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单元Nq、Nq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 。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200年37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ne、n°2炉）烟气中的二氧化硫。锅炉为四角切园燃烧系统、n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。N1、N2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。

塔收吸至吸收塔地坑塔收吸至吸收塔地坑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性能保证值测试项目按照200年312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》，

脱硫装置性能考核试验将测试如下项目：序号合同上条款项目单位%负荷%负荷脱硫系统烟气量标态湿基，%标态，干基，%净烟气浓度（标态，干基，%）W净烟气粉尘浓度（标态，干基，%）W净烟气浓度（标态，干基，%）W净烟气浓度（标态，干基，%）W烟囱入口烟气温度℃三各种不同设备的粉尘排放量（标态，干基）W负荷范围负荷变化速度率三石膏品质• 含量以计和 的含量质量质量WW噪音升压风机加隔音设施及隔音间升压风机（米远处测量）建筑物内机械设备噪音其余设备（米远处测量）控制室（打印机在工作），办公室及有关房装置包括辅助系统厂界最大噪声水平白天夜晚热损失 所有保温设备的最大表面温度℃泵的效率损失W脱硫效率（标态，干基，%）三排放浓度（标态，干基，%）W脱除率（标态，干基，%）三脱除率（标态，干基，%）三最大石灰石消耗量（干态）工艺水消耗量最大压力损失装置总压损吸收塔（包括除雾器）电耗整套装置装置不包括增压风机轴功率参考增压风机轴功率参考整套 装置停运待机时的电耗增压风机效率三试验参考标准性能考核验收试验采用的标准如下表所示：标准编号标准名称烟气净化设备考核验收试验导则脱硫石膏分析方法风机性能考核验收试验

21误差分析2工业设备保温（计算，保证值，测量方法）21流动气体中的粉尘测量，等速取样法2流动气体中的粉尘测量，等速取样法，取样头（h12)22二氧化硫测量，红外吸收法21浓度测量2流动截面网格测量法，基本导则和基础2园截面，环形截面和矩形截面内的流量测量1烟气中的 浓度测量烟气中三氧化硫的测量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定。图2为烟气浓度、氧量、烟气温度等参数的测点位置分布图。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。表盘仪器标定烟气流量标定，151。1测试时间：200年312月12日1测量位置：_、一炉静电除尘器出口烟道，如图中静电除尘器出口烟道上测点EF，151。1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）同时由系统采集表盘流量数据，二者进行比较，根据测量结果更正系统中的流量系数。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：原烟气流量 义表盘原烟气流量原烟气标定2测试时间: 2年01023月13日16:、3102月15日17:、0152月17日1：65。0测点位置图增压风机入口测点，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： 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 系统采集试验期间表盘的数2据，二者进行比较，得到的表盘显示修正系数。测试前后用标气22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原烟气浓度表盘显示值用下式修正2X表盘净烟气标定2测试时间:2年01023月13日17:、1152月15日17:、2152月17日1：63。0测点位置图净烟气尾部烟道测点D采用网格法测量每个测孔取个点进行测量。测量仪器： 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 系统采集试验期间表盘的数2据，二者进行比较，得到的表盘显示修正系数。测试前后用标气以及零气（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净烟气浓度表盘显示值用下式修正2X表盘原烟气标定2测试时间:20年0132月17日 10:30~11:00测点位置图增压风机入口测点，该截面选两点进行测量。测量仪器： 二氧化硫分析仪 伴热取样管前处理箱，取样探头（带加热）， 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系统采集试验期间表盘的数据，二者进行比较，得到 的表盘显示修正系数。测试前22后分别用标气 、 和零气高纯氮气对测量仪表进行2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烟原烟气表盘显示值用下式修正2X表盘净烟气标定2测试时间: 2年01023月17日12:30~13:00测点位置图净烟道测点D采用网格法测量，选三个测孔进行测量。测量仪器： 二氧化硫分析仪 伴热取样管前处理箱，取样探头（带加热）， 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系统采集试验期间表盘的数据，二者进行比较，得到的表盘显示修正系数。测试22前后分别用标气 、 和零气高纯氮气对测量仪表进2行了标定。试验前后仪表指示没有漂移。测量结果见附件所示。净烟气浓度表盘显示值用下式修正2CSO2=0.96X8CS3O2（表盘）.工6艺水流量标定测试时间:20年0132月11日10:00~，1112月:1454日9:20~、11:70:370~。1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 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：表盘6.1.净6烟气温度标定测试时间:20年0132月16日10:。35测点位置图烟气尾部烟道测点D采用网格法测量每个测孔取个点进行测量。测量仪器： 热电偶温度显示表。测量方法：在满负荷下用 热电偶逐点测量各点的温度最后取平均值。同时由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:1表盘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原.烟1气粉尘浓度测试测试时间：200年312月13日测点位置：图增压风机出口测孔。采用网格法测量取个点进行测量。测量仪器： 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℃下烘干一个小时以上。同时由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：和 ，平均为 g6.2.净2烟气粉尘浓度测试测试时间: 2年01023月14日测点位置图尾部烟道测点D采用网格法测量每个测孔取个点进行测量。测量仪器： 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C下烘干一个小时以上。同时由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：和，平均为 。.石3灰石纯度测试时间：200年312月16日~1月222日，每天取一次样。测试内容：石灰石中 含量。测点位置：从石灰石浆罐取样，由环保监测站进行化学分析。测试结果：测试结果见附件9石灰石中 含量 9平均9原烟气、和的测量测试时间：原烟气和 的测量同时进行的，测试时间为测试时间：原烟气和 的测量同时进行的，测试时间为2003年12月16日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,O2浓度6%。原烟气中HF浓度两次测量结果分别为7.654和5.225mg/m3,O2浓度6%。原烟气中SO3浓度两次测量结果分别为0.734和0.733mg/m3，O2浓度6%原烟气 浓度、烟温和脱硫系统入口、出口静压2测试时间：整个性能测试期间原烟气 浓度、烟温和脱硫系统入口（原烟2气挡板前）和出口（净烟气挡板前）的静压取从200年312月16日至12月日由 采集的运行数据每天的平均值。TOC\o"1-5"\h\z测点位置：原烟气浓度取 值。2烟温取 。脱硫系统入口静压取 。脱硫系统出口静压取 。测试结果：如附件3浓度最大值为 ，最小值为2，平均值为 标准状态干烟气， 。2原烟气温度最高148.℃2，6最4低为143.℃4，4平1均值为145.℃。17脱硫系统入口静压最大值为，最小值为 。平均值为-0.050。6KPa脱硫系统出口静压最大值为 2最小值为 7平均值为为0.325。7KPa其它相关试验原烟气含量测量测量时间：200年312月17日仪器标定：采用标准气体标定 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：测量及浓度。22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，同时测量及浓度。22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200年312月12日10:00~，14:00~两1个6时:段5内0进行。测量位置：1单元脱硫仪器小间。测量内容：单元脱硫一期小间内在线监测仪器的标定，主要为原烟气、2O 浓度在线表计的标定，净烟气、 浓度在线表计的标定。22 22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1。4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200年312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。脱硫效率和净烟气中 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 的浓度不超过 （标准状态下、 ）。22试验标准： 2测试时间：年月日〜月日试验方法由 采集净烟气、原烟气中 和的浓度，对试验过程中的22值进行平均，并用修正系数修正。脱硫效率按如下公式计算：C —C“一SO2-mwgas SO.-cleangasX100%CSO2一rawgasC ――折算到标准状态、 下的原烟气中 浓度；SO2一rawgas 2 2C――折算到标准状态、下的净烟气浓度。SO2-cleangas试验结果:见附件1。3满负荷七天时间，原烟气平均二氧化硫浓度为（）,净烟气平均二氧化硫浓度为 （）o22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浓度远低于设计值，所以取合同2中曲线进行修正，取修正曲线上原烟气 浓度 时脱硫效率值为2TOC\o"1-5"\h\z, 时脱硫效率值为 4由此得修正系数为 8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0.99。至此修正到设计浓度 ， 负荷时的脱硫效率为 62排放浓度为 。26.4.净2烟气中粉尘浓度保证值：折算到标准状态、 下的净烟气中粉尘浓度最大不超过 ；试验时间:2负年负132月16日至12月22日。试验方法由 采集净烟气中粉尘和的浓度，对试验过程中的值进行平均，2并用修正系数修正。试验结果见附件。七天满负荷净烟气的平均粉尘浓度 / ）。.净3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8℃0。试验时间:20年0132月16日至12月22日。试验方法由 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91.7℃1。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1.00，3所8以6修正后的净烟气温度为92.。07石4灰石耗量保证值：在设计的运行条件下，10％0负荷下石灰石消耗量最大不超过1.85试验时间:20年0132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，由采集净烟气、原烟气中和的浓度，取得平均值并用修正系数修正。22TOC\o"1-5"\h\z取石灰石浆罐样进行石灰石纯度分析，取石膏样进行 - 、42•和 的分析，由钙硫摩尔比和脱硫量计算石灰石消耗量。32 3石灰石耗量按下式计算：V•（C—C）M1租=RG SO2,Rogas SO2.Reingas•CaCO••StCaCO3 10 -M―FSO2R式中：m 一石灰石耗量，CaCO3—烟气体积流量（标准状态干烟气，％）,TOC\o"1-5"\h\zRG 2C—烟气中浓度（标准状态干烟气，％）,SO2 2 2M— 摩尔质量，CaCO3 3M— 摩尔质量，SO2 2一石灰石纯度—摩尔比

