脱硫整套启动调试报告
168调试报告
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表2 煤质微量元素含量表1.1.2 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3 1、2号国产机组主要设备参数1.1.3 气象条件，见下表4。
表4 气象条件1.1.4 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5 FGD入口烟气参数1.1.5 石灰石分析资料,见表6。
表6 石灰石样品参数1.1.6 工业水分析资料，见表7。
表7 工业水分析参数1.1.7 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SO 2脱除率不低于95%。
脱硫调试报告模板
脱硫调试报告模板一、实验目的本次实验旨在对脱硫设备进行调试，测试设备的脱硫效果，并保证设备顺利运行。
二、实验设备和工具2.1 实验设备•脱硫设备•烟气分析仪•温度计2.2 实验工具•计算器•计时器•笔记本电脑三、实验过程3.1 调试前准备1.准备好脱硫设备和相应工具。
2.检查脱硫设备的供电和通风情况。
3.将烟气分析仪和温度计连接到相应的管路上。
4.启动脱硫设备预热。
3.2 调试过程1.调节脱硫设备的进水流量和药剂喷射量，使设备运行顺畅。
2.根据设备要求设置不同的烟气流量和氧含量。
3.通过烟气分析仪，记录不同条件下的SO2和NOx浓度。
4.在不同烟气温度下测试脱硫效率。
3.3 调试结果烟气流量（m3/h）氧含量（%）SO2浓度（mg/m3）NOx浓度（mg/m3）脱硫效率（%）条件一1000 2 150 50 801500 1.5 100 30 85条件二2000 1 50 20 90条件三注：以上结果为实验数据，仅供参考。
四、实验结论经实验测试，脱硫设备的脱硫效率达到了90%以上，符合设计要求。
通过实验结果可以看出，在氧含量较低的情况下，脱硫效率会更高，但是需要控制好烟气温度，确保设备不会受到过高的温度影响。
五、实验总结本次调试过程中出现了一些问题，包括设备温度过高，药剂流量不足等，这些问题都通过调整设备和药剂的运行参数得到了解决。
调试的过程虽然较为繁琐，但是可以帮助我们更好地理解和掌握脱硫设备的运行原理和参数控制方法，从而为今后设备的运行和维护提供有力的支持。
脱硫调试、开车总结
脱硫调试、开车总结脱硫调试、开车总结某某锅炉厂脱硫调试、开车总结随着工业的发展，越来越多的电厂、热电厂建设投产，根据国家环保部关于新建电厂，必须建设脱硫设施的要求，我厂2022年新建热电联产项目严格按照国家环保部、省环保厅及市区环保局的要求配套建设脱硫设施，我厂烟气脱硫设施采用石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺，采用两炉一塔的配置方式，吸收塔采用逆流喷淋空塔，脱硫吸收剂为石灰石浆液，利用就地强制氧化工艺生产商业等级的石膏。
某某公司根据环保部门的要求及脱硫设施建设情况，于2022年1月8日召开脱硫开车动员会，要求各职能单位积极配合我厂脱硫开车工作，以下为我厂脱硫开车具体情况。
一、主要时间点控制1、2022年1月8日召开脱硫开车动员会，开始进行准备工作和防护措施，吸收塔、石灰石浆液箱等开始注水。
2、2022年1月9日开始制浆，并往吸收塔内补浆，吸收塔液位到4500mm 时启动三台侧式搅拌器，吸收塔液位达6000mm时启动循环泵A、B，地坑液位1000mm，启动地坑搅拌器。
3、2022年1月10日6:54，打开净烟道挡板门、原烟道挡板门，14:40关闭烟道检修门，16:00，脱硫净烟道出口烟气指标达到设计要求，进入168试运阶段。
4、2022年1月11日8:56，开氧化风机B，9:15氧化风机B跳闸，电气、仪表查找原因；10:00再次启动氧化风机B，并于13:45停止运行氧化风机B；21:15，石灰石浆液箱搅拌器异音，将浆液箱内部浆液注入吸收塔，并对石灰石浆液箱进行冲洗。
5、2022年1月12日，打开石灰石浆液箱进行检查，确认无误后重新启动搅拌器，开始制浆。
6、2022年1月13日，14:15开始调试脱水系统，16:15皮带脱水机产出石膏，但脱水不彻底，开氧化风机对吸收塔内浆液进行强制氧化。
7、2022年1月14日13:26分，顺利产出合格石膏。
8、2022年1月17日16:00，脱硫168试运行结束，环保局检测出口SO2含量174mg/m3，将讨论研究确定为烟道检修门泄露。
168调试报告
郴州氟化学有限公司烟气脱硫工程整套启动调试报告湖南有色郴州氟化学有限公司氟化氢反应炉尾气脱硫工项目一、技术说明1设备安装地点湖南有色郴州氟化学有限公司内2公用工程条件3 电源条件低压：三相四线制，380V /220V，中性点直接接地直流：DC 220V频率：50±0.5HZ4 设备订货技术要求(以实际测量值为准)5 装置设计处理烟气量：≤6000m³/h6 甲方提供烟气参数：烟气温度≤70℃；SO2浓度≤35000mg/m37 装置设计排放浓度：≤200 mg/Nm3。
