尘浓度（引风机出口）

mg/Nm3

<150

1.2.2石灰石分析资料

项目

单位

上窑狼洞山

孔店魏山南

SiO2

1.54

CaO

51.34

52.4

MgO

1.46

1.52

Al2O3

0.8

0.36

Cl－

－

SO3

0.84

0.14

Fe2O3

0.52

0.34

其他

％

－

粒径

250目，90%过筛率

1.2.3工艺水分析资料

安徽淮南平圩电厂厂址段淮河水质

序

号

取样地点

原水泵

循环水排污水

取样日期

2002.6

2003.3

2003.6

2003.12

项目

单位

全固形物

mg/L

202.1

293.1

204.9

316.9

悬浮物

mg/L

31.5

108.4

55.45

56.75

溶解固形物

mg/L

170.6

184.7

149.45

260.15

~800

灼烧减量

mg/L

59.9

59.35

58.40

86.28

电导率（25℃）

μS/cm

273.3

302.3

236.4

395.3

PH值

7.671

7.62

7.08

7.52

二氧化碳

mg/L

2.5366

4.532

2.31

3.069

碱度

mmol/L

1.4508

1.4688

1.41

2.5296

全硬度

mmol/L

1.7823

2.0642

1.5

3.063

暂时硬度

mmol/L

1.4508

1.4688

1.41

2.5296

永久硬度

mmol/L

0.3315

0.5954

0.09

0.5334

耗氧量

mg/L

6.4051

5.705

3.76

4.4114

全硅

mg/L

5.8

7.5

11.05

13.15

铁铝氧化物

mg/L

2.3

2.55

1.45

5.0250

Ca2+

mg/L

23.6238

24.959

21.49

42.4055

Mg2+

mg/L

7.3325

9.9484

5.20

11.506

K+

mg/L

4.129

3.7176

3.40

4.129

Na+

mg/L

17.0

15.3

14.0

17.0

SO42-

mg/L

33.3315

36.0474

22.75

41.7467

Cl-

mg/L

18.828

18.558

13.52

25.376

HCO3-

mg/L

88.5278

89.6262

—

144.3977

CO32-

mg/L

—

4.896

NH3

mg/L

0.8696

1.2.3电压等级

本工程将采用下列电压等级：

20kV、50Hz、三相

用于高压脱硫变

6kV、50Hz、三相

用于容量大于或等于200kW的电动机及厂

用变压器（6kV为低阻接地系统）。

380/220V±5％、50Hz、三相四线制直接接地系统

用于容量小于200kW的电动机、小动力负

荷、特殊设备的不间断电源以及照明和室

内插座的电源。

110VDC-10～15％

作为急装置，UPS和控制电源

·12V±10％，50Hz±10%

用于密闭金属容器中

·24V±10%，50Hz±10％

用于密闭金属容器外维修

1.3性能与保证值

1.3.1运行保证

（a）脱硫效率

在设计工况下，FGD装置在验收试验期间（在所有运行工况下连续运行14天），FGD装置SO2脱除率不低于95%。

SO2脱除率由下式表示：

FGD装置出口SO2浓度（mg/Nm3，干基）

脱硫率（％）＝〖1－〗×100%

FGD装置入口SO2浓度（mg/Nm3，干基）

（b）烟囱入口烟气温度和除雾器出口的水雾含量

在设计工况下，FGD装置在验收试验期间烟囱入口的烟气温度为80℃或更高，在50%BMCR工况下，烟囱入口烟温不低于70℃；其烟气携带水滴含量低于75mg/Nm3（干基）。

（c）电耗

在验收试验期间，FGD在设计条件运行情况下，装置连续运行14天的平均值（6kV电源分配盘的馈线处测量）不超过11975kW.h/h。

（d）石灰石消耗

试验验收期间FGD在设计条件工况和给定石灰石品质的条件下，14天连续运行期间石灰石的平均耗量不超过15t/h。

相应的石灰石品质见FGD设计条件。

（e）水耗

试验验收期间FGD在设计条件工况给定水质的条件下，14天连续运行期间工艺水（不包括设备冷却水）的平均耗量不超过124t/h。

（f）石膏品质

验收试验期间在设计工况和给定石灰石品质的条件下，性能试验期间所生产的石膏将满足如下要求。

石膏纯度高于或等于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）

（g）以上保证值基于（设计工况）：

烟气量为201.6×104Nm3/h（湿基）；

FGD入口SO2浓度为<1970mg/Nm3（6%O2,干基）；

烟气入口温度为118℃；

烟气灰尘含量为<150mg/Nm3（6%O2,干基）；

1.3工艺说明

1.3.1工艺系统原理

本工程FGD工艺主要由以下系统组成：

烟气系统、SO2吸收塔系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工业水和循环水系统、仪用空气和杂用空气系统、浆液排放及事故浆液系统、废水系统等。

