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1、 电站燃煤锅炉烟气脱硫技术调研报告电力科学研究院目 录1 工程概述32 法律的要求43 国家污染物排放标准的要求44脱硫反应原理45 工艺系统简介66 仪表和DCS控制系统简介127 电气系统简介128设备布置139系统主要性能指标1410 主要设备1511 调整试验标准1612 调试所需文件1713 调试内容1914 化验监督2015 性能试验2216 调试设备及材料准备2317 安全措施2418 结语2419 附件1261 工程概述近年来，随着我国经济的快速发展，作为主要电源供应的燃煤发电机组逐年增加，与燃煤有关的区域性和全球性的环境问题越来越突出。燃煤火力发电厂排放的对人类生存环境构成直
2、接危害的主要污染物有粉尘、二氧化硫、氧化物及二氧化碳。我国火电厂动力用煤的特点是高灰分、高硫分的比例较大，而且几乎不经任何洗选等预处理过程。同时，火力发电厂硫氧化物排放的总量大而且集中。因此，火力发电厂硫氧化物排放的控制工作倍受重视。烟气脱硫是降低电站锅炉SO2 排放量的比较有效的技术手段，通过烟气脱硫技术控制硫化物的排放是目前世界上应用最广泛的一种控制SO2 排放的技术。而且，烟气脱硫装置布置在锅炉尾部，对现有锅炉系统没有显著的影响，即可以用于新装机组，也可以用于现有机组的加装。为此，烟气脱硫装置的采用和脱硫技术的发展非常迅速。本报告针对江西贵溪电厂2300机组烟气脱硫工程调研学习而编制的，
3、多经总公司此次调研内共有四人参加，为期一周，参加了脱硫岛的单体、分系统的部分试运工作。因电网没有负荷，6机组未启动，所以6机组脱硫岛未进行整套试运行工作。江西贵溪电厂位于贵溪市城东，信江北岸，距城区老街2公里。贵溪市交通发达，浙赣铁路、皖赣铁路、鹰厦铁路在此交汇，贯穿全境。贵溪电厂位居信江旁，信江流域属丘陵山地多雨区，气候温湿，四季分明。贵溪电厂原装机容量为4125MW机组，已于1987年全部建成投产。现扩建两台装机容量为2300MW机组，并配套烟气脱硫装置(脱硫岛)。该烟气脱硫工程采用EPC总承包方式建造，由中电投远达环保工程有限公司负责。该烟气脱硫装置(脱硫岛)为引进日本三菱液柱塔工艺，采
4、用石灰石石膏湿法脱硫技术，系统按一炉一塔配置，处理烟气量为N m3/h，脱硫效率不小于95.2。贵溪电厂2300MW机组扩建工程由中电投远达环保工程有限公司总承包，主要负责设备供货、调试工作；由东华工程科技股份有限公司负责工艺系统、热工控制系统的设计；由江西水电工程有限公司负责土建安装；由江苏华能建设公司负责设备安装；由湖南电力有限公司负责工程的监理工作。本工程脱硫岛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。脱硫岛的整套试运工作是在机组整套试运工作结束后，进行168小时试运行,无异常移交试生产,保质期一年。2 法律的要求 1995年修订的中华人民共和国大气污染
5、防治法提出：“在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内排放二氧化硫的火电厂和其它大中型企业，属于新建项目不能采用低硫煤的，必须建设配套脱硫、除尘装置或者采取其它控制二氧化硫排放、除尘的措施，属于已建企业不用低硫煤的应当采用控制二氧化硫排放、除尘措施，国家鼓励企业采用先进的脱硫、除尘技术。” 3 国家污染物排放标准的要求 火电厂大气污染物排放标准（GB132231996），根据不同时段对火电厂二氧化硫提出不同的控制要求。对1997年1月1日起环境影响报告待审查批准的新、扩、改建火电厂（第三时段），在实行全厂排放总量控制的基础上，增加了烟囱二氧化硫排放浓度限制，并与“两控区” 和煤的含硫量挂钩。煤的含硫
