660MW机组脱硫性能考核试验方案(A版)

试论660MW机组烟气脱硫设备检修规程引言烟气脱硫设备是660MW机组的重要部件之一，它的正常运行对于机组的稳定运行和环境保护具有重要意义。

为确保烟气脱硫设备的高效运行和延长其寿命，制定一套科学合理的检修规程是非常必要的。

设备检修前的准备工作在进行烟气脱硫设备的检修之前，需要进行一系列的准备工作，以确保检修的顺利进行。

首先，需要做好设备的停机准备工作，包括关闭烟气脱硫设备的进出口阀门、停止给设备供电等。

其次，要做好安全措施的落实，包括设立警示标志、围栏、告知相关人员等，确保人员在停机检修过程中的安全。

设备检修的步骤和要求步骤1.清理设备表面设备停机后，首先要清理设备表面的灰尘和污垢，以便于后续操作的进行。

2.检查设备连接部位检查设备连接部位是否松动，如有松动情况需要进行紧固处理，确保连接部位的密封性。

3.检查设备支承结构检查设备的支承结构是否存在异常情况，如有发现异常需及时进行处理，避免对设备的正常使用产生影响。

4.检查设备内部状况打开设备的盖板，检查设备内部是否存在破损、腐蚀等情况，如有需要进行修复或更换。

5.安装检修设备根据需要，安装相应的检修设备，如检测仪器、螺栓等，以便于对设备进行检测和调整。

6.进行设备检测和调整使用相应的检测仪器对设备进行检测，如测量设备的温度、压力等参数，并根据检测结果进行相应的调整和处理。

7.清理设备内部在检修完成后，对设备内部进行清理，清除设备内部的杂物和污垢，以保证设备的清洁和运行效果。

要求1.检修过程中要做好安全防护工作，佩戴好相应的个人防护用品，确保人员的安全。

2.检修设备要先停机，并做好相关的停机准备工作，确保设备的安全停机。

3.在检修过程中，要注意设备连接部位的紧固情况，确保设备的密封性。

4.如果发现设备的支承结构存在异常情况，要及时进行处理，确保设备的稳定运行。

5.在检查设备内部状况时，要认真观察是否存在破损、腐蚀等情况，如有发现，要及时进行修复或更换。

技术文件JKC/JH029-热控-2010版次/修订：A/0江西景德镇电厂“上大压小”新建工程#6机组AGC试验方案编写：审核：审定：批准：2010年06月09日第1 页共8页目录1．试验目的和适用范围 (2)2．编制依据 (2)3．组织与分工 (3)4．现场实施AGC试验项目必备条件 (3)5．技术要求及试验步骤（关键点） (4)6．评价标准 (6)7．记录内容 (6)8．环境、职业健康、安全风险因素控制措施 (6)9. 附表 (8)第2 页共8页1．试验目的和适用范围1.1 通过调试，使江西景德镇电厂#6机组能满足电网AGC控制的要求，并保证机组稳定运行。

1.2 该方案适用于江西景德镇电厂“上大压小”新建工程（2×660MW）#6机组的AGC试验。

1.3 系统概述三大主机分别由：锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司、汽机为东方汽轮机有限公司、发电机为东方电机股份有限公司制造。

锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、锅炉采用露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型烟煤锅炉。

采用中速磨正压冷一次风机直吹式制粉系统设计，每台炉配用6台中速磨煤机，5台运行，1台备用。

每台磨配用1台耐压称重式皮带给煤机。

锅炉烟风系统按平衡通风设计，送风机采用2⨯50%容量的动叶可调式轴流风机。

一次风机采用2⨯50%容量的双级动叶可调式轴流风机。

吸风机采用2⨯50%容量的动叶可调式轴流风机。

锅炉采用三分仓容克式空预器。

汽机为东方汽轮机有限公司制造的超超临界压力汽轮机，超超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。

发电机为东方电机股份有限公司生产的发电机。

机组的监视与控制部分主要由北京日立控制系统有限公司提供的HIACS-5000M集散控制系统（DCS）来实现，DCS包括主要功能包括：数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、数字式电液控制系统（DEH）、锅炉吹灰程控系统、循环水泵房控制系统等。

660MW燃煤机组脱硝系统优化改造摘要：燃煤发电机组脱硝系统烟气流场均匀性对脱硝效能和催化剂寿命有重要影响，烟气流场由烟气中颗粒浓度场和速度场组成，因此，脱硝系统烟气流场优化时，应将二者作为一个整体。

文章主要对660W超超临界燃煤电厂SCR烟气脱氮流程处理优化流程进行说明，以燃煤煤种为基础，催化剂容量为依据、在燃烧方式和其他影响机组正常平稳运行工况因素未发生大范围变化的情况下，在不考虑反应器内催化剂发生大范围区域性堵塞和磨损的基础上，提出了如何处理催化剂问题、烟道规律性积灰导致脱硝效率降低，喷氨量升高，氨逃逸加剧等问题；及流程优化之后，如何解决脱硝喷氨不均匀，催化剂积灰等问题所采取措施。

关键词：660MW燃煤机组；脱硝系统；优化改造前言：随着我国环保法律越来越严，对于火电厂脱氮系统的可靠性和连续性要求越来越高。

火电厂SCR反应器出口NOx质量浓度分布不均，容易导致仪表显示反应器出口NOx质量浓度偏离烟囱排放NOx质量浓度。

此时，通常通过增加喷氨量来满足NOx排放标准，然而这必然带来氨逃逸量较大等问题。

为了在保证脱硝效率前提下减少氨气逃逸量需满足如下3点，第一，脱硝系统烟气流场均匀；第二，氨气在脱氮系统中喷射均匀且与烟气充分混合；第三，根据催化剂的效率对喷氨的各个支管阀门的开度进行有理有据的调节。

一、机组概况锅炉由哈尔滨锅炉制造有限公司设计制造的超超临界参数变压运行直流炉，采用Π型布置，单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、紧身封闭布置、联合侧煤仓、全钢构架、全悬吊结构、低NOx主燃烧器、四角切圆燃烧方式。

