脱硫整套启动调试报告.doc

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1号机组烟气脱硫系统整套启动调试报告 目录1.设备系统概述2.调试报告编写依据3.调试范围4.组织及分工5.调试程序6.FGD整套启动调试情况分析7.168小时满负荷运行8.调试结论9.调试质量的检验10问题与建议附图：168h中典型的CRT上FGD系统画面。 公司1、2号机组烟气脱硫工程整套启动调试报告电厂位于广东省台山市铜鼓镇，电厂首期为2×600MW燃煤火力发电机组，每台机组建设一套石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，用于处理该机组在BMCR工况下100%的烟气，脱硫率大于等于95%。锅炉引风机后的烟气经过脱硫增压风机和气—气换热器，进入鼓泡式吸收塔脱硫。净化后的烟气经过气—气换热器再热，然后从现有烟囱中排入大气。该工程由北京博奇电力科技有限公司总承包，采用了日本EBARA荏原制作所的CT-121FGD技术。其中石灰石制浆系统、石膏脱水系统、事故罐、工艺水系统为两套共用；增压风机冷却水使用电厂闭冷水。2004年11月11日到11月18日完成1号机组烟气脱硫装置的整组调试，报告如下：1．设备系统概述1.1主要设计数据1.1.1原煤台山电厂燃用神府东胜煤。锅炉设计使用的原煤资料如表1所示。表1锅炉设计使用的原煤资料项目单位设计煤种校核煤种空气干燥基水分Mad％8.649.92干燥无灰基挥发份Vdaf％32.9338.98Car％64.7257.05Har％3.653.68Oar％9.519.23Nar％0.740.74Sar％0.700.70Aar％6.4812.60Mar％14.2016Qnet.arkJ/kg2430822357Clad％0.063/每台锅炉计算耗煤量（BMCR工况）t/h231254 表2煤质微量元素含量表元素符号单位数值氟F×10-627氯Cl%0.063砷As×10-66铜Cu×10-610铅Pb×10-610锌Zn×10-620铬Cr×10-60镉Cd×10-60镍Ni×10-630汞Hg×10-60.171.1.2电厂主要设备参数与脱硫系统有关的主设备参数见下表3。表31、2号国产机组主要设备参数设备参数名称单位参数锅炉型式亚临界、中间再热四角切圆汽包炉过热蒸汽流量(BMCR/ECR/30%MCR)t/h2026/1792/598过热器出口蒸汽压力(BMCR/ECR/30%MCR)MPa17.5/17.27/6.06过热器出口蒸汽温度℃541热效率(BMCR/ECR/30%MCR)%93.47/93.62/94.8未完全燃烧热损失%0．44空预器出口烟气温度(修正后)(BMCR/ECR/30%MCR)℃132/129/86空预器出口烟气量m3/h2989270/2699961/970300空预器出口烟气含尘量(BMCR)mg/Nm35940炉膛设计压力kPa±5.00炉膛到空预器出口压降kPa2.636除配置每炉两台双室四电场 尘器除尘效率（保证值）%≥99.3本体阻力Pa<198本体漏风率%<2除尘器噪音dB<75有效断面积m2406除尘器出口最大含尘浓度mg/Nm3200引风机配置每炉两台型号AN37e6(V19+4℃)+KSE风机入口流量(BMCR)m3/h1620000风机全压升(BMCR)kPa4.276风机出口风温(BMCR)℃130.3风机全压效率(BMCR)84.1风机转速585电机额定功率kW3800烟囱高度/形式m240/单筒，两炉公用材质钢筋混凝土1.1.3气象条件，见下表4。