6、量大于10%的，最高允许排放浓度为1200mg/m3N，小于或等于1%的，2100mg/m3N，即要求位于“两控区”的电厂当燃煤的含硫量大于1%必须脱硫，否则无法达标排放。对于煤的含硫量在1%时以下的电厂，要根据电厂的允许排放总量和区域控制总量及当地地环境质量的要求，通过环境影响评价后确定是否脱硫。4脱硫反应原理当吸收液通过喷嘴雾化喷入烟气时，吸收液分散成细小的液滴并覆盖吸收塔的整个断面。这些液滴在与烟气逆流接触时SO2被吸收。这样，SO2在吸收区被吸收，吸收剂的氧化和中和反应在吸收塔底部的储液区完成并最终形成石膏。 为了维持吸收剂恒定的pH值并减少石灰石耗量，吸收塔内的吸收剂被搅拌机、氧化空
7、气和吸收塔循环泵不停地搅动。化学过程强制氧化系统的化学过程描述如下：（1）吸收反应 烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触,循环浆液吸收掉大部分SO2，反应如下：SO2H2OH2SO3H2SO3HHSO3烟气入口氧化空气中和区浆液池吸收反应氧化反应HSO31/2O2HSO4HSO4HSO42SO2H2OH2SO3H2SO3HHSO3中和反应Ca2CO322HSO42H2OCaSO42H2OCO22HCO32H2OCO2吸收区氧化区烟气出口脱硫反应原理图（2）氧化反应 一部分HSO3在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的HSO3在反应池中被氧化空气完全氧化，反应如下：HSO31/2O2HS
8、O4HSO4HSO42（3）中和反应 反应物浆液被引入吸收塔内中和氢离子，使吸收液保持一定的pH值。中和后的浆液在吸收塔内再循环。中和反应如下：Ca2CO322HSO42H2OCaSO42H2OCO22HCO32H2OCO2（4）其他烟气中大部分杂质如Cl，F和灰尘都被循环浆液洗掉了。一部分含有石膏、尘和杂质的循环浆液被抽出输送到石膏脱水系统。5 工艺系统简介本工程工艺系统由烟气系统（脱硫增压风机和GGH）、SO2吸收系统、氧化空气系统、石灰石输送系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、排空及浆液抛弃系统、工艺水系统、仪用空气系统。5.1烟气系统本工程配置有一套烟风系统，烟气由锅炉引风机公用砼
9、烟道引入，经一台静叶可调轴流式增压风机升压后进入烟气烟气换热器降温，然后再进入吸收塔。在顺逆吸收塔内洗涤净化后，经两级除雾器，又进入烟气烟气换热器升温至800C以上，再由接入主体发电工程的砼烟道进入240M烟囱排出。（如图1所示）在脱硫的进、出烟道上设置有进、出口双百叶烟气挡板。在主体发电工程烟道上还设置有气动双百叶旁路档板，其目的是锅炉启动、FGD装置故障、检修停运时，烟气能不经FGD装置，从开启的旁路挡板经烟囱排放，以确保主组系统的正常运行。在旁路挡板、进、出口烟道挡板处还分别设置有一套密封空气系统，该密封空气由两台密封风机供给。不管FGD运行或停运，始终有一台密封风机运行，另一台作备用。
10、由于密封风机的介质是空气，当空气湿度较大时，易造成挡板积灰，所以在密封风机出口配置有一套电加热系统。为了防止FGD装置停运后吸收塔内超压，在吸收塔出口还设置有排烟档板， 5.2 SO2吸收系统SO2吸收系统由吸收塔、氧化系统、除雾器、浆液循环系统组成。吸收塔为液柱式吸收塔。原烟气经增压风机直接进入吸收塔内，在塔内与吸收剂（石灰石浆液）接触并进行吸收反应，反应物在吸收塔反应池内与鼓入的空气进行强制氧化，生存脱硫副产品石膏（CaSO4.2H2O）。脱掉二氧化硫的净烟气通过装在逆流塔上部的除雾器，除去烟气中悬浮的水雾。（如图2）吸收塔浆液循环系统由4台再循环泵（3台运行，1台备用）、浆液母管和液柱喷
