性能考核正式报告.doc

国电热工研究院电站清洁燃烧国家工程研究中心技术报告1 目的北京国华电力有限责任公司热电分公司1单元1、2燃煤锅炉配置了北京国电龙源环保工程有限公司的湿式石灰石洗涤法烟气脱硫系统。锅炉蒸发量为410t/h。烟气脱硫系统由吸收塔、增压风机、石灰石仓、石灰石制备、石膏脱水、工艺水供给、气气换热器、废水处理等组成，其中石灰石仓、石灰石制备、石膏脱水装置为1、2单元公用，一期时已经建成。该装置于2003年7月投入商业运行。为验证该脱硫装置的运行性能，北京国华电力有限责任公司热电分公司和北京龙源环保工程有限公司委托国电热工研究院进行脱硫系统性能试验, 并提出最终性能评价。2 脱硫岛概述北京国华电力有限责任公司热点分公司的脱硫系统是用于脱除两台125MWe的燃煤锅炉（1单元1、2炉）烟气中的二氧化硫。锅炉为四角切园燃烧系统、型布置自然循环锅炉。每台锅炉蒸发量为410t/h，蒸汽参数为99bar、540。相对于每台锅炉电负荷为125MWe，热负荷为310MWth。每台锅炉的烟气经两台引风机和2台静电除尘器进入一个共用的烟道，该烟道直接通向1个高240m的烟囱。1、2炉通往烟囱的烟道由双百叶窗烟气挡板隔断，作为旁路烟道，隔断后的烟气通过1台增压风机进入脱硫系统。在脱硫系统发生故障的时候，烟气可通过旁路烟道进入烟囱。原烟气通过气气加热器由140左右冷却到100左右进入吸收塔，而净烟气则被加热到85左右（烟囱入口处温度），吸收塔配置3台循环泵，每台泵向一个喷林层供应浆液，吸收塔浆池内安装了5台搅拌器，分上下两层布置。在上层鼓入氧化空气。吸收塔的上部布置了两级初雾器，1级为粗分离、1级为细分离。净烟气进入气/气加热器后，在进入烟囱，最后经烟囱排入大气。吸收塔浆池里的石膏固体悬浮物由石膏抽出泵引入旋流器站。旋流器上部稀相进入废水处理站，旋流器下部浓相进入真空皮带过滤机进行脱水。石灰石浆液由公用系统提供。图1为该脱硫装置工艺流程图。1.升压风机 2.气/气加热器 3.密封风机 4.吸收塔 5.吸收塔循环泵6.氧化风机 7.石膏排出泵 8.工艺水箱 9.工艺水泵 10.石膏浆罐11.石膏水力旋流站 12.废水旋流站 13.石膏浆液泵 14.石灰石浆罐 15.石灰石浆液泵 16.石灰石浆液输送泵 17.事故浆液泵18.吸收塔区域排水坑 19.二级旋流站 20.吸收塔地坑 21.废水收集箱 22.废水泵图1 脱硫装置工艺流程图3 性能保证值测试项目 按照2003年12月9日由国华北京热电分公司、龙源公司和热工研究院参加会议后形成的国华北京热电分公司1号机组烟气脱硫装置性能验收试验大纲以及中电国华电力股份有限公司北京热电分公司1号机组烟气脱硫装置性能考核试验技术协议书，脱硫装置性能考核试验将测试如下项目：序号合同上条款项目单位100负荷50负荷1B7.1.4脱硫系统烟气量标态, 湿基，6O2m3/h850000标态，干基，6O2m3/h7700002B7.1.5净烟气SO2浓度（标态，干基，6O2）mg/m3713B7.1.5净烟气粉尘浓度（标态，干基，6O2）mg/m3504B7.1.5净烟气HF浓度（标态，干基，6O2）mg/m355B7.1.5净烟气HCl浓度（标态，干基，6O2）mg/m3106B7.1.5烟囱入口烟气温度807B7.1.6各种不同设备的粉尘排放量（标态，干基）mg/m3508B7.1.7负荷范围25%-100%9B7.1.7负荷变化速度率%/min510B7.1.8石膏品质CaSO31/2H2O含量(以SO2计)质量%0.35CaCO3和MgCO3的含量质量%111B7.1.9噪音升压风机加隔音设施及隔音间dB(A)75FGD升压风机（3米远处测量）dB(A)85建筑物内机械设备噪音dB(A)85其余设备（1米远处测量）dB(A)80控制室（打印机在工作），办公室及有关房间FGD装置包括辅助系统厂界最大噪声水平白天dB(A)60夜晚dB(A)5012B7.1.10热损失所有保温设备的最大表面温度6013B7.1.14泵的效率损失%314B7.2.1脱硫效率（标态，干基，6O2）%9515B7.2.1SO3排放浓度（标态，干基，6O2）mg/m32016B7.2.1HF脱除率（标态，干基，6O2）%8017B7.2.1HCl脱除率（标态，干基，6O2）%8018B7.2.2.1最大石灰石消耗量（干态）t/h1.8519B7.2.2.2工艺水消耗量m3/h3520B7.2.2.3最大压力损失FGD装置总压损mbar26.0吸收塔（包括除雾器）mbar8.5GGHmbar10.021B7.2.2.4电耗整套FCD装置kW21601180FCD装置不包括增压风机(轴功率,参考)kW1110增压风机(轴功率, 