表4气象条件项目参数项目参数多年平均气温22.6℃历年最大一日降水量324.8mm最高月平均气温28.4℃历年最大一小时降水量143.9mm历年极端最高气温37.0℃历年最大十分钟降水量32.9mm最低月平均气温14.9℃多年平均气压1011.1hPa历年极端最低气温3.0℃多年平均风速4.7m/s多年平均相对湿度81%历年十分钟最大风速37.3m/s多年平均降水量2182.4mm三十年一遇设计最大风速37.5m/s历年最大年降水量3657.7mm厂址主导风向ENE历年最小年降水量1028.1mm1.1.4锅炉排烟设计参数 FGD设计工况为锅炉BMCR工况，燃用设计煤种，FGD入口烟气参数见表5。表5FGD入口烟气参数项目单位设计煤种校核煤种备注烟气成分（标准状态，湿基，实际O2）CO2Vol%12.7112.39O2Vol%5.485.43N2Vol%74.1273.54SO2Vol%0.0560.062H2OVol%7.638.57烟气成分（标准状态，干基，实际O2）CO2Vol%13.7613.55O2Vol%5.935.94N2Vol%80.2580.45SO2Vol%0.060.066烟气参数进入FGD烟气量标态，干基实际含氧量Nm3/h19680471916598BMCRNm3/h17839831736188ECRNm3/h1374166__75%MCRNm3/h988460__50%MCRNm3/h718751__30%MCR标态，湿基实际含氧量Nm3/h21306132117921BMCRNm3/h19501421917709ECRNm3/h1500692__75%MCRNm3/h1077685__50%MCRNm3/h781732__30%MCR实际烟气体积m3/h31139733126455BMCRm3/h28287772781732ECRm3/h2110864__75%MCRm3/h1460598__50%MCRm3/h1019401__30%MCR引风机出口烟气温度℃126130BMCR123__ECR111__75%MCR 97__50%MCR83__30%MCR180__短期运行(20min)200__保护动作FGD装置烟气接入口压力Pa200200BMCR工况FGD装置烟气接出口压力Pa700700BMCR工况烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O2）SO2mg/Nm315761770SO3mg/Nm3<40材料选择最大按150Cl(HCl)mg/Nm3<80F(HF)mg/Nm3<25NOxmg/Nm3<350粉尘浓度（引风机出口）mg/Nm34798设计值1.1.5石灰石分析资料,见表6。表6石灰石样品参数项目单位设计数据石灰石成份变化范围（参考）CaOWt－%5048.44～55.10SiO2Wt－%0.2100.088～0.220Al2O3Wt－%0.0830.060～0.090Fe2O3Wt－%0.0350.020～0.400MgOWt－%0.540.300～6.470P2O5Wt－%0.0110.011～0.020F-μg/g2812～28Cl-μg/g0.00Cdμg/g0.00Cr2O3μg/g0.00SO3Wt%0.130.130～0.140Asμg/g2.301.43～2.30Znμg/g3.60 Hgμg/g0.0280.024～0.028Pbμg/g6.002.20～9.80Niμg/g2.40Mnμg/g0.00Beμg/g0.00可磨性指标HGI4343～84粒径mm≤201.1.6工业水分析资料，见表7。表7工业水分析参数项目单位设计水质硫酸根mg/L3.30氯离子mg/L35悬浮物mg/L3.60总硬度mmol/l0.08PH值6.72接口处压力MPa0.2～0.3接口处温度℃35°C1.1.7闭式循环水闭式循环冷却水的水质为除盐水，水温≤38°C，水压约0.5~0.6MPa(g)。