性能考核正式报告

1 目的
北京国华电力有限责任公司热电分公司1单元№1、№2燃煤锅炉配置了北京国电龙源环保工程有限公司的湿式石灰石洗涤法烟气脱硫系统。

锅炉蒸发量为410t/h。

烟气脱硫系统由吸收塔、增压风机、石灰石仓、石灰石制备、石膏脱水、工艺水供给、气气换热器、废水处理等组成，其中石灰石仓、石灰石制备、石膏脱水装置为1、2单元公用，一期时已经建成。

该装置于2003年7月投入商业运行。

为验证该脱硫装置的运行性能，北京国华电力有限责任公司热电分公司和北京龙源环保工程有限公司委托国电热工研究院进行脱硫系统性能试验, 并提出最终性能评价。

2脱硫岛概述
北京国华电力有限责任公司热点分公司的脱硫系统是用于脱除两台125MWe的燃煤锅炉（1单元№1、№2炉）烟气中的二氧化硫。

锅炉为四角切园燃烧系统、Π型布置自然循环锅炉。

每台锅炉蒸发量为410t/h，蒸汽参数为99bar、540℃。

相对于每台锅炉电负荷为125MWe，热负荷为310MWth。

每台锅炉的烟气经两台引风机和2台静电除尘器进入一个共用的烟道，该烟道直接通向1个高240m的烟囱。

№1、№2炉通往烟囱的烟道由双百叶窗烟气挡板隔断，作为旁路烟道，隔断后的烟气通过1台增压风机进入脱硫系统。

在脱硫系统发生故障的时候，烟气可通过旁路烟道进入烟囱。

原烟气通过气气加热器由140℃左右冷却到100℃左右进入吸收塔，而净烟气则被加热到85℃左右（烟囱入口处温度），吸收塔配置3台循环泵，每台泵向一个喷林层供应浆液，吸收塔浆池内安装了5台搅拌器，分上下两层布置。

在上层鼓入氧化空气。

吸收塔的上部布置了两级初雾器，1级为粗分离、1级为细分离。

净烟气进入气/气加热器后，在进入烟囱，最后经烟囱排入大气。

吸收塔浆池里的石膏固体悬浮物由石膏抽出泵引入旋流器站。

旋流器上部稀相进入废水处理站，旋流器下部浓相进入真空皮带过滤机进行脱水。

石灰石浆液由公用系统提供。

图1为该脱硫装置工艺流程图。

1.升压风机
2.气/气加热器
3.密封风机
4.吸收塔
5.吸收塔循环泵
6.氧化风机
7.石膏排出泵
8.工艺水箱
9.工艺水泵10.石膏浆罐11.石膏水力旋流站12.废水旋流站13.石膏浆液泵14.石灰石浆罐15.石灰石浆液泵16.石灰石浆液输送泵17.事故浆液泵18.吸收塔区域排水坑19.二级旋流站20.吸收塔地坑21.废水收集箱22.废水泵
图1 脱硫装置工艺流程图
3 性能保证值测试项目
按照2003年12月9日由国华北京热电分公司、龙源公司和热工研究院参加会议后形成的《国华北京热电分公司1号机组烟气脱硫装置性能验收试验大纲》以及《中电国华电力股份有限公司北京热电分公司1号机组烟气脱硫装置性能考核试验技术协议书》，
4试验参考标准
5试验测点位置
脱硫装置考核试验所需测点由热工院、国华北京热电分公司、龙源公司三方联合确浓度、氧量、烟气温度等参数的测点位置分布图。

定。

图2为烟气SO
2
图2 测点布置图
6试验过程和试验方法
试验日程安排如附件1所示。

6.1表盘仪器标定 6.1.1 烟气流量标定
测试时间：2003年12月12日14:30~15:30，16:00~17:00。

测量位置：No1、No2炉静电除尘器出口烟道，如图2中静电除尘器出口烟道上测点E 、
F 、
G 、
H 。

采用网格法测量，每个测孔沿垂直的直线方向各取5点进行测量。

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：采用网格法测量各点的烟气静压、温度和全压，计算出烟气流量(标准状态)，
同时由DCS 系统采集表盘流量数据，二者进行比较，根据测量结果更正DCS 系统中的流量系数。

