168调试报告

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％8.649.92干燥无灰基挥发份Vdaf％32.9338.98Car％64.7257.05Har％3.653.68Oar％9.519.23Nar％0.740.74Sar％0.700.70Aar％6.4812.60Mar％14.2016Qnet.arkJ/kg2430822357Clad％0.063/每台锅炉计算耗煤量（BMCR工况）t/h231254表2煤质微量元素含量表元素符号单位数值氟F×10-627氯Cl%0.063砷As×10-66铜Cu×10-610铅Pb×10-610锌Zn×10-620铬Cr×10-60镉Cd×10-60镍Ni×10-630汞Hg×10-60.171.1.2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/h2026/1792/598过热器出口蒸汽压力(BMCR/ECR/30%MCR)MPa17.5/17.27/6.06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/h2989270/2699961/970300空预器出口烟气含尘量(BMCR)mg/Nm35940炉膛设计压力kPa±5.00炉膛到空预器出口压降kPa2.636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Pa198设备参数名称单位参数本体漏风率%2除尘器噪音dB75有效断面积m2406除尘器出口最大含尘浓度mg/Nm3200引风机配置每炉两台型号AN37e6(V19+4℃)+KSE风机入口流量(BMCR)m3/h1620000风机全压升(BMCR)kPa4.276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kW3800烟囱高度/形式m240/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1028.1mm1.1.4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）CO2Vol%12.7112.39O2Vol%5.485.43N2Vol%74.1273.54SO2Vol%0.0560.062H2OVol%7.638.57烟气成分（标准状态，干基，实际O2）CO2Vol%13.7613.55O2Vol%5.935.94N2Vol%80.2580.45SO2Vol%0.060.066烟气参数进入FGD烟气量标态，干基实际含氧量Nm3/h19680471916598BMCRNm3/h17839831736188ECRNm3/h1374166__75%MCRNm3/h988460__50%MCRNm3/h718751__30%MCR标态，湿基实际含氧量Nm3/h21306132117921BMCRNm3/h19501421917709ECRNm3/h1500692__75%MCRNm3/h1077685__50%MCRNm3/h781732__30%MCR实际烟气体积m3/h31139733126455BMCRm3/h28287772781732ECRm3/h2110864__75%MCRm3/h1460598__50%MCRm3/h1019401__30%MCR引风机出口烟气温度℃126130BMCR123__ECR111__75%MCR97__50%MCR83__30%MCR180__短期运行(20min)项目单位设计煤种校核煤种备注200__保护动作FGD装置烟气接入口压力Pa200200BMCR工况FGD装置烟气接出口压力Pa700700BMCR工况烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O2）SO2mg/Nm315761770SO3mg/Nm340材料选择最大按150Cl(HCl)mg/Nm380F(HF)mg/Nm325NOxmg/Nm3350粉尘浓度（引风机出口）mg/Nm34798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）CaOWt－%5048.44～55.10SiO2Wt－%0.2100.088～0.220Al2O3Wt－%0.0830.060～0.090Fe2O3Wt－%0.0350.020～0.400MgOWt－%0.540.300～6.470P2O5Wt－%0.0110.011～0.020F-μg/g2812～28Cl-μg/g0.00Cdμg/g0.00Cr2O3μg/g0.00SO3Wt%0.130.130～0.140Asμg/g2.301.43～2.30Znμg/g3.60Hgμg/g0.0280.024～0.028Pbμg/g6.002.20～9.80Niμg/g2.40Mnμg/g0.00Beμg/g0.00可磨性指标HGI4343～84粒径mm≤201.1.6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/L3.30氯离子mg/L35悬浮物mg/L3.60总硬度mmol/l0.08PH值6.72接口处压力MPa0.2～0.3接口处温度℃35°C1.1.7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/cm1.1.8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：％％含氧），干基，浓度（装置入口％含氧），干基，浓度（装置出口－脱硫率（％）＝1006SOFGD6SOFGD122ppmppm1.2.2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