参考)kW1050整套FCD装置停运待机时的电耗kW7522B7.2.2.5FCD增压风机效率%864 试验参考标准性能考核验收试验采用的标准如下表所示：标准编号标准名称VGB-R 123 C/2.6烟气净化设备考核验收试验导则VGB-M701脱硫石膏分析方法VDI 2044风机性能考核验收试验VDI 2048 Part 1误差分析VDI 2055工业设备保温（计算，保证值，测量方法）VDI 2066 Part 1流动气体中的粉尘测量，等速取样法VDI 2066 Part 7流动气体中的粉尘测量，等速取样法，取样头（4m3/h，12m3/h）VDI 2462 Part 4二氧化硫测量，红外吸收法VDI 2470 Part 1HF浓度测量VDI/VDE 2640 Part 1流动截面网格测量法，基本导则和基础VDI 2640 Part 3园截面，环形截面和矩形截面内的流量测量VDI 3480 Part 1烟气中的HCl浓度测量LCS, F&E Bericht Nr.: 5/95烟气中三氧化硫的测量5 试验测点位置脱硫装置考核试验所需测点由热工院、国华北京热电分公司、龙源公司三方联合确定。图2为烟气SO2浓度、氧量、烟气温度等参数的测点位置分布图。图2 测点布置图6 试验过程和试验方法试验日程安排如附件1所示。6.1表盘仪器标定6.1.1 烟气流量标定测试时间：2003年12月12日14:3015:30，16:0017:00。测量位置：No1、No2炉静电除尘器出口烟道，如图2中静电除尘器出口烟道上测点E、F、G、H。采用网格法测量，每个测孔沿垂直的直线方向各取5点进行测量。测量仪器：标定过的皮托管、热电偶、电子微压计、温度显示表。测量方法：采用网格法测量各点的烟气静压、温度和全压，计算出烟气流量(标准状态)，同时由DCS系统采集表盘流量数据，二者进行比较，根据测量结果更正DCS系统中的流量系数。测量结果:测量结果见附件2。原烟气量表盘显示值用如下公式修正：Q原烟气流量=0.83Q表盘原烟气流量6.1.2 原烟气O2标定测试时间: 2003年12月13日16:30、12月15日17:05、12月17日16：50。测点位置: 图2增压风机入口测点A，采用网格法测量, 选两个测孔，每个测孔取4个点进行测量。测量仪器： M&C PMA10氧分析仪, 烟气取样管，前处理箱。测量方法：试验时, 将取样管伸入各测点, 烟气经前处理箱后进入氧量分析仪, 读取网格法各点的测量数据, 同时由DCS系统采集试验期间表盘O2的数据，二者进行比较，得到O2的表盘显示修正系数。测试前后用O2标气(3.98%)以及零气(纯氮气)对测量仪表进行了标定。试验前后仪表指示没有漂移。测量结果: 测量结果见附件3。原烟气O2浓度表盘显示值用下式修正:CO2 =0.9481CO2 (表盘)6.1.3 净烟气O2标定测试时间: 2003年12月13日17:15、12月15日17:25、12月17日16：30。测点位置: 图2净烟气尾部烟道测点D。采用网格法测量, 每个测孔取4个点进行测量。测量仪器： M&C PMA10氧分析仪, 烟气取样管，前处理箱。测量方法：试验时, 将取样管伸入各测点, 烟气经前处理箱后进入氧量分析仪, 读取网格法各点的测量数据, 同时由DCS系统采集试验期间表盘O2的数据，二者进行比较，得到O2的表盘显示修正系数。测试前后用O2标气(3.98%)以及零气(纯氮气)对测量仪表进行了标定。试验前后仪表指示没有漂移。测量结果: 测量结果见附件3。净烟气O2浓度表盘显示值用下式修正:CO2 =1.12CO2 (表盘)6.1.4 原烟气SO2标定测试时间: 2003年12月17日 10:3011:00测点位置: 图2增压风机入口测点A，该截面选两点进行测量。测量仪器：ROSEMENT BINOS二氧化硫分析仪, WAP/254/04/100伴热取样管, ROSEMENT前处理箱，取样探头（带加热），PMA10 M&C氧量计。测量方法：试验时, 把带有伴热的取样管伸入各测点, 烟气经前处理箱后进入二氧化硫分析仪, 读取网格法各点的测量数据, 同时由DCS系统采集试验期间表盘SO2的数据，二者进行比较，得到SO2的表盘显示修正系数。测试前后分别用SO2标气(298mg/m3、114 mg/m3)和零气(高纯氮气)对测量仪表进行了标定。