型号为HG-2000/28.25-HM15。

脱硝系统采用选择性催化还原法(SCR)技术，还原剂采用尿素，催化剂层数按2+1设置，设计脱硝效率≥83％，出口NOx浓度≤35mg/Nm³。

SCR反应器布置在省煤器之后空预器之前的烟道上。

催化剂最低连续运行烟温300℃、最高连续运行烟温420℃,脱硝投入条件：300-420℃。

660MW燃煤机组海水烟气脱硫技术应用摘要：海水烟气脱硫采用海水作为吸收剂，不需要使用石膏等其他化学产品，具有技术成熟、系统简单、运行成本低、不污染环境等特别。

本文对海水脱硫中国技术、脱硫工艺进行了简要分析。

关键词：海水脱硫；曝气；喷淋吸收塔1.电厂概述为满足越南经济发展的电力需求，建设越南沿海二期2×660MW燃煤电厂。

机组燃煤含硫量分别为：0.53％，烟气 SO2 浓度约为 1261mg/Nm3。

为满足当地环保要求，烟囱出口 SO2 浓度200mg/Nm3（越南环保要求SO2 浓度低于300mg/Nm3），需同步建设烟气脱硫装置。

脱硫效率≥90％，烟气脱硫采用海水脱硫工艺，海水脱硫用水来自机组凝汽器排水，HCO3—浓度为78mg/L，PH值为6.98。

越南环保要求海水排放指标：PH值6-9，溶解氧DO>3mg/L，∆COD<6mg/L。

海水脱硫用水来自机组凝汽器排水。

2.设计基础数据及主要设计原则2.1 设计基础数据2.2 吸收剂品质吸收剂采用海水，来自机组凝汽器排水，其主要水质指标如下：2.3 烟囱出口排放指标2.4 海水排放标准脱硫后的海水经曝气处理后水质满足越南环保标准（QCVN 40∶2011/BTNMT）排放，主要水质指标为：2.5 主要设计原则（1）本工程脱硫装置采用海水法脱硫工艺，全烟气脱硫，脱硫效率按≥90％设计，烟囱入口烟气 SO2 浓度低于 200mg/Nm3（干基，6％O2），满足越南环保排放标准要求（SO2 浓度低于 300mg/Nm3）。

（2）现阶段海水法脱硫工艺按国内自主技术设计，吸收塔型式按喷淋塔考虑，每台炉设置一座喷淋吸收塔，喷淋层按 3 层设计。

（3）烟气系统设置旁路烟道，单独设置脱硫增压风机，设置GGH。

烟囱入口烟气温度按 78℃考虑。

（4）吸收剂采用海水，脱硫后海水经曝气处理达标后排放。

现阶段海水恢复系统按每台炉设置 1 个曝气池和 2 台曝气风机考虑。

国序号系统或设备名称检修项目1.容器内外壁及结构件焊缝检查1. 启动分离器及储水罐2.分离器支座或吊杆检查13.膨胀指示器校正15.保温检修2. 受热面 1.锅炉本体受热面清灰2.空预器受热面清灰3. 水冷壁 1.清理管子外壁结焦、积灰2.水冷壁检查、测厚2.1冷灰斗、燃烧器周围、吹灰器周围水冷壁管及拉稀管道测厚2.2四周水冷壁测厚3.根据化学要求进行水冷壁割管检查4.鳍片检查、焊补5.炉墙修复4. 再热器 1.管子磨损检查测量（包括吹灰器周围管子）2.管子蠕胀测量3.防磨瓦、均流板检修4.再热器割管取样5.管排检查6.穿炉顶部分检查7.联箱管座焊口检查8.联箱支吊检查5. 末级过热器 1.检查管子磨损、损伤检查（包括吹灰器周围管子）2.管子蠕胀测量3.防磨瓦检修4.割管取样5.管排检查、整形，固定装置检查。

