王滩电厂2215600mw机组脱硫性能试验报告(编辑修改稿)

王滩电厂2215600mw机组脱硫性能试验报告(编辑修改稿)内容摘要：

wt－％  －粒径 mm  5 试验参考标准 根据试验参与三方： 王滩发电厂 、 浙大网新机电工程有限公司 和西安热工研究院有限公司 于性能试验正式开始之前达成的一致，本次 性能考核验收试验采用 如下 标准 进行 ： 标准编号 标准名称 DL/T 99820xx 石灰石－石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范 VGBR 123 C/ 烟气净化设备考核验收试验导则 VGBM701 脱硫石膏分析方法 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 46920xx 电站锅炉风机现场性能试验 第 7 页 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 流动气体的粉尘测量 ， 等速取样法 VDI 2066 Part 7 流动气体的粉尘测量 ， 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 ， 仪器 UNOR6 和 URAS2 VDI 2470 Part 1 HF 浓度测量 VDI/ VDE 2640 Part 1 流动截面网格法，基本导则和基础 VDI 2640 Part 3 圆截面 ， 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 VDI 3480 Part 3 烟气中无机氯化物测量， ECOMETER JIS Z 8808 烟气中粉尘含量测试方法 JIS Z 8704 烟气温度测试方法 JIS K 0301 烟气中氧量的测试方法 JIS k 0095 烟囱烟气中取样方法 6 试验测点位置 吸收塔烟囱截面增压风机除雾器引风机除尘器来截面 截面截面 图 2 性能保证值测点位置及截面示意图 第 8 页 7 试验所用主要仪器、试验方 法、试验过程及试验结果 试验所用主要仪器 名称 产地 型号 仪器编号 热电偶 西安 NiCrNi KT300 电子微压计 英国 ZEPHYR 06971849 SO2分析仪 德国 Rosemount NG20xx W0972279068 CO2分析仪 德国 SIMENS ULTRAMAT 21P 氧分析仪 德国 Mamp。 C PMA10 9306231 前处理箱 德国 Hamp。 B CGKA5 W7072279/2 烟气伴热管 德国 Rosemount / 粉尘取样仪 德国 SICK SHC502 98248740 真空泵 德国 Ш20 1557268 累计气体流量计 日本 HNK10 / 噪声测量仪 浙江嘉兴 HS5633A 08002370 SO2标气 北京 浓度 981ppm / SO2标气 北京 浓度 40ppm / O2标气 北京 浓度 % / N2标气 北京 纯度 % / 表盘仪表标定 在性能试验正式开始之前，先用标准气体对脱硫装置进、出口的烟气组分在线仪表进行标定，使各个表计处于正常的测试状态，然后利用现场的测试数据核对同时段 CEMS 所采集 的数据之间的偏差，从而得到 CEMS 所采集数据的修正系数。 在 标定过程中发现 两套装置净 烟气组分在线仪表 显示 和实测数据偏差较大 ，无法进行修正，故 两套装置净 烟气 SO2和 O2浓度 及脱硫效率 测试 均 以实测时间段内数据为准。 原烟气的 SO2和 O2浓度标定 测试时间： 1FGD： 20xx 年 9 月 14 日 14:50～ 16:00。 2FGD： 20xx 年 9 月 12 日 10:55～ 11:43。 测点位置：图 2 中 FGD 原 烟道测点 A 处。 测量仪器： ROSEMOUNT NG20xx 二氧化硫分析仪， Mamp。 C PMA10 氧分析仪，WAP/254/04/100 伴热取样管， Hamp。 B CGKA5 烟气冷却器，抽气泵。 测量方法： 先用 SO2标气 (981ppm)和 O2标气 (%)以及零气 (高 纯氮气 %) 第 9 页 对 原烟气的 运行仪表进行标定。 