燃煤发电机组脱硫GGH吹灰器改造技术要求

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燃煤锅炉烟气除尘改造方案选择原则及湿式除尘器设计技术规范介绍

第二部分超净排放(5mg)湿式电除尘技术规范要求
7.阳极材料采用316L不锈钢或以上等级抗腐蚀金属材料，极板厚度大于或等于1.2毫米，尽量避免焊接加工，必须焊接加工时，避免使用2205不锈钢。为防止极端情况，如放电、失火造成烟气温度升高而使湿式电除尘毁坏，不建议使用导电玻璃钢等燃点较低的非金属材料做阳极板。
第一部分除尘改造方案选择原则
2.重点地区（要求排放浓度≤20mg/Nm3） 1）原除尘器已经进行过改造，能够控制出口烟尘浓度≤30-40mg/Nm3的，结合脱硫系统洗尘作用，达到烟尘排放浓度≤20mg/Nm3； 2）对于除尘器改造同时脱硫洗尘后仍不能达标排放，以及目前尚未实施改造的，原则上考虑采用在脱硫设施后增加湿式除尘器的方案，但应保证进入湿式除尘器烟尘浓度不高于≤40-60mg/m3。
第一部分除尘改造方案选择原则
3.超净排放要求地区（烟尘排放≤5mg/Nm3）：
方案一：本体提效改造或本体扩容改造＋湿式电除尘
本体提效改造或本体增容应控制出口设计烟尘浓度≤40mg/Nm3；增设湿式电除尘器，出口粉尘浓度≤5mg/Nm3设计。
方案二：低低（低）温除尘＋本体提效改造或本体扩容改造＋湿式电除尘
域、燃用煤质、飞灰特性、改造场地、运行年限及排放要求等因素区别对待。 3.慎重比选：在达标排放的前提下，通过技术经济综合比选，优先选择工程投资少、运维费用低的改造方案。 4.预留裕量：考虑政策形势要求及排放标准变化，存在再次改造的可能，应适当考虑设计裕量及空间布置上预留进一步改造的位置。
第一部分除尘改造方案选择原则
第一部分除尘改造方案选择原则
方案一：本体提效改造或本体扩容改造＋湿式电除尘本体提效改造或本体增容应控制出口设计烟尘浓度≤60mg/Nm3；增设湿式电除尘器，入口粉尘浓度≤40mg/Nm3设计。