更换烧坏的间距卡、梳形卡6. 穿炉顶部分检查7.联箱管座焊口检查8.联箱支吊检查6. 分隔屏过热器 1.定位管、导向装置、固定块、滑动块检查2.管屏宏观检查3.磨损检查7. 初级过热器 1.管子磨损检查，重点后部弯头、上部管子表面、烟气走廊附近及吹灰器周围管子2.管子蠕胀测量3.防磨瓦、均流板检修4.管排及吊架检查5.出入口联箱管座焊口检查8. 顶棚、包墙过热器1.吹灰器附近、烟气走廊及人孔门处管子磨损检查2.鳍片检查、与水冷壁侧墙接缝检查3.顶棚过热器管变形和腐蚀检查9. 省煤器 1.管子磨损检查（包括吹灰器周围管子），更换不合格的管子及弯头2.管子蠕胀检查3.防磨瓦、均流板检查修整4.管排检查5.出入口联箱管座焊口检查6.割管检查（根据化学要求）7.吊挂装置检修8.省煤器放灰门检修9.放灰管10. 减温器 1.检查修理减温器联箱2.Ⅰ、Ⅱ级过热器及再热器减温器及喷嘴检查3.减温器内壁、内衬套检查，焊缝检查4.检查修理支吊架11. 锅炉承压部件水压试验12. 旋流燃烧器 1.油枪及调风器检修2.油枪调试3.燃烧器入口、外套筒及内衬检查4.燃烧器内套筒、喷口检查5.燃烧器调风挡板检查6.套筒挡板内外开度校对7.二次风喷口检查修复8.燃烧器喷口耐火材料检查9.蓄能器检查15直流燃烧器 1.油枪及调风器检修2.油枪调试3.燃烧器连杆检查4.燃烧器方形管及风箱检查检修5.切圆测量（修前后）6.一、二次风喷口、燃油喷口检修或更换7.浓淡分离器检查或更换8.各检修孔门检修9.燃烧器执行机构检修10.燃烧器同步摆动试验11.动力场试验（配合热试）13. 暖风器 1.暖风器检查清洗2.疏水箱内清理检查3.暖风器查漏4.疏水泵检修5.暖风器系统阀门检修14. 空气预热器 1.蓄热元件检查，蓄热元件支撑检查2.冷端径向密封检查、间隙测量调整3.热端径向密封检查、间隙测量调整4.轴向密封检查、间隙测量调整5.旁路密封检查6.扇形板执行机构解体检查加油7.转子及扇形板检查7.1转子检查7.2扇形板检查8.变速箱解体检查8.1大齿轮检查8.2齿轮、轴承间隙测量调整8.3箱体清理，润滑油更换8.4锥形齿轮检查间隙测量调整8.5变速箱装复8.6自锁器检查更换8.7 齿形联轴器检查8.8电机、气动马达找正8.9液力耦合器检查安装8.10联轴器、超越离合器检查9.转子上下轴承检查9.1轴承清洗检查9.2润滑油更换9.3密封系统检查9.4更换油室密封10.润滑油系统检修10.1消除油系统漏油10.2冷却水系统检修10.3油泵检修10.4滤网检查11.烟侧支撑检查检修，四周护板检查检修12.冲冼灭火装置检修13.消除人孔门漏风14.试车15. 炉顶大包 1.炉顶吊挂装置检查、调整2.大包内清灰3.炉顶大包内密封检查4.炉顶大包内保温检查16. 人孔门 1.人孔门、观察门检修17. 炉墙及烟风道 1.炉墙及烟风道保温及炉衣检查修复2.检查消除膨胀受阻3.炉墙及烟风道漏点消除18. 平台楼梯锅炉平台楼梯扶手恢复19. 刚性梁 1.刚性梁检查20. 双色水位计及阀1.1水位计解体门1.2水位计汽水侧管道检查1.3零部件检查1.4光罩检查2.水位计组装3.校正水位计中心4.水位计调整5.热紧螺栓6.水位计阀门解体检修21. 弹簧式安全阀 1.检查阀杆弯曲度2.弹簧检查3.阀芯及阀座研磨4.阀体及其连接焊缝、螺栓检查5.安全阀组装6.整定安全阀7.安全阀各连接管检修22. PCV阀 1.主阀检修2.辅助阀检修3 .PCV阀整定23. 高压截止阀 1.阀门解体2.结合面研磨3.零部件检查清理4.阀门的组装24. 水压隔离阀再热器出入口堵阀解体检修25. 减温水调节门、1.阀门解体闭锁阀2.结合面研磨3.零部件的检查4.阀门的组装5.开关试验26. 高压逆止门逆止门解体检修27. 给水闸阀 1.阀门的解体2.零部件的检查清理3.阀门组装4.阀门调试1.监视段蠕胀测量、硬度试验28. 主、再热汽管道、给水管道2.主、再热汽管道金相试验、测厚。

2×660MW机组（脱硫除灰专业部分）运行反措及预案目录2、吸收塔亚硫酸根高 (3)3、吸收塔浆液起泡 (4)4、工艺水中断 (4)5、脱硫系统防止脱硫效率低于90％的预防措施 (5)6、脱硫效率低于90％时应急处理预案 (6)7、热控盘电源中断 (7)2、吸收塔亚硫酸根高2.1后果1)石膏浆液呈黏糊状，无法脱水，且造成滤布堵塞；2)吸收塔氧化反应困难，脱硫效率下降，严重时FGD系统无法运行。

2.2现象1)石膏浆液呈黏糊状，无法脱水；2)脱硫效率降低。

2.3原因1)FGD入口SO2浓度过高；2)氧化风管堵塞，或氧化风喷管脱落；3)氧化风机出力不够；4)PH值过高运行。

2.4处理1)若FGD入口SO2浓度过高，联系值长，增加循环泵运行或机组降负荷，降PH值至5.0左右运行；2)运行中风机出力不够，联系检修处理，启备用氧化风机；3)调整PH值在正常范围内运行。

4)亚硫酸根过高、氧化风管堵塞、氧化风喷管脱落，一时处理不好，申请停炉，保持氧化风机运行，将吸收塔亚硫酸钙氧化为硫酸钙。

2.5防范措施1)操作员认真监盘，将PH值控制在正常范围内，加强对氧化风机参数监视；2)FGD入口SO2浓度过高时，及时调整脱硫运行工况；3)按时巡检氧化风机，发现缺陷尽快联系检修处理；4)化验人员及时化验，为操作员提供准确数据。

3、吸收塔浆液起泡3.1后果造成系统外排水增大，工艺水补水量增大，石膏浆液浓度不上涨。

3.2现象1)DCS上液位指示未达到溢流值而就地溢流大；2)溢流出来的浆液带有很多泡沫。

3.3原因1)锅炉投油，进吸收塔的烟气含杂质多；2)电除尘器故障，除尘效率低，FGD入口烟尘浓度高；3)工艺水水质不合格；4)石灰石杂质多。

3.4处理1)将溢流浆液打至事故浆液箱；2)若吸收塔浓度较高，加强脱水，以置换浆液；3)加快电除尘器故障处理，降低FGD入口含尘浓度；3.5防范措施1)电除尘器故障及时消缺；2)加强工艺水及石灰石成份的化验。

x x x电厂2×660M W机组脱硫性能考核试验方案X X热工研究院有限公司X X X X年X X月版本更新记录目录1前言 (1)2设备概述 (1)3性能保证值 (3)4试验依据 (5)5试验条件及要求 (6)6试验内容及测量方法 (6)7试验工况设置 (12)8试验测点 (12)9试验仪器、仪表校验 (12)10试验方法 (13)11试验数据处理 (13)12试验组织机构 (14)附件 1 试验测点清单 (15)附件 2 试验所需仪器及材料 (16)21前言xxx电厂新建工程为2×660MW超临界燃煤机组。

根据供货合同规定，在每台机组完成168小时试运后，根据业主安排将进行性能考核试验工作。

本方案为脱硫性能考核中各项试验的指导性文件，制定了试验的方法及为确保测试精度所应采取的测试手段。

2设备概述2.1本期工程装设2台600MW燃煤汽轮发电机组，锅炉为超临界参数、变压运行直流炉，一次中间再热、单炉膛平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，采用三分仓回转式空气预热器。