试验时，把带有伴热的取样管伸入各测点，烟气经 前处理装置 后分别进入的二氧化硫分析仪和氧分析仪，读取各点的测量数据，同时由 DCS 系统采集试验期间 CEMS数据，二者进行比较，得到 SO2和 O2的表盘显示修正系数。 测试前后分别用 各标准气体 对测量仪表进行了标定。 试验前后仪表指示没有漂移。 因原烟气 CEMS 系统无 O2 浓度采样分析程序，所以无法对原烟气 O2浓度进行标定，原烟气 O2浓度采用实测数据。 测量结果：见 附件 3 所示。 原 烟气 SO2浓度表盘显示值分别用下式修正： 1FGD：2SOC=2SOC (表盘 ) 2FGD：2SOC=2SOC (表盘 ) 原烟气温度标定 测试时间： 1FGD： 20xx 年 9 月 14 日 14:15～ 14:40 2FGD： 20xx 年 9 月 11 日 10:45～ 11:05 测点位置： 图 2 中 原 烟道测点 A 处。 测量仪器： NiCrNi 热电偶，温度显示表。 测量方法：在满负荷下，用 NiCrNi 热电偶 采用网格法 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 CEMS 数据， 取均值，二者进行比较，得到 温度的表盘显示修正系数。 测量结果：见附件 4 所示。 原烟气温度 表盘显示值用下式修正： 1FGD： t =t (表盘 ) 2FGD： t =t (表盘 ) 性能 试验 相 关 测试 烟气流量 测试 测试时间： 1FGD： 20xx 年 9 月 11 日 15:15～ 17:00 2FGD： 20xx 年 9 月 9 日 14:37～ 16:28 测点位置： 图 2 中 FGD 除尘器后 原 烟道测点 A’处。 每套装置除尘器后共四个等面积烟道， 每个烟道 6 个测孔， 每个测孔 沿深度方向 取 5 至 6 个点进行测量。 第 10 页 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： 分别 采用网格法测量 四个烟道烟道 各点的烟气 动压 、静压和温度，计算出 各烟道的 烟气流量 (标准状态，实际 O2)， 然后相加得出总的烟气流量， 同时由 DCS 系统采集 CEMS 数据， 进行对照得到 DCS系统烟气量的修正系数。 测量结果：测量结果见附件 2。 1FGD 测试期间电负荷 ，实测烟气流量 2409634Nm3/h(标态，湿基，实际 O2)， 2237561Nm3/h(标态，干基， 实际 O2)； 2FGD 测试期间电负荷 ，实测烟气流量 2462661Nm3/h(标态，湿基，实际 O2)， 2281736Nm3/h(标态，干基， 实际 O2)。 原烟气 流量（标 态，湿基，实际 O2)表盘显示值用下式修正： 1FGD： Q =Q (表 盘 ) 2FGD： Q =Q (表盘 ) 原烟气 含湿量 测量 测试时间： 1FGD： 20xx 年 9 月 14 日 11:46～ 11:55 2FGD： 20xx 年 9 月 12 日 13:32～ 13:42 测点位置： 图 2 中 2FGD 原 烟道测点 A 处，每个烟道 选取 8 个测孔 中的两个测孔进行测试。 测量仪器：抽气泵，伴热取样管，烟气冷却器，冷凝水瓶，累计气体流量计，温度计。 测量方法：在满负荷下，抽取的烟气经烟气冷却器冷却后，冷凝水流入冷凝水瓶，记录抽气量，温度，大气压等数据，试验后称重得到冷凝水量。 通过计 算得到烟气含湿量。 测量结果：见附件 5 所示。 1FGD 原烟气含湿量平均值 为 %； 2FGD 原烟气含湿量 平均值 为 %。 原烟气 CO2含量测量 测试时间： 1FGD： 20xx 年 9 月 14 日 14:50～ 16:00； 2FGD： 20xx 年 9 月 12 日 10:55～ 11:43。 测点位置： 图 2 中 2FGD 原 烟道测点 A 处。 第 11 页 测量仪器：抽气泵，取样管，烟气冷却器， SIEMENS ULTRAMAT 21P CO2分析仪。 测量方法：在满负荷下，抽取的烟气经烟气冷却器冷却后，进 入 CO2分析仪，记录读数。 试验前用标气标定 CO2分析仪。 测量结果：见附件 6， 1FGD 原烟气平均 CO2浓度为 %； 2FGD 原烟气平均 CO2浓度为 %。 