火力发电厂锅炉调整吹灰技术与燃烧调整技术方法①

火力发电厂锅炉调整吹灰技术与燃烧调整技术方法①火力发电厂锅炉是将煤炭等燃料转化为蒸汽的装置，其中的火焰燃烧是实现能量转化的关键过程。

为了保证锅炉的高效运行和安全稳定，通常需要对火焰燃烧进行调整。

本文将介绍火力发电厂锅炉调整中常用的吹灰技术和燃烧调整技术方法。

一、吹灰技术吹灰技术是指在锅炉运行过程中，利用压缩空气或蒸汽来清除锅炉受热面上的灰尘，以保证热传递的效果。

吹灰技术主要包括机械式吹灰、蒸汽吹灰和压缩空气吹灰等。

1、机械式吹灰：机械式吹灰是利用机械装置来清理受热面上的灰尘。

常用的机械式吹灰方法有旋转风扫吹灰、旋转弹药吹灰和旋导式吹灰等。

2、蒸汽吹灰：蒸汽吹灰是利用蒸汽的高压、高温特性来清扫锅炉受热面的灰尘。

蒸汽吹灰一般采用停锅吹灰、稳定负荷吹灰和换热面吹灰等方法。

3、压缩空气吹灰：压缩空气吹灰是利用压缩空气的高速和压力来清除受热面的灰尘。

压缩空气吹灰通常采用周期吹灰和连续吹灰两种方式。

吹灰技术的选择和使用应根据锅炉的燃烧方式、运行负荷和受热面的结构特点来确定。

吹灰的频次和时机应根据锅炉的运行状态、燃烧效果和受热面的清洁程度来调整，以保证锅炉的高效和安全运行。

二、燃烧调整技术燃烧调整技术是指通过调整燃料供给、空气供给以及燃烧过程中的温度、压力等参数，使锅炉的燃烧效果达到最佳状态。

燃烧调整技术主要包括燃烧系统调整、燃料调整和燃烧参数调整等。

1、燃烧系统调整：燃烧系统调整包括调整燃料供给设备、风机系统和燃烧控制装置等，以保证燃料的供给和空气的充分混合，实现稳定的燃烧过程。

2、燃料调整：燃料调整是指调整煤炭或其他燃料的供给方式和参数，以适应锅炉的需求。

燃料调整一般包括煤粉细度调整、煤粉湿度调整和煤质调整等。

吹灰器技术规范书

中煤能源黑龙江煤化工有限公司220吨/小时煤矸石循环流化床锅炉扩能改造项目吹灰器规范书编制:会签：校核:审核:审定:项目负责人:中煤西安设计工程有限责任公司2011年11月目录1.0 工程概况及总则2.0 设备运行环境条件3.0 主要技术规范4.0 技术要求5.0 性能保证、试验及监造6.0 供货范围7.0 设备包装、标志、运输8.0 设备验收及贮存9.0 图纸资料10.0 资格及业绩要求11.0 技术服务12.0 安装、调试、服务1.0 工程概况及总则1.1 本工程为中煤能源黑龙江煤化工有限公司的扩能改造项目，厂址位于依兰县达连河镇以北1公里处，距哈尔滨市东北方向约250公里，距依兰县城23公里。

本工程装机为1台220吨/小时煤矸石循环流化床锅炉，同时增加一套制备能力200m3/h除盐水装置。

1.2 招投标总则1.2.1 本规范书用于中煤能源黑龙江煤化工有限公司220吨/小时煤矸石循环流化床锅炉扩能改造项目的锅炉蒸汽吹灰器，它包括了蒸汽吹灰器本体及其辅助装置的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

1.2.2 本技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节明确规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标方应保证提供符合本技术规范书和工业标准的优质产品。

投标方提供的设备必须是全新的和先进的，并经过运行实践已证明是完全成熟可靠的产品。

1.2.3 如投标方没有以书面形式对本技术规范书的所有条文提出异议，招标方可以认为投标方提供的产品完全满足技术规范书的要求。

1.2.4 签订合同后，因技术规范书标准和规程发生变化，招标方有权以书面形式提出补充要求，具体项目由双方共同商定。

1.2.5 本技术规范书所使用的标准如与投标方所执行的标准发生矛盾时，应按高标准执行。

所列标准如有更新版本，应以最新版本为准。

2.0 设备运行环境条件2.1、环境条件设备安装地点黑龙江省依兰县达连河镇厂房零米海拔高度（黄海高程） 110 m年平均气温 3.1℃最热月（7月）平均气温21.9℃极端最高气温 35℃极端最低气温-37.2℃最冷月（1月）平均气温-18.9℃空调用夏季干球温度 29.3℃空调用夏季湿球温度 23.6℃月平均最高相对湿度(8月) 81%月平均最低相对湿度(1月) 1%年平均相对湿度68%冬季空调计算用相对湿度69%主导风向和频率西南 + 西西南 17%地面上10米高处最大风速24米/秒冬季平均风速 4.6米/秒夏季平均风速 3.0米/秒年平均风速 4.1米/秒最大风压(参照佳木斯市) 0.5KN/m2最高绝对气压1032.1毫巴最低绝对气压958.7毫巴年平均气压 1002.1毫巴年平均降水量540.7毫米月平均最大降水量(7月) 137.0毫米月平均最小降水量 2.1毫米日最大降水量(1965.7.9) 127.4毫米一小时最大降水量(1968.7.25) 68.8毫米最大积雪厚度(1958) 280毫米雪荷重0.7KN/m2冻土深度-2.3米年平均雷暴日数34.5日/年本工程抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05。

包头第一热电厂脱硫GGH的差压影响分析及吹灰器改造

包头第一热电厂脱硫GGH的差压影响分析及吹灰器改造【摘要】包头第一热电厂脱硫GGH自投运以来，出现了GGH堵塞、脱水系统不能正常运行的问题，严重影响了现场生产工作。

本文通过对GGH差压形成原理及影响因素的分析，找出了解决差压调整的办法，其中吹灰器的效能占主要因素，通过对吹灰器改造较好地解决了脱硫效率偏低的问题。

【关键词】锅炉；脱硫系统；GGH；吹灰器；堵塞一、引言内蒙古包头第一热电厂电厂两台机组配套建设石灰石/石膏湿法（FGD）脱硫装置，设计一炉一塔，其中FGD设有GGH烟气再热系统，脱硫效率≥95%。

包一电脱硫装置GGH自投运以来，出现了GGH堵塞，GGH烟气通流面积降低，造成增压风机出口烟道多处漏烟、入口导叶调整失效（开度80%以上）、电流值增大，极大影响了脱水系统的正常运行，不得不进行人工高压水清洗。

二、差压影响分析影响GGH差压及增压风机电流的主要因素1、锅炉总风量（Q1）对GGH差压及增压风机电流的影响Q1为锅炉来的总风量，Q2为引风机出口到GGH前的漏风。