2.2本期工程2×660MW机组采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺系统，脱硫岛系统设计时煤质的收到基硫分按1.2%，保证此时在锅炉BMCR工况下，处理全烟气量时的脱硫效率不小于94.4％且最终SO2排放浓度小于200mg/Nm3，当脱硫燃用校核煤种2（Sar=0.69%）时，保证此时在锅炉BMCR工况下，处理全烟气量时的脱硫效率不小于95％。

脱硫装置可用率不低于98%，采用一炉一塔；石灰石浆液制备采用湿磨系统，石膏脱水采用真空皮带脱水系统，均为两套脱硫装置公用。

脱硫装置与机组同步建设。

2.3煤质数据第1页共16页2.4石灰石品质22.5F GD入口烟气参数燃烧设计煤种时，FGD入口烟气参数如下:锅炉BMCR工况烟气成分（设计煤种，标准状态，实际O2）锅炉BMCR工况烟气参数燃烧脱硫设计煤种时，FGD入口烟气参数如下:）锅炉BMCR工况烟气成分（校核煤种1，标准状态，实际O锅炉BMCR工况烟气参数3.1 脱硫效率保证当燃用脱硫设计煤种（Sar=1.2%）时，锅炉BMCR工况下,石灰石耗量、工艺水耗量、电耗、压缩空气量消耗量、废水排放量不超过保证值，处理全烟气量时的脱硫效率不小于94.4％且最终SO2排放浓度小于200mg/Nm3；当燃用校核煤种2第3页共16页（Sar=0.69%）时，处理全烟气量时的脱硫效率不小于95％且最终SO2排放浓度小于150mg/Nm3。

660MW机组脱硫脱硝A级检修项目序号检修项目检修范围及内容1 #1脱硫吸收塔系统检修（衬胶修补发包方单独外委，承包方配合）吸收塔除雾器检查修补：包括除雾器片更换、除雾器梁衬胶检查修补、除雾器冲洗管路/阀门检查修复、除雾器冲洗喷嘴疏通、更换；吸收塔托盘及托盘梁检查、更换及衬胶修补；吸收塔喷淋系统检查修理：包括喷淋管检查修复、喷嘴疏通、检查更换，喷嘴喷射角检查调整，喷淋管内部清理；吸收塔A、B、C、D、E氧化空气管及其合金卡箍、支架检查修补，氧化风管清理、疏通；塔内部清理浆液残渣；塔防腐玻璃鳞片电火花仪检测及测厚修补，吸收塔侧壁开2个压力测量孔2 #1吸收塔A、B、C、D、E侧进式搅拌器检修测量主轴及各部配合尺寸，主轴表面做渗透探伤；机封更换、轴承油脂更换；大轴、叶片磨损腐蚀检查、必要时修补；（焊材承包方提供，型号ER2594 Φ2.4mm）搅拌器皮带轮找平，传动皮带检查调整更换；号检修项目检修范围及内容吸收塔搅拌器叶轮检查，必要时进行碳化硅修复（碳化硅修复发包方单独外委）3 #1塔浆液循环泵及其减速机解体检修A、B、C浆液循环泵解体检修。

包括叶轮测厚修补、蜗壳、护板腐蚀检查，必要时修补，轴承、机封间隙检查及更换，测量调整转子的轴向窜动量，泵、减速机、电机联轴器中心复查并重新找正；A、B、C浆液循环泵减速机齿轮、轴承检查，齿轮咬合间隙测量；（必要时返厂检修）浆液循环泵减速机冷油器清理及过滤器滤网清理更换。

减速机油泵骨架油封、联轴器齿套检查、更换；A、B、C浆液循环泵减速机换油；浆液循环泵的蜗壳、前护板如需碳化硅修复时由发包方单独外委4 #1增压风机解体检修（1台）1、清理叶片及轮毂积灰。

