机组脱硫性能试验报告(绝密)

1、归档号*密 级内 部专业代号*目录号* * * * *发发电电有有限限公公司司 * *期期机机组组烟气脱硫工程性能试验报告烟气脱硫工程性能试验报告*二二 OO*年十二月年十二月参加工作单位：*工作人员：*技术负责人：*工作时间：200*年 11 月 10 日至 200*年 12 月 10 日编 写：审 核：批 准：目目 录录1 前言.12 试验引用资料及标准.13 脱硫工程概况及设计参数、保证值.23.1 脱硫系统概况.23.2 脱硫系统设计参数.23.2.1 锅炉及其辅机参数.23.2.2 FGD 设计煤质.33.2.3 FGD 入口烟气参数.53.2.4 石灰石设计参数.63.3 脱硫系统

2、性能保证值.64 性能试验分工.75 性能试验条件.86 性能试验项目.87 主要试验仪器.98 试验过程及试验结果.108.1 试验工况安排及测点设置.108.2 脱硫装置性能试验.108.2.1 脱硫系统处理烟气量试验.108.2.2 净烟气中 SO2浓度及其脱除效率试验.128.2.3 净烟气中 HCl、HF、SO3的浓度及其脱除效率试验.168.2.4 FGD 进、出口的烟尘浓度测试.208.2.5 FGD 出口净烟气温度测试.228.2.6 脱硫系统运行压降测试.248.2.7 脱硫系统电耗量测量.258.2.8 脱硫系统水耗量测量.268.2.9 石膏质量测试.278.2.10 石

3、灰石纯度及石灰石浆液粒径试验.298.2.11 脱硫装置的 Ca/S 与石灰石耗量.308.2.12 脱硫系统作业场所噪声试验.348.2.13 脱硫系统作业场所粉尘浓度试验.378.2.14 脱硫废水检测.399 脱硫性能试验结论.41附件 1：脱硫性能试验使用仪器检定证书号及有效期.43附件 2：#3、4 机组负荷曲线.45附件 3：脱硫性能试验采样位置及测点清单.48附件 4：脱硫性能试验修正曲线.49*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *11 前言前言*发电有限公司*期机组（2670MW）烟气脱硫工程由山东*环保工程有限公司总承包建设，脱硫装置采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工

4、艺。受*发电有限公司的委托，*负责*期机组烟气脱硫工程的性能试验，检验烟气脱硫系统性能保证值及技术参数是否能够满足*发电有限公司*期（2670MW）机组脱硫岛总承包技术协议等文件的要求。在*发电有限公司的大力配合下，*于 2008 年 11 月顺利完成了两台机组烟气脱硫装置的性能试验。2 试验引用资料试验引用资料及标准及标准*发电有限公司*期（2670MW）机组脱硫岛总承包技术协议*发电有限公司*期（2670MW）机组脱硫运行规程DL/T 986-2005湿法烟气脱硫工艺性能检测技术规范DL/T 998-2006石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范HJ/T 179-2005火电厂烟气脱

5、硫工程技术规范 石灰石/石灰-石膏法GB/T 161571996固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法DL/T 414-2004火电厂环境监测技术规范火电机组启动验收性能试验导则(原电力工业部)(1998 年)GBZ 12002工业企业设计卫生标准GBZ/T 189.8-2007工作场所物理因素测量 第 8 部分：噪声GBZ 2.1-2007工作场所有害因素职业接触限值第 1 部分：化学有害因素GBZ/T 192.2-2007工作场所空气中粉尘测定第 2 部分：呼吸性粉尘浓度GBZ159-2004工作场所空气中有害物质监测的采样规范GB/T 17061-1997作业场所空气采样仪器的技

6、术规范GB/T 54842000石膏化学分析方法GB/T 5726-2000建材用石灰石化学分析方法DB 37/664-2007火电厂大气污染物排放标准(山东省)*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *23 脱硫工程概况脱硫工程概况及设计参数及设计参数、保证值、保证值3.13.1 脱硫系统概况脱硫系统概况*发电有限公司*期工程扩建 2670MW 凝汽式汽轮发电机组配 22102t/h燃煤锅炉，同期配套建设 2 套湿式石灰石-石膏法烟气脱硫装置，脱硫效率不低于95%。脱硫系统采用一炉一塔制，分别设置一座吸收塔(包括配套系统)，相应配套脱硫增压风机、GGH 烟气换热器、引接烟道等，公用部

7、分主要包括吸收剂(石灰石浆液)制备系统、事故浆液系统、脱硫电控楼、石膏浆液真空皮带脱水系统、工艺水系统及气源、水源等引接系统。SO2吸收系统是脱硫装置的核心系统，待处理的烟气进入吸收塔与喷淋的石灰石浆液接触，去除烟气中的 SO2。在吸收塔后部设有除雾器，除去出口烟气中的雾滴；吸收塔浆液循环泵为吸收塔提供大流量的吸收剂，保证气液两相充分接触，提高SO2的吸收效率。生成石膏的过程中采取强制氧化，设置氧化风机将浆液中未氧化的HSO3-和 SO32-氧化成 SO42-。在氧化浆池内设有搅拌设施，以保证混合均匀，防止浆液沉淀；氧化后生成的石膏通过吸收塔排浆泵排出，进入后续的石膏脱水系统。烟气系统将未脱硫