在负荷基本不变、保持增压风机入口压力设定为0的情况下，通过对#2锅炉总风量进行调节寻求其对增压风机电流及GGH差压的影响规律，相关参数记录见表1。

从表1中可以看出，当降低锅炉总风量时送、引风机及增压风机电流均下降（增压风机电流下降了6A），GGH差压也下降（净烟气侧下降了0.03 KPa），但此时的氧量也有所降低，将引起过剩空气不足，燃料燃烧不完全，因此不能做为调节GGH差压的手段。

2、增压风机入口压力对GGH差压及增压风机电流的影响在负荷相同、保持锅炉来的总风量不变的情况下，通过对#2脱硫增压风机入口压力进行调节寻求其对引风机出口到GGH前的漏风量、增压风机电流及GGH差压的影响规律，相关参数记录见表2所示。

从表2中可以看出：当增压风机入口压力从0调整到70pa时，引风机电流、脱硫效率基本没变，而GGH差压及增压风机电流迅速下降；当增压风机入口压力从150pa调到180pa时，引风机电流有所上涨、增压风机电流下降不明显，但脱硫效率迅速下降。

燃煤机组脱硫原烟气烟道改造项目技术要求

燃煤机组脱硫原烟气烟道改造项目技术条件书1、总则1.1本技术条件书适用于某某公司（以下简称“招标方”）机组脱硫原烟气烟道改造项目。

1.2本技术条件书所提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文。

投标方应保证提供符合技术要求和现行工业标准的优质产品。

1.3如果投标方没有以书面方式对本技术条件书的条文提出异议，那么招标方将认为投标方完全认同并遵守技术条件书的规定。

1.4投标方所采用的零部件等，必须是技术和工艺先进，并经过两年以上运行实践，已证明是成熟可靠的产品。

1.5凡在投标方设计供货范围之内的外购件或设备，投标方一般需推荐2至3家知名品牌产品供招标方确认，技术上由投标方归口协调。

1.6在设计联络会纪要完成签字之前，招标方有权提出因规范、标准和规程发生变化而产生的一些补充修改要求，投标方应遵守这个要求，具体款项内容由供、需双方共同商定。

1.7本技术条件书所使用的标准，如遇到与投标方所执行的标准不一致时，按较高的标准执行。

如果本技术条件书与现行使用的有关国家标准以及部颁标准有明显抵触的条文，投标方应及时书面通知招标方进行解决。

1.8一切正式图纸、技术文件、商务信函等必须使用中文，如果投标方提供的文件中使用另一种文字，则需有中文译本，在这种情况下，解释以中文为准。

1.9 投标方应提供电力工程相关施工业绩。

2、工程概况2.1 公司概况某某公司厂址位于**省***市东南**村，南临**，距离市区约*km，东距某某高速公路3km，西距某某国道4.5km，距离某某铁路6 km，北面0.6km即为某某市与某某高速公路连接的城市高等级公路，另某某高速公路在公司附近有一出入口，厂址交通极为方便。