式中：XCaCO3一石膏中xCaCO 3St=式中：XCaCO3一石膏中xCaCO 3St=1+ xCaSO.・2HO 4 2MCaCO 3MCaSO4・2H2Ox〜CaSO・0.5HO丁一一32MCaSO・0.5HO32质量含量，%x－石膏中CaSO4・2H2Ox －石膏中CaSO3・0.5H2OM — •CaSO4・2H2O 4M —CaSCaSO3・0.5H2O 3用此公式计算出的是含湿量为零的石灰石的耗量。质量含量，％质量含量，%摩尔质量，质摩尔质量，试验结果：见附件。七天满负荷平均原烟气浓度为 标态2干。净烟气浓度为 标态干 钙硫摩尔比2为，计算得石灰石消耗量为 7结果修正：按合同提供的修正曲线对石灰石耗量进行100负%荷和脱硫系统入口浓度修正。取脱硫系统入口502浓度0mg/m3（标态，干,6%O2）时石灰石耗量为0kg/h,入口S02浓度2000mg/m3（标态，干,6%02）时石灰石耗量为2625kg/h,得修正系数1.24938；取负荷为0%时石灰石耗量为0kg/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.工5艺水耗量保证值：在设计的运行条件下， 负荷下平均工艺水消耗量不超过 。试验时间:钙0年013钙月16日至1钙月钙钙日。测量方法：由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22.99m3/h,其间脱硫系统负荷为101.18%,S02浓度为665.9mg/m3（标态，干,6%02）,02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1负负负%荷和脱硫系统入口浓度修正。取脱硫系统入口S02浓度400mg/m3（标态，干,6%02）时工艺水耗量为33.5m3/h，脱硫系统入口S02浓度1400mg/m3（标态，干,6%02）时工艺水耗量为35m3/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30m3/h,脱硫系统负荷100%时工艺水耗量为35m3/h,由此得修正系数为1.01283。至此修正到设计脱硫系统入口SO2浓度1420mg/m3（标态，干,6%02）、100%负荷时工艺水耗量为24.4307m3/h6.4.运6行电耗保证值：在设计的运行条件下， %负荷下电耗最大不超过 ，负荷下电耗不超过 ，增压风机 负荷条件下电耗。试验时间:满负荷取200年312月16日至12月22日数值，低负荷取20年12月24日数值。测量方法试验开始时由电控室读取单元脱硫电源一及电源二电度表读数，试验结束时再由电控室读取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6满负荷七天各设备平均总电耗为 ，其中，增压风机电耗为 6其间脱硫系统负荷 ，浓度2标态、%含量5低负荷脱硫系统各设备总电耗为 2其间脱硫系统负荷,浓度 标态、,含量。2 22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S02浓度 标态、时电耗为 ，脱硫系统入口502浓度1标态、 时电耗为 ，如此得修正系数为 ；取脱硫系2TOC\o"1-5"\h\z统负荷 时电耗为 ，脱硫系统负荷 时电耗为 ，如此得修正系数 。故此修正到脱硫系统 负荷，入口S02浓度1标态、时电耗为 。2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 浓度修正2系数，修正到 时的电耗，然后根据负荷修正曲线取修正系数 ，修正结果为 。.停7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 K试验时间:2负年负132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，试验开始时由电控室读取单元脱硫电源一及电源二电度表读数，