2015年11月到2016年3月18日完成整套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1.1.2主要设备参数与脱硫系统有关的主设备参数见下表。
1.3 工艺说明工艺系统原理气动乳化脱硫塔由三部分组成，含硫烟气首先进入均气室，再进入气动乳化过滤元件组，最后通过气液分离室，净化后的烟气出塔并排入大气。
各部件的作用简述如下：均气室的作用是均匀分配烟气给每一过滤元件，使每一过滤元件发挥同等的过滤作用。
烟气分配不均匀，将严重影响过滤器除尘脱硫效率；气动乳化过滤元件组，是过滤器的核心，它提供一个主要是紊流掺混的强传质气动乳化空间，它是烟气净化的主要构件，气动乳化过滤元件的结构，气流速度，布液量都直接影响烟气净化的效率。
气液分离室，用于气液分离，液气分离采用凝并和惯性原理，结构简单，气液分离室还有进一步除尘脱硫的作用。
气动机理气动乳化是一种过程，乳化是一种状态。
气动乳化过程是这样形成的：在一圆形管状容器中，经加速的含硫烟气以一定角度从容器下端进入容器，与容器上端下流的不稳定循环液相碰，烟气高速旋切下流循环液，循环液被切碎，气液相互持续碰撞旋切，液粒被粉碎得愈来愈细，气液充分混合，形成一层稳定的乳化液。
在乳化过程中，乳化液层逐渐增厚，当上流的气动托力与乳化液重力平衡后，最早形成的乳化液将被新形成的乳化液取代。
脱硫调试,168运行报告分析
-报告编号：BEC.DS-TSBG01****2×75t/h＋2×130t/h CFB污泥焚烧锅炉石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统运行报告(整套系统调试及168小时运行报告)建设单位：****总包单位：杭州****工程设计有限公司二零一四年十二月部门：调试部参加人：编写人：审核：批准：批准日期：2014年12月15日说明： 1. 本报告结果仅对被检样品有效。
2. 未经批准，不得部分复制本技术报告。
目录1、#2烟气脱硫装置的系统简介 (1)1.1 #2脱硫工艺的化学反应 (1)1.2 #2烟气脱硫工艺系统 (1)2、#2脱硫装置调试采用的标准 (4)3、#2脱硫装置调试范围 (4)4、#2脱硫装置调试组织及分工 (4)5、#2脱硫装置调试程序 (4)5.1 #2脱硫系统首次进烟气前的检查 (4)5.2 #2脱硫装置设备的维护 (5)5.3 #2脱硫装置首次进烟气启动 (5)5.4 #2脱硫系统的正常运行 (6)6、#2脱硫装置调试情况 (8)6.1 工艺水系统的主要调整试验 (8)6.2 #2吸收塔系统的主要调整试验 (8)6.3 石灰石浆液系统的主要调整试验 (10)6.4 石膏及脱水系统的主要调整试验 (11)7、#2脱硫装置调试结论 (12)8、#2脱硫装置调试质量的检验 (12)9、#2脱硫装置调试工作的主要进度 (13)附图1：#2脱硫装置168h中典型的CRT上FGD系统画面 (14)168调试运行后双方验收意见151、#2烟气脱硫装置的系统简介1.1 #2脱硫工艺的化学反应吸收塔的主要作用是利用石灰石浆液除去烟气中的二氧化硫。
以石灰石浆液为脱硫剂，由循环浆液泵输送，经喷嘴雾化，对含有SO2的烟气进行喷淋洗涤，使SO2与浆液中的Ca2+发生化学反应生成亚硫酸钙和硫酸钙从而将SO2除掉，并在浆液中鼓入空气，强制使亚硫酸钙转化成二水硫酸钙（石膏）。
浆液中的固体物质连续地从浆液中分离出来，经真空过滤浓缩生成有用的二水硫酸钙（石膏）。
17241_HNJD-1-脱硫烟气系统调试报告
编号：2014-华能荆门“上大压小”热电联产新建工程1号机组脱硫烟气系统调试报告国网湖北省电力公司电力科学研究院二〇一四年十一月参加人：符俊平宁杰陈虎青编写人：符俊平审核人：批准人：1.概述2.参考文件3.系统及设备4.调试历程5.调试遇到的主要问题及处理6.结论附录附图附表华能荆门“上大压小”热电联产新建工程1号机组脱硫烟气系统调试报告1.概述按照《火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009版）》和华能荆门“上大压小”热电联产新建工程(2×350MW)机组工程调试服务合同的规定，在华能荆门“上大压小”热电联产新建工程(2×350MW)1号机组脱硫系统的单体试运完成后，进行该系统的分系统调试工作。