测量结果:测量结果见附件2。

原烟气量表盘显示值用如下公式修正：
Q 原烟气流量=0.83×Q 表盘原烟气流量
6.1.2 原烟气O 2标定
测试时间: 2003年12月13日16:30、12月15日17:05、12月17日16：50。

测点位置: 图2增压风机入口测点A ，采用网格法测量, 选两个测孔，每个测孔取4个
点进行测量。

测量仪器： M&C PMA10氧分析仪, 烟气取样管，前处理箱。

测量方法：试验时, 将取样管伸入各测点, 烟气经前处理箱后进入氧量分析仪, 读取网格
法各点的测量数据, 同时由DCS 系统采集试验期间表盘O 2的数据，二者进行比较，得到O 2的表盘显示修正系数。

测试前后用O 2标气(3.98%)以及零气(纯氮气)对测量仪表进行了标定。

试验前后仪表指示没有漂移。

测量结果: 测量结果见附件3。

原烟气O 2浓度表盘显示值用下式修正:
C O 2
=0.9481×C O 2
(表盘)
6.1.3 净烟气O 2标定
测试时间: 2003年12月13日17:15、12月15日17:25、12月17日16：30。

测点位置: 图2净烟气尾部烟道测点D 。

采用网格法测量, 每个测孔取4个点进行测量。

测量仪器： M&C PMA10氧分析仪, 烟气取样管，前处理箱。

测量方法：试验时, 将取样管伸入各测点, 烟气经前处理箱后进入氧量分析仪, 读取网格
法各点的测量数据, 同时由DCS 系统采集试验期间表盘O 2的数据，二者进行比较，得到O 2的表盘显示修正系数。

测试前后用O 2标气(3.98%)以及零气(纯氮气)对测量仪表进行了标定。

试验前后仪表指示没有漂移。

测量结果: 测量结果见附件3。

净烟气O 2浓度表盘显示值用下式修正:
C O 2
=1.12×C O 2
(表盘)
6.1.4 原烟气SO 2标定
测试时间: 2003年12月17日 10:30~11:00
测点位置: 图2增压风机入口测点A ，该截面选两点进行测量。

测量仪器：ROSEMENT BINOS 二氧化硫分析仪, WAP/254/04/100伴热取样管,
ROSEMENT 前处理箱，取样探头（带加热），PMA10 M&C 氧量计。

测量方法：试验时, 把带有伴热的取样管伸入各测点, 烟气经前处理箱后进入二氧化硫
分析仪, 读取网格法各点的测量数据, 同时由DCS 系统采集试验期间表盘SO 2的数据，二者进行比较，得到SO 2的表盘显示修正系数。

测试前后分别用SO 2标气(298mg/m 3、114 mg/m 3)和零气(高纯氮气)对测量仪表进行了标定。

试验前后仪表指示没有漂移。

测量结果:测量结果见附件4。

原烟气SO 2表盘显示值用下式修正:
C SO2 =0.9824×C SO2 (表盘)
6.1.5 净烟气SO 2标定
测试时间: 2003年12月17日12:30~13:00
测点位置: 图2净烟道测点D ，采用网格法测量，选三个测孔进行测量。

测量仪器：ROSEMENT BINOS 二氧化硫分析仪, WAP/254/04/100伴热取样管,
ROSEMENT 前处理箱，取样探头（带加热），PMA10 M&C 氧量计。

测量方法：试验时, 把带有伴热的取样探头伸入各测点, 烟气经前处理箱后进入二氧化
硫分析仪, 读取网格法各点的测量数据, 同时由DCS 系统采集试验期间表盘SO 2的数据，二者进行比较，得到SO 2的表盘显示修正系数。

测试前后分别用SO 2标气(298mg/m 3、114 mg/m 3)和零气(高纯氮气)对测量仪表进行了标定。

试验前后仪表指示没有漂移。

测量结果: 见附件4所示。

净烟气SO 2浓度表盘显示值用下式修正:
C SO2 =0.9683×C SO2 (表盘)
6.1.6 工艺水流量标定
测试时间: 2003年12月11日10:00~11:45，12月14日9:20~11:07、17:30~18:50。