试验结束时再由 电控室读取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99.8。kW6.4.石8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：参数单位数值•%W—%W—含水量试验时间:20年0132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- ^ 、含水量化学分析。32 33试验结果：见附件9在七天满负荷的试验时段中石膏中-32的含量平均值为 的含量平均值为 6含水量平均33值为10.。4%脱除率和净烟气中 浓度保证值：在设计的运行条件下，净烟气中 小于 标准状态、干态、%) 脱除率大于等于 02试验时间: 2年00132月16日14:至4017:06测点位置：原烟气在图截面处选个测孔，净烟气在图截面处选个测孔；测量方法：原烟气、净烟气中 浓度由湿化学法采样进行分析，并由采集测试过程中的原烟气和净烟气浓度，取平均值， 脱除率按如下公2式计算：Cn=-一CCn=-HCl—“wgas HCl—cleangasX100%CHCl—rawgasC －－折算到标准状态、C －－折算到标准状态、HCl—rawgas%下的原烟气中浓度;C－－折算到标准状态、C－－折算到标准状态、HCL一cleangas%下的净烟气浓度。测试结果:见附件1。测试结果:见附件1。0原烟气和净烟气浓度测试分别进行了两次测试。/平均值为原烟气的两次测量结果为 和/平均值为（标态、％）;净烟气的两次测量结果为 和2平均值为 （标态、%）计算 脱除率为脱除率和净烟气中浓度保证值：在设计的运行条件下，净烟气中小于 标准状态、干态、含量为, 脱除率大于等于 0试验时间:20年0132月16日14:至4107:。06测点位置：原烟气在图截面处选个测孔，净烟气在图截面处选个测孔；测量方法：原烟气、净烟气中 浓度由湿化学法采样进行分析，并由采集测试过程中的原烟气和净烟气浓度，取平均值。脱除率按如下公2式计算：HFHF-cleangasx100%HF一rawgascHF一rawgasc ――折算到标准状态、%下的原烟气中HF一rawgas浓度;C ――折算到标准状态、%下的净烟气HF一cleangas测试结果:见附件1。1原烟气和净烟气浓度。浓度测试分别进行了两次测试。原烟气的两次测量结果为 和/平均值为原烟气的两次测量结果为 和/平均值为（标态、%）;净烟气的两次测量结果分别为 和 平均值为 （标态、%）计算脱除率脱除率3设计值：在设计的运行条件下， 排放浓度小于等于 标态、干基、O试验时间:20年0132月16日14:至4107:。06测点位置：原烟气在图截面处选个测孔，净烟气在图截面处选个测孔；测量方法：原烟气、净烟气中 浓度由湿化学法同时采样进行分析，并由代集测试过程中的原烟气和净烟气浓度，取平均值。脱除率按如下23公式计算：C一Cn-SO§-rawgas SO§-cleangasx100%CSO§一rawgasc ――折算到标准状态、％下的原烟气中浓度；SO3-rawgasc ――折算到标准状态、％下的净烟气浓度。SO3-cleangas测试结果见附件2原烟气和净烟气 浓度测试分别进行了两次测试。3原烟气两次测量结果为 、 ，平均值为 （标态、%）；净烟气的两次测量结果分别为 、 平均值为2（标态、%）。计算脱除率为。236.4.噪1声2水平保证值：噪声水平不允许超过下列值：增压风机加隔音设施及隔音间增压风机（远）辅助设备机房内的噪声水平辅助设备远控制室办公楼及类似房间内试验时间: 2年、1、23月19日14:至、、19:。、、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、增压风机的噪音最大为 5增压风机隔音设施及隔音间噪音最大为 ，控制室噪音,除了单元辅机间内噪音最大为，浆液循环泵房内最大噪音为，高于性能保证值外，其余低于。6.4.散1热3损失保证值保证值：所有保温区域的表面温度最大不超过6℃、。试验时间: 2年、1、23月19日14:至、1、9:。、、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.泵1效4率损失保证值：在运行后，泵的效率损失最大不超过；测试时间：200年312月20日。测点位置：1-循3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，800小0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。800小0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：(P-PIV)

An=1——_Xx100%IP—PIV)o0i0其中：An一效率损失，;、— 小时后循环泵出入口的压力， ；oi、 一性能测试时的循环泵出入口的压力，；o0i0i— 小时后循环泵的输入电流、电压，、；、一性能测试时循环泵的输入电流、电压，、。6.4.负1荷5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25-1调0节0范%围；负荷变化速率大于等于5。%测试时间：200年312月24日。测点位置：采用标定过的运行仪表测量烟气流量。测量方法：通过调整烟气旁路挡板改变脱硫装置的烟气流量，由 采集运行数据包括烟气流量、旁路挡板开度、增压风机挡板开度、 排放量、脱2硫效率)。