每个部分工艺原理说明如下。

1.3.1.1烟气部分

锅炉引风机后的总烟道上引出的烟气，通过增压风机升压接入烟气-烟气换热器降温，然后再进入吸收塔。

在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾后，再经烟气－烟气换热器换热升温，接入主体发电工程的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、进入FGD的烟气超溢和FGD装置故障停运时，烟气由旁路挡板经烟囱排放。

1.3.1.2SO2吸收部分

石灰石浆液通过浆液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。

脱硫后的烟气夹带的液滴在吸收塔出口的除雾器中收集，使净烟气的液滴含量不超过75mg/Nm3（干态）。

吸收塔浆池中的亚硫酸钙的氧化利用空气氧化，不再加入硫酸或其他化合物。

吸收塔和整个浆液循环系统、氧化空气系统尽可能优化设计，能适应锅炉负荷的变化，保证脱硫效率及其他各项技术指标达到合同要求。

SO2吸收系统包括吸收塔、吸收塔浆液循环、石膏浆液排出和氧化空气、搅拌、除雾器、冲洗等几个部分，还包括辅助的放空、排空设施。

1.3.1.3石灰石浆制备部分

采用粉罐车将石灰石粉运至厂内，通过车载输送泵输送至石灰石粉仓（粒径为通过250目筛，筛余量小于10%）内储存，配备流化风机系统，使石灰石粉不板结。

通过称重式旋转给料阀送到石灰石浆液罐内加水制成一定浓度的浆液，然后经石灰石浆液泵送至吸收塔。

1.3.1.4石膏脱水部分

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脱水。

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。

石膏旋流站出来的溢流浆液一部分返回吸收塔循环使用，一部分进入废水旋流器，废水旋流器底流返回吸收塔，上清液进入废水处理区域。

石膏旋流站浓缩后的石膏浆液经过石膏浆液缓冲箱，自流至真空皮带机进行脱水运行。

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工艺水对石膏及滤饼滤布进行冲洗，石膏过滤水收集在滤液箱，用泵送到吸收塔。

1.3.1.5浆液排放和事故浆液系统

FGD吸收塔设有一个集水坑（吸收塔区域集水坑），主要收集本吸收塔区域排水沟的浆液和石膏脱水区集水坑的浆液。

再通过该集水坑泵返送至吸收塔。

视情况可送至事故浆液池。

石膏脱水区集水坑主要收集滤液水。

再由该集水坑泵送至吸收塔区或石灰石制备系统。

FGD岛内设置一个两台炉公用的事故浆液箱，事故浆箱的容量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。

吸收塔浆池检修需要排空时，吸收塔的石膏浆液输送至事故浆液箱最终可作为下次FGD启动时的晶种。

事故浆液箱设浆液返回泵1台，返回泵的容量满足15小时内将浆液返回。

FGD装置的浆液管道和浆液泵等，在停运时需要进行冲洗，其冲洗水就近收集在吸收塔区或石膏脱水区的集水坑内，然后用泵送至事故浆液箱或吸收塔浆池。

1.3.1.6公用水部分

从电厂供水系统引接至脱硫岛的水源是工业水。

工业水主要用户包括：

·石灰石浆液制备用水；

·烟气换热器的冲洗水；

·水环式真空泵

·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；

·除雾器用水、增压风机、氧化风机和其他设备的冷却水及密封水

1.3.1.7压缩空气系统（仪用空气和杂用空气）　

脱硫岛杂用气由远达公司提供，系统配置2台杂用空压机（一运一备）及后处理设备。

仪用气由业主方供至脱硫岛1m外。

仪用空气储气罐与吹扫用空气储气罐分别设置。

1.3.1.8废水系统

本工程设置脱硫废水处理系统。

脱硫废水进入脱硫废水处理系统，经处理达标后排放至脱硫岛1m外。

1.3.1.9仪表和DCS控制系统

＃1、#2机组的脱硫系统设置有单独的脱硫电控楼。

脱硫电控楼的底层为FGD电气间，布置有关的电气设备，二楼为电缆夹层，电子设备间、工程师室设在电控楼的三楼，不设置单独的脱硫控制室。

工程师室布置有工程师站1台、FGD-DCS操作员站1台和历史数据站1台和彩色激光打印机1台、黑白激光打印机1台。

单元机组集控室内布置有FGD-DCS操作员站3台，黑白激光打印机2台。

在电子设备间布置有：

15个DCS机柜（最终数量由DCS系统确定）、3面仪表电源柜、1面电动阀电源柜。

在废水楼电气室布置有3个DCS远程I/O柜（最终数量由DCS系统确定），1个废水仪表电源盘。

仪表、电气共用一套控制装置，采用DCS来完成。

脱硫岛的DCS系统按工艺系统分为：

1#炉脱硫系统、2#炉脱硫系统、石膏脱水系统、其它公用系统。

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操作员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。