除盐水水质如下：硬度：约0μmol/L二氧化硅：≤20μg/L电导率（25℃）：≤0.2μS/cm1.1.8配电电压等级功率<185kW的电机电压为380V功率>185kW的电机电压为6000V高压电源（AC/交流）电压：6000V±5%频率：50Hz±1%相：3相低压电源（AC/交流） 电压：380V±5%频率：50Hz±1%相：3相照明电源（AC/交流）电压：220V频率：50Hz相：单相控制电源（DC/直流）电压：220V相：单相1.2性能与保证值1.2.1脱硫率FGD装置SO2脱除率不低于95%。SO2脱除率由下式表示：1.2.2烟气温度在烟囱入口的温度：不低于80℃。1.2.3烟雾浓度在除雾器出口的烟气中水滴含量：低于50mg/Nm3（湿基）1.2.4石灰石消耗不超过11.8t/h。1.2.5电耗不超过12600kW/h。1.2.6水耗不超过150t/h。1.2.7石膏品质水蒸汽：不高于10％。石膏纯度：不低于90％，CaCO3含量：低于3%（以无游离水分的石膏作为基准）CaSO3﹒1/2H2O含量低于0.35%（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100×10-6（以无游离水分的石膏作为基准）溶解于石膏中的F-含量：<100×10-6（以无游离水分的石膏作为基准）Mg含量：<450×10-6（以无游离水分的石膏作为基准）1.3工艺说明1.3.1工艺系统原理台山发电厂的烟气脱硫装置(FGD)主要由8个部分组成:1)烟气部分；2)SO2 吸收部分；3)石灰石浆液制备部分；4)石膏脱水部分；5)公用部分；6）污水处理系统；7)热控部分、8）电气部分等。主要工艺原理说明如下。1.3.1.1烟气部分来自锅炉引风机的烟气,经增压风机增压后进入烟气－烟气加热器(GGH)。在烟气－烟气加热器中,烟气(未经处理)与来自吸收塔的洁净的烟气进行热交换后被冷却。被冷却的烟气引入到烟道的烟气冷却区域。来自吸收塔的洁净烟气进入烟气－烟气加热器。在烟气－烟气加热器中,洁净的烟气与来自锅炉的烟气进行热交换后,被加热到80℃以上。被加热的洁净的烟气通过烟道和烟囱排向大气。在锅炉起动阶段和烟气脱硫设备(FGD)停止运行时,烟气通过旁路烟道进入烟囱。1.3.1.2SO2吸收部分来自烟气－烟气加热器的烟气通过烟道的烟气冷却区域进入吸收塔。在烟气冷却区域中,喷入补给水和吸收塔内浆液,使得烟气被冷却到饱和状态后进入由上隔板和下隔板形成的封闭的吸收塔入口烟室。装在入口烟室下隔板的喷射管将烟气导入吸收塔鼓泡区(泡沫区)的石灰浆液面以下的区域。在鼓泡区域发生SO2的吸收、氧化、石膏结晶等所有反应。发生上述一系列反应后,烟气通过上升管流入位于入口烟室上方的出口烟室,然后流出吸收塔。烟气离开吸收塔后,进入水平布置的除雾器去除烟气所携带的雾滴，经GGH排出至烟囱。吸收塔内浆液被吸收塔搅拌器适当地搅拌,使石膏晶体悬浮；由氧化风机送入吸收塔的氧化空气在吸收塔的反应区,使被吸收的SO2氧化。另外脱硫用的石灰石浆液由石灰石浆液泵送入吸收塔,石灰石浆液的加入量用调节门控制，以保持吸收液的pH值于4到6之间。石膏浆液排出泵将含有10到20%固体的石膏浆液,从吸收塔排出到石膏脱水机。吸收塔石膏浆液中的Cl-浓度低于20g／l。两座吸收塔公用一个事故罐，在检修期间,将石膏浆输送到事故罐储藏，在设备再起动之前,把浆液送回吸收塔。1.3.1.3石灰石浆制备部分用卡车把石灰石块(粒径小于20mm)送到现场。将石灰石卸到石灰石卸料斗后,用斗式提升机和皮带式输送机送到石灰石储存仓。石灰石储存仓的容积按能够储存在BMCR运行工况下两台锅炉运行4天所需消耗量设计。 石灰石储存仓给料机将石灰石排到湿式球磨机。