11、嘴组成。浆液从喷嘴喷出后与下、上行的烟气接触，使烟气中的SO2、SO3、HCL等酸性物质吸收反应。（如图3）该系统还设置有两台氧化风机（一台运，一台备），其目的是为了使吸收塔氧化池内的CaSO3不断氧化为CaSO4。5.3石灰石输送系统石灰石输送系统由卸料斗、振动箅子、振动给料机、斗式提升机、埋刮板输送机、石灰石仓组成。（如图4）经预破碎的石灰石（20mm）由卡车运到石灰石卸料斗后经振动箅子、振动给料机和斗式提升机送到石灰石筒仓，然后从筒仓底部通过称重皮带给料机送到湿式球磨机。石灰石贮量满足二台锅炉燃用设计煤BMCR工况时二套脱硫装置至少4天的石灰石用量。在石灰石卸料口处设置有布袋式除尘器。用
12、于去除石灰石卸料间、输送设备产生的灰尘。5.4石灰石浆液制备系统本期脱硫装置配置了两套湿式球磨机，出力为8.5 t/h。（如图5）将石灰石仓中的石灰石，通过称重皮带给料机进入湿式球磨机内与滤液水混合制成石灰石浆液。通过石灰石浆液溢流箱泵输送到水力旋流器经分离后，大尺寸物料再循环，合格的溢流物料存贮于石灰石浆液箱中,然后经石灰石浆液泵送至吸收塔。石灰石浆液磨制成90%通过325目（44m）的石灰石浆液，其浓度为30%。石灰石浆液由两台石灰石浆液泵（一运一备）供给吸收塔。5.5石膏浆液脱水系统本期装置的石膏浆液脱水系统为两级脱水。一级为水力旋流器脱水；二级为真空皮带脱水机脱水，出力可为14.27t
13、/h。石膏浆液通过石膏排出泵（一运一备）送入至石膏水力旋流站浓缩，浓缩后的石膏浆液经石膏缓冲箱，进入真空皮带脱水机，石膏浆液经皮带脱水处理后石膏表面含水率不大于10%，并由石膏皮带输送机送入石膏储存间存放待运，进行供综合利用。石膏旋流站出来的溢流浆液返回吸收塔使用。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，石膏滤布冲洗水收集在滤液池内，然后用泵送到石灰石制浆系统或返回吸收塔。真空罐的滤液水被收集在废水池内，通过泵送到主机4炉灰沟内排放。5.6工艺水系统脱硫岛用水由电厂工艺水系统引入至工艺水池，脱硫岛的用水共分为两路，一路是工艺水，另一路是除雾器冲
14、洗水。工艺水主要用于吸收塔补水、真空泵密封水、氧化空气管道冲洗、吸收塔循环泵冲洗、石膏浆液泵的冲洗、石灰石浆液箱泵冲洗、球磨机浆液泵冲洗、PH计冲洗及真空皮带脱水机系统用水等。（如图6）除雾器的冲洗水泵主要用于除雾器的冲洗。还用于氧化风机、增压风机冷却、球磨机油站冷却水及密封水等。5.7压缩空气系统全厂脱硫岛设置有公用压缩空气系统。压缩空气用量按两台脱硫装置提供，压力为0.60.8MPa。脱硫岛内按需要共设置有两个储气罐，仪用稳压罐和杂用储气罐。仪用空气罐主要用于真空皮带脱水机、FGD旁路烟道档板门、仪表吹扫等使用。杂用空气罐主要用于RGGH吹扫、石灰石制浆楼、石膏楼、吸收塔区平台吹扫等。贮气
15、罐的供气能力能够满足当全部空气压缩机停运时，依靠贮气罐的贮备，能维持整个脱硫控制设备继续工作不小于5分钟的耗气量。贮气罐工作压力按0.8MPa考虑。5.8 排放和事故浆液系统事故浆液和排放系统由吸收塔集水池、石灰石制备区集水池、事故浆液罐、滤液池及废水池组成。主要用于收集、输送或贮存吸收塔区域故障、检验、取样、冲洗、渗漏而产生的液体。FGD岛内设置有一个两台炉公用的事故浆液罐，其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，主要用于贮吸收塔重新启动时的石膏晶种。（如图7） FGD装置的浆液管道和浆液泵，在停运时应进行冲洗，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
16、或吸收塔浆池。6 仪表和DCS控制系统简介5、6FGD装置配置有一套完整的DCS系统，采用美国MAXDNA分散控制系统来完成数据采集、监视、操作、报警、记录、联锁、调节等控制功能。控制室内配置有5个操作台（4个操作员站，1个工业电视操作站）；4个打印机台（4个FGD_OS打印机台）；在工程师室布置有：1个工程师站，1个打印机台。并布置有火灾报警控制盘及工业监视器等设备。在电子设备间布置有DCS柜14个（1个电源分配柜、10个控制机柜、3个继电器柜）、1个仪表电源柜。电动阀门配电柜放置在电控楼一楼，热控配电室内。仪表、电气共用一套控制装置，采用DCS来完成。I/O信号采用硬接线方式直接进入DCS