试验前后仪表指示没有漂移。测量结果:测量结果见附件4。原烟气SO2表盘显示值用下式修正: CSO2 =0.9824CSO2 (表盘)6.1.5净烟气SO2标定测试时间: 2003年12月17日12:3013:00测点位置: 图2净烟道测点D，采用网格法测量，选三个测孔进行测量。测量仪器：ROSEMENT BINOS二氧化硫分析仪, WAP/254/04/100伴热取样管, ROSEMENT前处理箱，取样探头（带加热），PMA10 M&C氧量计。测量方法：试验时, 把带有伴热的取样探头伸入各测点, 烟气经前处理箱后进入二氧化硫分析仪, 读取网格法各点的测量数据, 同时由DCS系统采集试验期间表盘SO2的数据，二者进行比较，得到SO2的表盘显示修正系数。测试前后分别用SO2标气(298mg/m3、114 mg/m3)和零气(高纯氮气)对测量仪表进行了标定。试验前后仪表指示没有漂移。 测量结果: 见附件4所示。净烟气SO2浓度表盘显示值用下式修正: CSO2 =0.9683CSO2 (表盘)6.1.6 工艺水流量标定测试时间: 2003年12月11日10:0011:45，12月14日9:2011:07、17:3018:50。测量方法：保持工艺水箱在较高水位, 停止进水, 用工艺水箱液位变化计算出工艺水流量，同时采用DCS系统采集工艺水流量表的数据, 二者进行比较。测量结果: 测试结果见附件5，工艺水流量表盘显示值用下式修正： Q=0.7517Q表盘6.1.6 净烟气温度标定 测试时间: 2003年12月16日10:35。 测点位置: 图2烟气尾部烟道测点D。采用网格法测量, 每个测孔取4个点进行测量。测量仪器：NiCr-Ni热电偶, 温度显示表。测量方法：在满负荷下, 用NiCr-Ni热电偶逐点测量各点的温度, 最后取平均值。同时由DCS系统采集试验期间表盘温度的数据，二者进行比较，得到温度的表盘显示修正系数。测量结果: 测量结果见附件6。净烟气温度表盘显示值用下式修正: t =1.001t (表盘)6.2 保证值条件试验合同规定的保证条件和性能验收试验期间的条件见附件23。由此可见，在性能测试期间，原烟气和石灰石纯度等满足合同规定的保证条件。6.2.1原烟气粉尘浓度测试测试时间：2003年12月13日测点位置：图2增压风机出口测孔B。采用网格法测量,取4个点进行测量。测量仪器：SICK SHC-502 粉尘取样仪。测量方法：用粉尘自动等速取样仪进行网格法取样，因所选测点处烟气中的水蒸气处于饱和点，所以采用填充石英棉的滤筒。取样过程中记录取样烟气体积、烟气温度、压力和大气压、粉尘取样滤筒空重和取样后的实重，所用滤筒测量前后均在105下烘干一个小时以上。同时由DCS系统采集试验期间表盘原烟气粉尘的数据，二者进行比较，得到原烟气粉尘浓度的表盘显示修正系数。测量结果: 测量结果见附件7。两次测量所得原烟气粉尘浓度分别为：25mg/Nm3和23 mg/Nm3，平均为24 mg/Nm3。6.2.2 净烟气粉尘浓度测试测试时间: 2003年12月14日测点位置: 图2尾部烟道测点D。采用网格法测量, 每个测孔取4个点进行测量。测量仪器：SICK SHC-502 粉尘取样仪。测量方法：用粉尘自动等速取样仪进行网格法取样，因所选测点处烟气中的水蒸气处于饱和点，所以采用填充石英棉的滤筒。取样过程中记录取样烟气体积、烟气温度、压力和大气压、粉尘取样滤筒空重和取样后的实重，所用滤筒测量前后均在105下烘干一个小时以上。同时由DCS系统采集试验期间表盘原烟气粉尘的数据，二者进行比较，得到原烟气粉尘浓度的表盘显示修正系数。测量结果: 测量结果见附件8。两次测量所得原烟气粉尘浓度分别为：2mg/Nm3和3 mg/Nm3，平均为2.5 mg/Nm3。6.2.3 石灰石纯度测试时间：2003年12月16日12月22日，每天取一次样。测试内容：石灰石中CaCO3含量。测点位置：从石灰石浆罐取样，由环保监测站进行化学分析。测试结果：测试结果见附件9。石灰石中CaCO3含量91.495.3%，平均92.97%。6.2.4 原烟气HCl、HF和SO3的测量测试时间：原烟气HCl、HF和SO3的测量同时进行的，测试时间为2003年12月16日14:40至17:06。测量结果：测量结果见附件10、11、12，原烟气中HCl浓度两次测量结果分别为0.504和0.395mg/m3，O2浓度6%。 原烟气中HF浓度两次测量结果分别为7.654和5.225 mg/m3，O2浓度6%。 