用湿式球磨机将石灰石磨成石灰石浆液。磨成的石灰石浆液流入石灰石浆液循环箱,并用石灰石浆液循环泵送到石灰石旋流分离器进行粗颗粒的分离。分离后的石灰石浆液中含有25%的固体颗粒。石灰石浆液储存在石灰石浆液储存箱,并用石灰石浆液泵送到吸收塔。粒径超过要求的颗粒送回到湿式球磨机。1.3.1.4石膏脱水部分用石膏浆排出泵将石液膏浆送到石膏旋流分离器进行浓缩。浓缩后的石膏浆液进入真空带式皮带机进行脱水,用工艺水冲洗石膏,来降低石膏中Cl-的含量。脱水后石膏的含水率低于10%。脱水石膏储存在石膏储存仓内。石膏储存仓的容积按能够储存BMCR运行工况下两台锅炉运行7天所产生的石膏量设计。滤液水收集在滤液水箱,并且由滤液水泵送到吸收塔和湿式球磨机及除雾器冲洗。一部分石膏旋流分离器的溢流水进入废水水箱,并且由废水旋流分离器给水泵送到废水旋流分离器。含有1.2%固体颗粒的废水旋流分离器溢流水被排放到废水处理系统。废水水力旋风分离器下流水回到吸收塔。另一部分石膏水力旋风分离器的溢流水回到吸收塔。1.3.1.5公用部分FGD装置的工艺用水取自发电厂工业水系统,并且储存在工艺水箱，两套烟气脱硫系统公用一个工艺水箱，由工艺水泵自工艺水箱提供工艺水，经工艺水泵供水至FGD场地内所有需用工艺水的设备。1.3.1.6增压风机冷却用水部分FGD装置的闭式冷却水取自电厂的闭式冷却水系统，为增压风机提供冷却水源。2调试报告编写依据2.1电建[1996]159号,《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》。2.2建质[1996]40号,《火电工程启动调试工作规定》。2.3电建[1996]868号,《电力建设工程调试定额》。2.4DL/T5047-95,《电力建设施工及验收技术规范--锅炉机组篇》 2.5DL5009.1-2002《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分)2.7电力部建质[1996]111号《火电工程调整试运质量检验及评定标准》2.8国电电源[2001]218号《火电机组达标投产考核标准》2.9国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重大要求》2.10电综[1998]179号《火电机组启动验收性能试验导则》2.11国华台电公司2002年11月修订《台电工程总体质量目标及控制措施》2.12《广东国华粤电台山一期工程质量管理规定》2.13设备制造厂的技术标准及相关资料。2.14国华台山电厂1号和2号机组烟气脱硫装置工程合同附件《技术规范》。2.15国华台山电厂1号和2号机组烟气脱硫装置调试合同。3调试范围在完成各分系统调试后，进行整个FGD系统的调试，包括各分系统的投运和整套启动调整试验。4组织及分工4.1调试单位负责编写调试方案，检查整套系统启动试运应具备的条件，负责组织实施启动调试方案，审查整套启动试运的有关记录，负责整套启动试运阶段的现场指挥工作。4.2调试督导负责对调试的全过程进行技术指导，解决在调试中的技术问题，并指导对设备参数的调整。在调试期间，督导有义务提供设备相关技术参数，指导调试单位对设备进行优化调整。荏原公司负责整套启动调试过程中各种定值的设定，顺控的检查，逻辑修改及自动的投入等。4.3生产单位参与设备系统的命名挂牌及设备运行和巡检。4.4安装施工单位负责设备的安装、维护、检修、挂临时标识牌、负责制作管道标识、巡检及消缺工作。4.5监理单位负责调试事前、事中、事后质量控制，整套启动验收。4.6现场有关协调工作由北京博奇电力科技有限公司负责。 5调试程序5.1FGD系统首次进烟气启动5.1.1启动前的检查在FGD系统启动前应组织专门人员全面检查FGD系统各部分，确保系统内无人工作，各设备启动条件满足。