8、的烟气引入脱硫装置，将脱硫后的洁净烟气送入烟囱。进入脱硫装置的烟气通过 FGD 入口的增压风机实现流量控制。从吸收塔出来的脱硫烟气经 GGH 烟气换热器加热后,设计工况下烟气在烟囱入口处的温度80，然后从烟囱排放。烟气系统的压降通过脱硫增压风机克服。石灰石原料通过输送系统，进入湿式球磨机进行磨制，成品石灰石浆液进入石灰石浆液箱，经石灰石浆液泵送入吸收塔进行化学反应，脱除烟气中的二氧化硫。来自吸收塔的石膏浆液由吸收塔排浆泵进入石膏旋流器，浓缩后的浆液再经过真空皮带脱水机脱水，脱水的同时对石膏进行冲洗，以满足石膏综合利用的品质要求，脱水后石膏含水量小于 10%（wt） ，进入石膏库暂存，随后用装载

9、车装车后运走。3.23.2 脱硫系统设计参数脱硫系统设计参数3.2.1 锅炉锅炉及其辅机及其辅机参数参数*发电有限公司*期机组锅炉及其辅机参数见表 3-1。*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *3表 3-1 锅炉及其辅机参数设备名称参数名称单位数据型式-超临界一次中间再热最大连续蒸发量t/h2102台数台2锅炉排烟温度120锅炉锅炉实际耗煤量（每台炉）t/h设计煤 275.3校核煤 289.2数量（每台炉）个2型式-静电除尘器除尘效率%99.7除尘器引风机出口粉尘浓度（O2=6%,干态）mg/Nm3120(最大 200)型式-静叶可调轴流式数量（每台炉）个2出口风量（每台炉）Nm3

10、/s642.87引风机风压Pa0高度m210出口内径m10.4烟囱型式-钢筋混凝土单套筒3.2.2 FGDFGD 设计煤质设计煤质FGD 设计煤质采用锅炉燃用的校核煤质。*期工程锅炉的燃煤为晋中地区贫煤。每台炉设计煤质耗煤量 275.3 吨小时，校核煤种耗煤量 289.2 吨小时。锅炉启动点火、低负荷助燃用燃油采用 0 号轻柴油，油枪采用蒸汽雾化方式，锅炉不投油最低稳燃负荷不超过 40BMCR。煤质分析数据见表 3-2。*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *4表 3-2 FGD 设计煤质分析项目单位煤质（锅炉用校核媒质）低位发热量Qnet，arJ/g20970全水分Mt%7.4(空

11、气干燥基）水分Mad%1.21(干燥无灰基)挥发分Vdaf%14.92(收到基)灰分Aar%31.22(收到基)固定碳Car%52.46(收到基)氢Har%2.69(收到基)氧Oar%3.62(收到基)氮Nar%1.11(收到基)硫St，ar%1.5哈氏可磨指数HGI-72变形温度DT1300软化温度ST1350流动温度FT1400二氧化硅SiO2%42.19三氧化二铝Al2O3%32.15三氧化二铁Fe2O3%13.02氧化钙CaO%4.37氧化镁MgO%2.15氧化钠+氧化钾Na2O+K2O%2.56*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *5二氧化钛TiO2%0.88三氧化硫SO

12、3%1.743.2.3 FGDFGD 入口烟气参数入口烟气参数*发电有限公司*期机组 FGD 入口烟气参数见表 3-3、表 3-4。表 3-3 FGD 入口烟气参数项目单位数据（干基）数据（湿基）锅炉 BMCR 工况烟气成分（标准状态，实际 O2）CO2Vol%12.9312.11O2Vol%6.626.20N2Vol%80.3375.22SO2Vol%0.12480.1169H2OVol%/6.36锅炉 BMCR 工况烟气参数Nm3/s605.1标态，干基实际含氧量Nm3/s646.2标态，湿基实际含氧量Nm3/s583.9标态，干基 6O2FGD 入口烟气量Nm3/s624.7标态，湿基

13、6%O2116正常值120烟气通流能力设计温度引风机出口烟气温度160FGD 停运的最低温度引风机出口烟气压力Pa0BMCR 工况*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *6表 3-4 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SO2mg/Nm33677烟尘浓度（FGD 入口）mg/Nm3120（最大 200）3.2.4 石灰石设计参数石灰石设计参数*发电有限公司*期机组 FGD 石灰石设计参数见表 3-5。表 3-5 石灰石设计参数名称单位数据CaO%50.01MgO%1.20SiO2%5.54CaCO3%89.22Fe2O3%0.48Al2O3

14、%1.46K2O%0.43Na2O%0.18Cl%0.02S%0.0183.33.3 脱硫系统性能保证值脱硫系统性能保证值1. FGD 脱硫效率保证在 FGD 设计煤质时，脱硫效率95，FGD 出口 SO2浓度满足环保标准。2. FGD 出口烟尘保证FGD 出口烟尘浓度50mg/Nm3，满足环保标准。3. FGD 出口温度保证设计工况下脱硫系统出口净烟气温度保证80。*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *74. 石灰石耗量、水耗量、电消耗量保证设计工况下（FGD 设计煤质、设计石灰石品质、锅炉 BMCR 工况） ，FGD 装置连续运行 14 天的石灰石消耗量平均值不大于 214t/

