17246HNJD2脱硫整套系统调试报告Word下载.docx
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该调试工作按《华能荆门“上大压小”热电联产新建工程(2×
350MW)2号机组脱硫系统整套启动调试方案》实施,系统调试的质量按《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程(2013版)》执行,通过系统调试和消缺,使该系统的最终质量验评达标,通过参与机组整套启动试运等调试阶段的运行和消缺,该系统更趋完善,为该机组今后正常安全稳定运行打下了良好的基础。
2.参考文件
2.1华能荆门“上大压小”热电联产新建工程(2×
350MW)机组工程调试服务合
同
2.2《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437-2009
2.3《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》DL/T5295-2013
2.4《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》DL5009.1-2002
2.5《火电工程达标投产验收规程》DL5277-2012
2.6《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T5294-2013
2.7《电力建设安全健康与环境管理工作规程定》国电电源[2002]49号
2.8《国家电网公司电力安全工作规程(火电厂动力部分)》2010版
2.9《防止电力生产重大事故的二十五项重大要求》国电发[2000]589号
2.10《火电厂烟气脱硫工程调整试运及质量验收评定规程》DL/T5403-2007
2.11国网湖北省电力公司电力科学研究院质量、职业健康安全及环境管理体系
2.12有关行业和厂家的技术标准
2.13设计院相关图纸及厂家说明书
2.14甲方相关管理规定
3.设备及系统
华能荆门一期2×
350MW燃煤发电机组,采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置,用于处理机组在B-MCR工况下100%的烟气。
3.1原煤
锅炉设计使用的原煤资料及煤种变化范围如表1所示。
表1锅炉设计使用的原煤资料及煤种变化范围
项目
单位
数值
设计煤种
类型
\
烟煤
低位发热量(Qnet,ar)
kJ/kg
16740
水(Mar)
%
7.65
灰(Aar)
38.28
碳(Car)
45.00
氢(Har)
2.02
氧(Oar)
4.06
氮(Nar)
0.79
硫(Sar)
2.20
Cl-
0.016
F-
μg/g
139
耗煤量
t/h
149.29\
3.2烟气特性
烟气脱硫(FGD)工艺用来处理经过锅炉空气预热器和电除尘器后的烟气,烟气参数见下表2所示
表2FGD装置处理的烟气参数
FGD装置入口烟气量
设计值
到FGD装置的烟气量(标准状态,干态)
Nm3/h
1113192
到FGD装置的工况烟气量(标准状态,湿态)
1195666
FGD装置入口烟气成分(标态,湿态)
CO2
Vol-%
13.23
SO2
0.199
N2
74.77
O2
4.89
6667H2O烟气含湿量
6.90
机组引风机出口处的烟气温度
设计烟温
℃
122
最小温度
最大温度
故障运行状况下的温度(故障状况持续时间20min)
FGD装置入口的烟气污染物数据(标准状态,干态,6%O2)
mg/Nm3
5772.62
SO3
≤100
Cl如HCl
≤80
F如HF
≤25
NOX
灰尘
≤30
3.3工艺水
本工程采用二次循环供水系统,补给水源为漳河水库。
脱硫用水包括设备冷却水和工艺水。
脱硫设备冷却水来自电厂工业水,工业水水源为漳河水库四干渠水,经取水泵输送至厂内工业净水站预处理后清水,水温0~30℃。
工艺水采用冷却塔循环水排水,循环水排水设计浓缩倍率按六倍考虑。
水质资料见表3
表3漳河水库水质条件报告
项目
单位
数值
工艺水水质
外状
微浑
PH(25)
mg/l
6~9
全固体
1150
溶解固体
1100
全碱度
mmol/l
8
钙
240
镁
70
钠
20
钾
3