原 烟气温度 测试 试验时间： 1FGD： 20xx 年 9 月 11 日～ 9 月 17 日 2FGD： 20xx 年 9 月 10 日～ 9 月 17 日 测量方法： 由 DCS 采集图 2 测点 A 处 原 烟气温度的数据 , 对试验过程中的值进行平均 ， 并对 原 烟气温度进行修正。 试验结果：见附件 7。 在所有试验时段内， 1 原 烟气温度的平均值为 ℃ ；2 原 烟气温度的平均值为 ℃。 性能保证值试验 根据试验开始前有关脱硫考核试验 方案 会议纪要， 三方联合成立了试验指挥部，并共同编制了《性能试验措施》 ， 计划 20xx 年 9 月 9 日两套装置同时开始性能试验， 由 浙大网新机电工程有限公司 于 试验前 提供试验期间脱硫系统 运行 参数 （见附件 25）及 必要的修正曲线 (见附件 26)， 三 方联合确认。 2FGD 试验于 20xx 年 9 月 9 日 上 午 11 点 正式开始 至 9 月 17 日 18 点结束， 1FGD 试验因为设备原因没能同步开始性能试验， 于 20xx 年 9 月 11 日正式开始 至 9 月 17日 18 点结束。 试 验期间的运行参数由 DCS 系统实时记录 ，试验期间运行数据见附件 22。 为了准确、客观、有代表性的反映脱硫装置的运行状况， 本报告相关数据 选取的试验时段遵守以下原则： （ 1） 脱硫装置较长时间在满负荷稳定运行，并且原烟气 SO2浓度保持相对稳定。 以长时间的稳定运行来反 映 脱硫率和耗量指标； （ 2） 脱硫装置的运行参数满足 浙大网新机电工程有限公司 试验前所 设定的运行参数。 由于实际运行工况和设计条件有偏差，根据 浙大网新机电工程有限公司 提 第 12 页 供的 修正曲线 ，对本次性能试验部分实测结果进行了修正。 净烟气中 SO2浓度 和脱硫效 率 保证值： 卖方保证整套装置在锅炉燃用设计煤质、校核煤种 BMCR 工况条件下在验收试验期间脱硫效率为 ≥ 95 %，净烟气中的 SO2 含量不超过209mg/Nm3。 试验时间： 1FGD： 20xx 年 9 月 11 日 ， 15 日， 17 日 2FGD： 20xx 年 9 月 10 日 ， 12 日， 17 日 试验方法： 在符合试验要求和条件的时段内 ， 由 DCS 采集 对应时段内 2FGD原烟气 中 SO2 浓度，对试验过程中的值进行平均，并用修正系数修正。 净烟气 SO2和 O2的浓度 以试验时段内 实测数据为准。 脱硫效率按如下公式计算： %100222 r aw ga sSOc l e an gasSOr aw ga sSO C CC rawgasSOC 2 －－折算到标准状态、 6%O2下的原烟气中 SO2浓度； cleangasSOC 2 －－折算到标准状态、 6%O2下的净烟气 SO2浓度。 试验结果： 见 附件 8。 1FGD 满负荷时段 实际工况下净烟气 SO2 浓度 均值 为(标态，干基， 6%O2)， 脱硫率为 %， 修正到 设计条件 下为 %。 2FGD 满负荷时段 实际工况下净烟气 SO2 浓度 均值为 (标态，干基， 6%O2)， 平均 脱硫率为 %， 修正到设计条件下 为 %。 原 、净 烟气粉尘浓度 及除尘效率 保证值： 卖方保证整套装置在锅炉燃用设计煤质、校核煤种 BMCR 工况条件下在验收试验期间烟尘排放浓度小于 50mg/Nm3。 测试时间： 1FGD： 原烟气 粉尘浓度 ： 20xx 年 9 月 14 日 10:00～ 12:00 净 烟气 粉尘浓度 ： 20xx 年 9 月 15 日 09:25～ 10:50 2FGD： 原烟气 粉尘浓度 ： 20xx 年 9 月 11 月 10:40～ 12:05 第 13 页 净 烟气 粉尘浓度 ： 20xx 年 9 月 12 日 16:25～ 17:50 测点位置： 原烟气粉尘 浓度测点位于 图 2 中 的截面 A 处；净烟气粉尘浓度测点位于 图 2 中 的 截面 C 处。 测量仪器： SICK SHC502 粉尘取样仪。 测量方法：在满负荷的运行条件下，用粉尘自动等速取样仪进行网格法取样，取样过程中记录取样烟气体积、烟气温度、压力和大气压、运行氧量、粉尘取样滤筒的空重和取样后的实重。 测量结果：见附件 9 所示。 1FGD 原、净烟气粉尘平均浓度 分别 为 和 （标态，干基， 6%O2） ， 除尘效率 %；。