15、h；水消耗量平均值不大于2115t/h（工艺水耗量295t/h，工业水耗量220t/h） ；电消耗量平均值不超过 19980kVA（两套 FGD 及公用系统） ；Ca/S 平均值 1.03。5. 石膏品质保证自由水分低于 10%Wt；CaSO42H2O 含量高于 90%Wt；CaCO33%（以无游离水分的石膏作为基准） ；CaSO31/2H2O 含量低于 1%Wt（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） 。6. 粉尘保证从各种不同的设备中生产性粉尘对环境的排放浓度总尘不超过 8mg/m3，呼尘不超过 4mg/m3。7. 石灰

16、石粉细度保证保证湿磨机出口石灰石粉细度不超过 44um。8. 噪声保证控制室、电子室55dB(A)4 性能试验分工性能试验分工*发电有限公司*期机组脱硫装置的性能试验分工如下：*负责试验措施的编写、试验仪器的准备、现场试验及试验报告的编写。*发电有限公司负责联系机组负荷调度、脱硫装置的运行调整、现场协调及配合*进行试验。*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *85 性能试验条件性能试验条件锅炉负荷满足试验要求。烟气旁路挡板门关闭。燃用煤种接近设计煤种。静电除尘器运行正常。除灰输送系统运行正常。脱硫系统运行正常： 石灰石浆液符合设计要求； FGD 主要设备稳定运行； FGD 主要参数稳

17、定； DCS 主要监测仪表正常。*发电有限公司*期机组脱硫性能试验期间机组运行正常，FGD 整套系统运行正常，静电除尘器运行正常，除灰输送系统运行正常。6 性能试验项目性能试验项目*发电有限公司*期机组脱硫性能试验项目如下：脱硫装置处理烟气量；原、净烟气中 SO2浓度及其脱除效率；原、净烟气中 HCl、HF、SO3的浓度及其脱除效率；脱硫装置的进、出口的烟尘浓度及其脱除效率；脱硫装置净烟道出口烟气温度；脱硫装置运行压降；脱硫装置的电耗量；脱硫装置的水耗量；石膏质量保证；石灰石品质及浆液粒径分布试验；脱硫装置的石灰石耗量；设备及作业场所噪声；作业场所粉尘浓度。*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性

18、能试验报告 *97 主要试验仪器主要试验仪器脱硫性能试验使用的主要仪器如下：DX-4000 傅立叶红外高精度多组份烟气分析仪 1 套；KM9106 烟气成份综合分析仪 1 台；KM940 烟气成份分析仪 2 台；winner2000 型激光粒度分析仪 1 台；电子压力表 2 台；B&K2238 精密积分声级计 1 台；TH-880型等速烟尘采样仪 2 台；等速取样枪（带有毕托管及热电偶）2 支；标准皮托管 4 支；万分之一电子天平台 1 台；十万分之一电子天平台 1 台；粉尘采样器 10 台；便携式 pH 计 1 台；自动电位滴定仪 1 台；卤素水份测定仪 1 台；鼓风干燥箱 1 台。

19、所有用于试验的测试仪器均在国家法定计量检测单位的检定有效期内。仪器检定证书号及有效期见附件 1。*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *108 试验过程及试验结果试验过程及试验结果8.18.1 试验工况安排试验工况安排及测点设置及测点设置*发电有限公司*期机组脱硫装置性能试验根据试验期间电厂负荷情况，试验工况安排见表 8.1-1。机组负荷曲线见附件 2，采样位置及测点设置见附件 3。表 8.1-1 脱硫性能试验工况测试日期机组名称测试时段测试时负荷(MW)#38:0018:004002008.11.12#48:0018:00600#38:0018:004502008.11.13#48

20、:0018:00600#38:0018:004502008.11.14#48:0018:00470#38:0018:004502008.11.15#48:0018:004708.28.2 脱硫装置性能试验脱硫装置性能试验8.2.1 脱硫系统处理烟气量试验脱硫系统处理烟气量试验8.2.1.1 测试项目烟气含氧量、含湿量；工况烟气量（湿态，实际 O2） ；脱硫系统处理烟气量(标态、干态、6%O2)。8.2.1.2 试验方法试验期间，用标定过的毕托管、电子压力表和热电偶，采用网格法测量净烟气烟道各测点的烟气动压、静压和温度，用氧量表测量烟气含氧量，用烟气分析仪测*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能

21、试验报告 *11量烟气含湿量，计算烟气流量（标态、干态、6% O2） ，得到脱硫系统处理烟气量。8.2.1.3 测试仪器毕托管、电子压力表、热电偶、KM9106 烟气成份综合分析仪、DX-4000 型傅立叶红外高精度多组份烟气分析仪8.2.1.4 试验时间及地点#3 机组：2008.11.14-15，净烟气水平烟道的试验测点。#4 机组：2008.11.12-13，净烟气水平烟道的试验测点。8.2.1.5 试验结果脱硫系统处理烟气量试验结果见表 8.2.1-1、表 8.2.1-2。表 8.2.1-1 #3 机组 FGD 处理烟气量试验结果测试日期11 月 14 日11 月 15 日测试时段9:

