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1、2X600MW机组烟气脱硫系统整套启调试报告模板范文”1、2600MW火电机组烟气脱硫系统整套启动调试报告目录1.设备系统概述2.调试报告编写依据3.调试范围4.组织及分工5.调试程序6.FGD整套启动调试状况分析7.168小时满负荷运行8.调试结论9.调试质量的检验10问题与建议附图：168h中典型的CRT上FGD系统画面。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2600MW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%o锅炉引风机后的烟气经过脱硫增压风机和气气换热器，进入鼓泡式汲取
2、塔脱硫。净化后的烟气经过气气换热2、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，采纳了日本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。2022年工1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：工设备系统概述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Mad8.649.92干燥无灰基挥发份Vdaf32.9338.98Car64.7257.0
3、5Har3.653.68O3、ar9.519.23Nar0.740.74Sar0.700.70Aar6.4812.60Marl4.2022Qnet.arkJkg2430822357Clad0.063/每台锅炉计算耗煤量(BMCR工况)th231254表2煤质微量元素含量表元素符号单位数值氟F10-627氯CI%0.063碑Asl0-66铜Cul0-610铅Pbl0-610锌Znl0-620铭Crl0-60镉Cd10-60镇Nil0-630汞Hgl0-60.171.1.2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
4、热四角切圆汽包4、炉过热蒸汽流量(BMCRECR30%MCR)th20261792598过热器出口蒸汽压力(BMCRECR30%MCR)MPal7.517.276.06过热器出口蒸汽温度541热效率(BMCRECR30%MCR)%93.4793.6294.8未完全燃烧热损失044空预器出口烟气温度(修正后)(BMCRECR30%MCR)13212986空预器出口烟气量m3h29892702699961970300空预器出口烟气含尘量(BMCR)mgNm35940炉膛设计压力kPa5.00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5、)%99.3本体阻力Pa
5、198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mgNm3200引风机配置每炉两台型号AN37e6(V19+4)+KSE风机入口流量(BMCR)m3hl620000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143.96、mm历年极端最高气温37.0历年最大非常钟降水量3
6、2.9mm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%历年非常钟最大风速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1028.1mml.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02）CO2Vol%12.77、112.3902Vol%5.485.43N2Vol%74.1273.54S02
7、Vol%0.0560.062H20Vol%7.638.57烟气成分（标准状态，干基，实际02）C02Vol%13.7613.5502Vol%5.935.94N2Vol%80.2580.45S02Vol%0.060.066烟气参数进入FGD烟气量标态，干基实际含氧量Nm3hl9680471916598BMCRNm3hl7839831736188ECRNm3hl374166_75%MCRNm3/h988460_50%MCRNm3/h718751_30%MCR标态，湿基实际含氧量Nm3h21306132117921BMCRNm3/hl9501421917709ECRNm3/hl500692_75%M
8、CRNm3/hl077685_50%MCRNm3/h781732_30%MCR实际烟气体积m3/h31139733126455BMCRm3/h28287772781732ECRm3/h2110864_75%MCRm3/hl460598_50%MCRm3/hl019401_30%MCR弓I风机出口烟气温度126130BMCR123_ECRlll_75%MCR97_50%MCR83_30%MCR180_短期运行(2Omin)200爱护动作FGD装置烟气接入口压力Pa202200BMCR工况FGD装置烟气接出口压力9、Pa700700BMCR工况烟气中污染物成分(标准状态，干基，6%02)S02mg
9、Nm315761770S03mgNm340材料选择最大按150CI(HCI)mgNm380F(HF)mgNm325NOmgNm3350粉尘浓度(弓I风机出口)mgNm34798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%5048.4455.10Si02Wt%0.2100.0880.220AI203Wt%0.0830.0600.090Fe203Wt%0.0350.0200.400MgOWt%0.540.3006.470P205W10、t%0.0110.0110.020F-gg281228CI-ggO.OOCdgg0.00Cr2O
10、3gg0.00SO3Wt%0.130.1300.140Asgg2.301.432.30Zngg3.60Hggg0.0280.0240.028Pbgg6.002.209.80Nigg2.40MnggO.OOBegg0.00可磨性指标HGI434384粒径mm201.1.6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mgL3.30氯离子mgL35悬浮物mgL3.60总硬度mmoll0.08PH值6.72接口处压力MPaO.2O11、.3接口处温度35CLl.7闭式循环水闭式循环冷却水的水质为除盐水，水温38C,水压约0.50.6MPa（g）。除盐水水质如下：硬度：约OmOl/L
11、二氧化硅：20gL电导率（25）：0.2Scml.l.8配电电压等级功率185kW的电机电压为6000V高压电源（AC/沟通）电压：6000V5%频率：50Hzl%相：3相低压电源（AC/沟通）电压：380V5%频率：50Hzl%相：3相照明电源（AC/沟通）电压：220V频率：50Hz相：单相掌握电源（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12、于95%oSO2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80o1.2.3烟雾浓度在除雾器出口的烟气中水滴含量：低于50mgNm3（湿基）1.2.4石灰石消耗不超过11.8th
12、01.2.5电耗不超过12600kWho1.2.6水耗不超过150t/h。127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）CaSO312H2O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CI-含量：低于100lo-6（以无游离水分的石膏作为基准）溶解于石膏中的F-含量：13、10010-6（以无游离水分的石膏作为基准）Mg含量：45010-6（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汲取部分；3）石灰石浆液制备部分