试验过程：11:开3旁0路挡板门至在该负荷下运行一段时间。开旁路1挡1板:门4至5负荷下运行10分钟。关旁路1门1。:55：58关旁1路1挡板门至该负荷下运行30分钟左右。关旁路1挡2板:门3。0关旁路1挡2板:门3至2负荷下运行二十分钟左右。关旁路1挡2板:门5。3旁路挡1板2门:51机投自动。试验结果:见附件20。对应标准状态、湿态、湿）,负荷率为10率为24.。6负%荷变化率6.4.负1荷6变化率保证值，2使%脱硫系统负荷降低到50，2使%脱硫系统负荷降低到50左%右，，1使%脱硫系统负荷到25左%右，在该.，9使%脱硫系统负荷到50左%右，在，3使%脱硫系统负荷到75左%右，在该全0关%，使脱硫系统负荷到满负荷，增压风的0脱0硫%装置负荷,烟气流量即为本次试验达到的最高负荷为 标准状达到的最低负荷为标准状态、湿负荷测试时间：200年312月24日。测点位置：采用标定过的运行仪表测量烟气流量。测量方法：通过烟气旁路挡板改变脱硫装置的烟气流量，由 采集运行数据包括烟气流量、旁路挡板开度、增压风机挡板开度、 排放量、脱硫效2率）。试验过程:开启旁路挡板，使脱硫系统负荷降低到25，%分别在75、%50、25负%荷下稳定5-分8钟，再逐步关闭旁路挡板，最后恢复100负%荷运行。试验结果：附件数据说明脱硫装置可以达到 的负荷变化率；在不同负荷运行过程中和负荷调整过程中，脱硫系统运行稳定。脱1硫7装置最大压降设计值：烟气脱硫岛系统压降最大不超过 ，脱硫塔的压降最大不超过m 加热器的压降不允许超过 。测试时间:20年0132月19日。测点位置：压力损失测点位置如附件21中所示。测量方法：连接好各压力测点的测量仪表(微压计或一型管)后，在脱硫装置满负荷，采集和记录各测量仪表的压力数据，同时测量各点的标高和大气压。测量结果：见附件21。试验时,脱硫装置负荷率为101.湿8态%)(，三台循环泵同时运行。此时脱硫塔的压力损失包括除雾器 8烟气加热器TOC\o"1-5"\h\z压力损失 ，整个脱硫系统压力损失为 。6.4.脱1硫8风机效率设计值：在满负荷和运行中正常积灰的条件下，脱硫风机的效率大于等于86％；试验标准： 2测试时间： 年月日〜测点位置：烟气流量、温度由 采集入口和出口截面压力和温度在图中截面处和增压风机出口测点进行，在两处安装静压测管和 热电偶，用来测量静压和温度。同时由 采集浓度、增压风机动叶开度、2转速、输入电流和电压。测量方法:测定风机效率按照 标准风机考核和性能测试方法进行，测量当地大气压并在控制室通过 采集原烟气流量、浓度，增压风机2导叶开度、转速。通过烟气流量和测得的风机压头抬升，计算风机的净功率。由电动机的输入电流、电压、功率因素和效率计算出其输出轴功率，从而计算风机的效率。运行方式：脱硫装置满负荷运行，3台循环泵运行。试验结果：见附件22。脱硫装置负荷率100湿%态()，三台循环泵运行时，增压风机的效率83.。6%1脱9硫系统有关设备的粉尘排放量由于1单元脱硫系统与2单元脱硫系统公用石灰石系统，该系统在对2单元脱硫系统进行性能考核试验时，已经进行了粉尘排放量的测试，经过三方协商，本次考核中没有再对粉尘排放量进行测量，继续延续2单元当时的测量值。保证值：除原烟气烟道的粉尘排放外，脱硫岛各部分最大粉尘排放量不超过标准状态、干态、含量为％试验标准： 2测试时间：200年13月24日9:23~1，04月:23日410:00~石1灰1石:卸0料系统除尘器出口。200年13月24日14:20~石1灰5石:仓2顶0部除尘器出口。测试内容：在石灰石卸料期间采用粉尘取样枪进行取样测量，记录取样气体的压力，温度及累计流量计的初、终读数，取样前、后滤筒烘干后的重量。测点位置：石灰石卸料系统布袋除尘器出口和石灰石仓顶部布袋除尘器出口，取样枪朝向出口。测试结果：附件2。3200年13月24日测试结果，石灰石仓顶部布袋除尘器出口粉尘浓度 ，石灰石卸料系统布袋除尘器出口粉尘浓度 ，大于保证值 g经过检查，发现石灰石卸料系统布袋除尘器中个别布袋固定不好，造成泄漏。经过处理后，4月3日对石灰石卸料系统布袋除尘器出口粉尘排放浓度进行了重复测量，测量结果为 g7性能考核验收试验结论试验结果汇总表如附件2。4试验结论汇总如下表序号项目^位保证值测量值结论脱硫系统烟气量标态湿基，%标态，干基，%净烟气浓度（标态，干基，%）W合格—净烟气粉尘浓度（标态，干基，%）W合格—净烟气浓度（标态，干基，%）W合格—净烟气浓度（标态，干基，%）W合格—烟囱入口烟气温度℃三合格负荷范围合格负荷变化速度率合格石膏品质• 含量以计和 的含量质量质量《W合格合格

噪音升压风机加隔音设施及隔音间升压风机（米远处测量）建筑物内机械设备噪音其余设备（米远处测量）控制室（打印机在工作），办公室及有关房间装置包括辅助系统厂界最大噪声水平白天夜晚合格合格不合格合格合格不合格合格热损失所有保温设备的最大表面温度℃合格脱硫效率（标态，干基，％）三合格排放浓度（标态，干基，％）W合格脱除率（标态，干基，％）三不合格脱除率（标态，干基，％）三合格最大石灰石消耗量（干态）合格工艺水消耗量合格最大压力损失装置总压损吸收塔（包括除雾器）合格合格合格电耗负荷负荷整套 装置停运待机时的电耗合格合格不合格增压风机效率三不合格注:（1）按照1表示）扣除背景噪音；200年312月12~日1会4议纪要，除雾器出口水滴没有测量。）在性能试验期间，脱硫系统原烟气 和浓度很低，小于，因为采用合同规定的试验标准，其净烟气 和浓度值接近于测量误差，所以脱除效率计算结果仅为参考值。）循环泵的效率损失要在脱硫系统运行800小0时后才能比较。）石膏残余含水量10.6~1，2高.于6合%同规定的10。%）真空泵出口噪声平均值为 1高于合同规定的d）增压风机在机组满负荷运行时,效率只有83.6未%达,到保证值,根本原因是增压风机运行点偏离设计点。）脱硫岛停机待运时的电耗为 0超过了 的性能保证值。）除以上项目外，其余按照合同和有关会议纪要进行的测试内容，修正到设计条件后，均达到了合同规定的保证值。）烟囱入口烟气温度的性能保证值^0对应的是 入口烟温为℃。在性能试验期间， 入口烟温平均为 .此时烟囱入口烟气温度为 ℃,因此需要对此修正。但由于脱硫岛供应商没有提供此修正曲线，因此本次试验中没有对此修正。附录附件1试验时间进度安排附件2烟气流量测量附件3氧量标定附件4SO2表标定附件5工艺水流量测量附件6净烟气温度测量附件7原烟气粉尘含量测量附件8净烟气粉尘含量测量附件9化学分析附件10HCl测量附件11HF测量附件12SO3测量附件13运行数据附件14在线监测仪表标定附件15石灰石消耗量附件16脱硫系统电耗附件17噪音测量附件18散热损失附件19循环泵效率损失试验（初次测量）附件20负荷调节范围及负荷变化率试验附件21脱硫装置压力损失试验附件22增压风机效率测试附件23性能保证值试验汇总表附件24增压风机特性曲线附件25循环泵特性曲线附件26脱硫效率与SO2入口浓度、负荷关系曲线附件27净烟气温度与负荷的曲线附件28吸收剂耗量与负荷、SO2关系附件29工艺水耗量与负荷、SO2关系附件30FGD电耗与负荷、SO2关系附件31系统阻力与负荷的关系附件附件1试验时间进度安排星期第1周第2周第3周日 -四五六日 -四五六日 -四五六日日期8910111213141516171819202122232425262728烟气脱硫岛负荷10010010—0—100100100100100100100500搭建脚手架■■工艺水、工业水流量标定■安装测试仪器■■02、SO2运行仪器的标定■原烟气粉尘浓度测量■原烟气02、S02浓度测量■电度表的标定■净烟气02、S02浓度测量原烟气湿度测量■原烟气流量测量■消耗量（石灰石、工艺水、电1-1耗）取样（石膏品质测量）安装S03、HCl和HF测量仪器■测量原烟气和净烟气中的S03、HCl和HF■■■■净烟气温度测量■净烟气粉尘浓度测量■