17、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。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、石膏脱水系统等。7 电气系统简介脱硫岛设6kV脱硫A段、脱硫B段（每台炉设一段）。6kV各段脱硫工作电源、备用电源分别取自主厂房6kV工作V A段、B段。每台炉脱硫6kV工作段的工作电源和备用电源互为闭锁。每个脱硫段的负荷容量不超过6000kA。6kV脱硫单元负荷和公用负荷分别接于脱硫A、B段。6kV系统为中性点中阻接地系统。6kV每段有一个备用回路。6kV开关柜柜内设备选用真空
18、断路器和F-C混装方案。其中800kW及以下容量的电动机及1250kA以下的低压干式变采用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PC采用单母线分段接线，设380/220V脱硫A、B段，由两台低压干式变低压侧供电。380/220V脱硫A、B段之间设联络开关，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，联络开关自动闭合。两台低压干式变分接于6kV两个脱硫段上。脱硫380V单元负荷分别接于脱硫A、B段。
19、公用负荷接于MCC段。工作电源和备用电源分别取自380V脱硫A、B段，工作电源和备用电源自动切换。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上的馈线回路采用智能框架式断路器，75kW以下的电动机回路、MCC上的馈线回路采用塑壳断路器(带电机保护)。低压系统有不少于20%的备用配电回路。为确保脱硫岛失电后设备和停机的安全，该系统设置专门的380/220V事故保安电源，事故保安电源可供两炉脱硫岛公用。事故保安A段供#5炉脱硫保安负荷，事故保安B段供#6炉脱硫保安负荷。保安A、B段正常由脱硫PC的A、B段供电，当全厂失电后起动本机组的柴油发电机供电。本岛直流系统为
20、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220V。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%。直流系统和UPS装置合用蓄电池，UPS装置不单独设蓄电池。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60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%。8设备布置根据厂区总
21、平面布置的规划，两台机组的脱硫装置布置在锅炉烟囱后部约84米130米范围内，采用室内与露天布置相结合的方式。两台机组的脱硫装置以烟囱为中心对称布置，公用系统除外。增压风机紧挨锅炉尾部总烟道布置；脱硫装置进出口和旁路烟道上设有挡板门；浆液循环泵、石膏浆泵紧凑布置在吸收塔周围。GGH靠近吸收塔布置。两个吸收塔的氧化风机、浆液循环泵室外布置。9系统主要性能指标序号项目单位100%35%1脱硫系统烟气量标态，湿基，实际O2标态，干基，实际O2 m3/hm3/h397.6370.62净烟气SO2浓度（标态、干基, 6%O2）mg/Nm31063净烟气粉尘浓度（标态、干基, 6%O2）mg/Nm350 m
22、g/Nm34净烟气HF 浓度（标态、干基, 6%O2）m3N/h55净烟气HCl浓度（标态、干基, 6%O2）:m3N/h106出口烟气温度 807负荷范围%351008脱硫率%95.09石膏品质石膏纯度含水率CaSO31/2H2OMgO（水溶性）Na2O（水溶性）Cl-PHwt%wt%wt%wt%wt%90100.350.10.020.15710出口烟气最小液滴尺寸采用冲击测量法m2011石灰石消耗量t/h7.512工艺水消耗量t/h8513FGD系统最大压力损失：Pa366014电耗：（所有连续运行工作的轴功率）kW783015压缩空气m3/h82810 主要设备序号设备名称位号数量1吸收