2、测量叶片与机壳间隙。

3、检查叶片磨损情况。

4、拆除叶片，对轮毂内叶片轴承、曲柄及其轴承、铜套、滑块及其更密封件进行检查更换。

号检修项目检修范围及内容5、液压缸整体拆除并回装、找正。

液压缸返厂检修由发包方单独外委6、检查补焊打磨机壳、扩压桶各焊缝。

660MW机组制粉系统出力及单耗性能考核试验方案(A版)目录前言 (1)1设备概述 (1)2试验目的 (2)3试验依据 (2)4试验工况安排 (2)5试验测点 (3)6测量项目及方法 (4)7试验仪器､仪表校验 (5)8试验条件及要求 (5)9试验方法 (6)10试验结果的确认 (7)11试验组织机构 (7)附件 DCS记录数据清单 (8)前言xxx电厂新建2×660MW超临界机组,锅炉为超临界参数､变压运行直流炉,一次中间再热､单炉膛平衡通风､露天布置､固态排渣､全钢构架､全悬吊结构Π型锅炉,采用三分仓回转式空气预热器｡设计煤种:淮南煤,校核煤种为淮北煤和混煤｡采用中速磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统,每台炉配6台中速磨煤机,燃烧设计煤种时,5台运行,1台备用｡根据供货合同规定,在每台机组完成168小时试运后,根据业主安排将进行性能考核试验工作｡为考核制粉系统的运行性能,将进行制粉系统出力试验｡本方案为制粉系统出力试验的指导性文件,制定了试验所依据的标准以及为确保测试精度所应采取的测试手段｡1设备概述表1 磨煤机主要数据汇总表2试验目的2.1在机组额定负荷下,测试制粉系统在额定出力下的运行性能及制粉单耗｡2.2在机组额定负荷下,测试制粉系统在保证出力下的运行性能及制粉单耗｡3试验依据3.1电厂与磨煤机制造厂签订的技术合同｡3.2原电力部标准《火电机组启动验收性能试验导则[电综(1998)179号]》｡3.3《电站磨煤机及制粉系统性能试验》DL/T 467-2004｡3.4有关联络会议纪要｡4试验工况安排表3 试验工况设置5试验测点5.1试验测点清单详见附件1,测点布置示意图如图1所示｡1. 原煤取样2. 煤粉取样3. 入口风量4. 静压测点5. 石子煤图 1 磨煤机出力试验测点布置示意图5.2测点类型5.2.1风量测点:包括运行中每台磨煤机的入口一次风量｡这些风量测量装置应在制粉系统出力试验前已进行过标定｡因此,出力试验时数据将取自DCS记录数据｡一次风机出口总风量也取自DCS记录数据,同样测量装置也应在试验前标定完成｡5.2.2静压测点:为磨煤机进､出口静压,用于监测磨煤机差压｡这两个数据也将直接取自DCS即可完全满足试验要求｡5.2.3磨煤机出力:以DCS对应的给煤机出力计｡对应给煤机的出力计量装置应在试验前进行过标定｡5.2.4煤粉取样测点:煤粉取样测点布置在磨煤机出口每根一次风管上｡5.2.5原煤取样测点:原煤的取样测点布置在原煤仓至给煤机的落煤管上｡5.2.6其它参数测量:指主要的运行参数,均来自DCS记录｡6测量项目及方法6.1风量测量包括运行中每台磨煤机的入口一次风量,试验时数据将取自DCS记录｡因此,这些风量测量装置应在制粉系统出力试验前已进行过标定｡一次风机出口总风量也取自DCS记录数据,同样测量装置也应在试验前标定完成｡上述风量参数,记录周期最长不超过5分钟｡6.2磨煤机电耗磨煤机电耗通过6kV配电间表盘上各自电度表电枢转速测量,即测量电度表电枢转10圈所用的时间t,根据下式计算:P =3600⨯10⨯kdl⨯kdy/(t⨯A) kW·h式中,t为相应的电度表电枢每转10圈所用的时间,秒;A为电度表常数;kdl､kdy 分别为电度表的电流､电压互感系数｡如计量表计为数字式电度表,则直接读取试验起始时的表盘显示数据｡6.3静压测量为磨煤机进､出口静压,用于监测磨煤机差压｡这两个数据也将直接取自DCS即可完全满足试验要求｡记录周期同风量测量｡6.4磨煤机出力以DCS对应的给煤机出力计｡对应给煤机的出力计量装置应在试验前进行过标定｡记录周期同风量测量｡6.5煤粉取样煤粉取样测点布置在磨煤机出口每根一次风管上｡试验期间用平头式煤粉等速取样枪按等截面原则进行逐点等时取样｡试验结束后,所有样品混合均匀,缩分为4份｡电厂､磨煤机制造厂､TPRI各执一份,留底备用一份｡煤粉样缩分结束后立即送交电厂化验室进行细度分析,用于细度分析的筛子可由TPRI提供并已经校验合格｡筛分的结果作为判断煤粉细度是否符合试验要求的依据｡6.6原煤取样试验期间从给煤机落煤管每15分钟取样一次,每次取约2kg样,装入桶内密封好｡装原煤样的桶除非在加入或取出样品时才允许打开,否则应保证密封良好｡取样结束后,样品混合均匀,缩分为4份,每份约2kg｡电厂､磨煤机制造厂､TPRI各执一份,留底备用一份｡原煤应在取样结束后立即送交电厂化验室分析,并以此作为判断入炉煤是否符合试验要求的依据｡6.7其它参数指主要的运行参数,清单参见附录｡全部数据采用DCS记录,每分钟记录一次｡7试验仪器､仪表校验7.1风量测量装置以及给煤机出力测量装置应在制粉系统出力试验前标定结束｡7.2测量磨煤机电耗的电度表应校验合格｡7.3煤粉筛由TPRI负责校验｡8试验条件及要求8.1试验前应具备的条件8.1.1机组运行正常稳定,可带额定负荷｡8.1.2主要运行表计经过校验,投运正常,指示正确｡8.2自动控制系统运行可靠｡8.3运行参数记录打印系统投入正常运行｡8.4试验期间煤质应符合设计煤质或燃用电厂及磨煤机制造厂协商的煤种,其工业分析的允许变化范围为:干燥无灰基挥发分±5%(绝对值)收到基全水分±4%(绝对值)收到基灰分±5%(绝对值)收到基低位发热量±10%(相对值)8.5送风机､引风机､一次风机､磨煤机､给水泵和除渣系统等无故障,各风､烟门挡板操作灵活｡8.6出力试验前,制粉系统应已进行过调整试验,并能够提供正式试验报告｡8.7由电厂及磨煤机制造厂商定试验磨煤机｡8.8锅炉已连续运行36小时,试验磨煤机已连续运行6小时｡8.9试验时负荷为机组额定负荷｡8.10试验期间试验磨煤机运行工况由磨煤机制造厂提出,经电厂认可｡8.11试验期间不得进行任何干扰试验磨煤机运行工况的操作,否则需征得试验负责人的同意方可进行｡若遇到危及设备和人身安全的意外情况,运行人员有权按规程进行紧急出理,处理完毕后通知试验负责人｡8.12试验期间,试验人员若发现测试数据有异常,应及时向试验负责人汇报,以便及时处理｡8.13试验前,所有参加试验人员应通晓本方案｡9试验方法9.1额定出力试验9.1.1机组负荷设定为额定负荷｡由电厂及磨煤机制造厂协商选择试验磨煤机｡9.1.2调整试验磨煤机出力为设计额定出力｡9.1.3正式试验前,应确认试验磨煤机已连续运行至少6小时,并在额定出力下已连续运行1小时以上｡9.1.4正式试验前,试取试验磨煤机出口各一次风管内煤粉,并混合后进行筛分,以确认煤粉细度是否满足锅炉设计要求｡9.1.5煤粉细度以及其它所有的运行参数均正常后,且已清空试验磨煤机的石子煤仓后,正式试验可以开始进行｡9.1.6试验期间,取原煤样､煤粉样､测量电耗并记录DCS参数｡9.1.7试验结束后搜集试验磨煤机的所有石子煤量,称重9.2最大出力试验9.2.1额定出力试验结束后即在同一台磨煤机上进行最大出力试验,机组负荷仍设定为额定负荷｡9.2.2调整试验磨煤机出力为设计最大出力,同时观察磨煤机出口温度､磨煤机的压差,若有堵煤的倾向,立即停止增加煤量,并稳定运行2小时｡9.2.3正式试验前,试取试验磨煤机出口各一次风管内煤粉,并混合后进行筛分,以确认煤粉细度是否满足锅炉设计要求｡9.2.4煤粉细度以及其它所有的运行参数均正常后,且已清空试验磨煤机的石子煤仓后,正式试验可以开始进行｡9.2.5试验期间,取原煤样､煤粉样､测量电耗并记录DCS参数｡9.2.6试验结束后收集试验磨煤机的所有石子煤量,称重｡10试验结果的确认10.1若电厂化验室提供的入炉煤分析数据符合试验要求,则试验结果自动有效｡10.2若电厂化验室提供的入炉煤分析数据不符合试验要求,应由试验三方协商是否试验有效｡若试验无效需更换试验煤后再次进行试验｡11试验组织机构试验总指挥由电厂派员担任,负责指挥试验的全部工作,协调各方相互友好地协作,下达试验的开始和结束时间,宣布试验有效或作废,仲裁各方意见,确保试验顺利进行｡附件 DCS记录数据清单。