原烟气中SO3浓度两次测量结果分别为0.734和0.733 mg/m3，O2浓度6%。6.2.5 原烟气SO2浓度、烟温和脱硫系统入口、出口静压测试时间：整个性能测试期间原烟气SO2浓度、烟温和脱硫系统入口（原烟气挡板前）和出口（净烟气挡板前）的静压取从2003年12月16日至12月22日由DCS采集的运行数据每天的平均值。测点位置：原烟气SO2浓度取1HTA20 CQ001值。 烟温取1HTA10 CT901。 脱硫系统入口静压取1HTA10 CP901。 脱硫系统出口静压取1HTA50 CP001。测试结果：如附件13。SO2浓度最大值为689.6252 mg/m3，最小值为639.1288mg/m3，平均值为665.9141 mg/m3(标准状态干烟气，6%O2)。 原烟气温度最高148.264，最低为143.441，平均值为145.517。 脱硫系统入口静压最大值为-0.05KPa，最小值为-0.051 KPa，平均值为-0.0506 KPa。 脱硫系统出口静压最大值为-0.292 KPa，最小值为-0.37 KPa，平均值为-0.3257 KPa。6.3 其它相关试验6.3.1原烟气CO2含量测量测量时间：2003年12月17日仪器标定：采用标准气体标定CO2分析仪。测点位置：图2增压风机入口，选1测孔进行测量。测量内容：测量CO2及O2浓度。测量方法：把带有伴热的取样管深入各测点，经烟气冷却器抽气冷却后进入串联的二氧化碳仪和氧量仪，同时测量CO2及O2浓度。测量结果：测量结果见附件4。二氧化碳含量为：13.0，氧含量为6.1。6.3.2 在线监测仪器标定（1单元脱硫仪器小间）测量时间：整个标定过程分两步进行，首先就仪器小间所有在线仪表的零点进行标定，然后对其量程进行标定，标定在2003年12月12日10:0012:00，14:0016:50两个时段内进行。测量位置：1单元脱硫仪器小间。测量内容：1单元脱硫一期小间内在线监测仪器的标定，主要为原烟气O2、SO2、CO2浓度在线表计的标定，净烟气O2、CO2浓度在线表计的标定。测量方法：将各仪表的零气高纯氮经过减压阀送入在线监测仪表，读取仪表显示值与标气浓度值的差，调整仪表参数，直到二者差在误差范围之内；同样，将各仪表的量程气通过减压阀送入在线监测仪表，读取仪表显示值与标气浓度值的差，调整仪表参数，直到二者差在误差范围之内。测量结果：如附件14。经过两次测试调整使得各在线监测仪表显示与标气值相差在误差范围之内，平均小于2%。6.4 性能保证值试验根据合同要求，国华北京热电分公司、龙源电力环保公司、国电热工研究院试验三方达成一致, 性能保证值试验于2003年12月16日正式开始,到12月26日结束，期间进行了7天的连续满负荷试验、50%负荷和脱硫岛停运时的电耗试验，以及负荷变化范围和变化速度试验，对合同中规定的性能保证值进行了全面的考核。龙源公司提供了考核试验期间脱硫装置的运行设定参数，三台循环泵投运。性能试验期间的负荷比较稳定，原烟气各项参数均处于合同范围内，脱硫装置运行正常，试验数据可用于脱硫装置性能评价。6.4.1 脱硫效率和净烟气中SO2浓度保证值：在合同规定的前提条件下，脱硫系统的脱硫效率至少要达到95%。气/气加热器后净烟气中SO2 的浓度不超过71mg/m3（标准状态下、6%O2）。试验标准：VDI2462。测试时间：2003年12月16日12月22日试验方法: 由DCS采集净烟气、原烟气中SO2和O2的浓度，对试验过程中的值进行平均，并用修正系数修正。 脱硫效率按如下公式计算：折算到标准状态、6%O2下的原烟气中SO2浓度；折算到标准状态、6%O2下的净烟气SO2浓度。试验结果: 见附件13。满负荷七天时间，原烟气平均二氧化硫浓度为665.9141mg/Nm3（6%O2），净烟气平均二氧化硫浓度为9.607mg/Nm3（6%O2），没有修正的平均脱硫效率为98.55%。 修正结果：由于试验期间脱硫系统入口SO2浓度远低于设计值，所以取合同中曲线进行修正，取修正曲线上原烟气SO2浓度420 mg/Nm3时脱硫效率值为97.5%，1820 mg/Nm3时脱硫效率值为94%，由此得修正系数为0.98087；取负荷70%时脱硫效率为96%，负荷100%时脱硫效率95%，得修正系数0.9996。至此修正到设计SO2浓度1420 mg/Nm3，100%负荷时的脱硫效率为96.63%，SO2排放浓度为22.44 mg/Nm3。