测量方法：保持工艺水箱在较高水位, 停止进水, 用工艺水箱液位变化计算出工艺水流
量，同时采用DCS 系统采集工艺水流量表的数据, 二者进行比较。

测量结果: 测试结果见附件5，工艺水流量表盘显示值用下式修正：
Q=0.7517Q 表盘
6.1.6 净烟气温度标定
测试时间: 2003年12月16日10:35。

测点位置: 图2烟气尾部烟道测点D 。

采用网格法测量, 每个测孔取4个点进行测量。

测量仪器：NiCr-Ni 热电偶, 温度显示表。

测量方法：在满负荷下, 用NiCr-Ni 热电偶逐点测量各点的温度, 最后取平均值。

同时
由DCS 系统采集试验期间表盘温度的数据，二者进行比较，得到温度的表盘显示修正系数。

测量结果: 测量结果见附件6。

净烟气温度表盘显示值用下式修正:
t =1.001×t (表盘)
6.2 保证值条件试验
合同规定的保证条件和性能验收试验期间的条件见附件23。

由此可见，在性能测试期间，原烟气和石灰石纯度等满足合同规定的保证条件。

6.2.1原烟气粉尘浓度测试
测试时间：2003年12月13日
测点位置：图2增压风机出口测孔B 。

采用网格法测量,取4个点进行测量。

测量仪器：SICK SHC-502 粉尘取样仪。

测量方法：用粉尘自动等速取样仪进行网格法取样，因所选测点处烟气中的水蒸气处于
饱和点，所以采用填充石英棉的滤筒。

取样过程中记录取样烟气体积、烟气
温度、压力和大气压、粉尘取样滤筒空重和取样后的实重，所用滤筒测量前
后均在105℃下烘干一个小时以上。

同时由DCS系统采集试验期间表盘原烟
气粉尘的数据，二者进行比较，得到原烟气粉尘浓度的表盘显示修正系数。

测量结果: 测量结果见附件7。

两次测量所得原烟气粉尘浓度分别为：25mg/Nm3和23 mg/Nm3，平均为24 mg/Nm3。

6.2.2 净烟气粉尘浓度测试
测试时间: 2003年12月14日
测点位置: 图2尾部烟道测点D。

采用网格法测量, 每个测孔取4个点进行测量。

测量仪器：SICK SHC-502 粉尘取样仪。

测量方法：用粉尘自动等速取样仪进行网格法取样，因所选测点处烟气中的水蒸气处于饱和点，所以采用填充石英棉的滤筒。

取样过程中记录取样烟气体积、烟气
温度、压力和大气压、粉尘取样滤筒空重和取样后的实重，所用滤筒测量前
后均在105℃下烘干一个小时以上。

同时由DCS系统采集试验期间表盘原烟
气粉尘的数据，二者进行比较，得到原烟气粉尘浓度的表盘显示修正系数。

测量结果: 测量结果见附件8。

两次测量所得原烟气粉尘浓度分别为：2mg/Nm3和3 mg/Nm3，平均为2.5 mg/Nm3。

6.2.3 石灰石纯度
测试时间：2003年12月16日~12月22日，每天取一次样。

含量。

测试内容：石灰石中CaCO
3
测点位置：从石灰石浆罐取样，由环保监测站进行化学分析。

含量91.4~95.3%，平均92.97%。

测试结果：测试结果见附件9。

石灰石中CaCO
3
6.2.4 原烟气HCl、HF和SO
的测量
3
的测量同时进行的，测试时间为2003年12月16日测试时间：原烟气HCl、HF和SO
3
14:40至17:06。