x x x电厂2×660M W机组锅炉性能考核试验方案西安热工研究院有限公司2011年5月版本更新记录版本编号更新日期版本说明编制审阅批准A 2011-5-25 初版，提交各方讨论稿孟桂祥姚胜施延洲目录1前言 (1)2设备概述 (1)3试验目的 (3)4试验依据 (4)5试验工况设置 (5)6测量项目及方法 (5)7试验仪器、仪表校验 (8)8试验条件及要求 (8)9试验内容及方法 (9)10试验程序 (11)11试验数据处理 (14)12试验结果的确认 (14)13试验组织机构 (15)附件 1 试验所需仪器及材料 (16)附件 2 DCS记录数据清单 (17)1前言xxx电厂新建2×660MW超临界机组，锅炉为超临界参数、变压运行直流炉，一次中间再热、单炉膛平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，采用三分仓回转式空气预热器。

设计煤种：淮南煤，校核煤种为淮北煤和混煤。

采用中速磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统，每台炉配6台中速磨煤机，燃烧设计煤种时，5台运行，1台备用。

根据供货合同规定，在每台机组完成168小时试运后，根据业主安排将进行性能考核试验工作。

本方案为锅炉性能考核中各项试验的指导性文件，制定了试验的方法及为确保测试精度所应采取的测试手段。

2设备概述2.1本工程装设二台660MW超临界机组。

锅炉为超超临界参数、变压直流炉、一次中间再热、单炉膛平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，采用三分仓回转式空气预热器（空预器不拉出方式布置脱硝装置）。

设计煤种：淮南煤，校核煤种为淮北煤和混煤。

2.2锅炉的主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求与汽轮机的参数相匹配，最大连续蒸发量最终与汽轮机的VWO工况相匹配。

锅炉出口蒸汽参数为25.40MPa(g)/571/569℃。

锅炉蒸汽的参数见表1。

过热蒸汽：最大连续蒸发量(B-MCR) 2101t/h额定蒸发量(BRL) 2001t/h额定蒸汽压力（过热器出口）25.40MPa(g)额定蒸汽温度（过热器出口）571℃再热蒸汽：蒸汽流量（B-MCR/BRL）1761.8/1673.1t/h进口/出口蒸汽压力（B-MCR） 4.72/4.52MPa.g进口/出口蒸汽压力（BRL） 4.48/4.29MPa.g进口/出口蒸汽温度（B-MCR）322/569℃进口/出口蒸汽温度（BRL）317/569℃给水温度（B-MCR/BRL）283/280℃项目单位BMCR BRL干烟气热损失LG % 4.62 4.58氢燃烧生成水热损失LH % 0.18 0.17燃料中水份引起的热损失Lmf % 0.02 0.02项目单位BMCR BRL空气中水份热损失LmA % 0.09 0.09未燃尽碳热损失Luc % 0.59 0.59辐射及对流热损失LR % 0.17 0.19未计入热损失LuA % 0.3 0.3计算热效率(按ASME PTC4.1计算) % 89.98 90.01计算热效率(按低位发热量) % 94.02 94.05制造厂裕量Lmm % 0.35 0.35保证热效率(按低位发热量) % - - BMCR工况(不低于) % - -BRL工况(不低于) % % >93.7%燃料消耗量t/h 275.7 264.9炉膛容积热负荷（≤85 kW/m3）kW/m384.51 81.19炉膛断面热负荷MW/m2 4.819 4.63（≤4.2~4.88MW/m2）燃烧器区域壁面热负荷MW/m2 1.794 1.723空气预热器进风温度℃27/23 27/23空气预热器出口热风温度一次风温度℃337 334二次风温度℃343 339省煤器出口空气过剩系数α/ 1.2 1.2炉膛出口过剩空气系数α/ 1.2 1.2空气预热器出口烟气修正前温度℃133 132空气预热器出口烟气修正后温度℃128 127 表3 煤质要求项目符号单位设计煤种校核煤种1 校核煤种2 煤炭品种淮南煤淮北煤混煤1、元素分析收到基碳Car % 55.40 50.78 44.44收到基氢Har % 3.60 3.38 3.16收到基氧Oar % 6.41 5.80 5.76收到基氮Nar % 0.98 0.90 0.63收到基硫Sar % 0.45 0.92 0.69 2、工业分析全水份Mt % 6.20 7.30 6.8 空气干燥基水分Mad % 1.63 1.02 0.96 收到基灰份Aar % 26.96 30.92 38.52 干燥无灰基挥发份Vdaf % 30.50 25.08 26.53、收到基低位发热量Qnet.ar MJ/kg 21.61 20.01 18.124、哈氏可磨系数HGI 55 73 50项目符号单位设计煤种校核煤种1 校核煤种25、磨损指数AI mg/kg 42 416、游离二氧化硅SiO2% 7.64 10.147、灰熔点8、变形温度DT ℃>1450 >1450 >1400软化温度ST ℃>1450 >1450 >1400半球温度HT ℃>1450 >1450 >1500流动温度FT ℃>1450 >1450 >1500灰成分二氧化硅SiO2% 56.25 56.74 54.12三氧化二铁Fe2O3% 4.40 4.39 3.98三氧化二铝Al2O3% 32.41 29.20 35.88 氧化钙CaO % 1.23 3.01 1.11氧化镁MgO % 0.71 0.92 0.91氧化钠Na2O % 0.68 0.47 0.3氧化钾K2O % 0.86 1.03 0.84二氧化钛TiO2% 1.45 1.24 0.79三氧化硫SO3% 0.53 1.15 0.513试验目的性能试验的目的是为了考核锅炉供货合同中规定的性能保证条款，主要考核以下内容：3.1在下述工况条件下，锅炉最大连续出力（B-MCR）与汽机VWO进汽量相匹配，锅炉最大连续出力（B-MCR）2101 t/h1）燃用设计煤种；2）额定给水温度；3）过热蒸汽温度和压力为额定值，再热蒸汽出口温度和压力为额定值；4）蒸汽品质合格。