检查内容包括：l各辅机的油位正常；l烟道的严密性（尤其是膨胀节、人孔门等）；l挡板和阀门的开关位置准确，反馈正确；l仪表及控制设备校验完毕、动作可靠，热工信号正确；l报警装置投入使用；lFGD系统范围内干净整洁；l电源供给可靠；l所需化学药品数量足够；l消防等各项安全措施合格；对烟道及吸收塔内部检查时要确保烟气不会进入，各烟气挡板不进行操作。对各种罐体内部进行检查要确保内部含氧量足够。检查完必须关好人孔门。5.2设备的维护试运期间需对以下设备根据设备说明书进行维护：●GGH及其辅助系统，包括密封风系统和吹灰系统；●增压风机，包括油站及密封风机；●FGD进、出口烟气挡板，旁通挡板及挡板密封风机系统；●工艺水泵；●烟气冷却泵；●氧化风机；●石膏排浆泵；●脱水设备；●球磨机及其辅助设备，石灰石浆液泵；●石灰石供给设备；●FGD范围内各水坑系统； ●事故罐系统，包括事故返回泵●空压机；●各搅拌器；●废水处理设备；●各测量仪表，包括PH计、密度计、液位计等。5.3首次进烟气启动当锅炉运行稳定，未投油且电除尘正常运行，FGD系统可投入运行。首次启动或长时间停运后（大于1星期）的启动步骤如下：5.3.1公用系统启动1启动空压机；2启动两台工艺水泵，另一台泵备用；3闭式循环水畅通；5.3.2JBR启动●打开FGD出口挡板；●关闭JBR底部至滤液罐和废水罐阀门；●停止滤液冲洗顺控；●启动两台烟气冷却泵；●启动一台氧化风机；●启动JBR四台搅拌器；●JBR液位控制投自动；5.3.3GGH启动4GGH密封风系统启动；5GGH主马达启动，辅助马达投备用；5.3.4制粉、制浆系统启动6启动石灰石浆液罐搅拌器；7启动制粉系统，包括石灰石输送系统，球磨机及其辅助设备等；8启动石灰石浆液泵；5.3.5烟气系统启动9增压风机密封风系统启动； 1增压风机油站启动；2增压风机启动；3开FGD入口挡板；4调节增压风机动叶；5根据情况看是否关闭旁路烟气挡板；5.3.6石膏脱水系统启动6启动滤布冲洗水泵；7启动滤饼冲洗水泵；8启动真空泵；9启动真空皮带脱水机；10启动石膏排放泵；11启动滤液罐搅拌器和滤液泵；5.3.7废水系统启动至此整套FGD系统投入运行。5.4FGD系统的正常运行5.4.1稳定运行5.4.1.1总的注意事项12运行人员必须注意运行中的设备以预防设备故障，注意各运行参数并与设计值比较，发现偏差及时查明原因。要做好数据的记录以积累经验。13FGD系统的备用设备必须保证其处于备用状态，运行设备故障后能正常启动。14浆液传输设备停用后必须进行清洗。15试运期间的各项记录需完备。5.4.1.2吸收塔运行中要保证吸收塔水位、PH值和浆液浓度的正常。保持吸收塔水位在正常范围内。通过调整石灰石浆液供给量使吸收塔浆液的PH值应保持在4.0~6.0范围内。5.4.2系统运行中的检查和维护5.4.2.1概述对各系统运行中常规检查和维护包括以下内容：16FGD系统的清洁 运行中应保持系统的清洁性，对管道的泄漏、固体的沉积、管道结垢及管道污染等现象及时检查，发现后应进行清洁。1转动设备的润滑绝不允许没有必需的润滑剂而启动转动设备，运行后应常检查润滑油位，注意设备的压力、振动、噪音、温度及严密性。2转动设备的冷却对电动马达、风机、空压机等设备的空冷状况经常检查以防过热；对水冷设备应确保冷却水的流量。3所有泵和风机的马达、轴承温度的检查应经常检查以防超温。4罐体、管道应经常检查法兰、人孔等处的泄漏情况，及时处理。5搅拌器启动前必须使浆液浸过搅拌器叶片以上一定高度，叶片在液面上转动易受大的机械力而遭损坏，或造成轴承的过大磨损。6离心泵启动前必须有足够的液位，其吸入阀应全开。另外泵出口阀未开而长时间运行是不允许的。