星期第1周第2周第3周日 -四五六日 -四五六日 -四五六日日期8910111213141516171819202122232425262728烟气脱硫岛负荷10010010100100100100100100100500安装压差测量仪器■脱硫系统压差测量■各设备的粉尘排放测量■保温表面的温度测量■泵的效率损失测量■增压风机效率■噪音测量■负荷范围和负荷变化速度■■50%负荷脱硫岛电耗■脱硫停运电耗■会议■■测试设备的拆除■初步评价说明：1.试验所需的修正曲线应在试验正式开始前提供，并得到试验各方的认可；.试验所需的在线仪表必须在试验正式开始前被校验，能够正常工作；.正式试验开始后，脱硫装置必须在约定的方式下进行，不再进行设备调试；.试验期间一旦发生因设备故障等原因，使试验无法进行，如故障短时间内能排除，试验将按上述安排顺延；.如双方约定的试验条件在试验前未满足，试验开始日期顺延。附件附件1试验取样安排周234星期 -四五六日 -四五六日 -四日期8910111213141516171819202122232425脱硫系统负荷（％）10010010010010010010010010010050石膏 ⑴AAAAAAA工艺水BBB石灰石，破碎机前BBBBBBB石灰石；皮带秤 （3）B石灰石，旋流站 （3）B石灰石浆，石灰石浆罐 （2）BBBBBBBB吸收塔浆液BBBBBBBB废水、到灰处理系统的石膏浆液BBB煤BB电除尘下的飞灰BBBA1天取2个样（真空皮带机运行时，早上1个，下午1个），每个样3份放在瓶或袋中（电厂、热工院、龙源）B1天取1个样，每个样分3份放在瓶或袋中（电厂、热工院、龙源）每天的2个样分析CaSO4、CaSO3、CaCO3、MgCO3和残余湿度和Cl-附件附件2烟气流量测量设备国华北京热电厂X 机组烟气脱硫系统日期年月日时间试验名称运行仪器校核测点位置1 号炉电除尘器后烟道记录徐党旗牛拥军基本数据大气压标定系数测试数据动压1号炉除尘器后甲侧烟道1号炉除尘器后乙侧烟道温度：146℃；青争压：1424Pa；温度：149.2℃；静压：1339Pa1号测孔56.441.464.858.847.21840.561.864.287.227.243.668.765.547.217.931.358.865.487.22号测孔54.251.834.269.856.156.965.841.524.8120.14961.525.742.156.167.456.350.945.594.13号测孔21.849.970.571.048.528.361.466.866.852.915.247.364.266.166.126.459.669.580.452.92号炉除尘器后甲侧烟道2号炉除尘器后乙侧烟道温度：138.1℃；静压：1386Pa；温度：136℃；|争压：1354Pa1号测孔36.450.169.760.963.157.953.367.942.35951.852.861.452.463.147.942.663.238592号测孔////////////////////3号测孔21.952.166.947.347.620.138.251.921.549.521.858.275.545.947.629.437.357.126.849.5烟气体积流量甲侧乙侧1号炉60.932Nm3/s58.015Nm3/s2号炉59.4Nm3/s55.488Nm3/s总流量233.855Nm3/s运行数据运行数据Nm3/s281.318修正系数0.8312附件3氧量标定

设备国华北京热电厂X 机组烟气脱硫系统日期年月、、日时间- -试验名称运行仪器校核测点位置增压风机进口点、脱硫系统出口挡板前点记录徐党旗牛拥军测试数据测试时间原烟气氧浓度()平均氧浓度()表盘原烟气氧浓度()月日5.4、5.7、5.7、6；5.8、 . . ；. . ； 、 . .月日. . . . .月日6 . 6 . 6 . . .测试时间净烟气氧浓度()平均氧浓度()表盘净烟气氧浓度()月日. . . .6 .6 .、 、 、 、 .6；月日. . . . . . 7月日原烟气净烟气烟气氧量标定系数0.94811.1202

设备国华北京热电厂X 机组烟气脱硫系统日期年月日时间试验名称运行仪器校核测点位置增压风机进口点、脱硫系统出口挡板前点D记录徐党旗牛拥军DCS氧量DCS氧量附件4DCS氧量DCS氧量附件4原烟气氧量标定系数SO2表标定净烟气氧量标定系数原烟气SO2测量位置单位数据原烟气CO2深度位置单位数据备注氧量净烟气SO2测量位置单位数据. . .. ; .; ; ;修正系数修正系数项目原烟气S净烟气S单位—( )—( )测量数据——

运行数据修正系数附件5工艺水流量测量设备国华北京热电厂 机组烟气脱硫装置试验测点工艺水箱就地液位显示、流量显示日期年月1日时间- 1试验名称运行仪器校核记录徐党旗杨忠灿测试数据时间就地表盘平均水位差mm耗水量m3就地表盘平均流量 m3/hDCS表盘平均流量m3/h12.11，10:10~10:3417578.62021.5531.61912.11，11:02~11:36251412.33421.8131.60112.11，11:51~12:072479.512.16545.1055.24812.14，9:22~9:532429.511.92023.42333.70812.14，10:08~10:322198.510.78626.96636.49812.14，10:45~11:07255712.54534.42343.6112.14，17:36~18:00233411.45728.62838.83612.14，18:21~18:47239511.75027.08237.233标定结果就地表盘流量m3/h28.623表盘流量m3/h38.545系数0.7517