铁
1.2
铜
1
氯离子
15
硫酸根
440
磷酸根
5
全硅
活性硅
16
耗氧量
11
游离二氧化碳
50
铁铝氧化物
44
3.4石灰石
脱硫吸收剂采购石灰石粉,粒度≤44µ
m,325目90%过筛率。
由汽车运进厂内。
脱硫用石灰石粉由售粉厂家用自卸密闭罐车运至电厂。
(品质见表4):
表4石灰石品质
烧失量含量
wt-%
39.86
CaO
MgO
2.30
Fe2O3
0.75
Al2O3
0.72
SiO2
3.04
附着水含量
–1.02
粒径
mm
3.5脱硫废水水质
脱硫废水水质见表5
表5废水水质
废水浓度
70
pH值
密度
kg/m3
1.12
3.6保证值/消耗量
保证值、消耗量及其他参数如下表6
表6FGD保证值参数表
保证值
系统脱硫率
≥90
FGD系统的可用率
100
进入烟囱前污染物排放浓度(标准状态,干态,6%O2)
≥98.3
SO2排放浓度
≤150
H2SO4
≤101
HF
HCl
mg/D.Nm3
尘排放浓度
30
进入烟囱前的烟气温度
95
净烟气温度
48.3
*进入烟囱前烟气温度
石膏品质
自由水份
%
≤10
CaSO4.2H2O含量
CaCO3+MgCO3含量
<3
CaSO3.1/2H2O含量
<0.5
溶解于石膏中的Cl-含量
<0.01
溶解于石膏中的F-含量
溶解于石膏中的MgO含量
<0.021
溶解于石膏中的K2O含量
<0.07
溶解于石膏中的Na2O含量
<0.035
水耗
工艺水(一台锅炉)
62.7
冷却水(一台锅炉)
10
废水量(一台锅炉)
6.0
耗电量
2×
350MW机组脱硫岛总电耗
kWh/h
6431
单台机组电耗
3377
脱硫系统整套启动调试历程如下:
调试时间
调试项目
2014.07.28-2014.08.05
工艺水系统调试
2014.08.06-2014.08.08
除雾器水泵调试、仪用储气罐充气
2014.09.10-2014.09.16
烟气系统调试;
滤液水系统调试;
吸收塔系统调试;
制浆系统调试
2014.09.09-2014.09.12
圆盘脱水系统阀门验收;
管道冲洗;
圆盘脱水机、真空泵等试转。
2014.09.17
2号锅炉点火,脱硫首次通烟气;
烟气系统、工艺水系统、吸收塔系统投入试运
2014.10.02-2014.10.04
2A、2B氧化风机试运
2014.10.05
石灰石粉仓首次进粉
2014.10.10-2014.10.15
2号脱硫系统阀门及逻辑检查验收
2014.10.20-2014.10.21
制浆系统首次制浆及供浆入2号吸收塔
2014.09.18-2014.11.15
脱硫废水系统调试及试运
2014.10.21-2014.10.23
脱硫CEMS调试
2014.10.29
脱硫圆盘脱水系统首次脱石膏
2014.10.24-2014.10.31
2号机组脱硫168满负荷运行
2014.11.1
废水系统首次投运
5.调试中遇到的问题及解决方法
6.
(1)锅炉吹管期间因为未运行制浆系统,吸收塔内液体呈酸性,联系业主加入片碱通过吸收塔地坑泵溶解打入吸收塔中和吸收塔液体PH值
(2)单台炉吸收塔石膏浆液不能满足圆盘脱水机工作出力(单台圆盘脱水机设计的是同时满足2台炉石膏脱水),圆盘脱水机出力不可调,将石膏旋流器沉沙咀加大,增加石膏浆液通过率达到满足圆盘脱水出力。
(3)圆盘脱水机脱水运行后,滤液水池在2台泵启动后水池液位持续上涨,原因为设计管道过细。
将滤液水池与吸收塔地坑联通,滤液水泵打不了的通过吸收塔地坑泵打入吸收塔。
(4)2台卸酸泵调试过程中一直打不起压力,后联系厂家处理:
液体要充满泵体将空气排净才可以打压运行,设计缺少排气管,业主已下整改单整改。
(5)2B氧化风机因为供油压力低至0.064Mpa跳闸,检查为滤网堵,联系电建清滤网后恢复正常。
6.调试结论
脱硫系统整套调试工作在有各关单位协助下已全部完成,经过调试,阀门开关灵活、动作正常;
运行参数稳定,符合设计要求;
联锁保护功能动作正确可靠;
经业主、监理、电建等单位的确认,可以保证机组安全稳定的运行。
同时,脱硫系统经过168小时满负荷的考验,运行性能良好,各项性能满足设计要求,能满足机组长期正常运行的要求。
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