7泵的循环回路大多数输送浆液的泵在连续运行时形成一个回路，根据经验，最主要的是要防止固体沉积于管底，发生沉积时可从以下现象得到反映：即浆液流量随时间而减小；泵的出口压力随时间而增加，但短期内压力增加不明显。若不能维持正常运行的压力或流量时，必须对管道进行冲洗；冲洗无效时只能移出管子进行机械除去沉积物了。5.4.2.2烟气系统FGD的入口烟道和旁路烟道可能严重结灰，这取决于电除尘器的运行情况。一般的结灰不影响FGD的正常运行，当在挡板的运动部件上发生严重结灰时对挡板的正常开关有影响，因此应当定期如每个星期开关这些挡板以除灰，当FGD和锅炉停运时，要检查这些挡板并清理积灰。GGH的原烟气侧可能结灰而洁净烟气侧可能发生液滴和酸的凝结。如发生，就应加大GGH的冲洗频度。 5.4.2.3吸收塔氧化空气管路如需要清洗，不必关闭FGD系统。除雾器可能被石膏浆粒堵塞，这可从压降增大反映出来，此时须加大冲洗力度。5.4.2.4氧化空压机运行时注意检查油压、油位及滤网清洁。5.4.2.5石膏脱水系统如水力旋流器积垢影响运行，则需停运石膏浆泵来清洗旋流器及管道；清洗无效时则需就地清理，干净后方可启动石膏排浆泵。5.4.2.6化学测量及分析试运期间，吸收塔中的PH值、吸收塔和水力旋流器底流的浆液密度、吸收塔浆液和石膏浆液中的CaCO3含量、吸收塔浆液中的CaSO3·1/2H2O含量每天至少测量一次。6FGD整套启动调试情况分析2004年10月25日，#1机组脱硫工程进入整套启动调试。因在烟气系统冷态调试中出现了增压风机失速现象，因此，热态调试首要的任务仍是防止失速，使烟气系统能够正常运行，因此热态调试主要关注烟气系统。整套启动调试前准备的项目有：1球磨机带负荷调试，制浆完成；制浆系统可以满足整套启动调试期间对石灰石浆液的要求；2JBR内部检查完成，吸收塔区设备完整好用，可以投入运行；3除雾器冲洗完成，符合整套启动调试要求；4完成JBR注水，JBR内部加注石膏晶种；5GGH吹灰器压缩空气吹扫调试完成，整套启动调试期间能够投入运行；6烟气系统、吸收塔系统、制浆系统热工表计检查完成，可以满足整套启动调试要求；7工艺系统检查完成，逻辑检查完成并讨论通过；8按首次整套启动通烟气调试方案进行启动前的准备；9按调试程序对启动过程进行模拟演练。2004年10月25日，脱硫系统整套启动准备完成，整套启动开始； 按要求进行启动条件的确认：1烟气冷却泵启动条件满足；2GGH启动条件满足；3氧化风机启动条件满足；4启动增压风机辅机，增压风机启动条件满足；按设计方要求，本次启动的条件顺满足短期停运的条件，但由于脱水区设备尚未完成调试，启动条件始终无法满足。10月25日14时，经各方同意，整套启动调试采用手动方式启动，依次启动吸收塔区设备，增压风机辅机，开FGD出入口挡板，启动GGH，此时机组负荷稳定在600MW左右。增压风机启动前烟气系统参数如下：旁路挡板差压：9Pa；FGD入口压力：299Pa；增压风机出口烟道压力：-62Pa；FGD出口压力：40Pa；吸收塔液位：-103mm；14时56分，启动增压风机，动叶开度为零，参数如下：旁路挡板差压：9Pa；FGD入口压力：282Pa；增压风机出口烟道压力：-62Pa；FGD出口压力：36Pa；吸收塔液位：-103mm；增压风机电流：200A；14时59分，启动增压风机，动叶开度为5%，参数如下：旁路挡板差压：-12Pa；FGD入口压力：262Pa；增压风机出口烟道压力：-62Pa；FGD出口压力：63Pa；吸收塔液位：-103mm；增压风机电流：199A；增压风机动叶开度至20%时，稳定了5分钟后，将动叶调至25%；未见失速现象发生，运行稳定后参数如下：旁路挡板差压：9Pa；FGD入口压力：162Pa；增压风机出口烟道压力：453Pa；FGD出口压力：146Pa；吸收塔液位：-103mm；增压风机电流：220A；经验证，在吸收塔液位在鼓泡孔以下时，系统阻力较小，整套启动启动不会有失速现象发生。 