公司总装机容量为1800MW（2×300MW+2×600MW），分两期工程建设。

一期机组（#1、#2）分别于19**年12月、19**年8月投产。

二期机组(#某、#4)分别于20**年4月、20**年11月投产。

脱硫系统气-气换热器吹灰器的改造

２１年８月０２
Ｖｏ１ＮＯ．．３５４
广西电力
ＧＵＡＮＧＬＣＲＩＯＷＥＸＩＥＥＴＣＰＲ
４５
脱硫系统气一气换热器吹灰器的改造
ＭｏｆｃｔｏｆＧＧＨｏｔｏｒｉｓｆｒｚｔｏＳｓｅｄｉａｉｎｏｉＳｏｂｌｗｅｎＤｅｕｌｕｉａｉｎｙｔｍ
ｒｄｕｅｔｅｒｓｓａｃｆＧＧＨｆｅｔｖｌ．ｅｃｅｉｔｅｏｈｎｅｃｉｅｙ
ＫｅｒｓＧＧＨ，ｌｃｉｇｓｏｌｗｅｙｗｏｄ：ｂｏｋｎ，ｏｔｏｒｈ
中图分类号：Ｍ２３２文献标志码：文章编号：１７ — ３０２１）４０４ — ２Ｔ２．７Ｂ６１８８（０２０ — ０５０
（．１大唐桂冠合山发电有限公司，广西合山５６０；２４５１．电网电力科学研究院，南宁广西５０２）３０３
（．ａｎｕｕｎＨｓａｏｅｅｅａｏｏ，Ｌｄｅｈｎ５６０，Ｃｉａ１ｔｇＧｉａｅｈｎＰｗｒＧｎｒｉＣ．ｔ，Ｈｓａ４５１ｈｎ；Ｄａｇｔｎ２ＧａｇｉｏｅＧｉＥｅｔｃＰｗｒＲｓａｃｎｔｕｅａｎｇ５０２，Ｃｉ）．ｕｎｘＰｗｒｒｌｒｏｅｅｅｒｈＩｓｔｔ，Ｎｎｉ３０３ｈｎｄｃｉｉｎａ
ｄｃｅｉｇｅｆｉｎｙｏｕｔａｃｅ．ａｅｎｓｕｙａｄｒａｏｉｇａｓｏｂｏｅｓｄｅｎｔｅｔｐｏｅｃｅｎｇｉｅｏｅｒａｎｆｃｅｃｆｓｔｈｒＢｓｄｏｔｄｎｓｎｎ，ｏｔｌｗｒｓｉｄｃｅｗａｄｄｏｆｌａａｓｄｆａｈｏｈｔｓＧＧＨ，ｎｅａｄｔｈｌｃｉｅｄｆａｉｎｔｈｒｉａｏｔｌｗｒａｈｕａｉｅＷａｄ，ｉｈｓｎｔｅｈｓｌａｉｇｅｅｔｆｏｔｌｗｅｄｏａｚｄｍｏｉｃｔｏｔｅｏｇｎｓｏｂｏｅｔｅｆｓｇｓｓｓｍａｅｗｈｃ￣ｅｇｈｎｔｅａｈｃｅｎｎｆｃｏｂｏｒａｌｉｏｉｌｔｌｄｏｓｎ

吹灰器技术要求

西安太华热力锅炉蒸汽吹灰器技术要求西安热力总公司太华供热公司 2015年6月一、气源压力及温度4.1MPa 365℃二、供货品种、数量、规格要求：1）长伸缩式吹灰器: 数量：4 台2）固定旋转式吹灰器：数量：10台3）吹灰器程序控制柜：数量：1套4）吹灰器管道系统：数量：1套三、吹灰器主要技术参数1）吹灰器的设计制造符合机电部标准《JB/T8501-1996锅炉吹灰器和测温探针技术条件》；2）电机其绝缘等级不低于F级，防护等级为IP55；3）吹灰器应采取可靠有效的措施，以保证密封盒处在任何运行状况下炉内烟气不向外泄漏，吹灰器非运行状况下烟气不流向吹灰枪管内造成磨蚀；4）吹灰枪行程应能保证沿炉宽度均能吹扫到，吹扫角度360°；5）提供的每一台吹灰器配有一台电动机，整体式电机启动器及就地按钮启动器；6）应根据锅炉燃料和各吹灰点的烟温选择合理的吹灰压力、吹灰流量参数并且每台吹灰器应有调节流量的装置；7）吹灰器枪管应保证可靠的疏水，吹灰器（包括支架等）应与锅炉本体可靠配合。

8）吹灰枪管能够与设定的套管规格匹配并且保证进退自如；9）配备吹灰器程控柜及动力柜；长伸缩式吹灰器主要技术参数：行程(m) 根据炉膛宽度确定约4.3M(正常使用时)烟气温度≤1050℃吹灰介质蒸汽进退速度（m/min）0.9～3.5转速（r·p·m） 9～35喷咀口径（mm） 12～32吹灰半径（m） 1.5～2m吹灰角度360°电动机型号、规格Y90S-4 B5型 1.1KW～1400r·p·m 电动机电源380V.3P.50Hz IP55 F级近似重量360kg+行程(m)×116kgA．主要机构(1)高效喷咀——对每一吹灰器专门选定。

(2)喷咀传送机构——吹灰枪管、跑车和电动机。

(3)向喷咀提供吹灰介质的机构——阀门、内管、填料压盖和吹灰枪臂。

(4)支承和包容吹灰器元件的机构——两点支吊的箱式梁。

发电厂2×600MW机组脱硫系统GGH及吹灰系统改造工程技术规范书

XX发电厂2×600MW机组脱硫系统GGH及吹灰系统改造工程技术规范书需方：北方联合电力有限责任公司达拉特发电厂供方：2011年6月目录第一章技术规范 (3)1 总则 (3)2 工程概况 (4)3 原设计和运行条件 (7)4 改造技术要求 (11)5 监造(检查)和性能验收试验 (16)6 设计与供货范围 (16)7 清洁、油漆、包装、装卸、运输与储存 (16)8设计数据表（空白处由供方填写） (18)第二章供货及服务范围 (20)1 一般要求 (20)2 供货及服务范围 (20)第三章技术资料和交付进度 (21)1 一般要求 (21)2技术资料内容和交付进度 (22)第四章监造、工厂检查和性能验收试验 (23)1监造 (23)2 工厂检查 (25)3 性能验收试验 (27)第五章技术服务和联络 (30)1 供方现场技术服务 (30)第一章技术规范1 总则1.1 本技术规范适用于达拉特发电厂四期（2×600MW）机组脱硫工程#7机组脱硫系统GGH换热元件、部分密封元件更换及#7、#8机组脱硫GGH吹灰系统改造工程。