22、00-18:009:00-18:00机组负荷(MW)450450净烟气 O2浓度(%)6.66.8烟气含湿量(%)8.68.7工况烟气量（湿态，实际 O2）16499771636355净烟气流量(标态、干态)(m3/h)15080791493992净烟气流量(标态、干态、6%O2)(m3/h)14473511413778脱硫处理烟气量(标态、干态、6%O2)(m3/h)14473511413778*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *12表 8.2.1-2 #4 机组 FGD 处理烟气量试验结果测试日期11 月 12 日11 月 13 日测试时段9:00-18:009:00-18:

23、00机组负荷(MW)600600净烟气 O2浓度(%)6.56.2烟气含湿量(%)8.88.7工况烟气量（湿态，实际 O2）23716112320098净烟气流量(标态、干态)(m3/h)21629102118249净烟气流量(标态、干态、6%O2)(m3/h)20903292089817脱硫处理烟气量(标态、干态、6%O2)(m3/h)209032920898178.2.2 净烟气中净烟气中 SOSO2 2浓度及其脱除效率试验浓度及其脱除效率试验8.2.2.1 测试项目原、净烟气中 SO2、O2的浓度FGD 脱硫效率及净烟气 SO2浓度(标态、干态、6%O2)8.2.2.2 试验方法测试原净

24、烟气中 SO2和 O2的浓度，按下式计算脱硫效率。=（CSO2 入口-CSO2 出口）/CSO2 入口100%CSO2 入口折算到标准状态、6%O2下的原烟气中二氧化硫浓度；CSO2 出口折算到标准状态、6%O2下的净烟气中二氧化硫浓度。8.2.2.3 测试仪器DX-4000 型傅立叶红外高精度多组份烟气分析仪；KM9106 烟气成份综合分析仪；KM940 烟气成份分析仪。8.2.2.4 测试位置*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *13增压风机出口、净烟气烟道的试验测点。8.2.2.5 试验时间及过程#3 机组：2008.11.14-15；#4 机组：2008.11.12-13。

25、试验期间对 FGD 的原、净烟气中 SO2浓度进行了全工况时段测试，分别得到原、净烟气 SO2浓度均值(标态、干态、6%O2)，计算得到 FGD 脱硫装置脱硫效率。8.2.2.6 试验结果测试结果见表 8.2.2-1、表 8.2.2-2。表 8.2.2-1 #3 机组 FGD 脱硫效率试验结果测试日期2008.11.142008.11.15测试时段9:00-18:009:00-18:00机组负荷(MW)450450脱硫系统处理烟气量(标态、干态、6%O2)(m3/h)14473511413778原烟气 O2浓度(%)5.85.9原烟气 SO2浓度(标态、干态)(mg/m3)37153529原烟

26、气 SO2浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)36663506净烟气 O2浓度(%)6.66.8净烟气 SO2浓度(标态、干态)(mg/m3)143132净烟气 SO2浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)149139SO2排放量(kg/h)215.7196.5SO2脱除量(kg/h)5090.24759.7测试工况脱硫率(%)95.9496.03净烟气 SO2浓度均值(标态、干态、6%O2)(mg/m3)144*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *14表 8.2.2-2 #4 机组 FGD 脱硫效率试验结果测试日期11 月 12 日11 月 13 日测试时段9:00-1

27、8:009:00-18:00机组负荷(MW)600600脱硫系统处理烟气量(标态、干态、6%O2)(m3/h)20903292089817原烟气 O2浓度(%)5.45.2原烟气 SO2浓度(标态、干态)(mg/m3)46363947原烟气 SO2浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)44573746净烟气 O2浓度(%)6.56.2净烟气 SO2浓度(标态、干态)(mg/m3)300180净烟气 SO2浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)311183SO2排放量(kg/h)649.5381.7SO2脱除量(kg/h)8666.27446.1测试工况脱硫率(%)93.0395.12净

28、烟气 SO2浓度均值(标态、干态、6%O2)(mg/m3)2478.2.2.7 测试结果修正由于试验期间机组负荷及入炉煤硫分和设计条件有差别，而脱硫效率保证值基于设计条件，故应对脱硫效率进行修正。设计工况如下：BMCR 工况，FGD 入口烟气量为 583.9Nm3/s（标态，干基，6O2） ，设计煤种 FGD 入口 SO2浓度为 3677mg/Nm3（标态，干基，6%O2） 。脱硫效率与 FGD 入口烟气流量、FGD 入口 SO2浓度关系曲线见附件 4 图 1、2。FGD 脱硫效率修正结果见表 8.2.2-3、表 8.2.2-4。*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *15表 8.2

29、.2-3 #3 机组 FGD 脱硫效率修正结果测试日期2008.11.142008.11.15测试时段9:00-18:009:00-18:00机组负荷(MW)450450测试工况脱硫系统处理烟气量(标态、干态、6%O2)(m3/h)14473511413778测试工况原烟气 SO2浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)36663506测试工况脱硫效率（%）95.9496.03测试工况 FGD 入口烟气量条件下曲线对应脱硫效率值（%）95.695.6测试工况 FGD 入口 SO2浓度条件下曲线对应脱硫效率值（%）95.095.3设计工况下曲线对应脱硫效率值（%）95.095.0FGD 入口烟