23、塔本体01/02HTD10BB0012座2氧化风机01/02HTG10AN001/002每炉2台3吸收塔氧化池搅拌器01/02HTD10AM001/002/003每炉3台4除露器01/02HTD10AT001每炉2级5吸收塔再循环泵01/02HTF10AP001/002/003/004每炉4台6吸收塔排浆泵01/02HTL10AP001/002每炉2台（1运1备）7石灰石浆液箱12HTK70BB0011个8石灰石浆液泵12HTK70AP2台（1运1备）9石膏浆液旋流器01HTLAT0011个10石膏浆液缓冲箱01HTLBB0011个11皮带脱水机12HTM10AT0011台12真空泵12HTM
24、10AP0011个13石膏转运皮带机01HTN10AF0011套14滤液池12HTM80BB0211个15滤液池泵12HTM80AP011/0122台16废水池12HTM80BB0111个17废水池泵12HTM80AP001/0022台18工艺水池12HTQ10BB0011个19工艺水泵12HTQ10AP001/0022台20除雾器冲洗水泵12HTQ80AP001/0022台21仪用空压机12HTW20AN001/0022台22杂用空压机12HTW10AN001/0022台23事故浆液箱12HTQ20BB0011个24事故浆液泵12HTQ20AP2台25石灰石振动蓖子12HTJ10AF0021
25、个26石灰石卸料斗12HTJ10BB0011个27石灰石振动给料机12HTJ10AF0011个28石灰石斗式提升机12HTJ10AF0111个29埋刮板输送机12HTJ10AF0211台30石灰石仓12HTJ10AE0011座31石灰石称重皮带机12HTK10AF001/0022台32湿式球么机12HTK40AT001/0022套33球么机溢流箱12HTK40BB001/0022个34球么机溢流箱泵12HTK40AP001/002/003/0044台35石灰石旋流器12HTK40AT001/0022个36吸收塔区集水坑12HTQ10BB0011个37吸收塔区集水坑泵12HTQ10AP001/0
26、022台38吸收塔区集水坑搅拌器12HTQ10AM0011台39石灰石制浆备区集水坑12HTQ30BB0011个40石灰石制浆备区集水坑泵12HTQ30AP0011台41石灰石制浆区集水池搅拌器12HTQ30AM0011个42增压风机01/02HTC10AN0012台43烟气换热器（GGH）01/02HUD10AC0012座44烟道挡板密封风机01/02HTT10AN001/0024台（一运一备）45烟道旁路挡板01/02HTA01AA001/002每炉各2块46FGD入口挡板01/02HTA10AA201每炉各1块47FGD出口挡板01/02HTA10AA202每炉各1块11 调整试验标准脱
27、硫岛调整试验主要依据以下规范、标准11.1 电建1996159号火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程11.2 建质199640号火电工程启动调试工作规定11.3 火电工程厂用电受电前质量监督检查大纲11.4 火电工程整套启动试运前/后质量监督检查典型大纲11.5 电力建设工程质量监督规定11.6 火电基本建设工程启动及竣工验收规程11.7 电力部建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准11.8 火电机组达标投产考核标准11.9 DL/T 5047-95, 电力建设施工及验收技术规范-锅炉机组篇11.10 热工仪表及控制装置检修运行规程11.11 火电工程启动调试工作规定11.
