宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司锅炉脱硫脱硝性能考核试验试验方案

本公司通过 认证宁夏电力能源科技有限公司技术方案FA2016-6055-09 ISO 9001：2008 质 量 管 理 体 系ISO 14001：2004 环 境 管 理 体 系OHSAS 18001：2007 职业健康安全管理体系宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案宁夏电力能源科技有限公司2016 年 09 月 19 日宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案批 准 ：审 核 ： 初 审 ： 编 写 ：刘建华 项 目 负 责 人 ：刘建华工作人员 ： 通讯地址：宁夏银川市金凤区黄河东路 716 号邮政编码：750002联系电话夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案目 次1 试验目的 .12 依据标准 .13 试验仪器设备 .14 试验内容及要求 .15 安全措施 176 组织措施 19宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案1宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案1 试验目的受宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司委托，对该公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置进行性能考核试验，检验合同设备的所有性能是否符合技术协议要求，同时要满足国家相关验收规范要求，并为评价烟气脱硝系统运行的安全稳定性提供试验数据。2 依据标准固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法(GB/T 16157-1996)公共场所空气中氨测定方法(GB/T 18204.25-2000)火电厂大气污染物排放标准(GB 13223-2011)工作场所有害因素职业接触限值 第 2 部分：物理因素(GBZ 2.2-2007)燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范(DL/T 260-2012)固定污染源排气中氮氧化物的测定 紫外分光光度法(HJ/T 42-1999)烟气采样器技术条件(HJ/T 47-1999)气体参数测量和采样的固定位装置(HJ/T 1-92)烟气中氨的测量方法 JIS K 0099烟气中 SO3的测量方法 VGB 4.5.23 试验仪器设备试验所用的主要仪器设备如下表所示。表 1 试验所用主要仪器仪器名称 产地 规格型号烟气分析仪 Rosemount NGA2000自动烟尘(气)测试仪 青岛 崂应 3012H 型皮托管 青岛 S 型噪声分析仪 嘉兴 AWA6270+声校准器 嘉兴 AWA6221B手持式超声波流量计 大连 TDS-100H宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案2电子天平 北京 BS224S砝码 200g智能粉尘检测仪 苏州 FNF-MPL仪器名称 产地 规格型号可见分光光度计 上海 722N空盒气压表 上海 DYM3数字温度仪 SMART SENSOR AR842B工作玻璃液体温度计 镇江 0-20025ml 具塞滴定管 天津 25ml10ml 具塞滴定管 天津 10ml4 试验内容及要求4.1 设备简介4.1.1锅炉本体4.1.1.1燃气锅炉概况锅炉（额定出力为130 t/h，最大连续出力为150 t/h）由太原锅炉厂制造，采用单锅筒横置式，自然循环室燃形式，前吊后支结构，全钢架型布置。锅炉采用紧身封闭，运转层设置在0m标高。锅炉主要由炉膛、水平烟道和尾部对流烟道组成。炉膛采用膜式水冷壁，在炉膛两侧墙分两层共布置八个燃气混合装置,呈四角切圆布置,炉膛出口水平烟道处布置高温过热器和低温过热器，尾部烟道布置省煤器及空气预热器。锅炉的给水经省煤器加热后，由导水管进入锅筒。