该调试工作按《华能荆门“上大压小”热电联产新建工程(2×350MW)1号机组脱硫烟气系统调试方案》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/T5437-20092.3《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》DL/T5295-20132.4《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL5009.1-20022.5《火电工程达标投产验收规程》DL5277-20122.6《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T5294-20132.7《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.设备及系统本工程烟气系统无GGH，无增压风机，无旁路。
脱硫调试报告
南山铝业股份有限公司2×220MW机组烟气脱硫技改工程调试报告广州市天赐三和环保工程有限公司2008年6月一、概述南山铝业股份有限公司2×220MW机组烟气脱硫技改工程，是由广州天赐三和环保工程有限公司总承包承建，采用丹麦NIRO喷雾干燥脱硫技术（SDA）。
该工程于2008年5月成立试运指挥部，并从成立之日起开始工作。
2008年6月1日电气系统带电，2008年6月5日开始工艺系统单体试运，2008年6月15日开始分系统试运，#3机组于2008年6月22日开始168小时试运，调试工作历时22天。
从调试的实施过程和结果来看，在各级领导的关怀和领导下，在工程参加各方的共同努力和大力支持下，克服了设备、系统等技术问题，于2008年6月30日按计划完成#3、#4机组168小时试运。
在调试过程中，各个参加单位认真贯彻执行启规和调试大纲的规定，圆满地完成了调试大纲规定的各项调试任务和技术指标，设备、系统运行状态、参数均达到了合同要求，调试过程检验验收项目全部优良。
二、工程概况南山铝业股份有限公司2×220MW机组烟气脱硫技改工程，FGD装置设计为一炉一塔工艺，脱硫效率不低于95%，每套装置包括烟气系统、吸收系统、除尘系统、输灰系统、浆液制备和供应系统、工艺水系统和压缩空气系统。
其中浆液制备和供应系统、工艺水系统、压缩空气系统为两炉共用。
三、前期准备广州市天赐三和环保工程有限公司对南山铝业股份有限公司2×220MW机组烟气脱硫技改工程的调试工作非常重视，体现天赐企业创造完美品质的精神，统筹安排，组织多名工艺、电气、机务和热控专业调试人员组成敬业精神、技术过硬、结构合理的调试队伍。
2008年5月调试人员便陆续进入南山铝业股份有限公司2×220MW机组烟气脱硫技改工程的施工现场。
该工程的前期准备从调试策划、技术培训、调试大纲/措施编写出版各个环节抓起，从“精心组织、精心指挥、精心调试，确保安全、优质、按期投产、为业主提供满意服务”为目标，始终坚持“安全第一、优质服务，顾客至上”的原则。
脱硫调试报告
******有限公司******调试报告本工程脱硫采用石灰-石膏脱硫工艺，采用*****吸收塔，本工程新建一座脱硫塔，脱硫塔采用塔釜式结构，浆液区塔体材质选用碳钢内衬玻璃鳞片防腐材料；喷淋区采用不锈钢材料制作。
风冷设备后的烟气进入一台脱硫塔的两个腔室，1# 和2#炉进入一个腔室，3#炉烟气进入一个腔室，能有效的降低运行电耗。
采用塔内循环方式；吸收剂采用生石灰。
除尘采用湿式电除尘器，经脱硫处理后的烟气进入湿电除尘器进行除尘净化，湿电除尘器布置在地面；湿电除尘器布置顶置烟囱，净化烟气通过塔顶烟囱排放，烟囱顶标高为*米。
湿电整体采用玻璃钢材质，外加结构框架固定。
序号参数单位数值备注1 设计洗涤比% *2 脱硫装置入口烟气量m/h *3 设计脱硫效率% *4 脱硫系统阻力Pa *5 系统可利用率% *6 脱硫设计液气比L/m3*7 烟气入口温度℃*8 烟气出口温度℃*9 设计除尘效率% *脱硫后10 除尘系统阻力Pa *11 二氧化硫排放浓度mg/Nm3*12 颗粒物排放浓度mg/Nm3*1.调试概况及特点调试工作分为三个阶段，即单体调试、系统调试和整套启动三个阶段。
2.调试各阶段工作(1)、调试前期工作完成调试文件的编制并及时提交业主。
完成培训计划。
完成技术交底工作。
(2)、单体调试单体调试由安装单位依据设计、设备厂家要求进行，是系统调试前必须进行的工作，单体调试的质量直接影响系统和整套启动的质量。
单体调试内容主要包括以下几点：电气受电PLC 控制机电试转仪表校准管道水压试验、箱罐充水试验及管道冲洗。
引风机试转设备安装及消缺(3)、分系统调试分系统调试是在分部调试的基础上紧接的一项调试工作，分系统的合理安排和调试质量直接为整套启动创造条件，分系统调试由调试单位负责进行。
分系统调试内容包括：● 烟气系统●吸收塔系统●电气系统●公用工艺水系统● 公用石灰石浆液配置及输送系统●公用脱水系统●公用废水系统●仪表检测和自动化控制系统(4)、整套启动脱硫装置整套启动是指脱硫装置首次引入烟气开始到装置移交试生产的整个过程。
#600MW燃煤火力发电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表2 煤质微量元素含量表1.1.2 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3 1、2号国产机组主要设备参数1.1.3 气象条件，见下表4。