1.2 本技术规范包括GGH及吹灰系统改造所需设备系统的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

1.3 本技术规范所提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文。

供方保证提供符合本技术规范要求和现行中国或国际通用标准的优质产品。

1.4 如果供方没有以书面方式对本技术规范的条文提出异议，那么需方将认为供方提供的产品完全符合本协议的要求。

1.5 供方提供的设备是全新的和先进的，并经过2年以上运行实践，已证明是完全成熟可靠的产品。

1.6供方设计范围之内的外购件或外购设备清单见第二章供货范围2.8。

1.7 在签订合同之后到供方设计完成之前的这段时间内，需方有权提出因规范、标准和规程发生变化而产生的一些补充修改要求，供方遵守这个要求，具体款项内容由供需双方共同商定。

火力发电厂锅炉调整吹灰技术与燃烧调整技术方法①

火力发电厂锅炉调整吹灰技术与燃烧调整技术方法①
火力发电厂的正常运行需要保证锅炉和燃烧系统的稳定性，调整吹灰技术和燃烧调整
技术是保证锅炉和燃烧系统稳定性的重要方法。

一、锅炉调整吹灰技术
1.吹灰时机
锅炉内的灰尘的积聚会影响到锅炉的热交换效率，而吹灰可以有效地清除锅炉内灰尘，保证锅炉热交换效率。

吹灰的时机一般在锅炉运行时，可以根据锅炉烟气温度、压力、风
速等参数来判断，确保吹灰的效果最大化。

2.吹灰方式
吹灰方式包括机械吹灰和蒸汽吹灰。

机械吹灰是通过机械振动或旋转清除锅炉管道内
灰垢。

蒸汽吹灰是通过蒸汽喷射吹除锅炉内部的灰尘。

选择适合的吹灰方式可以有效地提
高吹灰的效率。

3.吹灰频率
锅炉内的吹灰频率要根据锅炉运行情况和烟气中灰尘含量来确定。

一般来说，锅炉内
吹灰的频率越高，清除灰尘的效果越好，锅炉的热交换效率也会更高。

二、燃烧调整技术
1.燃烧调整过程
燃烧调整是对锅炉烟气、温度和压力等参数进行调整，以保证锅炉的稳定性。

调整的
过程要根据燃烧器、供气系统、供油系统、给水系统等参数来进行。

燃烧调整方法包括燃烧器调整、气体供应调整、燃烧过程调整、排气调整等。

在燃烧
调整过程中，需要逐步地调整各个参数，以达到均衡的燃烧效果。

燃烧调整优化可以进一步提高锅炉的效率和稳定性。

燃烧调整优化的方法包括安装在
线监测设备、调整燃烧器的燃烧效果、调整气体供应和油水供应等，使锅炉达到最佳燃烧
状态，提高发电效率并降低排放。

燃煤锅炉脱硫GGH吹灰器改造技术条件书

燃煤锅炉脱硫GGH吹灰器改造项目技术条件书1、总则1.1本技术条件书适用于某公司（以下简称“招标方”）#2机脱硫GGH吹灰器改造项目。

1.2本技术条件书所提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文。

投标方应保证提供符合技术要求和现行工业标准的优质产品。

1.3如果投标方没有以书面方式对本技术条件书的条文提出异议，那么招标方将认为投标方完全认同并遵守技术条件书的规定。

1.4投标方所采用的零部件等，必须是技术和工艺先进，并经过两年以上运行实践，已证明是成熟可靠的产品。

1.5凡在投标方设计供货范围之内的外购件或设备，投标方一般需推荐2至3家知名品牌产品供招标方确认，技术上由投标方归口协调。

1.7本技术条件书所使用的标准，如遇到与投标方所执行的标准不一致时，按较高的标准执行。

如果本技术条件书与现行使用的有关国家标准以及部颁标准有明显抵触的条文，投标方应及时书面通知招标方进行解决。

1.9 投标方应提供GGH吹灰器产品技术说明及相关应用业绩。

2、工程概况2.1 公司概况某公司厂址位于**市东南方向的板塘乡象形村，南临**，距离市区约5km，东距**公路3km，西距**4.5km，距离**铁路6 km，北面0.6km即为**市与**公路连接的城市高等级公路，另**高速公路在公司附近有一出入口，厂址交通极为方便。