30、气量对脱硫效率的修正系数0.99370.9937FGD 入口 SO2浓度对脱硫效率的修正系数1.00000.9969修正到设计工况下的脱硫效率（%）95.3495.13修正后 FGD 脱硫效率（%）95.24*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *16表 8.2.2-4 #4 机组 FGD 脱硫效率修正结果测试日期11 月 12 日11 月 13 日测试时段9:00-18:009:00-18:00机组负荷(MW)600600测试工况脱硫系统处理烟气量(标态、干态、6%O2)(m3/h)20903292089817测试工况原烟气 SO2浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)4457

31、3746测试工况脱硫效率（%）93.0395.12测试工况 FGD 入口烟气量条件下曲线对应脱硫效率值（%）95.195.1测试工况 FGD 入口 SO2浓度条件下曲线对应脱硫效率值（%）92.294.8设计工况下曲线对应脱硫效率值（%）95.095.0FGD 入口烟气量对脱硫效率的修正系数0.99890.9989FGD 入口 SO2浓度对脱硫效率的修正系数1.03041.0002修正到设计工况下的脱硫效率（%）95.7595.03修正后 FGD 脱硫效率（%）95.398.2.2.8 试验结论#3、4 机组 FGD 修正到设计工况下的脱硫效率分别为 95.24%、95.39%，均达到了性能保

32、证值脱硫效率95%的要求。试验期间#3、4 机组 FGD 出口排放 SO2浓度分别为 144mg/m3(标态、干态、6%O2)、247mg/m3(标态、干态、6%O2)，均满足 DB 37/664-2007火电厂大气污染物排放标准(山东省)中要求的第三时段的火电厂锅炉 SO2排放浓度不高于 400mg/m3的标准。8.2.3 净烟气中净烟气中 HClHCl、HFHF、SOSO3 3的浓度及其脱除效率试验的浓度及其脱除效率试验8.2.3.1 测试项目*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *17原烟气中 HCl、HF、SO3、O2的浓度；净烟气中 HCl、HF、SO3、O2的浓度；FGD

33、 的 HCl、HF、SO3脱除率。8.2.3.2 测试时间#3 机组：2008.11.14-15；#4 机组：2008.11.12-13。8.2.3.3 测试仪器傅立叶红外 DX-4000 型高精度多组份烟气分析仪;KM9106 综合烟气分析仪。8.2.3.4 采样位置增压风机出口、净烟气烟道的试验测点。8.2.3.5 测试方法测量原、净烟气中 HCl、HF、SO3、O2的浓度，将测试结果折算到 6%O2条件下的HCl、HF、SO3浓度,计算 HCl、HF、SO3的脱除效率。8.2.3.6 测试结果测试结果如下表 8.2.3-1、表 8.2.3-2。表 8.2.3-1 #3 机组 FGD 的

34、HCl、HF、SO3脱除率试验结果测试日期2008.11.142008.11.15测试时段9:00-18:009:00-18:00机组负荷(MW)450450原烟气 HCl 浓度(标态、干态)(mg/m3)10.4610.61原烟气 HF 浓度(标态、干态)(mg/m3)0.280.29原烟气 SO3浓度(标态、干态)(mg/m3)54.1651.98原烟气 O2浓度(%)5.85.9*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *18原烟气 HCl 浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)10.3310.54原烟气 HF 浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)0.280.29原烟气

35、SO3浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)53.4451.63净烟气 HCl 浓度(标态、干态)(mg/m3)4.654.35净烟气 HF 浓度(标态、干态)(mg/m3)0.120.10净烟气 SO3浓度(标态、干态)(mg/m3)10.149.46净烟气 O2浓度(%)6.66.8净烟气 HCl 浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)4.844.60净烟气 HF 浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)0.120.10净烟气 SO3浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)10.5610.00测试工况 HCl 脱除率(%)53.1256.37测试工况 HF 脱除率(%)57.1

36、064.54测试工况 SO3脱除率(%)80.2380.64净烟气 HCl 浓度均值(标态、干态、6%O2)(mg/m3)4.72净烟气 HF 浓度均值(标态、干态、6%O2)(mg/m3)0.11净烟气 SO3浓度均值(标态、干态、6%O2)(mg/m3)10.28HCl 脱除率(%)54.75HF 脱除率(%)60.82SO3脱除率(%)80.44*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *19表 8.2.3-2 #4 机组 FGD 的 HCl、HF、SO3脱除率试验结果测试日期11 月 12 日11 月 13 日测试时段9:00-18:009:00-18:00机组负荷(MW)600

37、600原烟气 HCl 浓度(标态、干态)(mg/m3)13.8612.06原烟气 HF 浓度(标态、干态)(mg/m3)0.710.45原烟气 SO3浓度(标态、干态)(mg/m3)66.7656.41原烟气 O2浓度(%)5.45.2原烟气 HCl 浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)13.3211.45原烟气 HF 浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)0.680.42原烟气 SO3浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)64.1753.53净烟气 HCl 浓度(标态、干态)(mg/m3)5.874.89净烟气 HF 浓度(标态、干态)(mg/m3)0.320.17净烟气 SO

38、3浓度(标态、干态)(mg/m3)15.2813.35净烟气 O2浓度(%)6.56.2净烟气 HCl 浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)6.074.96净烟气 HF 浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)0.330.17净烟气 SO3浓度(标态、干态、6%O2)(mg/m3)15.8113.53FGD 系统 HCl 脱除率(%)54.4156.70FGD 系统 HF 脱除率(%)51.5659.41FGD 系统 SO3脱除率(%)75.3674.72*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *20净烟气 HCl 浓度均值(标态、干态、6%O2)(mg/m3)5.52净烟气