锅筒内的锅水由集中下降管、分散下降管进入水冷壁下集箱、水冷壁管和水冷上集箱，然后由引出管进入锅筒。锅筒内设有汽水分离装置。饱和蒸汽从锅筒顶部的蒸汽连接管引至顶棚过热器、低温过热器、喷水减温器、高温过热器、集汽集箱，最后将合格的过热蒸汽供用户使用。锅炉规范及主要技术性能指标：锅炉型号： TG-130/4.5-Qj额定蒸发量： 130t/h额定蒸汽压力： 4.5Mpa额定蒸汽温度： 460给水温度： 140宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案3锅炉热效率： 92%排烟温度： 149燃烧方式： 室燃锅炉烟尘排放浓度： 95 caco75 ca/s=2.5 （4）石灰石粒度 最大不超过 2mm， 其中 50应小于 0.2mm （5）技术参数(100%负荷设计煤种)： 锅炉保证效率 见与项目配套的技术协议排烟温度 140-150空气预热器进口风温 20-25空气预热器出口风温 210-260锅炉燃料消耗量 见与项目配套的热力计算汇总4.1.1.3 二期锅炉概况二期锅炉是采用循环流化床洁净燃烧技术 260t/h 高温高压蒸汽锅炉，具有燃烧效率高，低污染和节约燃料，便于调节等特点。炉设计燃用烟煤。采用循环流化床燃烧方式，通过炉内加石灰石脱硫。锅炉汽水系统采用自然循环，炉膛外集下降管结构。过热器分级布置，中间设级喷水减温器，便于过热蒸汽温度达幅度的调节，保证额定蒸汽参数。锅炉采用“II”型布置，框架支吊结构。炉膛为膜式水冷壁。尾部设顶棚管受热面和多组蛇形管受热面（过热器，省煤器）及一，二次风空预器。物料循环燃烧系统由炉膛，绝热式旋风分离器，水冷料腿，U 型返料器和床下点火装置等组成。锅炉采用室内布置，按当地海拔高度 1230 米进行设计修正。锅炉标高从零米层算起，运转层标高 8 米。锅炉构架全部为金属结构，按 8 度地震烈度设防。（1）锅炉参数宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案5额定蒸汽量： 260t/h额定蒸汽压力： 9.8Mpa额定蒸汽温度： 540额定给水温度： 215（2）设计燃料：表 2 设计燃料碳 氢 氮 硫 灰 水分 挥发分 低位发热量煤种C% H% O% S% A% W% V% QDW(KJ/Kg)烟煤 39.61 2.66 7.17 0.83 0.81 35.12 14.0 14610（3）技术经济指标空气预热器进风温度： 20一次风预热器： 200二次风预热器： 200排烟温度： 140锅炉热效率： 87.2%脱硫效率（钙硫比2） 80%燃料消耗量： 52300 kg/h燃料颗粒度要求： 10mm(dso=1.1-1.5mm) (其中1mm 质量分数：50%)石灰石颗粒度要求： 2mm排污率: 2%（4）设计数据锅炉水阻力： 0.3Mpa锅炉蒸汽阻力： 1.6Mpa锅炉烟系统阻力： 4210pa锅炉烟气量（a=1.39,t=20） 547930m/h锅炉风系阻力：宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案6一次风： 1180pa二次风： 8375pa锅炉总送风量（a=1.2，t=20） 309590 m/h过量空气系数: 1.39一、二次风比为 5.5:4.54.1.2 脱硫脱硝系统概况宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司扩容改造工程燃气锅炉项目脱硝工程，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置及配套系统；SCR 脱硝反应器均采用外置式，且为2+1 层（两运一备）布置。本工程为江苏科行环保科技有限公司 EPC 总包工程。宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司 2240t/h 循环流化床锅炉（以下简称动力一期）和 4260t/h 循环流化床锅炉（以下简称动力二期）脱硝工程，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置及配套系统；脱硝装置采用紧身封闭，SCR 脱硝反应器均应采用外置式，且为 2+1 层（两运一备）布置。本工程为凯天环保科技有限公司 EPC 总包工程，动力一期脱硝装置已于 2016 年 6 月底投产试运行，动力二期脱硝装置已于 2016 年8 月底投产试运行。宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司一期 2240t/h 循环流化床锅炉130t/h燃气锅炉（简称动力一期） 、二期 4260t/h 循环流化床锅炉（简称动力二期）脱硫工程，采用石灰石-石膏湿法脱硫系统，形式为：动力一期两炉一塔（其中考虑到一台 130t/h燃气锅炉冬季短暂并列运行，总烟气处理量按 700000Nm/h 设计） ；动力二期四炉二塔。本工程为北京清新环境技术股份有限公司 EPC 总包工程，动力一期脱硫装置已于 2016 年6 月底投产试运行，动力二期脱硫装置已于 2016 年 8 月底投产试运行。4.2 试验内容及脱硫脱硝系统性能保证值4.2.1 燃气锅炉脱硝性能考核试验1130t/h 燃气锅炉岛脱硝装置性能考核试验的考核项目：（注：以下 NOx 含量均为标准状态，6含氧量，干基状态下的数值，应对照燃料、工艺和环保要求明确脱硝工程装置性能的主要保证值。 ）4.2.1.1 NOx 脱除率、氨的逃逸率、SO 2/SO3转化率在下列条件下，对 NOx 脱除率、氨的逃逸率、SO 2/SO3转化率同时进行考核。（1）燃气锅炉 30%BMCR-110%BMCR 负荷；（2）燃气锅炉烟气 NOx430mg/Nm 3（标况、干态、6%O 2）即烟气脱硝装置按照入口宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案7NOx 含量430mg/Nm 3设计，脱硝系统出口 NOX排放浓度不大于 50mg/Nm3（标态、干基，6%O2）设计； （3）脱硝系统入口烟气含尘量不大于 15g/Nm3 (干基，6含氧量)； （4）NH 3/NOx 摩尔比不超过保证值 0.9 时。上述其它条件不变，当烟气中 NOx430mg/Nm 3，脱硝效率为： 88.4% 。脱硝装置在性能考核试验时，脱硝装置出口烟气中 NOx 含量小于 50mg/Nm3，氨的逃逸率不大于 2.5mg/Nm3(上限为最低性能保证值） ，SO2/SO3 转化率小于或等于 1%（上限为最低性能保证值） ，系统漏风率小于 0.3%。4.2.1.2 压力损失（1）从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失在性能考核试验时不大于760Pa（设计燃料，110%BMCR 工况，不考虑附加催化剂层投运后增加的阻力） ；（2）从脱硝工程入口到出口之间的系统压力损失不大于 980Pa（设计燃料，110%BMCR 工况，并考虑附加催化剂层投运后增加的阻力） ；（3）化学寿命期内，对于 SCR 反应器内的每一层催化剂，压力损失应保证增幅不超过 20%。脱硝装置可用率从首次注氨水溶液开始直到质保期结束前，脱硝整套装置的可用率不低于 98%。脱硝装置的可用率定义：A：脱硝装置统计期间锅炉可运行小时数。B：若相关的发电单元处于运行状态，SCR 装置本应正常运行时，而不能运行的小时数。C：SCR 装置投入运行后，SCR 装置效率低于 83运行小时数或 SCR 装置没有达到氨的逃逸率低于 3ppm 要求的运行小时数，或两者兼有的运行小时数。4.2.1.3 系统连续运行温度在满足 NOx脱除率、氨的逃逸率及 SO2/SO3转化率的性能保证条件下，应保证 SCR 系统具有正常运行能力。最低连续运行烟温 290C最高连续运行烟温 400C4.2.1.4 烟气温降10%ABC可 用 率宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案8锅炉在 BMCR 工况下的 SCR 反应器烟道进出口的烟气温度降不得大于 35。4.2.1.5 氨耗量在 BMCR 负荷时，且经 SCR 系统后烟气中 NOx 含量为 430 mg/Nm3时，系统氨水耗量：120kg/h。 （注，氨水耗量计算中原烟气 NOx 的成分定义为 NO 占 95，NO 2占 5。 ）4.2.1.6 其它消耗（如有）保证在 BMCR 工况，燃料为设计燃气值时，以下消耗品的值，此消耗值应为性能考核期间 48 小时的平均值。