公司总装机容量为1800MW（2×300MW+2×600MW），分两期工程建设。

一期机组（#1、#2）分别于19**年12月、19**年8月投产。

二期机组(#3、#4)分别于20**年4月、20**年11月投产。

脱硫除雾器改造技术规范书

国电重庆恒泰发电有限公司#1、2脱硫除雾器改造技术规范甲方：国电重庆恒泰发电有限公司乙方：2013年8月目录1 总则2 工程概况、设计和运行工况3 技术要求4 双方责任5 质量和验收6 工器具和检修设备物资供应7 安全、文明施工8 质量、性能保证9 主要技术数据一览表10 技术差异表11 其他1 总则1.1 本技术规范书适用于国电重庆恒泰发电有限公司#1、2脱硫除雾器改造项目。

它提出了该项目的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

1.2 本技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术要求作出详细规定，也未充分引述有关标准和规范的条文。

乙方提供符合本技术协议和相关的国际、国内工业标准的优质产品。

1.3 本技术规范书所引用的标准若和乙方所执行的标准发生矛盾时，按较高的标准执行。

1.4 本技术规范书经甲、乙双方共同确认和签字后作为订货合同的技术附件，和定货合同正文具有同等效力。

1.5 乙方对#1、2脱硫除雾器改造项目（含材料和施工）负有全责，即包括分包（或采购）的产品。

1.6 在合同签定后，甲方有权因规范、标准、规程发生变化而提出一些补充要求。

2 工程概况、设计和运行工况2.1 国电重庆恒泰发电有限公司总装机容量为：2×300MW国产常规燃煤机组，同时配套建设烟气脱硫装置。

烟气脱硫工程，采用石灰石（石灰）-石膏湿法烟气脱硫工艺，在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下脱硫装置脱硫率保证值大于98％。

现除雾器型式为平板式，由于我厂燃煤含硫量过高，脱硫剂又为石灰+电石渣使用，极易造成除雾器堵塞，导致GGH换热元件堵塞，致使烟气系统阻力过大，恶性循环，机组带不起负荷，必须停机处理，无法保障脱硫系统长周期安全、稳定、可靠运行。

对此，国电重庆恒泰发电有限公司对#1、2脱硫除雾器进行施工改造处理，含材料、施工措施及人工费用。

2.2设计施工改造项目#1、2脱硫吸收塔除雾器，2台。

脱硫脱硝技术要求

锅炉经脱硝改造后，脱硝设施满足规定的技术要求，并确保锅炉的安全经济性运行。

脱硝装置包括的所有需要的系统和设备至少满足以下总的要求：1) 采用选择性非催化还原(SNCR)脱除NOx技术。

2) 采用氨水溶液为脱硝还原剂。

3) 脱硝装置出口氮氧化物排放浓度≤200mg/m3（标态，干基，6%O2）。

4) SNCR脱硝装置出口氨逃逸率≤10ppm。

5) 还原剂公用系统按三台锅炉脱硝用量设计。

6) 脱硝装置可投运率保证在企业正常运行时间的95％以上；脱硝设备的寿命在15年以上。

7) 在锅炉的任何正常负荷范围内，满足喷枪所要求的流量、压力等技术参数，确保氮氧化物排放数据符合国家标准。

8) 在设计中需充分考虑设备连续运行及间断运行切换的可行性及安全可靠性。

9) 改造后锅炉出力维持不变，过热蒸汽的温度达到原设计值。

SNCR烟气脱硝技术介绍：工艺描述选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，以下简写为SNCR）技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。

SNCR方法主要在900～1050℃下，将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中，将NO还原，生成氮气和水。

而选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR），由于使用了催化剂，因此可以在低得多的温度下脱除NOx。

两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性，以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应，因此称之为选择性还原方法。

两种方法的化学反应原理相同。

SNCR在实验室内的试验中可以达到90％以上的NOx脱除率。

应用在大型锅炉上，短期示范期间能达到75％的脱硝率，长期现场应用一般能达到30％～50％的NOx脱除率。

SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。

美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的，目前世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量在2GW以上。