39、HF 浓度均值(标态、干态、6%O2)(mg/m3)0.25净烟气 SO3浓度均值(标态、干态、6%O2)(mg/m3)14.67HCl 脱除率(%)55.56HF 脱除率(%)55.49SO3脱除率(%)75.048.2.3.7 试验结论#3 机组 FGD 的 HCl、HF、SO3脱除率分别为 54.75%、60.82%、80.44%。FGD 出口烟气中 HCl、HF、SO3浓度(标态、干态、6%O2)分别为4.72mg/m3、0.11mg/m3、10.28mg/m3。#4 机组 FGD 的 HCl、HF、SO3脱除率分别为 55.56%、55.49%、75.04%。FGD 出口烟气中 HC

40、l、HF、SO3浓度(标态、干态、6%O2)分别为5.52mg/m3、0.25mg/m3、14.67mg/m3。8.2.4 FGD 进、出口的烟尘浓度进、出口的烟尘浓度测试测试8.2.4.1 测试方法在 FGD 进、出口的测点断面，采取网格法布点用等速取样法测量 FGD 进、出口的烟尘浓度，同时测量烟气含氧量等参数。采样前后滤筒均在 105烘箱烘干称重，采得样品按重量法在万分之一天平上称量得出采集烟尘净重，计算烟气中粉尘浓度。8.2.4.2 测试项目FGD 进、出口的烟尘浓度；FGD 脱尘效率。8.2.4.3 试验仪器TH880型烟尘采样仪及等速采样枪KM940 烟气成份分析仪8.2.4.4

41、测点位置*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *21增压风机出口、净烟气烟道的试验测点。8.2.4.5 测试时间#3 机组：2008.11.14-15；#4 机组：2008.11.12-13。8.2.4.6 测试结果见下表 8.2.4-1、表 8.2.4-2。表 8.2.4-1 #3 机组 FGD 脱尘效率测试结果测试日期2008.11.142008.11.15测试时段9:00-18:009:00-18:00机组负荷(MW)450450测试位置FGD 入口氧量均值（%）5.85.9过剩空气系数1.381.39烟尘浓度（标态、干态）（mg/m3）131135烟尘浓度(标态、干态、6%O

42、2)（mg/m3）129134测试位置FGD 出口氧量均值（%）6.66.8过剩空气系数1.461.48烟尘浓度（标态、干态）（mg/m3）4546烟尘浓度(标态、干态、6%O2)（mg/m3）4749FGD 脱尘效率（%）63.5763.43FGD 出口烟尘浓度均值(标态、干态、6%O2)（mg/m3）48FGD 脱尘效率均值（%）63.50*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *22表 8.2.4-2 #4 机组 FGD 脱尘效率测试结果测试日期11 月 12 日11 月 13 日测试时段9:00-18:009:00-18:00机组负荷(MW)600600测试位置FGD 入口氧量

43、均值（%）5.45.2过剩空气系数1.351.33烟尘浓度（标态、干态）（mg/m3）129123烟尘浓度(标态、干态、6%O2)（mg/m3）124117测试位置FGD 出口氧量均值（%）6.56.2过剩空气系数1.451.42烟尘浓度（标态、干态）（mg/m3）4340烟尘浓度(标态、干态、6%O2)（mg/m3）4441FGD 脱尘效率（%）64.5264.96FGD 出口烟尘浓度均值(标态、干态、6%O2)（mg/m3）43FGD 脱尘效率均值（%）64.748.2.4.7 试验结论#3 机组 FGD 出口烟尘浓度为 48mg/m3(标态、干态、6%O2)，FGD 脱尘效率为63.50

44、%；#4 机组 FGD 出口烟尘浓度为 43mg/m3(标态、干态、6%O2)，FGD 脱尘效率为64.74%。出口排尘浓度均达到了性能保证值50mg/Nm3的要求。8.2.5 FGD 出口净烟气温度测试出口净烟气温度测试8.2.5.1 试验方法*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *23在 FGD 原、净烟道测点处，用标定过的热电偶采用网格布点法测定每点烟气温度，计算烟气温度平均值。8.2.5.2 测试项目FGD 入、出口烟气温度8.2.5.3 测点位置增压风机出口、净烟气烟道的试验测点。8.2.5.4 试验时间#3 机组：2008.11.14-15；#4 机组：2008.11.1

45、2-13。8.2.5.5 试验结果试验结果见表 8.2.5-1、表 8.2.5-2。表 8.2.5-1 #3 机组 FGD 烟气温度试验结果测试日期2008.11.142008.11.15测试时段9:00-18:009:00-18:00机组负荷(MW)450450FGD 入口烟气温度()122.4121.6FGD 出口烟气温度()81.180.5FGD 入口烟气温度均值()122.0FGD 出口烟气温度均值()80.8*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *24表 8.2.5-2 #4 机组 FGD 烟气温度试验结果测试日期11 月 12 日11 月 13 日测试时段9:00-18:

46、009:00-18:00机组负荷(MW)600600FGD 入口烟气温度()120.3123.2FGD 出口烟气温度()80.182.3FGD 入口烟气温度均值()121.8FGD 出口烟气温度均值()81.28.2.5.6 试验结论#3 机组 FGD 在入口烟气温度 122.0的情况下，出口烟气温度为 80.8，#4 机组 FGD 在入口烟气温度 121.8的情况下，出口烟气温度为 81.2，均满足性能保证值80的要求。8.2.6 脱硫系统运行压降测试脱硫系统运行压降测试8.2.6.1 测试项目FGD 运行总压降；8.2.6.2 试验仪器电子压力表；皮托管；TH880型烟尘采样仪采样枪。8.