660MW机组脱硫吸收塔A修发现的问题原因分析及处理方法发布时间：2021-11-01T05:12:52.209Z 来源：《当代电力文化》2021年第16期6月作者：谢宣[导读] 通过对吸收塔A级检修发现的问题进行原因分析，制定有针对性的处理方案，检修后及时进行运行调整。

谢宣福建大唐国际宁德发电有限责任公司福建省福安市 355006摘要：通过对吸收塔A级检修发现的问题进行原因分析，制定有针对性的处理方案，检修后及时进行运行调整。

关键词：吸收塔；原因分析；处理方案；运行调整1 公司脱硫系统概况1.1系统概况福建大唐国际宁德发电有限责任公司二期#1机组为660MW燃煤机组，其中烟气脱硫装置于2008年10月通过168试运后投入运行，2016年7月为了达到最新的环保要求实施超低改造，改造后的各项污染物排放浓度均满足最新环保需求。

1.2设计参数宁德烟气脱硫装置，采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，脱硫入口SO2浓度2975mg/Nm3，超低新增后整套FGD设计脱硫效率不小于98.83%，且SO2排放浓度应小于35mg/Nm3（标态，干基，6%O2）。

吸收塔参数为φ16000mm×50460mm，浆池运行高度为14-16m，配置四台浆液循环泵，1-4号浆液循环泵对应的喷淋层高度依次升高。

吸收塔配置两台石膏排出泵，一用一备，配两台氧化风机，一用一备。

吸收塔原烟道上方吸收塔处设置合金托盘，除雾器为三层屋脊式除雾器+一层管式除雾器。

吸收塔原、净烟道均为碳钢衬玻璃鳞片防腐，吸收塔入口布置两套事故喷淋管道，分别取自工业水和消防水（如右图，吸收塔布置图）。

2 检修过程发现的问题A级检修开始前，吸收塔原烟道腐蚀严重，入口膨胀节撕裂，事故喷淋管道腐蚀断裂，烟道多处穿孔。

除雾器冲洗时多层管道无法建立有效压力，冲洗不彻底。

喷淋层效率较低，无法达设计值。

吸收塔塔壁泄漏地点较多，多达10余处等问题均被统计在案。

检修开始后，随着吸收塔塔底浆液和原烟道顶部石膏清理干净，又陆续发现了不少问题，如吸收塔原烟道顶部泄漏远超预估值，从事故喷淋位置处至原烟道入口一段烟道基本报废。

机组脱硫性能试验报告一、实验目的：本次试验旨在评估机组的脱硫性能，为优化脱硫装置运行提供参考。

二、实验方法：1.试验采用湿法石灰石石膏法进行脱硫处理，脱硫剂为石灰石石膏。

2.在机组的脱硫设备中设置采样装置和在线监测设备，收集脱硫前后的气体成分数据。

三、实验步骤：1.将机组正常运行至稳定状态后，开始进行脱硫试验。

2.根据脱硫装置需求，添加适量的石灰石石膏脱硫剂。

3.收集脱硫前后的烟气、灰渣样品，并进行化学成分分析。

4.通过在线监测设备，记录脱硫前后的烟气温度、烟气流量等参数。

5.根据试验数据，评估机组的脱硫性能。

四、实验结果与讨论：1.脱硫效率：根据石灰石石膏法进行脱硫处理后，通过对烟气样品进行化学成分分析，计算脱硫效率。

2.SO2浓度下降率：通过监测脱硫前后烟气中SO2的浓度，计算SO2浓度下降率。

3.烟气温度变化：通过比较脱硫前后的烟气温度，评估脱硫对烟气温度的影响。

4.烟气流量变化：通过比较脱硫前后的烟气流量，评估脱硫对烟气流量的影响。

5.石灰石石膏消耗量：通过记录添加的石灰石石膏的重量，计算石灰石石膏的消耗量。

6.灰渣产量：通过比较脱硫前后的灰渣产量，评估脱硫对灰渣产量的影响。

五、实验结论：1.通过湿法石灰石石膏法进行脱硫处理后，机组的脱硫效率达到了要求。

2.SO2浓度下降率符合预期，说明脱硫工艺的有效性。

3.脱硫处理对烟气温度有一定影响，需根据实际情况进行调整。

4.脱硫处理对烟气流量的变化不明显，对机组运行无大的影响。

5.石灰石石膏的消耗量相对较低，经济性较好。

6.脱硫处理对灰渣产量有一定影响，需根据实际情况进行处理和处置。

六、结论建议：1.机组的脱硫性能符合要求，但仍可进一步优化。

2.针对脱硫工艺对烟气温度的影响，建议对脱硫设备进行调整和优化。

3.需加强对灰渣的处理和处置，避免对环境和设备的不良影响。

4.在实际运行中，需要定期监测和维护脱硫设备，确保其良好运行。

机组脱硫性能试验报告一、试验目的：本试验旨在评估机组脱硫系统的性能，验证其脱硫效率和处理能力是否符合设计要求，为后续运行提供依据。

二、试验设备和方法：本试验采用机组脱硫系统，包括烟气脱硫塔、石膏输送系统等设备。

试验方法为连续运行试验，持续12小时，期间记录系统运行状态，并进行取样分析。

三、试验结果：1.脱硫效率：本试验中，机组脱硫系统的脱硫效率为90%。

通过对进出口烟气中二氧化硫浓度的测量，确认了系统的脱硫效果。

2.工艺指标：试验结果表明，机组脱硫系统的排放浓度符合国家相关标准。

进口烟气中二氧化硫浓度为1000mg/Nm3，出口烟气中二氧化硫浓度为100mg/Nm3，符合国家要求。

3.处理能力：试验期间，机组脱硫系统处理能力稳定。

系统每小时处理烟气量为10,000m3，满足设计要求。

进口烟气中二氧化硫浓度的变化对系统运行没有明显影响。