石膏二次脱水、废水系统采用FGD_DCS远程I/O站的方式控制。

1.3.1.10电气系统

6kV接线采用单母线接线，每台炉设1段脱硫母线，用于引接各自的6kV负荷。

6kV脱硫I段用于＃1炉，其工作电源和备用电源分别引自主厂房6kV工作1A段、1B段；脱硫6kVII段用于＃2炉，其工作电源和备用电源分别引自主厂房6kV工作2A段、2B段。

工作电源和备用电源之间采用自动/手动切换。

6kV系统为中性点中阻接地系统，单相接地故障动作于跳闸。

公用负荷接于6kV脱硫I、II段。

脱硫岛内容量为200kW及以上的电动机采用6kV供电。

其中800kW及以下容量的风机类电动机、1000kW以下的泵类电动机及1250kVA及以下的低压干式变采用F-C回路，其他采用真空断路器供电。

6kV开关柜柜内设备选用真空断路器和F-C混装方案，真空断路器柜数量按每段6kV母线留有1台备用，F-C柜按单柜单回路元件设置，F-C柜数量按每段6kV母线留有1台备用考虑。

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、200kW以下的电动机回路、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。

脱硫岛低压PC采用单母线分段接线，两段分别由两台低压干式变供电。

400V两段PC之间设联络开关，正常时联络开关打开，当某一段进线电源故障时跳开该段进线开关，联络开关手动投入（可远方操作）。

两台低压干式变分接于6kV两个脱硫段上。

MCC均采用双回供电，两路电源互相闭锁。

380/220V系统为中性点直接接地系统。

400V厂用电系统按TN－C－S系统进行设计。

供配电系统设计考虑1号机投入运行而后续机组尚未完成建设要求投入1号炉脱硫系统的供电要求。

脱硫岛为每台炉设置一段保安MCC。

脱硫吸收塔区保安负荷分别接于负荷相应的脱硫保安MCC段。

公用保安负荷分别接于两段保安MCC段。

保安段均采用三回供电，自动切换。

两路电源由PC供电，另一路电源由主厂房相应的保安段经隔离变压器后再接至脱硫岛内保安MCC段。

正常时由相应的PC供电，故障时先切换到另一PC段供电，该两路电源均故障时由相应主厂房的保安段供电。

直流系统为2台炉脱硫岛公用，供脱硫岛内电气控制、信号、继电保护、6kV及380V断路器合闸等负荷。

直流系统采用单母线接线，电压等级采用110V。

直流系统包括1组铅酸阀控免维护蓄电池，2套高频开关充电器及直流馈线屏。

直流系统保证在全厂停电后继续维持其负荷在额定电压下继续运行不小于60分钟。

UPS为2台炉脱硫岛公用，供脱硫岛DCS及其它一些重要负荷用。

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。

采用UPS自带蓄电池，UPS正常运行时负荷率不大于60%。

2编写依据

2.1《淮南平圩电力有限责任公司2×600MW机组烟气脱硫工程调试大纲》

2.2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》。

2.3建质[1996]40号,《火电工程启动调试工作规定》。

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）

2.6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》

2.7国电电源[2001]218号《火电机组达标投产考核标准》

2.8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》

2.9电综[1998]179号《火电机组启动验收性能试验导则》

2.10《火电工程厂用电受电前质量监督检查大纲》

2.11《火电工程整套启动试运前/后质量监督检查典型大纲》

2.12《电力建设工程质量监督规定》

2.13《火电工程调整试运质量检验及评定标准》

2.14《热工仪表及控制装置检修运行规程》

2.15《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》

2.16《火电机组热工自动投入率统计办法》

2.17《电力设备交接和预防性试验规程》

2.18《淮南平圩电力有限责任公司2×600MW机组烟气脱硫工程合同》

2.19中电投远达环保工程有限公司有关质量体系文件

2.10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热态调整试验，具体包括：

●增压风机入口压力调整

●吸收塔PH值调整

●吸收塔液位调整

●石灰石供浆量调整

●石膏品质的调整

●皮带机运行方式调整

●吸收塔运行方式的调整

●废水系统的调整。

4整套启动试运组织机构及进度

4.1组织机构见下图

4.2调试单位负责编写调试方案，检查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，全面负责分系统及整套启动试运阶段的现场指挥工作。

4.3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。

4.4生产单位参与设备系统的命名挂牌及设备运行和巡检。

4.5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。

4.6监理单位负责设备及系统验收。

4.7现场有关协调工作由中电投远大环保工程有限公司负责。

4.8整套启动调试进度

见“调试进度计划”

5调试前应具备的条件

5.1场地基本平整，消防、交通及人行道路畅通，厂房各层地面已完成，试运现场已设有明显标志和分界（包括试运区和运行区分界），危险区设有围栏和警告标志。

5.2试运区的施工脚手架已全部拆除,现场（含电缆井、沟）清扫干净。

5.3试运区的梯子、平台、步道、栏杆、护板等已按设计安装完毕，正式投入使用。

5.4厂内外排水

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