测量结果：测量结果见附件10、11、12，原烟气中HCl浓度两次测量结果分别为0.504和0.395mg/m3，O
2
浓度6%。

原烟气中HF浓度两次测量结果分别为7.654和5.225 mg/m3，O
2
浓度6%。

原烟气中SO
3浓度两次测量结果分别为0.734和0.733 mg/m3，O
2
浓度6%。

6.2.5 原烟气SO
2
浓度、烟温和脱硫系统入口、出口静压
测试时间：整个性能测试期间原烟气SO
2
浓度、烟温和脱硫系统入口（原烟气挡板前）
和出口（净烟气挡板前）的静压取从2003年12月16日至12月22日由DCS
采集的运行数据每天的平均值。

测点位置：原烟气SO
2
浓度取1HTA20 CQ001值。

烟温取1HTA10 CT901。

脱硫系统入口静压取1HTA10 CP901。

脱硫系统出口静压取1HTA50 CP001。

测试结果：如附件13。

SO
2
浓度最大值为689.6252 mg/m3，最小值为639.1288mg/m3，
平均值为665.9141 mg/m3(标准状态干烟气，6%O
2
)。

原烟气温度最高148.264℃，最低为143.441℃，平均值为145.517℃。

脱硫系统入口静压最大值为-0.05KPa，最小值为-0.051 KPa，平均值为
-0.0506 KPa。

脱硫系统出口静压最大值为-0.292 KPa，最小值为-0.37 KPa，平均值为
-0.3257 KPa。

6.3 其它相关试验
6.3.1原烟气CO
2
含量测量
测量时间：2003年12月17日
仪器标定：采用标准气体标定CO
2
分析仪。

测点位置：图2增压风机入口，选1测孔进行测量。

测量内容：测量CO
2及O
2
浓度。

测量方法：把带有伴热的取样管深入各测点，经烟气冷却器抽气冷却后进入串联的二氧
化碳仪和氧量仪，同时测量CO
2及O
2
浓度。

测量结果：测量结果见附件4。

二氧化碳含量为：13.0％，氧含量为6.1％。

6.3.2 在线监测仪器标定（1单元脱硫仪器小间）
测量时间：整个标定过程分两步进行，首先就仪器小间所有在线仪表的零点进行标定，
然后对其量程进行标定，标定在2003年12月12日10:00~12:00，14:00~16:50两个时段内进行。

测量位置：1单元脱硫仪器小间。

测量内容：1单元脱硫一期小间内在线监测仪器的标定，主要为原烟气O 2、SO 2、CO 2浓
度在线表计的标定，净烟气O 2、CO 2浓度在线表计的标定。

测量方法：将各仪表的零气——高纯氮经过减压阀送入在线监测仪表，读取仪表显示值
与标气浓度值的差，调整仪表参数，直到二者差在误差范围之内；同样，将各仪表的量程气通过减压阀送入在线监测仪表，读取仪表显示值与标气浓度值的差，调整仪表参数，直到二者差在误差范围之内。

测量结果：如附件14。

经过两次测试调整使得各在线监测仪表显示与标气值相差在误差
范围之内，平均小于2%。

6.4 性能保证值试验
根据合同要求，国华北京热电分公司、龙源电力环保公司、国电热工研究院试验三方达成一致, 性能保证值试验于2003年12月16日正式开始,到12月26日结束，期间进行了7天的连续满负荷试验、50%负荷和脱硫岛停运时的电耗试验，以及负荷变化范围和变化速度试验，对合同中规定的性能保证值进行了全面的考核。

龙源公司提供了考核试验期间脱硫装置的运行设定参数，三台循环泵投运。

性能试验期间的负荷比较稳定，原烟气各项参数均处于合同范围内，脱硫装置运行正常，试验数据可用于脱硫装置性能评价。

6.4.1 脱硫效率和净烟气中SO 2浓度
保证值：在合同规定的前提条件下，脱硫系统的脱硫效率至少要达到95%。

气/气加热
器后净烟气中SO 2 的浓度不超过71mg/m 3（标准状态下、6%O 2）。

试验标准：VDI2462。

测试时间：2003年12月16日～12月22日
试验方法: 由DCS 采集净烟气、原烟气中SO 2和O 2的浓度，对试验过程中的值进行平
均，并用修正系数修正。

脱硫效率按如下公式计算：
%100222⨯-=---rawgas SO cleangas
SO rawgas SO C C C η
rawgas SO C -2－－折算到标准状态、6%O 2下的原烟气中SO 2浓度；
cleangas SO C -2－－折算到标准状态、6%O 2下的净烟气SO 2浓度。