6.4.2 净烟气中粉尘浓度保证值：折算到标准状态、6%O2下的净烟气中粉尘浓度最大不超过50mg/m3； 试验时间: 2003年12月16日至12月22日。试验方法:由DCS采集净烟气中粉尘和O2的浓度，对试验过程中的值进行平均，并用修正系数修正。 试验结果:见附件13。 七天满负荷净烟气的平均粉尘浓度2.34 mg/m3（6%O2）。6.4.3 净烟气温度保证值：在设计运行条件下, 烟囱入口处净烟气温度高于80。试验时间: 2003年12月16日至12月22日。试验方法: 由DCS采集加热器后净烟气温度的数据, 对试验过程中的值进行平均, 并对净烟气温度进行修正。试验结果: 见附件13。七天满负荷下没有修正的平均净烟气温度91.716。修正结果：由于试验期间脱硫系统入口烟温高于设计烟温，所以需要对结果进行修正。取负荷50%时净烟气温度为70，负荷100%时净烟气温度为85，由此等修正系数1.00386，所以修正后的净烟气温度为92.07。6.4.4 石灰石耗量 保证值：在设计的运行条件下，100负荷下石灰石消耗量最大不超过1.85t/h试验时间: 2003年12月16日至12月22日。测量方法: 石灰石消耗量通过计算的方法来确定。在整个试验时段内，由DCS采集净烟气、原烟气中SO2和O2的浓度，取得平均值, 并用修正系数修正。取石灰石浆罐样进行石灰石纯度分析，取石膏样进行CaSO42H2O、CaSO30.5H2O和CaCO3的分析，由钙硫摩尔比和脱硫量计算石灰石消耗量。石灰石耗量按下式计算：式中：石灰石耗量，kg/h VRG烟气体积流量（标准状态干烟气，6O2），m3/h 烟气中SO2浓度（标准状态干烟气，6O2），mg/m3 CaCO3摩尔质量，100.09kg/kmol SO2摩尔质量，64.06kg/kmol FR石灰石纯度 StCa/S摩尔比式中：石膏中CaCO3质量含量， 石膏中CaSO42H2O质量含量， 石膏中CaSO30.5H2O质量含量， CaSO42H2O摩尔质量，172.18kg/kmol CaSO30.5H2O摩尔质量，129.15kg/kmol用此公式计算出的是含湿量为零的石灰石的耗量。试验结果：见附件15。七天满负荷平均原烟气SO2浓度为665.9mg/m3(标态,干,6%O2)，净烟气SO2浓度为9.61 mg/m3(标态,干,6%O2), 钙硫摩尔比Ca/S为1.014， 计算得石灰石消耗量为907.17kg/h。结果修正：按合同提供的修正曲线对石灰石耗量进行100%负荷和脱硫系统入口SO2浓度修正。 取脱硫系统入口SO2浓度0 mg/m3(标态,干,6%O2)时石灰石耗量为0 kg/ h，入口SO2浓度2000 mg/m3(标态,干,6%O2)时石灰石耗量为2625 kg/ h，得修正系数1.24938；取负荷为0%时石灰石耗量为0 kg/ h，负荷60%时石灰石耗量为1195.6%，由此的修正系数为1.02592。这样修正后的石灰石耗量为1162.778kg/ h。6.4.5 工艺水耗量保证值：在设计的运行条件下，100%负荷下平均工艺水消耗量不超过35m3/h。试验时间: 2003年12月16日至12月22日。测量方法：由DCS采集工艺水流量表的数据, 对测试期间的数据进行平均。试验结果：见附件13。七天满负荷平均工艺水消耗量为22.99 m3/h，其间脱硫系统负荷为101.18%，SO2浓度为665.9mg/m3(标态,干,6%O2)，O2含量为6.176%。修正结果：采用合同中的修正曲线对工艺水流量进行100%负荷和脱硫系统入口SO2浓度修正。取脱硫系统入口SO2浓度400 mg/m3(标态,干,6%O2)时工艺水耗量为33.5 m3/h ，脱硫系统入口SO2浓度1400 mg/m3(标态,干,6%O2)时工艺水耗量为35 m3/h，由此得修正系数为1.0492；取脱硫系统负荷80%时工艺水耗量为30 m3/h，脱硫系统负荷100%时工艺水耗量为35 m3/h，由此得修正系数为1.01283。至此修正到设计脱硫系统入口SO2浓度1420 mg/m3(标态,干,6%O2)、100%负荷时工艺水耗量为24.4307 m3/h。6.4.6 运行电耗保证值：在设计的运行条件下，100负荷下电耗最大不超过2160kW，50%负荷下电耗不超过1180kW，增压风机100%负荷条件下电耗1050kW。试验时间: 满负荷取2003年12月16日至12月22日数值，低负荷取2003年12月24日数值。