47、2.6.3 试验时间#3 机组：2008.11.14；#4 机组：2008.11.13。8.2.6.4 试验方法测量断面处的全压，计算脱硫系统运行压降。测点布置在增压风机出口和 FGD出口。*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *258.2.6.5 测试结果见下表 8.2.6-1。表 8.2.6-1 FGD 运行压降试验结果机组编号#3#4测试期间机组负荷（MW）450600增压风机出口压力（Pa）26523345FGD 出口压力（Pa）-244-112脱硫系统运行压降（增压风机出口至 FGD 出口）（Pa）289634578.2.6.6 试验结论#3、4 机组在测试工况下，脱硫系统

48、运行总阻力（增压风机出口至 FGD 出口）分别为 2896Pa、3457Pa。8.2.7 脱硫系统电耗量测量脱硫系统电耗量测量8.2.7.1 FGD 电气系统概况脱硫系统作为全厂的一部分，电源引自厂专用脱硫变。每台炉 6kV 配电装置按单母线分段设置，每段 6kV 脱硫母线由各自机组的高压厂用分裂变压器低压侧两段各引接一路电源，两路电源互为暗备用。每台机组成对的 6kV 脱硫单元负荷分别接于两段上。两台炉脱硫系统的公用 6kV 负荷均分到两台机组脱硫 6kV 配电装置上。8.2.7.2 试验项目FGD 电耗量8.2.7.3 试验方法从主厂房 6kV 脱硫开关柜电能表统计出脱硫系统的电耗量。8.

49、2.7.4 试验结果电能表统计结果见表 8.2.7-1，计算结果见表 8.2.7-2。*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *26表 8.2.7-1 脱硫电耗统计表日期时段统计位置累计时间(h)累计总有功功率(kWh)2008.11.128:0018:00#4 脱硫变10821042008.11.138:0018:00#4 脱硫变10810002008.11.128:0018:00#3 脱硫变10592302008.11.138:0018:00#3 脱硫变10600012008.11.148:0018:00#3 脱硫变1057348表 8.2.7-2 脱硫电耗结果表FGD 电耗量#3

50、 脱硫变#4 脱硫变试验期间工况电耗量（kWh）58868155#3、4 机组 FGD 总电耗量（kWh）140418.2.7.5 试验结论#3、4 机组 FGD 总电耗量为 14041kWh。由于#3 机组测试时负荷不满，电耗测量值较保证值 19980kWh 偏低。8.2.8 脱硫系统水耗量测量脱硫系统水耗量测量8.2.8.1 系统概述从电厂供水系统引接至脱硫岛的水源有两路，一路是工业水，另一路是循环水，即工艺水。工艺水系统水源为二期循环水排污水，功能如下：石灰石制浆和吸收塔氧化浆池液位调整除雾器冲洗石膏脱水建筑冲洗脱硫场地冲洗真空皮带脱水机冲洗各种其它用水工业水系统，水源为峡山水库水，向下

51、列设备（不限于此）供水：*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *27废水处理系统加药石膏冲洗氧化空气减温水各设备冷却水及密封水空调冷却水8.2.8.2 试验项目工艺水、工业水消耗量8.2.8.3 试验方法工艺水箱(D=5000mm)的补水液位变化为 H=1000mm，工业水箱(D=4300mm)的补水液位变化为 H=1500mm，用脱硫 DCS 统计试验期间相应水箱补水阀关闭总时间 t，则：工艺、工业水消耗量=N(D2/4)H/tN 为相应水箱补水阀关闭次数；t 为相应水箱补水阀关闭总时间，h。8.2.8.4 测试结果#3、4FGD 水耗试验工况取 2008 年 11 月 12-14

52、 日 8:0018:00。试验工况内工艺水补水阀关闭次数 72 次，关闭总时间为 11.78 小时；工业水补水阀关闭次数 48次，关闭总时间为 18.45 小时。#3、4FGD 工艺水消耗量=（726.251）/11.78=119.9m3/h。#3、4FGD 工业水消耗量=（484.621.5）/18.45=56.6m3/h。8.2.8.5 试验结论#3、4 机组试验期间脱硫工艺水消耗量为 119.9t/h，满足保证值295t/h 的要求；工业水消耗量为 56.6t/h，未达到保证值220t/h 的要求。8.2.9 石膏质量测试石膏质量测试8.2.9.1 试验方法试验期间，在真空脱水皮带机下料