15:15，开大增压风机动叶至36%，按锅炉30%负荷烟气量运行FGD系统，烟气量约800kNm3/h（CRT显示值），运行稳定、正常。在确保增压风机不会失速后，稳定调节吸收塔PH值，使其保持在4.2～5之间，吸收塔液位控制在120mm～180mm。调整JBR液位后增压风机运行稳定，动叶开度稳定在37%，运行至26日继续升负荷。26日16时，按锅炉50%负荷烟气量调节增压力风机动叶，将动叶调节至45%，烟气量约1019kNm3/h（CRT显示值），运行稳定、正常。27日16时，按锅炉75%负荷烟气量调节增压力风机动叶，将动叶调节至61%，烟气量约1500kNm3/h（CRT显示值），运行稳定、正常。28日14时，按锅炉100%负荷烟气量调节增压力风机动叶，按要求将动叶调节至71%，烟气量约1800kNm3/h（CRT显示值），运行稳定、正常。风机在此动叶开度下运行为非正常工况，动叶开度过大、系统阻力较小、非设计工况点，净烟气有较大回流。运行期间，逐步调节石灰石浆液供给量，维持PH值在4.5，并调节DCS的控制参数。按要求，风机连续运行96小时后再继续运行48小时，至达到出成品石膏浆液为止。30日20时，当石膏排出泵固含量达到16%时，启动真空脱水机，运行良好，至22时结束真空脱水机运行，其它系统正常运行。10月31日8时10分，机组快速减负荷（RB），根据增压风机运行情况及系统情况，要求减小增压风机动叶开度，经同意后每次动叶开度减小2%，至45%为止。经运行调整、观查，增压风机动叶调节速度不宜过快，否则对运行不稳定的锅炉会有影响。机组锅炉侧稳定后，逐步升负荷；增压风机在机组负荷500MW以上时，开始调整动叶开度，调整到63%（此时的风量接近锅炉B-MCR出力时风量），中试建议并经同意，增压风机在此工况点运行。10月31日14时，增压风机进行控制系统前馈调节试验；计算前馈量为动叶开度60%，将动叶开度降至60%后投入前馈自动控制，运行稳定。10月31日14:58，停FGD系统。在关小动叶至25%以后，每次依次关小1%，增压风机动叶关小至19%后未发现失速现象发生，关小至动叶开度为0%后停增压风机。停增压风机后按要求进行短期停运，顺控停吸收塔、烟气系统；18时，吸收塔冲洗完毕，降低吸收塔水位。 11月1日，按要求进行系统检查、消缺工作。整个第一次通烟气的参数见以下各图3～5。图3第1次启动时动叶开度及对锅炉负压的影响图图4第1次启动6天动叶开度、脱硫率、PH(0～10)、SO2(0～2500mg/m3)的变化图5第1次启动6天内动叶开度(0～100%)、JBR液位(80～500mm)、压差的变化7168小时满负荷运行2004年11月8日17:32启动1号增压风机，经过3天的运行调整，到11月11日20:00，FGD系统进入168小时运行，到11月18日20:00,168小时顺利结束。在168小时运行期间，对吸收塔、脱水区的水平衡进行了调试，168小时期间吸收塔液位的变化见图6，吸收塔液位控制较好。脱硫效率维持在较高的水平上，168小时期间FGD系统脱硫效率的变化见图7；期间，对系统的DCS控制参数进行了调整，至11月16日，吸收塔水平衡基本建立，脱水区水平衡建立，至废水区的废水流量稳定在16m3/h，石膏排出量比较稳定。 213图6168h脱硫效率、JBR差压(0～5000Pa)、吸收塔液位(80～500mm)168小时运行期间，FGD系统运行PH值与脱硫效率如下图7所示。图7168h脱硫效率、吸收塔PH值（3～8）与液位（50～250mm）168小时运行期间，FGD系统运行温度参数稳定；FGD出入口温度及JBR入口温度较稳定，JBR入口温度（49～50℃）符合设计要求，但FGD出口温度（～78℃）略低，如图8所示；FGD入口温度（140～150℃）较设计值高，如图8所示。