火力发电厂锅炉调整吹灰技术与燃烧调整技术方法①

火力发电厂锅炉调整吹灰技术与燃烧调整技术方法①在火力发电厂中，锅炉的正常运行是保证电厂稳定供电的基础。

然而，在长期运行的过程中，由于各种因素的影响，锅炉存在着不同程度的积灰、结垢、燃烧不完全等问题，会导致锅炉运行效率降低，能耗增加，甚至损坏锅炉设备，影响电厂正常运行。

为此，锅炉调整显得尤为重要，而吹灰技术与燃烧调整技术则是调整锅炉的重要手段之一。

一、吹灰技术吹灰技术是指在锅炉运行过程中，利用压缩空气或蒸汽等为介质的吹灰器，对锅炉内积灰进行清除的过程，以保证锅炉高效、稳定运行。

1、吹灰原理和空气在锅炉内积灰表面相互作用产生的气动力，使灰尘脱落。

由于锅炉内部烟气脉动、涡旋运动较为猛烈，灰尘往往附在管子内壁上，导致热阻增大，影响水-热传递效果。

因此，吹灰技术必须得到广泛运用，以降低烟气温度，提高水汽温度，维持锅炉火焰温度。

2、吹灰时机在锅炉运行过程中，各个部位的灰积累速度是不同的，所以吹灰时机的选择显得尤为重要。

应根据锅炉的运行情况和灰积累情况，定期进行吹灰，通常是每8小时至12小时的周期。

根据吹灰的方式，可将其分为定时吹灰、手动吹灰、自动调整等方式，其中定时吹灰方式是最为常用的一种方式。

对于特殊情况，如如炉内负荷突然翻倍等，需要及时进行手动吹灰，以避免灰积累加剧。

3、吹灰方法一般来说，吹灰器安装在燃烧室出口、尾气管道及换热器内部等容易积灰的地方。

根据吹灰器的类型和安装位置不同，吹灰方式也有所不同，常见的吹灰方式有以下几种：（1）轴流吹灰法：将吹灰器安装在尾气管道的中间或端部，通过轴流作用，旋转产生强风流，使灰尘随风流冲洗，脱落。

这种方式适用于一般烟气分布均匀的情况下。

（2）射流吹灰法：射流吹灰器是把高压气体喷出，通过冲击后灰尘脱落。

主要应用于较大的管径，通过气流惯性来吹灰。

（3）旋风吹灰法：旋风吹灰器是通过本身旋转产生的离心力，使尘埃、灰渣向四周分离下来，再通过泻放管道将灰渣引到一侧，达到吹除灰尘的目的。

脱硫GGH加装吹灰器平台施工方案

1工程概况及工程量1.1 工程概况针对脱硫GGH堵灰严重，及在投压缩空气吹灰时粉尘排放含量超标的现状。

经开专业会讨论及了解其它电厂GGH上吹灰器使用情况，建议在机组扩大性C修期间增加一台蒸汽吹灰器。

现提前制作吹灰器安装平台。

1.2 工程量二、吹灰器及平台主要工作量1、安装全伸缩式蒸汽吹灰器 1台，就地控制柜 1台2、增加设备安装及检修平台50M2，铺设蒸汽管路φ57×4 180米，疏水管路φ28×4 100米，管路保温8M3，加装保温外护板60 M23、安装高压焊接阀门 DN50 3台、 DN20 2台、铺设电缆规格 3×35mm2 100米4、烟道开孔2编制依据2.1招标文件2.2《火力发电工程施工组织设计导则》；2.3《电力建设技术管理手册》；2.4《电力建设施工和验收技术规范》等现行有效版本的国家及部颁施工和验收技术规范系列篇；2.5《火电施工质量检验及评定标准》等现行有效版本的电力工业部颁发的施工质量检验及评定标准系列篇；2.6东北电力设计院《火力发电厂钢制平台扶梯设计手册》（2001年版）；《电力建设起重机械性能手册》；《电力建设安全健康与环境管理工作规定》；2.7国家现行法律、法规、规程、规定、标准和原机械工业部颁发的有关标准；我公司类似工程的施工经验。

3作业前条件及准备3.1设备及技术资料齐全，施工图纸设计完成，并经业主、监理检查验收合格，会审签字通过。

3.2工程用材准备充分，相应资质证书经业主、监理检查、验收合格，审查签字通过。

3.3参加施工人员应经过技术培训、安全培训并经考试合格。

3.4参加施工的特种作业人员具有在有效期内的合格特种作业资格证书；3.5施工用工机具、材料应经检查合格，并出具合格证，并经业主、监理检查验收合格，会审签字通过。

3.6设备、材料搬运道路平整、畅通。

3.7施工用临时电源安置完毕并投入使用，施工机具准备齐全、完好。

3.8施工作业场地整洁无杂物，照明充足，消防设施齐全。

2吨燃煤锅炉除尘脱硫改造(修改版)