催化剂吹扫用蒸汽或压缩空气：（1）吹扫的单位时间内的蒸汽或压缩空气耗量 5.4 t/h 、 2.3 Nm 3/min（2）每次吹扫期间的蒸汽或压缩空气耗用总量 1.44 t、 1.53 Nm 3 （3）每天的蒸汽或压缩空气吹灰器吹扫频率 2-3 次 、120 次4.2.2 动力一期脱硝装置性能考核试验注：NOx 含量均为标准状态，6含氧量，干基状态下的数值，应对照煤种、工艺和环保要求明确脱硝工程装置性能的主要保证值。4.2.2.1 NOx 脱除率、氨的逃逸率、SO 2/SO3转化率在下列条件下，对 NOx 脱除率、氨的逃逸率、SO 2/SO3转化率同时进行考核。（1）锅炉 30%BMCR-110%BMCR 负荷；（2）锅炉烟气 NOx300mg/Nm 3（标况、干态、6%O 2）即烟气脱硝装置按照入口 NOx含量300mg/Nm 3设计，脱硝系统出口 NOX排放浓度不大于 50mg/Nm3（标态、干基，6%O2）设计； （3）脱硝系统入口烟气含尘量不大于 35g/Nm3 (干基，6含氧量)； （4）NH 3/NOx 摩尔比不超过保证值 0.835 时。脱硝装置在性能考核试验时且附加层催化剂投运前的 NOx 脱除率不小于 83%（下限为最低性能保证值） ，脱硝装置出口烟气中 NOx 含量小于 50mg/Nm3，氨的逃逸率不大于3ppm(上限为最低性能保证值） ，SO 2/SO3转化率小于或等于 1%（上限为最低性能保证值） ，系统漏风率小于 0.3%。上述其它条件不变，当烟气中 NOx 含量 300mg/Nm3，SCR 的脱硝效率为：83.3% 。4.2.2.2 压力损失（1）从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失在性能考核试验时不大于800Pa（设计煤种，110%BMCR 工况，不考虑附加催化剂层投运后增加的阻力） ；（2）从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失不大于 1010Pa（设计煤种，宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案9110%BMCR 工况，83%脱硝效率，并考虑附加催化剂层投运后增加的阻力） ；（3）化学寿命期内，对于 SCR 反应器内的每一层催化剂，压力损失应保证增幅不超过 20%。4.2.2.3 脱硝装置可用率从首次注氨水溶液开始直到质保期结束前，脱硝整套装置的可用率不低于 98%。4.2.2.4 系统连续运行温度在满足 NOx脱除率、氨的逃逸率及 SO2/SO3转化率的性能保证条件下，应保证 SCR 系统具有正常运行能力。最低连续运行烟温 _300_C最高连续运行烟温 _420_C4.2.2.5 烟气温降锅炉在 BMCR 工况下卖方供货范围内的 SCR 反应器烟道进出口的烟气温度降不得大于3-5。4.2.2.6 氨耗量在 BMCR 负荷时，且经 SCR 系统后烟气中 NOx 含量为 300 mg/Nm3时，应保证系统氨水耗量：192kg/h。 （注，氨水耗量计算中原烟气 NOx 的成分定义为 NO 占 95，NO 2占5。 ）4.2.2.7 其它消耗（如有）应保证在 BMCR 工况，燃用设计煤种时，以下消耗品的值，此消耗值应为性能考核期间 48 小时的平均值。催化剂吹扫用压缩空气 16 Nm 3/h(两台炉)吹扫的单位时间内的压缩空气耗量 2 Nm 3/h（单台吹灰器）每次吹扫期间的压缩空气耗用总量 0.33 Nm 3/（单台吹灰器）每天的吹扫频率 144 次（每台吹灰器）催化剂吹扫用蒸汽 0.4 t/h(两台炉平均耗量)吹扫的单位时间内的蒸汽耗量 3.6 t/h（单台吹灰器）每次吹扫期间的蒸汽耗用总量 0.6 t/（单台吹灰器）每天的吹扫频率 2 次（每台吹灰器）4.2.3 动力二期脱硝装置性能考核试验注：以下 NOx 含量均为标准状态，6含氧量，干基状态下的数值：应对照煤种、工宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案10艺和环保要求明确脱硝工程装置性能的主要保证值。4.2.3.1 NOx 脱除率、氨的逃逸率、SO 2/SO3转化率在下列条件下，对 NOx 脱除率、氨的逃逸率、SO 2/SO3转化率同时进行考核。