28、12 火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定11.13 火电机组热工自动投入率统计办法11.14 电力工业锅炉监察规程11.15 防止电力生产重大事故的二十五项重大要求11.16 电力设备交接和预防性试验规程11.17 DL5009.1-2002电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)11.18 烟气脱硫工程合同11.19 火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）11.20 烟气脱硫机组的性能试验规程（ASME PTC 40-1991）11.21 烟气净化设备考核验收试验导则（VGBR 123C/-2.6）11.22 总包商与安装、设备和其它分包商签订的合同及技术标准、相关资料12
29、 调试所需文件12.1 调试方案FGD装置调试大纲设备单体调试方案，主要有：增压风机及其辅助设备调试方案GGH及其辅助设备调试方案循环泵调试方案球磨机及其辅助设备调试方案真空皮带脱水机及其辅助设备调试方案氧化风机调试方案石灰石输送设备调试方案电气设备调试方案分系统调试方案：工艺水系统、仪用空气系统调整试运方案SO2吸收系统调整试运方案（重要方案）烟气系统调整试运方案（重要方案）石灰石供给及制备整体调试方案石膏浆脱水系统调整试运方案整套启动试运方案（重要方案）12.2 各种表格验收签证卡设备验收签证卡（施工单位填写）分部试运后系统工程调试验收签证卡（包括工艺、DCS功能检查清单、DCS系统、电气
30、系统验收签证卡等）168小时稳定运行后验收签证卡及文件12.3 移交文件FGD装置电气带电启动调试报告；DCS启动调试报告；工艺水系统启动调试报告；仪用空气系统启动调试报告；SO2吸收系统启动调试报告；烟气系统调试报告；石灰石供给及制备调试报告；石膏浆脱水调试报告；整套调试总结报告；FGD装置报警保护定值表；功能组组态图；保护投入率表；自动投入率表；168小时稳定试运行期间脱硫负荷表。13 调试内容13.1 系统调试13.1.1 电气系统调试变压器、配电设备系统、直流电源、保安电源、UPS电源、柴油发电机。13.1.2 热控系统调试DCS软件、硬件系统、自动调节、数据采集、事故顺序记录系统、工
31、业电视系统热工信号报警系统、仪表系统、装置联锁保护、附属设备及外围系统顺序控制系统、烟气成分分析仪器仪表和采样。13.1.3 工艺系统调试工艺水系统、吸收剂供给和制备系统（吸收剂接收系统、磨机系统、吸收剂浆液制备及供给系统）吸收系统（包括吸收塔、除雾器、氧化风机、喷淋装置、吸收塔浆液排出系统）烟风系统（挡板门、增压风机及其附属系统、GGH及其附属系统、事故浆罐及排空）石膏脱水系统（包括石膏漩流器、石膏供给泵、皮带机及其附属系统）消防系统、仪用空气系统等。13.2 调试步骤13.2.1 单体调试单体适用于脱硫工程中的工艺、电气、热控设备在安装工作结束而未与系统连接时，为确认其是否符合产品出厂标准
32、和满足实际使用条件而进行的单体调试或单机试运工作。主要完成熟悉设备资料，了解技术性能、设备及单系统安装的全面了解与检查、热控仪表的检查、电机、阀门的试运行检查等工作。按照工艺P&I图纸进行单体设备调试如下：设备单体有关的保护和联锁调试。电气系统（回路检查、操控试验、保护试验、电机带电试运行）。仪表及控制系统（回路检查、操控试验、保护试验、定值设定，电动与汽动阀门开关测试、调节阀门特性试验、安全阀门保护值整定）。工艺系统（检查工艺设备状态、润滑油添加、联轴器拆装、旋转方向检查、振动测试、温度检测、压力调整）。13.2.2 分系统调试分系统调试指脱硫工程的各子系统在设备单机试运或单体调试合格后，为