测量方法: 试验开始时由6KV电控室读取1单元脱硫电源一及电源二电度表读数，试验结束时再由6KV电控室读取1单元脱硫电源一及电源二电度表读数，二者相减，除以总试验小时数即得运行电耗。试验结果：如附件16。满负荷七天各设备平均总电耗为1859.67kW，其中，增压风机电耗为984.69kW。其间脱硫系统负荷101.18%，SO2浓度665.9mg/m3(标态、O26%)，O2含量6.51%。 低负荷脱硫系统各设备总电耗为993.28kW。其间脱硫系统负荷48.41%，SO2浓度721.937 mg/m3(标态、O26%)，O2含量6.317%。修正结果：采用合同中的修正曲线对试验结果进行修正，取脱硫系统入口SO2浓度400 mg/m3(标态、O26%)时电耗为2145 kW，脱硫系统入口SO2浓度1400 mg/m3(标态、O26%)时电耗为2160 kW，如此得修正系数为1.006245；取脱硫系统负荷80%时电耗为1771.429 kW，脱硫系统负荷100%时电耗为2164.286 kW，如此得修正系数1.012464。故此修正到脱硫系统100%负荷，入口SO2浓度1420 mg/m3(标态、O26%)时电耗为1894.607 kW。50%负荷时的电耗，首先按照浓度修正曲线，取与满负荷时相同的SO2浓度修正系数，修正到1420mg/m3时的电耗，然后根据负荷修正曲线取修正系数1.01257，修正结果为1005.77kW。6.4.7 停运电耗 保证值：在设计的运行条件下，脱硫岛停运时，电耗不应超过75KW。试验时间: 2003年12月28日测量方法: 脱硫岛停止通烟，保留必要的运行设备（如搅拌器），其它设备停运，试验开始时由6KV电控室读取1单元脱硫电源一及电源二电度表读数，试验结束时再由6KV电控室读取1单元脱硫电源一及电源二电度表读数，二者相减，除以总试验小时数即得运行电耗。试验结果: 通过试验得出脱硫系统停运电耗为99.86 kW。6.4.8 石膏质量保证值 保证值：脱硫石膏必须达到下表中的质量要求：参数单位数值CaSO31/2H2O0.35CaCO3+MgCO31含水量%10试验时间: 2003年12月16日至12月22日。测量方法：试验期间, 在真空皮带脱水机末端中进行石膏取样，在电厂实验室进行CaSO31/2H2O、 CaCO3+MgCO3、含水量化学分析。试验结果：见附件9。 在七天满负荷的试验时段中, 石膏中CaSO31/2H2O的含量平均值为0.038%; CaCO3+MgCO3的含量平均值为0.7655%；含水量平均值为10.664%。6.4.9 HCl脱除率和净烟气中HCl浓度保证值：在设计的运行条件下，净烟气中HCl小于10 mg/m3(标准状态、干态、6O2)，HCl脱除率大于等于80%。试验时间: 2003年12月16日14:40至17:06测点位置：原烟气在图2截面B处选1个测孔，净烟气在图2截面D处选1个测孔；测量方法：原烟气、净烟气中HCl浓度由湿化学法采样进行分析，并由DCS采集测试过程中的原烟气和净烟气O2浓度，取平均值，HCl脱除率按如下公式计算：折算到标准状态、6O2下的原烟气中HCl浓度；折算到标准状态、6O2下的净烟气HCl浓度。测试结果: 见附件10。原烟气和净烟气HCl浓度测试分别进行了两次测试。原烟气的两次测量结果为7.654mg/m3和5.225 mg/m3，平均值为6.4385 mg/m3（标态、6O2）；净烟气的两次测量结果为0.1288 mg/m3和0.1476mg/m3，平均值为0.1382 mg/m3（标态、6O2）, 计算HCl脱除率为98%。6.4.10 HF脱除率和净烟气中HF浓度保证值：在设计的运行条件下，净烟气中HF小于5 mg/m3(标准状态、干态、O2含量为6%)，HF脱除率大于等于80%。试验时间: 2003年12月16日14:40至17:06。测点位置：原烟气在图2截面B处选1个测孔，净烟气在图2截面D处选1个测孔； 测量方法：原烟气、净烟气中HF浓度由湿化学法采样进行分析，并由 DCS采集测试过程中的原烟气和净烟气O2浓度，取平均值。HF脱除率按如下公式计算： 折算到标准状态、6O2下的原烟气中HF浓度；折算到标准状态、6O2下的净烟气HF浓度。测试结果: 见附件11。原烟气和净烟气HF浓度测试分别进行了两次测试。原烟气的两次测量结果为0.504mg/m3和0.395 mg/m3，平均值为0.4495 mg/m3（标态、6O2）； 净烟气的两次测量结果分别为0.1804 和0.1661mg/m3, 平均值为0.1733 mg/m3（标态、6O2）, 计算HF脱除率61%。