试验结果: 见附件13。

满负荷七天时间，原烟气平均二氧化硫浓度为665.9141mg/Nm 3
（6%O 2），净烟气平均二氧化硫浓度为9.607mg/Nm 3（6%O 2），没有修正的
平均脱硫效率为98.55%。

修正结果：由于试验期间脱硫系统入口SO 2浓度远低于设计值，所以取合同中曲线进行
修正，取修正曲线上原烟气SO 2浓度420 mg/Nm 3时脱硫效率值为97.5%，
1820 mg/Nm 3时脱硫效率值为94%，由此得修正系数为0.98087；取负荷70%
时脱硫效率为96%，负荷100%时脱硫效率95%，得修正系数0.9996。

至此
修正到设计SO 2浓度1420 mg/Nm 3，100%负荷时的脱硫效率为96.63%，SO 2
排放浓度为22.44 mg/Nm 3。

6.4.2 净烟气中粉尘浓度
保证值：折算到标准状态、6%O 2下的净烟气中粉尘浓度最大不超过50mg/m 3
；
试验时间: 2003年12月16日至12月22日。

试验方法:由DCS 采集净烟气中粉尘和O 2的浓度，对试验过程中的值进行平均，并用修
正系数修正。

试验结果:见附件13。

七天满负荷净烟气的平均粉尘浓度2.34 mg/m 3（6%O 2）。

6.4.3 净烟气温度
保证值：在设计运行条件下, 烟囱入口处净烟气温度高于80℃。

试验时间: 2003年12月16日至12月22日。

试验方法: 由DCS 采集加热器后净烟气温度的数据, 对试验过程中的值进行平均, 并对
净烟气温度进行修正。

试验结果: 见附件13。

七天满负荷下没有修正的平均净烟气温度91.716℃。

修正结果：由于试验期间脱硫系统入口烟温高于设计烟温，所以需要对结果进行修正。

取负荷50%时净烟气温度为70℃，负荷100%时净烟气温度为85℃，由此等
修正系数1.00386，所以修正后的净烟气温度为92.07。

6.4.4 石灰石耗量
保证值：在设计的运行条件下，100％负荷下石灰石消耗量最大不超过1.85t/h
试验时间: 2003年12月16日至12月22日。

测量方法: 石灰石消耗量通过计算的方法来确定。

在整个试验时段内，由DCS 采集净烟
气、原烟气中SO 2和O 2的浓度，取得平均值, 并用修正系数修正。

取石灰石
浆罐样进行石灰石纯度分析，取石膏样进行CaSO 4·2H 2O 、CaSO 3·0.5H 2O
和CaCO 3的分析，由钙硫摩尔比和脱硫量计算石灰石消耗量。

石灰石耗量按下式计算： St F M M C C V m R
SO CaCO ingas SO Rogas SO RG CaCO ∙∙∙-∙=110)(23223Re ,, 式中：3CaCO m －石灰石耗量，kg/h
V RG －烟气体积流量（标准状态干烟气，6％O 2），m 3/h
2SO C －烟气中SO 2浓度（标准状态干烟气，6％O 2），mg/m 3
3C a C O M －CaCO 3摩尔质量，100.09kg/kmol
2SO M －SO 2摩尔质量，64.06kg/kmol
F R －石灰石纯度
St －Ca/S 摩尔比
O
H CaSO O H CaSO O H CaSO O H CaSO CaCO CaCO M x M x M x St 2323242433
5.05.0221∙∙∙∙++= 式中：3CaCO x －石膏中CaCO 3质量含量，％
O H C a S O x 242∙－石膏中CaSO 4·2H 2O 质量含量，％
O H C a S O x 235.0∙－石膏中CaSO 3·0.5H 2O 质量含量，％
O H C a S O M 242∙－CaSO 4·2H 2O 摩尔质量，172.18kg/kmol
O H C a S O M 235.0∙－CaSO 3·0.5H 2O 摩尔质量，129.15kg/kmol
用此公式计算出的是含湿量为零的石灰石的耗量。