♦DCS流量（m附件6净烟气温度测量设备国华北京热电厂 机组烟气脱硫装置试验测点脱硫系统出口挡板前（试验测点D）日期年月时间试验名称运行仪器校核记录徐党旗测试数据温度（℃测量位置（mm平均值测量温度℃温度修正系数

测量数据运行数据修正系数附件附件#磨机入口石灰石颗粒度12取样时间颗粒大小〉8mm（%）样品序列号No.116118117取样时间：9:509:309:45取样位置吸收塔石膏旋流站石膏浆液罐石膏带式过滤机滤液箱工艺水箱废水旋流站废水反应箱净水滤饼石灰石旋流站石灰浆旋流站石灰石浆液罐溢流，底流溢流底流溢流底流溢流底流NO.1NO.21.12.11.22.2温度℃504538PH值实测*表盘纪录PH5.51密度 实测*实地运行仪表显示Kg/LKg/L1.1311.1191.0291.1741.156固体颗粒物含量（40℃）WT%16.61.523.1含水量（40℃）WT%固体颗粒物含量（40℃）硅酸盐转化为SO3WT%42亚硫酸盐转化为SO2WT%0.03碳酸盐转化为CO2WT%0.0741.4计算结果CaSO4'2H2OWT%90.4CaSO3'1/2H2OWT%0.06CaCO3WT%0.3994.2滤出液成分分析氯化物Cl-Mg/L7140固体悬浮物Mg/L颗粒度（湿筛）>32pm5.632-20Um13.6<20um80.8附件9化学分析分析数据记录表附件9化学分析分析数据记录表皮带式过滤机上午1下午取样时间转速％2020真空度bar-0.470-0.480滤饼厚度mm18.320

磨机入口石灰石颗粒度12取样时间颗粒大小〉8mm（%）样品序列号No.119121122120取样时间：9:309:109:359:25取样位置吸收塔石膏旋流站石膏浆液罐石膏带式过滤机滤液箱工艺水箱废水旋流站废水反应箱净水滤饼石灰石旋流站石灰浆旋流站石灰石浆液罐溢流，底流溢流底流溢流底流溢流底流NO.1NO.21.12.11.22.2温度℃501538PH值实测*表盘纪录PH5.695.617.948.51密度 实测*实地运行仪表显示Kg/LKg/L1.1181.1001.1581.130固体颗粒物含量（40℃）WT%14.821.4含水量（40℃）WT%98/98固体颗粒物含量（40℃）硅酸盐转化为SO3WT%42.5437/438亚硫酸盐转化为SO2WT%0.01..Ill,J.002/001碳酸盐转化为CO2WT%0.28U.Uj/U.UJ-0.22/0.2140.18计算结果CaSO4'2H2OWT%91.4940/941CaSO3'1/2H2OWT%0.029+0/9+10047002CaCO3WT%0.63U.UI/U.Uj0.50/0.4891.4附件9附件9化学分析分析数据记录表氯化物Cl-Mg/L7200固体悬浮物Mg/L颗粒度（湿筛）>32pm5.432-20Um12.5<20um82.1*）在运行温度下。负责：杨丽梅孙立新皮带式过滤机上午1下午1取样时间转速％2020真空度bar-0.565-0.487滤饼厚度mm20.719.7

磨机入口石灰石颗粒度12取样时间颗粒大小〉8mm（%）样品序列号No.123125126127124128129130取样时间：8:408:508:558:358:309:009:059:15取样位置吸收塔石膏旋流站石膏浆液罐石膏带式过滤机滤液箱工艺水箱废水旋流站废水反应箱净水滤饼石灰石旋流站石灰浆旋流站石灰石浆液罐溢流，底流溢流底流溢流底流溢流底流NO.1NO.21.12.11.22.2温度℃59424250404038PH值实测*表盘纪录PH6.035.74密度 实测*实地运行仪表显示Kg/LKg/L1.1221.1021.0241.3951.3611.0221.0261.145固体颗粒物含量（40℃）WT%15.11.348.245.31.01.720含水量（40℃）WT%105/100固体颗粒物含量（40℃）硅酸盐转化为SO3WT%41.3442/443亚硫酸盐转化为SO2WT%0.02002/002碳酸盐转化为CO2WT%0.34U.Uj/U.Uj0.25/0.2540.4计算结果CaSO4'2H2OWT%88.8QS八/QN2CaSO3'1/2H2OWT%0.0495.0/93.30047002CaCO3WT%0.77U.UI/U.Uj0.57/0.5791.9滤出液成分分析氯化物Cl-Mg/L7360固体悬浮物Mg/L颗粒度（湿筛）>32|im5.032-20Um11.7<20um83.3附件9化学分析分析数据记录表附件9化学分析分析数据记录表皮带式过滤机上午1下午1取样时间转速％20真空度bar-0.517滤饼厚度mm21.7

磨机入口石灰石颗粒度12取样时间颗粒大小〉8mm（%）样品序列号No.132133135136124取样时间：10:109:459:109:209:00取样位置吸收塔石膏旋流站石膏浆液罐石膏带式过滤机滤液箱工艺水箱废水旋流站废水反应箱净水滤饼石灰石旋流站石灰浆旋流站石灰石浆液罐溢流，底流溢流底流溢流底流溢流底流NO.1NO.21.12.11.22.2温度℃49371739PH值实测*表盘纪录PH4.845.118.27.93密度 实测*实地运行仪表显示Kg/LKg/L1.1151.0091.0631.1401.100固体颗粒物含量（40℃）WT%14.37.819.3含水量（40℃）WT%102/116固体颗粒物含量（40℃）硅酸盐转化为SO3WT%41.8442/439亚硫酸盐转化为SO2WT%0.02002/002碳酸盐转化为CO2WT%0.13U.Uj/U.Uj0.18/0.1341.2计算结果CaSO4'2H2OWT%89.9950/944CaSO3'1/2H2OWT%0.049J.0/9T.*T0047004CaCO3WT%0.300.41/0.3093.7附件9附件9化学分析分析数据记录表氯化物Cl-Mg/L7280on固体悬浮物Mg/L29颗粒度（湿筛）>32pm4.432-20Um12.7<20um82.9*）在运行温度下。负责：杨丽梅孙立新皮带式过滤机上午1下午1取样时间转速％2020真空度bar-0.551-0.53滤饼厚度mm20.119.3