6.4.11 SO3脱除率设计值：在设计的运行条件下，SO3排放浓度小于等于20mg/m3(标态、干基、6%O2)。 试验时间: 2003年12月16日14:40至17:06。测点位置：原烟气在图2截面B处选1个测孔，净烟气在图2截面D处选1个测孔； 测量方法：原烟气、净烟气中SO3浓度由湿化学法同时采样进行分析，并由DCS代集测试过程中的原烟气和净烟气O2浓度，取平均值。SO3脱除率按如下公式计算：折算到标准状态、6O2下的原烟气中SO3浓度；折算到标准状态、6O2下的净烟气SO3浓度。测试结果: 见附件12。原烟气和净烟气SO3浓度测试分别进行了两次测试。原烟气两次测量结果为0.734、0.733mg/m3，平均值为0.7335 mg/m3（标态、6O2）；净烟气的两次测量结果分别为0.1035、0.0899 mg/m3, 平均值为0.0967 mg/m3（标态、6O2）。计算SO3脱除率为87 %。6.4.12 噪声水平保证值：噪声水平不允许超过下列值： 75 dB(A) 增压风机加隔音设施及隔音间85 dB(A)增压风机（3m远）85dB(A)辅助设备机房内的噪声水平85 dB(A)辅助设备(1m远) 60 dB(A)控制室办公楼及类似房间内试验时间: 2003年12月19日14:00至19:00。测量内容：在脱硫系统满负荷运行时，用噪声表测量有关设备的噪音水平。测量位置：按照以上保证值规定，在脱硫装置满负荷运行，各设备运行的情况下，试验期间选点测量。测量方法：采用噪声表按中国的有关标准进行。测量结果: 见附件17。增压风机的噪音最大为84.5dB，增压风机隔音设施及隔音间噪音最大为73 dB，控制室噪音54dB，除了1单元辅机间内噪音最大为89.4，浆液循环泵房内最大噪音为86.5，高于性能保证值85dB外，其余低于85dB。6.4.13 散热损失保证值保证值：所有保温区域的表面温度最大不超过60。试验时间: 2003年12月19日14:00至19:00。测量内容：在脱硫系统满负荷下用表面温度计测量有保温面的温度。测点位置：试验期间在所有保温表面上人能够到达的地方由电厂、热工研究院和龙源公司共同选点。详细测点见附件21。测量方法：脱硫岛满负荷运行条件下，用表面温度传感器进行直接测量。测量结果: 见附件18。最大表面温度为13.5。6.3.14 泵效率损失保证值：在运行7000h后，泵的效率损失最大不超过3%；测试时间：2003年12月20日。测点位置：1-3循环泵。测量方法：采用运行仪表测量各泵的进出口压力，浆液的密度，吸收塔液位，电流和电压，8000小时后在同样条件下进行相同内容的测量，进行比较试验结果：见附件19。8000小时后，在同样的运行条件下，即在吸收塔液位和浆液密度相同的情况下，重复测量以上各值，进行比较，相对效率损失按如下公式计算：其中：效率损失，%；Po、Pi7000小时后循环泵出入口的压力，mbar；Po0、Pi0性能测试时的循环泵出入口的压力，mbar；I、V7000小时后循环泵的输入电流、电压，A、kV； I0、V0性能测试时循环泵的输入电流、电压，A、kV。6.4.15 负荷调节范围保证值保证值：脱硫装置及所属辅助设备的负荷调节至少应达到25-100%调节范围；负荷变化速率大于等于5%。测试时间：2003年12月24日。测点位置：采用标定过的运行仪表测量烟气流量。测量方法：通过调整烟气旁路挡板改变脱硫装置的烟气流量，由DCS采集运行数据(包括烟气流量、旁路挡板开度、增压风机挡板开度、SO2排放量、脱硫效率)。试验过程：11:30开旁路挡板门至24.2%，使脱硫系统负荷降低到50%左右，在该负荷下运行一段时间。 11:45开旁路挡板门至68.1%，使脱硫系统负荷到25%左右，在该负荷下运行10分钟。 11:55关旁路门。 11：58关旁路挡板门至21.9%，使脱硫系统负荷到50%左右，在该负荷下运行30分钟左右。 12:30关旁路挡板门。 12:32关旁路挡板门至12.3%，使脱硫系统负荷到75%左右，在该负荷下运行二十分钟左右。 12:53关旁路挡板门。 12:55旁路挡板门100%全关，使脱硫系统负荷到满负荷，增压风机投自动。试验结果:见附件20。 对应25-100%的脱硫装置负荷, 烟气流量即为71284m3/s(标准状态、湿), 本次试验达到的最高负荷为290 m3/s(标准状态、湿), 负荷率为102%,达到的最低负荷为70 m3/s(标准状态、湿), 负荷率为24.6%。