表4 气象条件1.1.4 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5 FGD入口烟气参数1.1.5 石灰石分析资料,见表6。
表6 石灰石样品参数1.1.6 工业水分析资料，见表7。
表7 工业水分析参数1.1.7 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%。
17242_HNJD-1-脱硫整套系统调试报告
编号：2014-华能荆门“上大压小”热电联产新建工程1号机组脱硫系统整套启动调试报告国网湖北省电力公司电力科学研究院二〇一四年十一月参加人：符俊平宁杰陈虎青编写人：符俊平审核人：批准人：1.概述2.编制依据3.系统及设备4.调试历程5.调试遇到的主要问题及处理6.结论附录附图附表华能荆门“上大压小”热电联产新建工程1号机组脱硫系统整套启动调试报告1.概述按照《火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009版）》和华能荆门“上大压小”热电联产新建工程(2×350MW)机组工程调试服务合同的规定，在华能荆门“上大压小”热电联产新建工程(2×350MW)1号机组脱硫系统的分系统试运完成后，进行该系统的整套启动调试工作。
该调试工作按《华能荆门“上大压小”热电联产新建工程(2×350MW)1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/T5437-20092.3《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》DL/T5295-20132.4《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL5009.1-20022.5《火电工程达标投产验收规程》DL5277-20122.6《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T5294-20132.7《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/T5403-20072.11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。
烟气脱硫调试报告记录
烟气脱硫调试报告记录————————————————————————————————作者：————————————————————————————————日期：***热电有限责任公司***分公司1、2号热水锅炉脱硫改造工程调试报告****环保设备制造有限公司2015年12月目录一、概述 (2)二、工程概况 (2)三、前期准备 (3)四、试运过程 (4)五、调试的质量控制 (7)六、试运过程出现的问题及处理结果 (8)七、结论 (8)八、启动/运行的几点建议及注意事项 (9)1、浆液制备与输送系统 (9)2、烟气系统 (9)3、气力输灰系统 (9)九、其他相关事宜 (9)一、概述***热电有限公司***热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程，是由哈尔滨菲斯德环保设备制造有限公司总承包承建，采用炉外石灰石混配掺烧脱硫工艺。
该工程于2015年12月成立试运指挥部，并从成立之日起开始工作。
2015年12月16日开始工艺系统单体试运，2015年12月18日开始分系统试运，#1、#2机组于2015年12月20日开始168小时试运，调试工作历时7天。
从调试的实施过程和结果来看，在各级领导的关怀和领导下，在工程参加各方的共同努力和大力支持下，克服了设备、系统等技术问题，于2015年12月27日按计划完成#1、#2机组168小时试运。
在调试过程中，各个参加单位认真贯彻执行启规和调试大纲的规定，圆满地完成了调试大纲规定的各项调试任务和技术指标，设备、系统运行状态、参数均达到了合同要求，调试过程检验验收项目全部优良。
二、工程概况***热电有限公司鄂温克热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程，FGD装置设计为两炉一仓工艺，脱硫效率不低于95%，每套装置包括烟气系统、输灰系统和供应系统。
三、前期准备哈尔滨***环保设备制造有限公司对***热电有限公司***热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程的调试工作非常重视，体现哈尔滨菲斯德企业创造完美品质的精神，统筹安排，组织多名工艺、电气、机务和热控专业调试人员组成敬业精神、技术过硬、结构合理的调试队伍。
脱硫调试,168运行报告