13、；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。L3.1.1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）与来自汲取塔的干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。来自汲取塔的干净烟14、气进入烟气烟气加热器。在烟气烟气加热器中,干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。被加热的干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。1.3.1.2S02汲取部分来自烟气烟气加热器的
14、烟气通过烟道的烟气冷却区域进入汲取塔。在烟气冷却区域中,喷入补给水和汲取塔内浆液,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汲取塔入口烟室。装在入口烟室下隔板的喷射管将烟气导入汲取塔鼓泡区（泡沫区）的石灰浆液面以下的区域。在鼓泡区域发生S02的汲取、氧化、石膏结晶等全部反应。发生上述一系列反应后,烟气通过上升15、管流入位于入口烟室上方的出口烟室,然后流出汲取塔。烟气离开汲取塔后,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。汲取塔内浆液被汲取塔搅拌器适当地搅拌,使石膏晶体悬浮；由氧化风机送入汲取塔的氧化空气在汲取塔的反应区,使被汲取的S02氧化。另外脱硫用的石
15、灰石浆液由石灰石浆液泵送入汲取塔，石灰石浆液的加入量用调整门掌握，以保持汲取液的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,从汲取塔排出到石膏脱水机。汲取塔石膏浆液中的Cl-浓度低于20gL两座汲取塔公用一个事故罐，在检修期间,将石膏浆输送到事故罐贮存，在设备再起动之前,把浆液送回汲取塔。1.316.1.3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
16、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别器进行粗颗粒的分别。分别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汲取塔。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17、送到石膏旋流分别器进行浓缩。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Q-的含量。脱水后石膏的含水率低于10%O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
17、水泵送到汲取塔和湿式球磨机及除雾器冲洗。一部分石膏旋流分别器的溢流水进入废水水箱,并且由废水旋流分别器给水泵送到废水旋流分别器。含有1.2%固体颗粒的废水旋流分别器溢流水被排放到废水处理系统。废水水力旋风分别器下流水回到汲取塔。另一部分石膏水力旋风分别器的溢流水回到汲取塔。131.5公用部分FGD18、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供应工艺水，经工艺水泵供水至FGD场地内全部需用工艺水的设备。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，为增压风机供应冷却水源。2调试报告编写依据
18、2.1电建1996159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199640号，火电工程启动调试工作规定。2.3电建1996868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2.5DL5009.1-2022电力建设平安19、工作规程（火力发电厂部分）2.7电力部建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准2.8国电电源2022218号火电机组达标投产考核标准2.9国电发2000589号防止电力生产重大事故的二十五项重大要求2.10电综1998179号火电机组启动验收性能试验导则2.11国华台电公司2022年11月修订台
19、电工程总体质量目标及掌握措施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，20、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。
20、在调试期间，督导有义务供应设备相关技术参数，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，规律修改及自动的投入等。4.3生产单位参加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21、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、事后质量掌握，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系统启动前应组织特地人员全面检查FGD系统各部分，确保系统内无人工作，各设备启动条件满意。检查内容包括
21、:I各辅机的油位正常；I烟道的严密性（尤其是膨胀节、人孔门等）；I挡板和阀门的开关位置精确，反馈正确；I仪表及掌握设备校验完毕、动作牢靠，热工信号正确；I报警装置投入使用；IFGD系统范围内洁净干净；I电源供应牢靠；I所需化学药品数量足够；I22、消防等各项平安措施合格；对烟道及汲取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。检查完必需关好人孔门。5.2设备的维护试运期间需对以下设备依据设备说明书进行维护：GGH及其帮助系统,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
22、；烟气冷却泵；氧化风机；石膏排浆泵；脱水设备；球磨机及其帮助设备，石灰石浆液泵；石灰石供应设备；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23、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
23、；JBR液位掌握投自动；5.3.3GGH启动5GGH密封风系统启动；6GGH主马达启动，帮助马达投备用；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24、灰石输送系统，球磨机及其帮助设备等；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调整增压风机动叶；15依据状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
24、套FGD系统投入运行。5.4FGD系统的正常运行5.4.1稳定运行541.1总的留意事项22运行人员必需留意运行中的设备以预防设备故障，留意各25、运行参数并与设计值比较，发觉偏差准时查明缘由。要做好数据的记录以积累阅历。23FGD系统的备用设备必需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需进行清洗。25试运期间的各项记录需完备。5.4.1.2汲取塔运行中要保证汲取塔水位、PH值和浆液浓度的正常。保持汲取塔水位在正常范围内。通过调整石灰石浆液供应量使汲取塔浆液的PH值应保持在4.06.0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
25、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准时检查，26、发觉后应进行清洁。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，留意设备的压力、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常常检查以防过热；对水冷设备应确保冷却水的流量。29全部泵和风机的马达、轴承温度的检查应常常检查以防超温。30罐体、管道应常常检查法兰、人孔等处的泄漏状况，准时处理。31搅拌器启动前必需使浆液浸过搅拌器叶片以上肯定高度，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离心泵启动前必需有足够的液位，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，依据阅历，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