（1）锅炉 30%BMCR-110%BMCR 负荷；（2）锅炉烟气 NOx300mg/Nm 3（标况、干态、6%O 2）即烟气脱硝装置按照入口 NOx含量300mg/Nm 3设计，脱硝系统出口 NOX排放浓度不大于 50mg/Nm3（标态、干基，6%O2）设计； （3）脱硝系统入口烟气含尘量不大于 35 g/Nm 3 (干基，6含氧量)； （4）NH 3/NOx 摩尔比不超过保证值 0.835 时。脱硝装置在性能考核试验时且附加层催化剂投运前的 NOx 脱除率不小于 83%（下限为最低性能保证值） ，脱硝装置出口烟气中 NOx 含量小于 50mg/Nm3，氨的逃逸率不大于3ppm（上限为最低性能保证值） ，SO 2/SO3转化率小于或等于 1%（上限为最低性能保证值） ，系统漏风率小于 0.3%。上述其它条件不变，当烟气中 NOx 含量 300mg/Nm3，SCR 的脱硝效率为：83.3% 。4.2.3.2 压力损失（1）从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失在性能考核试验时不大于840Pa（设计煤种，110%BMCR 工况，不考虑附加催化剂层投运后增加的阻力） ；（2）从脱硝工程入口到出口之间的系统压力损失不大于 1070Pa（设计煤种，110%BMCR 工况，83%脱硝效率，并考虑附加催化剂层投运后增加的阻力） ；（3）化学寿命期内，对于 SCR 反应器内的每一层催化剂，压力损失应保证增幅不超过 20%。4.2.3.3 脱硝装置可用率从首次注氨水溶液开始直到质保期结束前，脱硝整套装置的可用率不低于 98%。4.2.3.4 系统连续运行温度在满足 NOx脱除率、氨的逃逸率及 SO2/SO3转化率的性能保证条件下，应保证 SCR 系统具有正常运行能力。最低连续运行烟温 _300_C最高连续运行烟温 _420_C4.2.3.5 烟气温降锅炉在 BMCR 工况下卖方供货范围内的 SCR 反应器烟道进出口的烟气温度降不得大于宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案113-5。4.2.3.6 氨耗量在 BMCR 负荷时，且经 SCR 系统后烟气中 NOx 含量为 300 mg/Nm3时，卖方应保证系统氨水耗量：516 kg/h。 （注，氨水耗量计算中原烟气 NOx 的成分定义为 NO 占 95，NO 2占 5。 ）4.2.3.7 其它消耗（如有）应保证在 BMCR 工况，燃用设计煤种时，以下消耗品的值，此消耗值应为性能考核期间 48 小时的平均值。催化剂吹扫用压缩空气 _32 Nm 3/h（4 台炉）吹扫的单位时间内的压缩空气耗量 2 Nm3/h（单台吹灰器）每次吹扫期间的压缩空气耗用总量 0.33Nm 3/（单台吹灰器）每天的吹扫频率 144 次（每台吹灰器）催化剂吹扫用蒸汽 1.2t/h(两台炉平均耗量)吹扫的单位时间内的蒸汽耗量 3.6 t/h（单台吹灰器）每次吹扫期间的蒸汽耗用总量 0.6 t/（单台吹灰器）每天的吹扫频率 2 次（每台吹灰器）4.2.4 动力一、二期脱硫装置性能考核试验4.2.4.1 动力一、二期脱硫装置保证值：（1）原烟气 SO2浓度按照 5000mg/Nm3(标态，干基，6%O 2)考虑；（2）动力一期单台循环流化床锅炉烟气量为 296760Nm3/h，燃气锅炉烟气量为178928 Nm3/h；（3）动力一期锅炉烟气入口温度为 125-140，燃气锅炉烟气温度约为 149；（4）动力二期单台锅炉烟气量为 400000Nm/h；（5）动力二期锅炉出口烟气温度为 140-150；（6）入口烟气灰尘含量为40mg/Nm(标态，干基，6%O 2)，对应出口烟尘浓度 5mg/Nm。4.2.4.2 排放标准保证在锅炉满负荷运行、校核煤种条件下脱硫系统装置各项性能，主要如下：FGD 装置在验收试验期间（尽可能在设计条件下连续运行 7 天） ，按原烟气 SO2浓度5000mg/Nm3(标态、干基，6%O 2)的情况下，保证出口净烟气 SO2浓度35mg/Nm 3（标态，宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案12干基，6%O 2） ，SO2 脱除率 99.3%；保证出口净烟气： HCl 以 Cl 表示 3.8 mg/Nm3 ，HF 以 F 表示 2 mg/Nm3。进吸收塔烟尘浓度40mg/ Nm的情况下，出口烟尘浓度5mg/Nm（标态，干基，6%O2） ；烟尘浓度包括飞灰、亚盐类以及其他惰性物质（这些物质悬浮在烟气中，标准状态下以固态或液态形式存在） ，不包括游离态水。