33、使系统符合整套运行要求而必须具备条件所进行的调试工作。主要完成熟悉设备和系统及安装质量的检查、系统设备单体调试时的配合、调试前的全面检查，确认调试必须具备的条件。按照工艺P&I图进行分系统调试，完成设备分系统有关的保护和联锁调试。按照系统正常运行要求来进行各分系统的调试，以达到系统稳定运行为目标来实施各分系统的调试。13.2.3 冷态系统调试脱硫岛启动试运参照机组启规要求进行调试。脱硫岛冷态（带水、空气负荷）调试的目的是将脱硫整套系统在不带烟气负荷情况下能够正常的运行，按照整套启动顺序，各系统按照工艺流程投入运行，各自动控制装置自动投入运行；保护自动投入；按照烟气流量状态下的运行参数进行整套装
34、置的试运行。13.2.4 热态调试(含整套试运)脱硫岛整套启动试运参照机组启规要求进行调试。脱硫岛热态（通烟气调试、带负荷试运行）调试的目的是在锅炉烟气通过脱硫装置后能够按照设计要求顺利实现脱硫,达到国家排放标准。并通过调整脱硫各系统的运行参数，如控制吸收塔液位、调整吸收塔浆液PH值、控制石灰石浆液浓度和细度、控制石膏脱水的含水量、控制石膏品质等等，达到系统最优化运行的目的。14 化验监督脱硫岛在运行中，主要参数通过在线仪表进行监测、控制，如烟气的温度、压力、SO2 浓度、脱硫效率、浆液浓度、pH 值等，但是工艺过程的脱硫剂纯度、石膏纯度、塔内浆液中碳酸钙的过剩率等必须经过采样化验才能获得，p
35、H 值浓度等主要参数也需要定期实测以效核在线仪表，因此脱硫岛试运过程中，必须根据监控参数的变化，进行工艺的调整。所以说化学监督非常重要，是脱硫岛能否按设计参数安全、稳定运行的重要环节。14.1 试验项目及内容脱硫岛脱硫装置的试验项目内容包括：（1） 工业水分析。（2） 浆液分析。（3） 石灰石分析。（4） 石膏分析。14.2 取样方法由于浆液中含有固体粒子，而且粒子易沉淀，因此取样的重点是如何在使粒子均匀分布下取样。（1） 现场取样（2） 分析室取样（3） 滤液的取样14.3 分析方法14.3.1 浆液分析（1） PH值：a） PH值测定，b） PH仪效正。（2） T-Ca：根据JISM885
36、01982石灰石化学分析方法的氧化钙分析T-Ca。该方法是在浆的试料中加入HCL并溶解，用EDTA溶解滴定。（3） CaCO3：JISR9101吸收氢氧化纳盐酸滴定法。（4） CaSO3：JISR9101硫代硫酸纳滴定法。（5） 导电率的测定：使用B173方法测定。（仪表效正、测量）14.3.2 石膏分析（1） 水分（附着水） ： JISR9101重量法。（2） 化合水（结晶水） ： 重量法。（3） SiO2：JISR9101硫代硫酸纳滴定法。（4） SiO2 + insol：JISR9101重量法。（5） 氧化铝+氧化铁（）：JISR9101重量法。（6） 氧化铁：JISR9101 EDTA
37、滴定法。（7） 氧化镁：JISR9101 EDTA滴定法。（8） 氧化钙：JISR9101 EDTA滴定法。（9） 三氧化铁：JISR9101重量法。14.3.3 石灰石分析项目如下（1） 石灰石PH（石膏PH同）。（2） 石灰石附着水。（3） 强热减量。（4） 石灰石CaO分析。（5） 石灰石粉粒径分布测定。（6） 补给水吸收剂溶解性试验。14.3.4 水分析（1） PH值：分析方法与浆液相同。（2） T-Ca：试剂方法与浆液相同。（3） SS（悬浮物含量）：化学分析。（4） CL一：化学分析。（5） CODMN（化学耗氧量）：以试料为硫酸性，加高锰酸钾为氧化剂，根据100高锰酸钾所消耗的氧