2 吨燃煤锅炉除尘脱硫改造技术要求需西部钻探国际钻井公2015 年6 月2吨燃煤锅炉除尘脱硫改造技术要求一、改造要求对酒泉市南郊工业园区国际钻井公司院内2台2吨燃煤锅炉进行改造，加装除尘脱硫设备，控制二氧化硫和烟尘等排放，达到排放标准，满足环保要求。

二、安装标准GB13271 -2014《锅炉大气污染物排放标准》《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》三、改造技术标准1、改造的除尘脱硫器外形尺寸：长度1500mm宽度1200mm，高度2500mm ,进出口口径400mm示意图如下：ZZClumm-町MOOrrim SOOrrum KI 200mm41M?50iOrnni111 uSOO m m ft2 SOGmrn j[l SOQrnrn2900mm2、改造后燃煤锅炉污染物排放限值：二氧化硫在200mg/m3，颗粒物30 mg/n3，氮氧化物200 mg/ m3，汞及其化合物0.05 mg/ m 3,烟气黑度（林格曼黑度，级）w 1级。

3、其它参数：除尘效率＞98%脱硫效率＞90%烟气含湿量＜7%循环水利用率>98%。

4、整体结构紧凑，安装规范，符合现场安全管理标准。

四、质量要求1、乙方需在2015 年9 月10 日之前对甲方要求的除尘脱硫器安装完毕，并通过酒泉市环保局检验合格，并提供检验报告。

2、乙方安装的除尘器，其脱硫产物和外排液无二次污染且能安全处置。

3、脱硫设备保证冬季能连续正常运行，出现故障24 小时内响应并处理。

4、脱硫设备的使用寿命在15 年以上。

五、HSE要求1、乙方资质必须满足甲方HSE体系文件要求。

2、乙方必须对雇佣的员工进行所操作岗位的HSE培训。

3、乙方进行施工时，必须遵守国家、地方政府及甲方的HSE 规定，若施工过程中发生HSE事故，乙方自行承担。

4、乙方施工的场地、安全管理、质量控制、环境保护、配件保障，必须符合西部钻探承包商管理要求，并接受西部钻探的审核评估，对提出的不符合项，按期完成销项整改，若有 2 次以上的销项不彻底，将评定为不合格承包商。

#5脱硫GGH技术规范书

2×600MW机组#5脱硫再热器光管换热器制造及供货技术规范书批准：复审：初审：编制：目录1总则 (1)2设计和运行条件 (1)4技术条件 (4)5制造要求 (5)6材质要求 (6)7 油漆 (7)8 包装及运输 (7)9验收和保管 (7)10 质量保证 (8)11供货范围 (8)12技术资料交付 (8)13交货 (8)14技术差异表 (9)附图（升温段管箱图） (10)1总则1.1本技术规范适用于三期（2×600MW）机组5号烟气脱硫装置管式换热器升温段管箱及附件，它提出设备的转化设计、性能、结构、制造、检验、安装和验收等方面的技术要求。

1.2招标方在本技术规范中所提出的是最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，也未充分引述有关标准和规范的条文。

投标方应提供一套满足本技术规范和标准要求的高质量产品及其服务。

对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。

1.3如未对本技术规范提出偏差，将认为投标方提供的设备符合技术规范和标准的要求。

偏差(无论多少)都必须清楚的表示在投标文件中的附件“差异表”中，并简要说明差异的原因。

1.4投标方对供货范围内的成套系统的设备负有全责，即包括分包（或对外采购）的产品。

对于乙方对外采购的产品制造商应事先征得甲方的认可。

1.5投标方须执行本技术规范所列标准。

有矛盾时，按较高标准执行。

1.6采用国际单位制。

2设计和运行条件2.1 概述三期#5脱硫装置于2007年1月投运，GGH系统采用“密闭热媒水循环管式GGH系统”，由6组降温段管束和8组升温段管束加中间辅助设备构成。

本次拟更换现有8组升温段管束。

2.2设计条件2.2.1管式换热器升温段烟气资料原设计管式换热器升温段烟气参数(100％BMCR)2.2.2管式换热器热媒水循环水采用电厂提供的软化水。

除盐水水质硬度：≌0 µmol/l导电度：≤0.3µS/cm二氧化硅：≤0.02mg/l2.2.3 辅助加热蒸汽参数最高：0.9325Mpa（a），336.3℃工作状态：0.9Mpa（a），280℃最大流量：12T/H2.2.4工业水水质管式换热器检修冲洗水采用电厂提供的工业水。