试验结果：见附件15。

七天满负荷平均原烟气SO 2浓度为665.9mg/m 3(标态,干,6%O2)，
净烟气SO 2浓度为9.61 mg/m 3(标态,干,6%O2), 钙硫摩尔比Ca/S 为1.014， 计
算得石灰石消耗量为907.17kg/h 。

结果修正：按合同提供的修正曲线对石灰石耗量进行100%负荷和脱硫系统入口SO 2浓
度修正。

取脱硫系统入口SO 2浓度0 mg/m 3(标态,干,6%O2)时石灰石耗量为
0 kg/ h ，入口SO 2浓度2000 mg/m 3(标态,干,6%O2)时石灰石耗量为2625 kg/
h ，得修正系数1.24938；取负荷为0%时石灰石耗量为0 kg/ h ，负荷60%时
石灰石耗量为1195.6%，由此的修正系数为1.02592。

这样修正后的石灰石耗
量为1162.778kg/ h 。

6.4.5 工艺水耗量
保证值：在设计的运行条件下，100%负荷下平均工艺水消耗量不超过35m 3/h 。

试验时间: 2003年12月16日至12月22日。

测量方法：由DCS 采集工艺水流量表的数据, 对测试期间的数据进行平均。

试验结果：见附件13。

七天满负荷平均工艺水消耗量为22.99 m 3/h ，其间脱硫系统负荷
为101.18%，SO 2浓度为665.9mg/m 3(标态,干,6%O2)，O 2含量为6.176%。

修正结果：采用合同中的修正曲线对工艺水流量进行100%负荷和脱硫系统入口SO 2浓
度修正。

取脱硫系统入口SO 2浓度400 mg/m 3
(标态,干,6%O2)时工艺水耗量
为33.5 m 3/h ，脱硫系统入口SO 2浓度1400 mg/m 3(标态,干,6%O2)时工艺水
耗量为35 m 3/h ，由此得修正系数为1.0492；取脱硫系统负荷80%时工艺水
耗量为30 m 3/h ，脱硫系统负荷100%时工艺水耗量为35 m 3/h ，由此得修正
系数为1.01283。

至此修正到设计脱硫系统入口SO 2浓度1420 mg/m 3(标态,
干,6%O2)、100%负荷时工艺水耗量为24.4307 m 3/h 。

6.4.6 运行电耗
保证值：在设计的运行条件下，100％负荷下电耗最大不超过2160kW ，50%负荷下电耗
不超过1180kW ，增压风机100%负荷条件下电耗1050kW 。

试验时间: 满负荷取2003年12月16日至12月22日数值，低负荷取2003年12月24
日数值。

测量方法: 试验开始时由6KV 电控室读取1单元脱硫电源一及电源二电度表读数，试验
结束时再由6KV 电控室读取1单元脱硫电源一及电源二电度表读数，二者相
减，除以总试验小时数即得运行电耗。

试验结果：如附件16。

满负荷七天各设备平均总电耗为1859.67kW ，其中，增压风机电
耗为984.69kW 。

其间脱硫系统负荷101.18%，SO 2浓度665.9mg/m 3(标态、
O 26%)，O 2含量6.51%。

低负荷脱硫系统各设备总电耗为993.28kW 。

其间脱硫系统负荷48.41%，SO 2
浓度721.937 mg/m 3(标态、O 26%)，O 2含量6.317%。

修正结果：采用合同中的修正曲线对试验结果进行修正，取脱硫系统入口SO 2浓度400
mg/m 3(标态、O 26%)时电耗为2145 kW ，脱硫系统入口SO 2浓度1400 mg/m 3(标
态、O 26%)时电耗为2160 kW ，如此得修正系数为1.006245；取脱硫系统负荷
80%时电耗为1771.429 kW ，脱硫系统负荷100%时电耗为2164.286 kW ，如此
得修正系数1.012464。