4.2.4.3 运行消耗动力一、二期脱硫系统连续运行 7 天的电量消耗累计平均值不超过 7306kWh/h；石灰石消耗量平均值不大于 19.2t/h。工艺水（采用循环水排水+新鲜水）消耗量平均值不大于 96t/h。4.2.4.4 除雾器出口液滴携带量在设计工况下，除雾器出口液滴携带量不大于 30mg/ Nm（标态，干基，6%O 2，镁离子法） 。4.2.4.5 石膏品质石膏产量:_33_t/h 、自由水分低于_10_%、CaSO 42H 2O 含量高于_90_%。CaCO3+MgCO3_3_%（以无游离水分的石膏作为基准）CaSO31/2H 2O 含量低于_1_%（以无游离水分的石膏作为基准）4.2.4.6 烟气系统压降一期烟气系统在设计工况的压降保证值_2759_Pa。 （从引风机出口到烟囱出口） ；二期烟气系统在设计工况的压降保证值_2475_Pa。 （从引风机出口到烟囱出口）4.2.4.7 FGD 装置可用率FGD 整套装置的可用率为 100%。脱硫装置的可用率定义： %10AB可 用 率A：脱硫装置统计期间可运行小时数。B：脱硫装置统计期间强迫停运小时数。4.2.4.8 水量消耗按招标方提供的水质报告，在锅炉正常运行和最坏条件下，动力一、二期脱硫系统最大工艺水（采用循环水排水+新鲜水）消耗量的保证是：_96_t/h。 4.2.4.9 电量消耗（1）在运行工况下，动力一、二期脱硫系统的最大电耗为_7306_kWh/h。宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案13（2）系统所有设备装机容量_/_kW。表 3 电量消耗序号 名 称 轴功率 （kW） 安装数（台） 运行数（台） 设备使用系数1 吸收循环泵 A 300350 3 3 12 吸收循环泵 B 300350 3 3 13 吸收循环泵 C 340380 3 3 14 吸收循环泵 D 340380 3 3 15 吸收塔搅拌器 2237 12 12 16 氧化风机 220340 6 3 0.57 扰动泵 无此项 / / /8 石膏排出泵 3745 6 3 0.59 工艺水泵 2237 4 2 0.54.2.4.10 其他保证（1）各种不同设备的粉尘排放量保证从各种不同的设备中生产性粉尘对环境的排放浓度10mg/Nm 3。（2）脱硫废水排放量动力一、二期脱硫装置的脱硫废水总排放量不大于 9m/h（按吸收塔氯根不超过20000ppm 计算） 。（3）无有害物质积累保证在 FGD 设备不运转的状况下没有损害运转的有害物质发生积累。（4）噪音保证 FGD 装置和设备噪声水平满足国家标准。宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案14（5）吸收塔浆液循环泵效率浆液循环泵效率保证值55%。4.3 试验内容及方法4.3.1 压力损失在机组满负荷运行条件下进行测试。采用网格法，利用皮托管和微压计逐孔逐点测量全压，计算出该断面平均全压。(1)gZUPAB )(2)( 31121 式中：P 1、P 2静压力(Pa)； 1、 2烟气密度(kg/m 3)， 1 20.56 kg/m 3；U1、U 2截面上的平均速度(m/s)；Z烟道测孔的水平高度(m)；P AB 进出口之间的压降(Pa)； 3 环境空气的密度(kg/m 3)， 31.29 kg/m 3。4.3.2 氨逃逸量使用加热枪和平行采样仪，把含 NH3的烟气从出口烟道中抽出，然后烟气通过装有H2SO4溶液的冲击式吸收瓶，将烟气中的 NH3吸收，样气通过干燥剂硅胶干燥后，用流量计计量采气量。采样结束后，用去离子水洗刷吸收瓶和采样连接管路获得样品。最后用离子色谱法测定样品中的 NH 离子，从而计算出 NH3浓度。下表中 NH3浓度已折算为 6% 4O2含量条件下的浓度。氨逃逸量计算公式为：（2）212.410069573/SamplecFVBT其中： V1流量计采样前读数(l)V2 流量计采样后读数(l)B当地大气压(mbar)T1 温度计采样前读数()T2 流量计采样后读数()c 氨逃逸量(ppm v，干态)宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案15cSample 离子色谱测试结果，试样浓度(mol/l)F试样定容体积，定容到 100ml4.3.3 脱硝效率使用烟气分析仪在 SCR 反应器进、出口采用网格法逐孔逐点分别测量烟气 NOX浓度、O2体积数，试验结束后进行数据处理，并计算脱硝效率，计算公式如下式。