53、口取石膏样品，进行化验分析。样品处理及分析试验的方法依照 GB/T 5484-2000石膏化学分析方法进行。8.2.9.2 测试时间*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *282008 年 11 月 12-15 日。8.2.9.3 测试项目石膏测试项目：含水率、CaSO42H2O、CaSO30.5H2O、CaCO3、Cl-。8.2.9.4 取样位置真空脱水皮带机下料口。8.2.9.5 试验仪器卤素水份测定仪、自动电位滴定仪、电子天平、鼓风干燥箱等。8.2.9.6 测试结果测试结果见下表 8.2.9-1、表 8.2.9-2。表 8.2.9-1 #3 机组 FGD 石膏质量化验结果检测项

54、目2008.11.142008.11.15保证值含水率（%）9.899.9510CaSO42H2O（%）90.0190.0590Cl-（%）0.0090.0080.01CaSO30.5H2O（%）0.320.281CaCO3（%）2.922.783表 8.2.9-2 #4 机组 FGD 石膏质量化验结果检测项目2008.11.122008.11.13保证值含水率（%）9.349.6510CaSO42H2O（%）90.7290.0790Cl-（%）0.0070.0090.01CaSO30.5H2O（%）0.330.351CaCO3（%）2.672.6938.2.9.7 试验结论*发电有限公司*期

55、机组烟气脱硫工程性能试验报告 *29脱硫性能试验期间，#3、4 机组 FGD 产生的石膏品质达到了保证值的要求。8.2.10 石灰石纯度及石灰石浆液粒径试验石灰石纯度及石灰石浆液粒径试验8.2.10.1 试验方法试验期间从石灰石称重给料机下料口处取石灰石样送山东省建筑工程质量监督检验测试中心进行石灰石成分分析，从石灰石浆液箱出口取石灰石浆液测试浆液细度。8.2.10.2 测试时间200*年 11 月 12-15 日。8.2.10.3 测试项目石灰石纯度：CaO、CaCO3、MgO、MgCO3、Fe2O3、SiO2、Al2O3；石灰石浆液粒度分布：D90、30m 累积、44m 累积。8.2.10

56、.4 试验仪器：winner2000 型激光粒度分析仪及化验仪器。8.2.10.5 测试结果测试结果见表 8.2.10-1、表 8.2.10-2。表 8.2.10-1 石灰石成分测试结果检测项目单位检测结果二氧化硅%7.87三氧化二铁%0.78三氧化二铝%6.62氧化钙%45.88氧化镁%7.01注：上表数据引自山东省建筑工程质量监督检验测试中心检测报告，报告编号Q08123166。由检测结果中氧化钙含量 45.88%，计算得出石灰石纯度（碳酸钙）为 81.93%。*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *30表 8.2.10-2 石灰石浆液粒度分布测试结果D9030m 累积44m 累

57、积检测时间m%2008.11.128.8198.5799.462008.11.138.5899.6699.702008.11.148.8798.8298.852008.11.158.5999.6699.708.2.11 脱硫装置的脱硫装置的 Ca/SCa/S 与与石灰石耗量石灰石耗量8.2.11.1 试验方法测试原、净烟气中的 SO2、O2浓度和烟气量，取石膏样品进行含水量、CaSO42H2O、CaSO30.5H2O、CaCO3等成分分析，取石灰石样进行纯度分析，计算得出 Ca/S 与石灰石消耗量。8.2.11.2 试验项目脱硫装置原、净烟气中 SO2、O2浓度脱硫装置处理烟气量石膏成分分析石

58、灰石粉纯度分析8.2.11.3 试验时间200*年 11 月 12-15 日。8.2.11.4 试验结果石灰石耗量测试结果见下表 8.2.11-1、表 8.2.11-2。*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *31表 8.2.11-1 #3 机组 FGD 石灰石耗量测试结果测试日期2008.11.142008.11.15机组负荷（MW）450450脱硫处理烟气量(标态、干态、6%O2) （m3/h）14473511413778原烟气 SO2浓度(标态、干态、6%O2)（mg/m3）36663506净烟气 SO2浓度(标态、干态、6%O2)（mg/m3）149139FGD 脱硫效率（%

59、）95.9496.03石膏中石灰石含量(CaCO3，%)2.922.78石膏纯度(CaSO42H2O，%)90.0190.05石膏中亚硫酸钙含量（CaSO30.5H2O，%）0.320.28石灰石纯度（CaCO3，%）81.9381.93Ca/S1.0561.054测试工况石灰石耗量（t/h）10.39.6Ca/S 均值1.055*发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告 *32表 8.2.11-2 #4 机组 FGD 石灰石耗量测试结果测试日期11 月 12 日11 月 13 日机组负荷（MW）600600脱硫处理烟气量(标态、干态、6%O2) （m3/h）20903292089817原

60、烟气 SO2浓度(标态、干态、6%O2)（mg/m3）44573746净烟气 SO2浓度(标态、干态、6%O2)（mg/m3）311183FGD 脱硫效率（%）93.0395.12石膏中石灰石含量(CaCO3，%)2.672.69石膏纯度(CaSO42H2O，%)90.7290.07石膏中亚硫酸钙含量（CaSO30.5H2O，%）0.330.35石灰石纯度（CaCO3，%）81.9381.93Ca/S1.0511.052测试工况石灰石耗量（kg/h）1737114935Ca/S 均值1.0528.2.11.5 试验结果修正由于试验期间机组负荷、入炉煤硫分、脱硫用石灰石品质和设计条件有差别，而石灰石耗量保证值基于设计