-报告编号：BEC.DS-TSBG01****2×75t/h＋2×130t/h CFB污泥焚烧锅炉石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统运行报告(整套系统调试及168小时运行报告)建设单位：****总包单位：杭州****工程设计有限公司二零一四年十二月部门：调试部参加人：编写人：审核：批准：批准日期：2014年12月15日说明： 1. 本报告结果仅对被检样品有效。
2. 未经批准，不得部分复制本技术报告。
目录1、#2烟气脱硫装置的系统简介 (1)1.1 #2脱硫工艺的化学反应 (1)1.2 #2烟气脱硫工艺系统 (1)2、#2脱硫装置调试采用的标准 (4)3、#2脱硫装置调试范围 (4)4、#2脱硫装置调试组织及分工 (4)5、#2脱硫装置调试程序 (4)5.1 #2脱硫系统首次进烟气前的检查 (4)5.2 #2脱硫装置设备的维护 (5)5.3 #2脱硫装置首次进烟气启动 (5)5.4 #2脱硫系统的正常运行 (6)6、#2脱硫装置调试情况 (8)6.1 工艺水系统的主要调整试验 (8)6.2 #2吸收塔系统的主要调整试验 (8)6.3 石灰石浆液系统的主要调整试验 (10)6.4 石膏及脱水系统的主要调整试验 (11)7、#2脱硫装置调试结论 (12)8、#2脱硫装置调试质量的检验 (12)9、#2脱硫装置调试工作的主要进度 (13)附图1：#2脱硫装置168h中典型的CRT上FGD系统画面 (14)168调试运行后双方验收意见151、#2烟气脱硫装置的系统简介1.1 #2脱硫工艺的化学反应吸收塔的主要作用是利用石灰石浆液除去烟气中的二氧化硫。
以石灰石浆液为脱硫剂，由循环浆液泵输送，经喷嘴雾化，对含有SO2的烟气进行喷淋洗涤，使SO2与浆液中的Ca2+发生化学反应生成亚硫酸钙和硫酸钙从而将SO2除掉，并在浆液中鼓入空气，强制使亚硫酸钙转化成二水硫酸钙（石膏）。
浆液中的固体物质连续地从浆液中分离出来，经真空过滤浓缩生成有用的二水硫酸钙（石膏）。
脱硫脱硝冷态调试报告
脱硫脱硝冷态调试报告1、改造前的总结：1、各取气口进行扩孔，尤其4#炉。
2、催化剂层堵塞严重，用压缩空气对其进行清理。
3、喷氨管有堵塞现象，隔离仓室进行清理。
4、脱硝塔进口烟道进行清理。
5、液氨站氨气缓冲罐压力提高至0.6MPa，原来0.2MPa。
方法：利用氨热器将液氨储罐压力提高至0.8MPa，液氨蒸发器设定压力0.7MPa。
根据现场调试及操作情况，现做出如下总结，主要用于排查系统问题、避免操作失误；一、脱硫溶液密度控制若密度在1015到1020，以上入口工况情况下，喷浆量加倍，每周两次（周三、周日）用手持式密度计校核密度计。
二、开启泵等设备时，观察所在管路密度、压力、温度、流量等变化，可以判断是否有介质通过管路及仪表是否准确，以便及时处理问题。
三、若二次冷却水管道堵塞，则会影响对雾化器一次冷却水的降温效果；夏天中午，一次冷却水温度过高，无法降温时，可以采用边加冷水，边排热水的方式降温（一次冷却水温过高也可以通过此方式解决），也可以加轴流风机吹一次冷却水箱。
四、喷吹改为一天24小时不间断喷吹，改变喷吹时间间隔，一般在200S到300S之间调节，保证脱硝塔进出口阻力在正常范围内波动（800到1500Pa）,若压力过高，则用U型管检查各个仓室除尘段、脱硝段各催化剂层阻力，根据各个仓室之间阻力比较堵塞情况，及时清理布袋、脱硝段孔板、催化剂等可能堵塞的地方。
若布袋阻力过高，也可能是脉冲阀故障、气包前压缩空气管道阀门未开启导致，脉冲阀故障通过点动喷吹，现场排查的原因找出。
五、由于两套系统喷氨管道距离有差异，开启喷氨时，全开一号系统喷氨调节阀，二号系统喷氨调节阀开度由小到大调节，直到两套系统同时达标，若出口指标过低，可以通过适当减少相应喷氨调节阀调节。
通过稀释风系统阻力变化，判断喷氨管堵塞情况。
六、输灰系统开启顺序：先开斗提机，再开集合刮板机，然后开左右侧刮板机，最后再开启气动排灰阀，开启时间间隔为10分钟，注意开启后观察设备等是否已运行；输灰系统关闭顺序：先关气动排灰阀，再关左右侧刮板机，然后关集合刮板机，最后再关斗提机，关闭时间间隔为30分钟。
调试报告
扩建工程#6供热发电机组脱硫系统调试报告根据扩建工程2*300MW机组脱硫工程的进度，按照调试要求，对#6、7脱硫公用系统和#6机组脱硫系统进行了分系统调试和168小时试运行调试，通过调试检测系统设备性能和运行情况，发现系统设备存在的问题，检验脱硫系统整体能否达到设计要求，对试调期间记录的参数进行分析，指导运行人以后调整操作，提高运行人员的操作技能。
一、调试主要过程9月1日至9月5日，做电气送电准备工作，核对电气厂用系统电源开关及变压器的控制、保护、信号回路，进行远控操作试验。
9月6日对#6、7脱硫系统6KV母线送电，做核相试验。
对#6、7脱硫低压变冲击试验，核对400V工作母线相序。
9月9日对#6、7脱硫保安段母线和脱水MCC母线充电、核相。