负荷变化率9.6%/min。6.4.16 负荷变化率保证值保证值：脱硫岛及所属辅助设备的负荷变化率至少应达到5%/min。测试时间：2003年12月24日。测点位置：采用标定过的运行仪表测量烟气流量。测量方法：通过烟气旁路挡板改变脱硫装置的烟气流量，由DCS采集运行数据(包括烟气流量、旁路挡板开度、增压风机挡板开度、SO2排放量、脱硫效率)。试验过程: 开启旁路挡板，使脱硫系统负荷降低到25%，分别在75%、50%、25%负荷下稳定5-8分钟，再逐步关闭旁路挡板，最后恢复100%负荷运行。试验结果：附件20数据说明脱硫装置可以达到5%/min的负荷变化率；在不同负荷运行过程中和负荷调整过程中，脱硫系统运行稳定。6.4.17 脱硫装置最大压降 设计值： 烟气脱硫岛系统压降最大不超过26.0mbar，脱硫塔的压降最大不超过8.5mbar，GGH加热器的压降不允许超过10mbar。测试时间: 2003年12月19日。测点位置：压力损失测点位置如附件21中所示。测量方法：连接好各压力测点的测量仪表（微压计或U型管）后，在脱硫装置满负荷，采集和记录各测量仪表的压力数据，同时测量各点的标高和大气压。测量结果：见附件21。试验时, 脱硫装置负荷率为101.8%(湿态)，三台循环泵同时运行。此时脱硫塔的压力损失(包括除雾器)7.88mbar，烟气加热器压力损失9.79mbar，整个脱硫系统压力损失为20.66mbar。6.4.18 脱硫风机效率设计值：在满负荷和运行中正常积灰的条件下，脱硫风机的效率大于等于86；试验标准：VDI2044。测试时间：2003年12月20日10:4515:30测点位置：烟气流量、温度由DCS采集, 入口和出口截面压力和温度在图2中截面A处和增压风机出口测点B进行，在两处安装静压测管和NiCr-Ni热电偶，用来测量静压和温度。同时由DCS采集O2浓度、增压风机动叶开度、转速、输入电流和电压。测量方法：测定风机效率按照VDI2044标准(风机考核和性能测试方法)进行，测量当地大气压, 并在控制室通过DCS采集原烟气流量、O2浓度，增压风机导叶开度、转速。通过烟气流量和测得的风机压头抬升，计算风机的净功率。由电动机的输入电流、电压、功率因素和效率计算出其输出轴功率，从而计算风机的效率。运行方式：脱硫装置满负荷运行，3台循环泵运行。试验结果：见附件22。脱硫装置负荷率100%(湿态)，三台循环泵运行时，增压风机的效率83.6%。6.4.19 脱硫系统有关设备的粉尘排放量由于1单元脱硫系统与2单元脱硫系统公用石灰石系统，该系统在对2单元脱硫系统进行性能考核试验时，已经进行了粉尘排放量的测试，经过三方协商，本次考核中没有再对粉尘排放量进行测量，继续延续2单元当时的测量值。保证值：除原烟气烟道的粉尘排放外，脱硫岛各部分最大粉尘排放量不超过50mg/m3(标准状态、干态、O2含量为6%)。试验标准： VDI2066。测试时间：2001年3月24日9:2310:24，4月3日10:0011:09石灰石卸料系统除尘器出口。2001年3月24日14:2015:20石灰石仓顶部除尘器出口。测试内容：在石灰石卸料期间采用粉尘取样枪进行取样测量，记录取样气体的压力，温度及累计流量计的初、终读数，取样前、后滤筒烘干后的重量。测点位置：石灰石卸料系统布袋除尘器出口和石灰石仓顶部布袋除尘器出口，取样枪朝向出口。测试结果：附件23。2001年3月24日测试结果，石灰石仓顶部布袋除尘器出口粉尘浓度3mg/m3，石灰石卸料系统布袋除尘器出口粉尘浓度61mg/m3，大于保证值50mg/m3。经过检查，发现石灰石卸料系统布袋除尘器中个别布袋固定不好，造成泄漏。经过处理后，4月3日对石灰石卸料系统布袋除尘器出口粉尘排放浓度进行了重复测量，测量结果为16mg/m3。7 性能考核验收试验结论试验结果汇总表如附件24。试验结论汇总如下表序号项目单位保证值测量值结论1脱硫系统烟气量标态, 湿基，6O2m3/h850000标态，干基，6O2m3/h7700001净烟气SO2浓度（标态，干基，6O2）mg/m37122.47合格3净烟气粉尘浓度（标态，干基，6O2）mg/m3502.5合格4净烟气HF浓度（标态，干基，6O2）mg/m350.1382合格5净烟气HCl浓度（标态，干基，6O2）mg/m3100.1732合格6烟囱入口烟气温度8092.07合格7负荷范围25-100%合格8负荷变化速度率%/min59.6合格9石膏品质CaS