4.设备运行稳定性：试验显示，机组脱硫系统在试验期间运行稳定，无设备故障和异常现象。

各设备运行指标正常，电流、温度、压力等参数在正常范围内波动。

五、总结与建议：根据本次试验结果，机组脱硫系统的脱硫效率、处理能力和设备稳定性均符合设计要求。

系统运行正常，无异常现象。

建议在后续运行中加强设备的检修和维护，确保系统运行的稳定性和可靠性。

[1]《烟气脱硫技术及设备应用》，出版社，2024年。

[2]《大型火力发电厂脱硫技术研究与应用》，那期刊，2024年。

[3]《火力发电厂烟气脱硫工艺及设备分析》，研究报告，2024年。

河南龙泉金亨电力有限公司2x660MW机组烟气脱硫工程厂用电受电方案编制：审核：批准：二零一二年六月目录一、编制依据二、脱硫厂用电送点目的三、脱硫电气系统概述四、主要电气设备技术参数五、送电程序及受电范围六、受电应具备的条件七、受电前检查八、受电步骤九、安全技术措施十、组织分工附件一电气一次主接线图附件二受电组织机构一、编制依据1、中国.蓝天环保设备工程股份有限公司河南龙泉金亨电力有限公司2x660MW超超超临界机组湿法烟气脱硫工程电气施工图。

2、电力建设工程施工及验收规范（1996版）。

3、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91。

4、《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996版）。

5、《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL5009.1-9.2。

6、《电力建设工程质量监督检查典型大纲》（2005版）。

7、6KV、380V配电设备厂家使用说明书。

二、脱硫厂用电送点目的河南龙泉金亨电力有限公司2x660MW超超超临界机组湿法烟气脱硫工程厂用电受电的目的是，未了检验电气带电设备的性能以及设备的安装质量，同时取得调试和试运电源。

三、脱硫电气系统概述河南龙泉金亨电力有限公司2x660MW超超超临界机组湿法烟气脱硫工程电气系统包括，脱硫岛电气系统，以及事故保安电源系统、UPS系统。

脱硫岛电气系统包括：供配电系统、电气控制与保护、UPS系统、照明及检修系统、防雷接地系统及安全滑触线、通讯系统、电伴热系统。

业主负责提供脱硫系统内所有6kV电源，脱硫高压负荷由机组的高压工作或公用母线直接供电，不设高压脱硫集中段，业主负责为脱硫系统每台机提供1回脱硫保安电源。

脱硫电气系统纳入脱硫DCS控制，不设常规控制屏。

纳入脱硫系统监控的电气设备包括：6kV高压电动机、380V低压电动机、380V PC进线及备用进线开关、PC至MCC馈线开关、脱硫变压器、脱硫保安MCC工作及备用电源进线开关；UPS。

660MW超临界机组甩负荷试验分析摘要：本文主要论述了660MW超临界机组甩负荷试验的具体条件和流程，并简单阐述了试验的结果，并作出了科学的探讨，希望可以为今后的660MW超临界机组试验工作提供参考。

关键词：660MW超临界机组；甩负荷试验一、前言之所以要开展660MW超临界机组，目的在于考核汽轮机调节系统的动态特性，分析660MW超临界机组是否具有良好的运行品质，为今后的设备运行提供有力的数据参考。

二、试验前的准备工作试验前，汽轮机组已经过整套试运行，振动值在额定范围内，阀门严密性、机组OPC超速、电超速、逆止门等部分的试验均符合合格，确保试验能安全可靠进行。

1、阀门严密性试验在上述基础上进行阀门严密性试验。

从试验结果来看，机组转速稳定3000rpm，试验时主汽压力11.7MPa，再热汽压1.8MPa，做调门严密性试验。

28分钟后降到500rpm。

调节汽门严密性良好。

机组转速稳定3000rpm，试验时主汽压力13Mpa，再热蒸汽压力2.1Mpa。

主汽门严密性良好，330MW时，主主汽压力16.3MPa，再热汽压2.04Mpa。

2、超速试验在阀门严密性试验合格的基础上，进行电超速及OPC超速试验。

试验表明，进行103%超速试验，当转速上升到3090r/min时，高、中压调节汽门关闭。

进行110%超速试验，当转速上升到3298r/min时，高，中压主汽门及调节汽门关闭。

进行机械超速试验，飞锤动作转速均为3253r/min。

当转速上升到3090r/min时，高、中压调节汽门快速关闭，当转速小于3090r/min时，高、中压调节汽门快速开启。

3、甩负荷前机组状态机组带660MW负荷，在CCS方式下运行；主汽温、主汽压在额定值；发电机出口开关与500KVI母、II母联接，#1机组试验，#2机组正常运行。

A/B汽泵并列运行，电泵投备用；A凝泵运行，B凝泵投备用；高、低加投入正常，水位保护已投入，各抽汽逆止门、高排逆止门联锁投入，高、低旁切手动并保持约8%开度，高、低旁减温水投自动；除氧器水位正常，水位控制投自动；凝汽器水位正常，真空正常，A、C真空泵运行，B真空泵备用；润滑油系统运行正常，全开凝汽器疏水扩容器减温水门和低压缸喉部喷水门。