故此修正到脱硫系统100%负荷，入口SO 2浓度1420
mg/m 3(标态、O 26%)时电耗为1894.607 kW 。

50%负荷时的电耗，首先按照浓度修正曲线，取与满负荷时相同的SO 2浓度修
正系数，修正到1420mg/m 3时的电耗，然后根据负荷修正曲线取修正系数
1.01257，修正结果为1005.77kW。

6.4.7 停运电耗
保证值：在设计的运行条件下，脱硫岛停运时，电耗不应超过75KW。

试验时间: 2003年12月28日
测量方法: 脱硫岛停止通烟，保留必要的运行设备（如搅拌器），其它设备停运，试验开始时由6KV电控室读取1单元脱硫电源一及电源二电度表读数，试验结束时
再由6KV电控室读取1单元脱硫电源一及电源二电度表读数，二者相减，除
以总试验小时数即得运行电耗。

试验结果: 通过试验得出脱硫系统停运电耗为99.86 kW。

6.4.8 石膏质量保证值
保证值：脱硫石膏必须达到下表中的质量要求：
试验时间: 2003年12月16日至12月22日。

测量方法：试验期间, 在真空皮带脱水机末端中进行石膏取样，在电厂实验室进行CaSO3·1/2H2O、CaCO3+MgCO3、含水量化学分析。

试验结果：见附件9。

在七天满负荷的试验时段中,石膏中CaSO
3·1/2H
2
O的含量平均
值为0.038%; CaCO
3+MgCO
3
的含量平均值为0.7655%；含水量平均值为
10.664%。

6.4.9 HCl脱除率和净烟气中HCl浓度
保证值：在设计的运行条件下，净烟气中HCl小于10 mg/m3(标准状态、干态、6％O
2
)，HCl脱除率大于等于80%。

试验时间: 2003年12月16日14:40至17:06
测点位置：原烟气在图2截面B处选1个测孔，净烟气在图2截面D处选1个测孔；
测量方法：原烟气、净烟气中HCl浓度由湿化学法采样进行分析，并由DCS采集测试
过程中的原烟气和净烟气O 2浓度，取平均值，HCl 脱除率按如下公式计算：
%100⨯-=---rawgas HCl cleangas
HCl rawgas HCl C C C η
rawgas HCl C -－－折算到标准状态、6％O 2下的原烟气中HCl 浓度；
cleangas HCL C -－－折算到标准状态、6％O 2下的净烟气HCl 浓度。

测试结果: 见附件10。

原烟气和净烟气HCl 浓度测试分别进行了两次测试。

原烟气的两
次测量结果为7.654mg/m 3和5.225 mg/m 3，平均值为6.4385 mg/m 3（标态、
6％O 2）；净烟气的两次测量结果为0.1288 mg/m 3和0.1476mg/m 3，平均值为
0.1382 mg/m 3（标态、6％O 2）, 计算HCl 脱除率为98%。

6.4.10 HF 脱除率和净烟气中HF 浓度
保证值：在设计的运行条件下，净烟气中HF 小于5 mg/m3(标准状态、干态、O2含量
为6%)，HF 脱除率大于等于80%。

试验时间: 2003年12月16日14:40至17:06。

测点位置：原烟气在图2截面B 处选1个测孔，净烟气在图2截面D 处选1个测孔； 测量方法：原烟气、净烟气中HF 浓度由湿化学法采样进行分析，并由 DCS 采集测试
过程中的原烟气和净烟气O 2浓度，取平均值。

HF 脱除率按如下公式计算：
%100⨯-=---rawgas HF cleangas
HF rawgas HF C C C η
rawgas HF C -－－折算到标准状态、6％O 2下的原烟气中HF 浓度；
cleangas HF C -－－折算到标准状态、6％O 2下的净烟气HF 浓度。

测试结果: 见附件11。

原烟气和净烟气HF 浓度测试分别进行了两次测试。

原烟气的两
次测量结果为0.504mg/m 3和0.395 mg/m 3，平均值为0.4495 mg/m 3（标态、
6％O 2）； 净烟气的两次测量结果分别为0.1804 和0.1661mg/m 3, 平均值为
0.1733 mg/m 3（标态、6％O 2）, 计算HF 脱除率61%。