磨机入口石灰石颗粒度12取样时间颗粒大小〉8mm（%）样品序列号No.138140139取样时间：10:2010:1010:30取样位置吸收塔石膏旋流站石膏浆液罐石膏带式过滤机滤液箱工艺水箱废水旋流站废水反应箱净水滤饼石灰石旋流站石灰浆旋流站石灰石浆液罐溢流，底流溢流底流溢流底流溢流底流NO.1NO.21.12.11.22.2温度℃4940PH值实测*表盘纪录PH5.585.5密度 实测*实地运行仪表显示Kg/LKg/L1.1081.0981.1671.144固体颗粒物含量（40℃）WT%13.122.3含水量（40℃）WT%122/114固体颗粒物含量（40℃）硅酸盐转化为SO3WT%40.1442亚硫酸盐转化为SO2WT%0.01002碳酸盐转化为CO2WT%0.723U.Uj074 40.3计算结果CaSO4'2H2OWT%86.2QS1CaSO3'1/2H2OWT%0.0295.1004CaCO3WT%1.641"91.7附件9附件9化学分析分析数据记录表氯化物Cl-Mg/L7180固体悬浮物Mg/L颗粒度（湿筛）>32pm6.232-20Um13.0<20um80.8皮带式过滤机上午1下午1取样时间转速％2020真空度bar-0.525-0.522滤饼厚度mm19.821.1

磨机入口石灰石颗粒度12取样时间颗粒大小〉8mm（%）样品序列号No.142144143取样时间：10:2010:2510:30取样位置吸收塔石膏旋流站石膏浆液罐石膏带式过滤机滤液箱工艺水箱废水旋流站废水反应箱净水滤饼石灰石旋流站石灰浆旋流站石灰石浆液罐溢流，底流溢流底流溢流底流溢流底流NO.1NO.21.12.11.22.2温度℃4940PH值实测*表盘纪录PH5.735.57密度 实测*实地运行仪表显示Kg/LKg/L1.1101.0991.1561.156固体颗粒物含量（40℃）WT%13.323.2含水量（40℃）WT%9.2/10.1固体颗粒物含量（40℃）硅酸盐转化为SO3WT%40.804/044亚硫酸盐转化为SO2WT%0.01002/002碳酸盐转化为CO2WT%0.59U.Uj/U.Uj41.9/42.141.9计算结果CaSO4'2H2OWT%87.7nqi/inCaSO3'1/2H2OWT%0.020.91/1.00047004CaCO3WT%1.3490.2/90.595.3附件9附件9化学分析分析数据记录表氯化物Cl-Mg/L7160固体悬浮物Mg/L颗粒度（湿筛）>32pm6.432-20Um13.8<20um79.8*）在运行温度下。负责：杨丽梅孙立新皮带式过滤机上午1下午1取样时间转速％20真空度bar-0.571滤饼厚度mm20.3

磨机入口石灰石颗粒度12取样时间颗粒大小〉8mm（%）样品序列号No.146149148150147取样时间：8:409:108:5514:408:45取样位置吸收塔石膏旋流站石膏浆液罐石膏带式过滤机滤液箱工艺水箱废水旋流站废水反应箱净水滤饼石灰石旋流站石灰浆旋流站石灰石浆液罐溢流，底流溢流底流溢流底流溢流底流NO.1NO.21.12.11.22.2温度℃49403939PH值实测*表盘纪录PH5.875.4密度 实测*实地运行仪表显示Kg/LKg/L1.1041.0971.3651.3481.1721.146固体颗粒物含量（40℃）WT%12.323含水量（40℃）WT%124固体颗粒物含量（40℃）硅酸盐转化为SO3WT%40.3428亚硫酸盐转化为SO2WT%0.011^.0002碳酸盐转化为CO2WT%0.57U.Uj046 40.7计算结果CaSO4'2H2OWT%86.8CaSO3'1/2H2OWT%0.0292.1004CaCO3WT%1.301nc92.6滤出液成分分析氯化物Cl-Mg/L固体悬浮物Mg/L颗粒度（湿筛）>32pm7.332-20Um13.1<20um79.6附件附件10HCl测量设备：龙源电力脱硫系统设备部件：增压风机入口烟道和气气加热器后净烟气烟道国电热工研究院：吴颖庆日期时间体积累计流量计烟气体积（标态6%%）吸收液体积化学分析开始结束开始结束压力温度吸取液体积吸取液中HCl样品中HCl烟气（标态6%O2）中HCl备注//LLmbar℃LmLmLmgmgmg/m3原烟气12月16日14：4015：0545149454499487.0273.735007520.700.1380.50412月17日16：0716：3745986461869487.0182.495007510.80.0720.395净烟气12月16日15：2015.：5045539457278649.0155.23250758.40.02800.180412月17日16:4017:1045996462969459.0270.932507513.70.04500.1661附件11HF测量设备：龙源电力脱硫系统设备部件：增压风机入口烟道和气气加热器后净烟气烟道国电热工研究院：吴颖庆日期时间体积累计流量计烟气体积（标态6%02）吸收液体积化学分析开始结束开始结束压力温度吸取液体积吸取液中HF样品中HF烟气（标态6%02）中HF备注//LLmbar℃LmLmLMgmgmg/m3原烟气12月16日14：4015：0545149454499487.0273.73500500.20952.0957.65412月17日16：0716：3745986461869487.0182.49500500.17400.95355.225净烟气12月16日15：2015：5045539457278649.0155.23250500.0040.020.128812月17日16：4017：1045996462969459.0270.93250500.0080.040.1476