（3）%102inletNOultiltC式中： 脱硝效率修正后折算到 6氧、标准状况下进口烟气 NOX 浓度inletNOC修正后折算到 6氧、标准状况下出口烟气 NOX 浓度outl4.3.4 SO2/SO3转换率使用加热采样枪把包含 SO2、SO 3的烟气从烟道中抽出，然后通过放置在 8090水浴锅中的螺旋管将烟气中 SO3冷凝下来，同时保证烟气中的 SO2不在螺旋管中冷凝。用硅胶对样气进行干燥后，用流量计计量采气量，用热电偶测量烟气温度。采样结束以后用去离子水洗刷螺旋管获得样品。用离子色谱法测定样品中的硫酸根离子，计算出 SO3浓度，最后依据下列公式计算出 SO2/SO3转换率：2,3,2,10%outinSOS（4）式中 SO2/ SO3转化率2SO出口 SO3浓度（ppm v 6% O 2，干态）3,out进口 SO3浓度（ppm v 6% O 2，干态）,in进口 SO2浓度（ppm v 6% O 2，干态）2,iS4.3.5 氨耗量脱硝系统的氨耗量通过统计时段的瞬时氨体积流量的平均值，换算到质量流量（氨气的密度：0.760g/l(标态)） ，并修正到 SCR 反应器入口烟气 NOx 为 300mg/Nm3（湿基、实际氧量）时的氨耗量。4.3.6 脱硫效率和净烟气中 SO2浓度宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案16在吸收塔入口和脱硫引风机出口烟道测点处，采用网格法，用烟气分析仪分别测量原烟气中 SO2和 O2的浓度，对试验过程中的值进行处理，脱硫效率按如下公式计算：（5）%10222 rawgsSOclenasrsC式中 折算到标准状态、6%O 2下的原烟气中 SO2浓度；rawgsSOC2折算到标准状态、6%O 2下的净烟气 SO2浓度。clens24.3.7 原/净烟气温度在吸收塔进口、脱硫引风机出口烟道用热电偶和 FLUKE 温度计采用网格法进行测量，取测量各点的平均值。4.3.8 原/净烟气中粉尘测量按照等截面网格法，采用烟尘采样枪和烟尘采样仪对原/净烟气中粉尘浓度进行测量。4.3.9 烟气脱硫系统压降在吸收塔各阻力段安装压力测点，使用微压计分别测量烟气全压，计算出烟气脱硫系统压降。4.3.10 系统漏风率在吸收塔进口、脱硫引风机出口烟道，采用网格法，使用烟气分析仪测量烟气含氧量，然后通过计算得出系统漏风率。4.3.11 石灰耗量通过容积法测量石灰石浆液耗量计算实际石灰粉耗量。需要对实测石灰粉耗量进行修正计算后才能与保证值进行比较，修正项目通常包括负荷/烟气量修正和 SO2脱除量修正。4.3.12 工艺水耗量试验前采用工艺水箱液位测量来校核工艺水流量表，然后采用 DCS 系统数据进行时间平均。4.3.13 电耗 对脱硫装置厂用电 6KV 电源分配盘馈线处的电度表进行标定，由 DCS 系统采集脱硫系统输入电功率和烟气量等有关数据，对测试期间的数据进行平均计算。4.4 试验条件宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案174.4.1 试验期间，锅炉负荷应稳定在要求负荷左右，最大波动幅度不超过5%。4.4.2 试验期间，燃用设计煤种、煤质基本不变、燃料配比不变。4.4.3 试验期间，制粉系统固定运行方式，给粉均匀；甲乙侧引风机档板开度不变，送风机可根据需要做少许调节，以保证烟气量和烟尘量的均匀稳定。4.4.4 试验期间，要求锅炉不投油枪助燃。4.4.5 试验期间，烟气脱硝系统在性能试验开始之前应经历一段时间的调试和稳定运行，使之能达到性能试验的要求。4.4.6 脱硝及辅助系统处于完好状态，已正常稳定运行。4.4.7 控制系统和主要仪表运行正常，指示正确。性能试验开始前设备供货方应对 NOX分析仪、烟气流量计、测氧仪等系统在线仪表进行标定。4.4.8 试验装设的各测点及取样装置已安装就绪，能付诸使用。试验期间要求脱硝的运行工况满足业主与总承包方签订的合同中有关内容的规定。4.4.9 脱硫装置及辅助系统处于完好状态，已正常稳定运行。4.4.10 各主要风门、挡板操作灵活，开度指示无误。