6.4.11 SO 3脱除率
设计值：在设计的运行条件下，SO3排放浓度小于等于20mg/m3(标态、干基、6%O2)。

试验时间: 2003年12月16日14:40至17:06。

测点位置：原烟气在图2截面B 处选1个测孔，净烟气在图2截面D 处选1个测孔；
测量方法：原烟气、净烟气中SO 3浓度由湿化学法同时采样进行分析，并由DCS 代集测
试过程中的原烟气和净烟气O 2浓度，取平均值。

SO 3脱除率按如下公式计算：
%100333⨯-=---rawgas SO cleangas
SO rawgas SO C C C η
rawgas SO C -3－－折算到标准状态、6％O 2下的原烟气中SO 3浓度；
cleangas SO C -3－－折算到标准状态、6％O 2下的净烟气SO 3浓度。

测试结果: 见附件12。

原烟气和净烟气SO 3浓度测试分别进行了两次测试。

原烟气两次
测量结果为0.734、0.733mg/m 3，平均值为0.7335 mg/m 3（标态、6％O 2）；
净烟气的两次测量结果分别为0.1035、0.0899 mg/m 3, 平均值为0.0967
mg/m 3（标态、6％O 2）。

计算SO 3脱除率为87 %。

6.4.12 噪声水平
保证值：噪声水平不允许超过下列值：
75 dB(A) 增压风机加隔音设施及隔音间
85 dB(A) 增压风机（3m 远）
85 dB(A) 辅助设备机房内的噪声水平
85 dB(A) 辅助设备(1m 远)
60 dB(A) 控制室办公楼及类似房间内
试验时间: 2003年12月19日14:00至19:00。

测量内容：在脱硫系统满负荷运行时，用噪声表测量有关设备的噪音水平。

测量位置：按照以上保证值规定，在脱硫装置满负荷运行，各设备运行的情况下，试验
期间选点测量。

测量方法：采用噪声表按中国的有关标准进行。

测量结果: 见附件17。

增压风机的噪音最大为84.5dB ，增压风机隔音设施及隔音间噪音
最大为73 dB ，控制室噪音54dB ，除了1单元辅机间内噪音最大为89.4，浆
液循环泵房内最大噪音为86.5，高于性能保证值85dB 外，其余低于85dB 。

6.4.13 散热损失保证值
保证值：所有保温区域的表面温度最大不超过60℃。

试验时间: 2003年12月19日14:00至19:00。

测量内容：在脱硫系统满负荷下用表面温度计测量有保温面的温度。

测点位置：试验期间在所有保温表面上人能够到达的地方由电厂、热工研究院和龙源公
司共同选点。

详细测点见附件21。

测量方法：脱硫岛满负荷运行条件下，用表面温度传感器进行直接测量。

测量结果: 见附件18。

最大表面温度为13.5℃。

6.3.14 泵效率损失
保证值：在运行7000h 后，泵的效率损失最大不超过3%；
测试时间：2003年12月20日。

测点位置：1-3循环泵。

测量方法：采用运行仪表测量各泵的进出口压力，浆液的密度，吸收塔液位，电流和电压，
8000小时后在同样条件下进行相同内容的测量，进行比较
试验结果：见附件19。

8000小时后，在同样的运行条件下，即在吸收塔液位和浆液密
度相同的情况下，重复测量以上各值，进行比较，相对效率损失按如下公式
计算：
%10010000⨯⎪⎪⎭⎫ ⎝
⎛⨯---=∆IV V I P P P P i o i o η 其中：Δη－效率损失，%；
P o 、P i －7000小时后循环泵出入口的压力，mbar ；
P o0、P i0－性能测试时的循环泵出入口的压力，mbar ；
I 、V －7000小时后循环泵的输入电流、电压，A 、kV ；
I 0、V 0－性能测试时循环泵的输入电流、电压，A 、kV 。

6.4.15 负荷调节范围保证值
保证值：脱硫装置及所属辅助设备的负荷调节至少应达到25-100%调节范围；负荷变化
速率大于等于5%。

测试时间：2003年12月24日。

测点位置：采用标定过的运行仪表测量烟气流量。