9月16日对工艺水箱注水，然后向#6吸收塔进水。
9月17日对仪用空气管道吹扫，向仪用空气储气灌充气；试转#61、62、63循环浆液泵，检查吸收塔喷淋喷嘴情况。
9月23日试转#6升压风机系统。
9月29日试转GGH系统。
9月30日23：38启动#6升压风机，首次通烟气，10月1日2：38停脱硫系统，首次通烟气结束。
10月10日石灰石制浆系统调试。
9月29日至10月18日脱水系统调试。
10月10日15：28#6启动升压风机，开始168试验，10月20日12：12停#6升压风机，168试验结束。
二、调试过程中发现的问题在整个系统调试中，发现了系统设备存在的各种问题，并且配合电建公司进行了消缺工作，与设计部门和DCS厂家协同讨论确定了系统逻辑，对不符合现场实际运行方式的逻辑提出了修改意见，并在设计方的同意下进行了修改。
在首次通烟气后和168试验结束后，整理提出了设备缺陷和整改项目共计300余条，并协助相关部门进行了消缺，如脱硫系统真空泵电机轴承有异声、GGH低泄漏风机轴承异声、#2氧化风机轴承异声、查处T470开关控制回路直流接地等设备异常问题。
在运行过程中发现的问题也及时联系进行了消除。
常州#2机脱硫系统向启动委员会汇报报材料
国电常州发电有限公司#2机组烟气脱硫工程施工及调试工作汇报尊敬的各位领导、各位委员：首先代表北京国电龙源环保工程有限公司常州项目部全体员工对各位专家、领导对我们工作的支持和指导表示衷心的感谢。
常州一期#2机组烟气脱硫工程自开工以来，在各级领导、专家的关心和支持下，在国电常州电力有限公司、兴源监理公司、北京国电龙源环保公司等单位的紧密配合和共同努力下，通过本项目部全体员工的艰苦奋战、顽强拼搏，工程进展顺利，目前#2脱硫系统已具备了整套启动试运条件。
下面我对一期工程#2机组脱硫工程的安装、调试情况向各位领导简要汇报：一、工程概况常州发电有限公司本期建设规模为2×600MW燃煤机组。
本脱硫工程包括#1、#2机组的脱硫、吸收剂制备和石膏脱水系统。
脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫技术.烟气100%进行脱硫处理,脱硫率≮95%，设GGH。
开工日期2004年9月20日，计划第1台机组2006年6月投产，第2台机组2006年12月投产。
硫工程采用EPC总承包方式建造。
工作范围包括2×600MW#1、#2机组脱硫系统（其中公用系统包括#1、#2机组脱硫的吸收剂制备和石膏脱水）正常运行所必需具备的工艺系统设计、设备选择、采购、运输及储存、制造及安装、土建建（构）筑物的设计、施工、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产等项目。
二、主要工程进度1、总承包合同 2003年9月20日2、工艺楼土建开挖 2004年9月20日3、工艺楼土建结构封顶 2005年5月3日4、电控楼土建开挖 2004年11月28日5、电控楼结构封顶 2005年6月18日6、#2吸收塔安装开始 2005年11月21日7、#2吸收塔安装结构到顶 2006年1月13日7、#2脱硫系统带电开始分步试运 2006年9月 7 日8、#2脱硫系统分步试运结束 2006年10月7日三、安全及文明施工在工程开工时，项目经理主抓安全施工的管理工作，主要措施是：1、专职安全管理人员首先到位，明确安全员的职责和管理目标。
168调试报告DOC
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2³600MW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表2 煤质微量元素含量表1.1.2 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3 1、2号国产机组主要设备参数1.1.3 气象条件，见下表4。
表4 气象条件1.1.4 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5 FGD入口烟气参数1.1.5 石灰石分析资料,见表6。
表6 石灰石样品参数1.1.6 工业水分析资料，见表7。
表7 工业水分析参数1.1.7 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SO 2脱除率不低于95%。
龙山湿法脱硫调试报告
济南龙山炭素有限公司煅烧炉焙烧炉配套石灰-石膏法脱硫系统工程调试报告盐城市兰丰环境工程科技有限公司2016年01月目录：1. 工程概况1.1工程概况1.2工艺描述2. 分系统调试2.1电气系统调试2.2自控系统调试2.3滤液及工艺水系统调试2.4排水坑及事故浆液池系统调试2.5烟气系统调试2.6吸收塔系统调试2.7石膏脱水系统调试2.8制浆系统调试3. 整套试运3.1顺控试验3.2自动试验3.3整套启动4. 72小时连续满负荷试运行4.1脱硫装置运行性能4.2附表5. 总结5.1调试结论5.2运行建议1.工程概况1.1.工程概况济南龙山炭素有限公司，要求对煅烧炉、焙烧炉烟气进行脱硫治理，初定按最小占地面积设计。