38、气量来分析化学耗氧量。15 性能试验与火力发电厂热力设备的性能试验类似，烟气脱硫装置性能试验内容亦为通过测定其进口和出口参数及分析有关物性，计算与系统运行有关的主要技术性能、经济与环境指标。性能试验主要目的试确定以下内容：（1）SO2 脱硫率。（2）钙硫摩尔比。（3）电能、热能、机械能的消耗量。（4）耗水量和水质。（5）石灰石用量及品质。（6）脱硫废弃物副产品的产量及品质。（7）其它性能指标：GGH漏风率、HCL、HF与SO3 等脱除率，烟气温度及粉尘含量，负荷变化率及相关的环保指标。（8）试验结果不确定度分析。目前，我国还没有颁布石灰石湿法烟气脱硫装置的性能试验的有关规程和标准，进行该项工作
39、只能参照国外有关标准及工程合同进行。16 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42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45各类润滑油足量足量清单参见附表6PH酸度分析仪台1经过校验7密度分析仪台1经过校验82500V电动绝缘表台1经过校验9500V电动绝缘表台1经过校验10电子天平台1经过校验11钳形电流表台1经过校验12数字万用表台3经过校验13笔记本电脑台314数码照相机台115检修设备及工具套2施工分包商准备16设备专用工具施工分包商准备17消防水龙带根618临时抽水泵台219石膏晶种吨约80如有石膏晶种20石灰石磨机各类钢球吨约100施工分包商准备
40、21石灰石、石膏化验设备套1临时实验室17 安全措施脱硫岛在调试期间，任何调试工作都不得影响主机安全运行，必须充分做好安全措施，确保主机安全运行。进入调试阶段严格执行操作票、工作票制度，技术交底的同时进行安全交底。设备系统启动前，严格检查设备系统状态，有隐患或缺陷的设备必须处理完毕符合要求后再启动。设备启动后检查设备运行情况，确认良好，无异常，方可启动设备运行。设备启动后应严格控制设备系统运行参数，设备运行参数应符合厂家运行说明要求，发现问题及时向试运有关人员汇报。系统运行后，随时调整运行参数符合设计要求，防止设备事故发生。严格执行操作程序，坚持操作审批制度，严禁进行未经审批的工作。18 结语
41、本次调研的江西贵溪电厂2300机组脱硫装置采用的是广泛应用的湿法脱硫技术，从设计、设备选型、安装、调试均达到了较高水平。脱硫岛运行安全、稳定、可靠，排放标准达到了国标要求。通过调研学习我们有如下几点认识：（1）脱硫项目在国内应用比较广泛的是南方电厂（由于燃煤的煤质含硫量S1.0），发展速度较快，北方电厂也逐渐加快脱硫项目在发电厂中应用的步伐，如哈热2300MW发电机组就配备了烟气脱硫装置，所以该项目在国内有相当大的发展空间。（2）从技术方面看，脱硫调试工作需多专业共同承担（化、炉、电、热控等专业），密切配合是完成好该工作的关键。我院是电力系统长期从事调试、科研等工作的专业技术队伍，完成好脱硫项
42、目的调试工作是完全可行的。（3）脱硫岛的调试工作市场前景可观。目前脱硫岛调试工作主要仍由脱硫公司承担，但由于脱硫公司调试人员少、项目多，已暴露出人员不足的问题，而国内许多电科院的服务范围还未涉及该领域，为此，我们应该充分利用我院的技术及人员优势，搞好调研学习，作好技术储备，提前占领该市场。总之，脱硫岛的调试工作涉及的专业较多，主要的技术含量在于工艺的控制方面，这需要长时间的经验积累，如有机会参与工艺系统的调试工作，我们在这方面可以避免很多及少走弯路。以上是锅炉烟气脱硫技术的调研报告，不足之处请指正。19 附件1调试执行流程图一级网络图调试计划措施编制措施修改没有通过措施会审通过措施批准其它项目调试组织项目完善否具备条件是调试实施检查验收是验收合格否申请复查需要复查不需要复查消缺说明原因申请批准缺陷提出缺陷通知缺陷登记