4.4.11 试验装设的各测点及取样装置已安装就绪。4.4.12 试验煤、石灰、工艺水等消耗品已有足够保证，且品质满足合同要求。4.4.13 试验期间，如以上试验条件发生变化，应停止试验，在试验条件恢复正常后方可继续进行。试验期间运行人员应积极配合试验人员进行工况调整，试验工况调整好后，运行人员应按调整好的参数稳定运行，不得随意调整运行参数。4.4.14 在试验中，若遇到异常情况，运行人员按操作规程自行进行处理，试验中止。5 安全措施为贯彻电力生产“安全第一，预防为主、综合治理”的方针，落实公司安全生产各项规章制度，加强现场试验过程管理，规范试验人员的行为，保证人身及设备安全，控制试验过程中职业健康安全风险，避免试验过程中发生环境污染事件，特制订本措施。5.1 试验现场危险点分析与预防控制措施序号 试验中危险点分析 预控措施1 试验区域照明不佳 试验地点各处须保证充足照明。2 夜间作业试验应尽可能放在白天进行。如确需夜间作业，必须保证试验人员充足休息。宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案183 未按指定线路行走按照厂方指定线路行走，避免人员意外摔伤与仪器意外坠落事故发生4 登高作业高于 1.5 米作业时，应按规定规范使用安全带。不允许低挂高用。5.2 试验现场职业健康危险源辨识及预防控制措施序号 危险点分析 可能导致事故 预防措施1 电危害 电器或线路漏电，导致人体触电。加强安全意识，使用安全电源，并保证设备外有人监护，工作前检查电源电压与设备工作电压是否相符。2 机械危害作业人员与现场管道及其它设备碰撞造成人员伤害。加强安全意识，并保证能正确使用安全帽以及其他安全防护用品。3 噪声危害 耳膜受损。 带耳塞，加强防护措施。4 交通运输乘坐交通工具，遭遇交通事故，造成人员伤亡。司机应遵守交规，保证安全驾驶，乘车人应提醒司机安全驾驶。5搬运作业危害设备仪器沉重造成砸伤，碰伤。使用专业工具进行搬运和操作，单独装箱不能过重，搬运过程应多人参与。6 滑跌 不慎跌落，人员伤亡。高处作业人员必须系安全带，安全带高挂低用，作业区下方禁止站立，防止元件坠落伤人，登高前检查脚手架牢度可靠。7精神/心理危害因素精神不集中，造成人员伤亡。合理安排工作时间，避免疲劳作业。8 许可作业 无票作业，造成安全事故。办理工作票后方能开始作业，不得无票作业。5.3 试验现场环境因素影响及预防控制措施序号 作业场所 作业活动 对环境的影响 控制措施宁夏宝丰能源集团股份有限公司动力公司燃气锅炉及一、二期脱硫脱硝装置性能考核试验方案191脱硫脱硝系统进、出口测孔防漏堵塞布试验期间，使用的堵塞布丢弃，对现场环境卫生产生影响在恢复现场时，及时将堵塞布收集或丢入垃圾箱5.4 试验现场安全要求及注意事项5.4.1 严格执行能源科技公司有关安全生产管理标准及生产现场所在单位的安全规章制度以及相关安全生产规定。5.4.2 严格遵守国家电网公司安全工作规程（火电厂动力部分） 、 国家电网公司安全工作规程（变电部分） 等安全生产规程。5.4.3 严格执行现场试验过程控制检查确认表制度，试验开始前项目负责人必须组织进行现场交底工作，并明确项目负责人、安全监护人以及工作组成员的职责。5.4.4试验前必须按照现场生产管理要求办理相关手续，手续齐全后经现场许可后方可开工。5.4.5 禁止工作人员擅自扩大工作范围，以及擅自进入非作业区域，严防意外事故的发生。5.4.6 参加测试人员，应服从指挥。5.4.7 工作人员进入生产现场，着装必须符合下列规定：必须带上安全帽，系紧帽带。工作服的纽扣、袖口必须扣好，工作服不得有易被转动、移动的机器绞、钩住的部分。5.4.8 作业用仪器设备所使用的电源，必须自带并串接漏电保护器，进电端电源的连接必须与电厂负责人员联系，由电厂用工部门指派的人员连接，禁止擅自连接。5.4.9 测试期间对机组的任何操作均由运行人员按规程进行，在测试期间设备如发生异常，测试人员迅速撤离现场，由运行人员处理；5.4.10 禁止踩攀栏杆、采样管道、仪用气管道、设备、电缆、支吊架、盘柜、防护罩，以及在其上行走、坐立。 应尽可能避免靠近和停留在可能受到烫伤的地方。5.4.11 发生设备异常运行可能危及人身安全时，应及时撤离危险区域，不准接近该设备或在该设备附近停留。5.4.12 试验期间若出现危及人身及设备安全的