根据业主要求对现有的脱硫系统进行改造，煅烧系统增添1台套二氧化硫吸收系统，同时焙烧系统新建一套脱硫系统。
本着既能达到环保要求，又尽量节约厂地，同时减少业主的投资费用、采用运行费用最低、维护方便且操作简单的原则选择和确定技术方案。
脱硫处理后二氧化硫排放的折算浓度按50mg/Nm3设计，使用时具体由业主自行决定、调整排放浓度。
脱硫系统应根据业主设计的排放浓度要求，能自动适应、调整系统的运行参数，不增加任何设备达到排放标准。
1.2.工艺描述本脱硫工艺采用石灰-石膏湿法脱硫工艺技术，由盐城市兰丰环境工程科技有限公司设计并成套。
整个脱硫系统包括：滤液及工艺水系统；石灰储运及浆液制备系统；排水坑及事故浆液池系统；石膏脱水系统；吸收塔系统；烟气系统；废水处理系统。
从锅炉引风机后的烟道上引出的烟气，经升压风机升压约2400Pa，经过吸收塔的入口向上流动穿过托盘及喷淋层，在此，烟气被冷却、饱和，烟气中的SO2被吸收。
经过喷淋洗涤的冷烟气经除雾器除去水雾后，通过烟道进入烟囱。
在引风机出口烟道上设置旁路挡板门，当FGD装置故障停运时，烟气由旁路挡板经烟囱排放。
SO2在吸收塔被大量吸收塔浆液吸收后落至吸收塔浆池，生成亚硫酸钙，被鼓入的氧化空气氧化成硫酸钙，以二水硫酸钙的形式保存在吸收塔浆池，同时为保持吸收塔浆液的吸收能力，吸收塔内会不断补充石灰浆液，石灰在酸性条件下被逐步溶解以提升浆液的PH值。
机组脱硫技改工程整套启动调试方案概要
机组脱硫技改工程整套启动调试方案编写：审核：批准：1.目的为了顺利地开展和完成机组烟气脱硫技改工程#1、2锅炉FGD调试的各项任务，规范调试的工作，确保烟气脱硫技改工程FGD顺利移交生产。
通过整启动调试，检验整套脱硫系统的性能，测试脱硫系统的脱硫效率、确定吸收塔浆液PH值，检测石膏浆液品质，为今后运行调整提供依据。
2.工程概述机组烟气脱硫技改工程#1、2锅炉来的原烟气，分别经过原烟气挡板以后进入#1、2升压风机，脱硫系统共配置二台升压风机用来克服FGD系统对烟气的阻力。
烟气经过升压后汇合进入吸收塔进行脱硫反应。
脱硫以后的净烟气经过除雾器进入净烟气烟道、净烟气挡板和烟囱，排放到大气中。
3.编写依据3.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程及相关规程》3.2《火电工程启动调试工作规定》3.3《电力建设施工及验收技术规范－汽轮机组篇》3.4《电力建设施工及验收技术规范－锅炉机组篇》3.5《火电工程调整试运质量检验及评定标准》3.6图纸、设备安装及使用说明书。
3.7相关的工程合同、调试合同和技术协议等。
4.整套启动调试条件要求4.1基本条件（1）脱硫岛内的所有设备已经安装完成并已通过验收。
（2）单体调试及系统调试均已完成。
（3）进行热态试验时，电厂应能产生烟气。
（4）所有仪器、工具均已到位。
（5）脱硫所需石灰石足够（6）石膏晶种或石膏浆液已准备好（7）有整组启动所需的仪用气源、水源4.2场地条件（1）场地基本平整，消防、交通及人行道路畅通厂房各层地面已完成，试运行现场已设有明显标志和分界。
（2）脱硫岛的施工脚手架已拆除，场地已清扫干净。
（3）脱硫岛内梯子、平台、步道、栏杆、护板等已按设计安装完毕，正式投入使用。
（4）场内外排水设施能正常投运，沟道畅通，沟道及孔洞盖板齐全。
（5）试运范围内的工业、生活用水系统和卫生、安全设施已投入正常使用，消防系统已经过检查并投用。
（6）现场具有充足的正式照明，事故照明能及时自动投入。
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在烟囱入口的温度：不低于80℃。
烟雾浓度
在除雾器出口的烟气中水滴含量：低于50mg/Nm3（湿基）
石灰石消耗
不超过h。
电耗
不超过12600kW/h。
水耗
不超过150t/h。
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%（以无游离水分的石膏作为基准）
CO2
Vol%
O2
Vol%
N2
Vol%
SO2
Vol%
烟气参数
进入FGD烟气量
标态，干基
实际含氧量
Nm3/h
1968047
1916598
BMCR
Nm3/h
1783983
1736188
ECR
Nm3/h
1374166
__
75%MCR
Nm3/h
988460
__
50%MCR
Nm3/h
718751
__
30%MCR
ENE
历年最小年降水量
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）
CO2
Vol%
O2
Vol%
N2
Vol%
SO2
Vol%
H2O
Vol%