FGD出口温度FGD入口温度JBR入口温度图8168hFGD入口温度（0～200℃）、出口温度与JBR入口温度（0～100℃）168小时运行期间，FGD脱硫效率与入口SO2的关系如下图9所示。图9168h#1FGD脱硫效率与入口SO2（0～1000mg/Nm3）关系168小时运行主要参数的平均值如下：锅炉侧空气总量：1247kNm3/h；脱硫效率：96.0%；FGD入口含硫量：748.525mg/Nm3；FGD出口含硫量：30.788mg/Nm3；增压风机电流：467A；增压风机出口压力；4286Pa；吸收塔液位：167mm；吸收塔差压：2750Pa； 吸收塔PH值：4.673石膏排出泵出口含固量：12.537%；石灰石至吸收塔流量：13.187m3/h；在#1FGD系统168运行期间，水耗、电耗、石灰石耗量如下：11月11日晚8时石灰石、工艺水及用电消耗总量为：A称重给料机：591.25t；B称重给料机：30.58t；工艺水的水耗量：5.568kt；电耗：2189502kWh；11月18日晚8时石灰石、工艺水及用电消耗总量为：A称重给料机：826.05t；B称重给料机：207.29t；工艺水的水耗量：19.471kt；电耗：3279504kWh；因此在168期间的水耗、电耗、石灰石耗量如下：石灰石消耗量：2.449t/h；工艺水的水耗量：82.76t/h；电耗：6488.1kWh/h；8调试结论制浆系统的运行良好，满足了#1机组的运行要求；吸收塔系统运行良好，达到了设计要求，满足了#1机组的运行要求；烟气系统运行良好，达到了设计要求，满足了#1机组的运行要求；脱水系统运行良好，达到了#1机组的运行要求；公用系统运行良好，满足了#1机组的运行要求；9调试质量的检验以完成合同保证值为基本原则，及时沟通了解业主的需求。本着“从严管理，精心调试，追求卓越，服务满意”的质量方针，在本工程调试中完成了如下目标： (1)保护投入率100％(2)自动投入率>95％(3)仪表投入率100％(4)系统严密性无泄漏。(5)各个设备最大轴振小于标准。(6)废水排放品质100％合格。(7)调试的质量检验分项目合格率100％。(8)试运的质量检验整体优良率≥95％。(9)完成168小时试运的启动次数≤2次。10问题与建议1）因#2机组FGD系统未投入运行，所以公共系统的运行尚需检验。2）增压风机动叶调节速度较快，建议稍作调整。3）低负荷下，吸收塔水平衡尚应考虑。4）燃用设计煤种时，制浆系统应满足其出力要求；5）尚未确认顺控（系统启动与停止）步序，现有程序操作步骤较多、且需更换界面监控，建议简化与调整；如制浆系统的顺控应将石灰石给料插板门的步骤取消、循环方式也应取消（如下图10所示）。图10制浆系统启动顺控6）因在热调阶段进行了GGH的主辅驱动电机投运行试验及增压风机失速逻辑的调整，所以对烟气系统部分逻辑或其参数应进行审慎的修改。 附图：168h中典型的CRT上FGD系统画面。附图1168h中典型的CRT上FGD烟气系统画面附图2168h中典型的CRT上JBR系统画面 附图3168h中典型的CRT上增压风机系统画面附图4168h中典型的CRT上GGH系统画面 附图5168h中典型的CRT上湿磨制浆系统画面附图6168h中典型的CRT上脱水系统画面 附图7168h中典型的CRT上石膏水力旋流器系统画面附图8168h中典型的CRT上真空泵系统画面 附图9168h中典型的CRT上JBR地坑与事故罐系统画面附图10168h中典型的CRT上工艺水与仪用空气系统画面 附图11168h中典型的CRT上废水系统画面附图12168h中典型的CRT上电气系统画面