烟气成分（标准状态，干基，实际O2）
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。
《广东国华粤电台山一期工程质量管理规定》
设备制造厂的技术标准及相关资料。
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》。
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
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。
27
氯
Cl
%
砷
As
×
10
铅
Pb
×10-6
10
锌
Zn
×10-6
20
铬
Cr
×10-6
0
镉
Cd
×10-6
0
镍
Ni
×10-6
30
汞
Hg
×10-6
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
《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分)
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》
国电电源[2001]218号《火电机组达标投产考核标准》
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》
电综[1998]179号《火电机组启动验收性能试验导则》
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》
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。
SO2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。
脱硫整套启动调试报告
1号机组
烟气脱硫系统整套启动调试报告
1.设备系统概述
2
3.调试范围
4.组织及分工
5.
整套启动调试情况分析
小时满负荷运行
8
9
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
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。
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
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》。
建质[1996]40号,《火电工程启动调试工作规定》。
电建[1996]868号,《电力建设工程调试定额》。
T5047-95,《电力建设施工及验收技术规范--锅炉机组篇》
<350
粉尘浓度（引风机出口）
mg/Nm3
47
98
设计值
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）
CaO
Wt－%
50
～
SiO2
Wt－%
～
Al2O3
Wt－%
～
Fe2O3
Wt－%
～
MgO
Wt－%
～
P2O5
Wt－%
～
F-
μg/g
28
12～28
Cl-
μg/g
Cd
μg/g
MPa
～
接口处温度
℃
35°C
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~(g)。除盐水水质如下：
硬度：约0μmol/L
二氧化硅：≤20μg/L
电导率（25℃）：≤μS/cm
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
性能与保证值
脱硫率
FGD装置SO2脱除率不低于95%。
SO2脱除率由下式表示：
空预器出口烟气量
m3/h
2989270/2699961/970300
空预器出口烟气含尘量(BMCR)
mg/Nm3
5940
炉膛设计压力
kPa
±
炉膛到空预器出口压降
kPa
除
尘
器
配置
每炉两台双室四电场
除尘效率（保证值）
%
≥
本体阻力
Pa
<198
本体漏风率
%
<2
除
尘
器
噪音
dB
<75
有效断面积
m2
406
除尘器出口最大含尘浓度
过热蒸汽流量(BMCR/ECR/30%MCR)
t/h
2026/1792/598
过热器出口蒸汽压力(BMCR/ECR/30%MCR)
MPa
过热器出口蒸汽温度
℃
541
热效率(BMCR/ECR/30%MCR)
%
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
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
％
干燥无灰基挥发份Vdaf
％
Car
％
Har
％
Oar
％
Nar
％
Sar
％
Aar
％
Mar
％
16
kJ/kg