附件12SO3测量设备：龙源电力脱硫系统设备部件：增压风机入口烟道和气气加热器后净烟气烟道国电热工研究院：吴颖庆日期时间体积累计流量计烟气体积（标态6%02）吸收液体积化学分析开始结束开始结束压力温度吸取液体积吸取液中SO3样品中SO3烟气（标态6%02）中S03备注//LLmbar℃LmLmLmgmgmg/m3原烟气12月16日16：4217：1345185453859485.0183.85007520.30.1350.73412月17日14：3015:0045279455799485.0275.705007530.30.2020.733净烟气12月16日17：1517：4545390456908656.0289.78250500.0060.0300.103512月17日15：3016：0046297464978646.0166.91250500.0030.0150.0899附件13运行数据参数单位设备编号16.12.0317.12.0318.12.0319.12.0320.12.0321.12.0322.12.03星期二星期三星期四星期五星期六星期日星期一脱硫岛负荷%102.62102.16102.0899.47101.81100.2099.90

原烟气挡板上游1号锅炉负荷Km3/h1HAD10CU001371.910372.9375.677372,120361.641375.302355.8842号锅炉负荷Km3/h1HAD20CU001399.125398.795394.609379.462403.686376.597393.404旁路挡板门开度%1HNA50CG0010000000原烟气温度℃1HTA10CT901147.677148,264146.532143.486143,441143.936145.283烟气压力，计算值KPa1HTA10CP901-0.05-0.051-0.051-0.05-0.051-0.051-0.05增压风机增压风机入口压力KPa1HTC10CP001-1.025-1.041-1.022-0.98-1.004-0.989-0.99烟气流量，湿Nm3/s,STPHTC10FF001291,922290.626290.378282.959289.630285.040284,197增压风机压差KPa1HTC10CP0030.3990.3960.3940.3730.3900.3790.377增压风机出口压力KPa1HTC10CP0101.8862.0361.7751.5151.6631.6921.707动叶位置%1HTC10CG00160,22460.74456.6352,17754.52354.88355.346增压风机和气气换热器之间烟气压力KPa1HTC10CP0101.8862.0361.7751.5151.6631.6921.7070、Vol%,dry1HTA20CQ0026.2996.2046.3066.4756.4256.9226.9692SO、mg/m31HTA20CQ001698.659677,374650.579692.336701.980657.147666.834气气换热器（原烟气侧）原烟气侧压差KPa1HUD10CP0010.7380.7520.6490.520.5490.5660.573吸收塔上游烟气温度℃1HTA30CT001104.208105.19894.854101.937102.995103.413103.954吸收塔运行的循环泵3333333Ph值（石膏抽出泵）1HTL30CQ9015.4345.3785.2545.4435.3175.4095.414密度（石膏抽出泵）Kg/m31HTL30CE0101124.2011097.9211098.1061091.0081094.4171099.0221097.753液位m1HTD10CL90112509.50612540.57912445.69912513.49412508.825124,49412497.177固体含量%除雾器上游烟气压力KPa1HTD10CP0100.5040.5080.4140.3210.3640.3760.376除雾器下游烟气压力KPa1HTD10CP0200.4380.4410.3310.0840.2920.3080.314除雾器压差，计算结果KPa1HTD10CP010除雾器冲洗时间间隔min1HTD10DL0013.4354.8413.3053.6643.5883.1213.584附件13运行数据参数单位设备编号16.12.0317.12.0318.12.0319.12.0320.12.0321.12.0322.12.03星期二星期三星期四星期五星期六星期日星期一脱硫岛负荷%102.62102.16102.0899.47101.81100.2099.90气气换热器下游（净烟气侧）

原烟气温度℃1HTA50CT00192.08392.70390.31891.08791.42391.58192.175烟气压力KPa1HTA50CP001-0.323-0.325-0.370-0.361-0.31-0.299-0.292SO、mg/m31HTA50CQ00110.43210.23814.4388.7179.5479.1756.9022NOxmg/m31HTA50CQ002502.497575.734481.328501.997482.553518.583535.629。一%1HTA50CQ0036.5465.7255.7635.9685.7075.8335.8292粉尘mg/m31HTA50CQ0040.5850.6872.8360.5930.6130.6160.623COmg/m31HTA50CQ0050.9393.0062.8980.96432.37147.56821.457脱硫效率%1HTA50FQ00198.51398.49197.75498.59498.64398.60798.941其它工艺水流量m3/h1HTQ15CF01035.44629.21529.47128.99830.21929.57531.160石灰石浆密度Kg/m31HTK60CD0101152.8721125.4401102.2521105.8921137.4211149.7911138.089石灰石浆流量m3/h1HTK61CF0105.4055.1184.7786.2956.0315.4055.851皮带机1h1HTM50CS901皮带机2h1HTM60CS901电耗母线有用功MW1BBA01CE0120.6980.6920.7110.7080.7070.7070.706母线电压kV1BBA01CE0216.3576.3526.3726.3736.3326.3326.339母线有用功MW1BBB01CE0121.4681.4871.3891.2751.3331.3411.342母线电压kV1BBB01CE0216.4566.4366.4586.4666.4786.4696.458增压风机电流A1HTC10CE001132.704134.199125.122115.092120.487121.157121.3831号循环泵电流A1HTF11CE00139.41441.72841.71641.56441.46541.53441.4862号循环泵电流A1HTF12CE00138.38835.17038.07637.90737.83337.85237.8073号循环泵电流A1HTF13CE00144.26743.94043.86543.68043.44343.55043.544附件13运行数据参数单位设备编号23.12.0324.12.0325.12.0326.12.0327.12.0328.12.0329.12.03星期二星期三星期四星期五星期六星期日星期一脱硫岛负荷%48.41100.97原烟气挡板上游

1号锅炉负荷Km3/h1HAD10CU001378.52373.9902号锅炉负荷Km3/h1HAD20CU001398.403391.874旁路挡板门开度%1HNA50CG00126,1240原烟气温度℃1HTA10CT901144.070143,484烟气压力，计算值KPa1HTA10CP901-0.128-0.05增压风机增压风机入口压力KPa1HTC10CP001-0.451-1.033烟气流量，湿Nm3/s.STPHTC10FF001137,723287,228增压风机压差KPa1HTC10CP0030.0880.383增压风机出口压力KPa1HTC10CP0100.3481.532动叶位置%1HTC10CG00126.32153.528增压风机和气气换热器之间烟气压力KPa1HTC10CP0100、Vol%,dry1HTA20CQ0026.6636.2172S02 mg/m31HTA20CQ001734,871684.924气气换热器（原烟气侧）原烟气侧压差KPa1HUD10CP0010.2030.621吸收塔上游烟气温度℃1HTA30CT00194.701102.097吸收塔运行的循环泵22Ph值（石膏抽出泵）1HTL30CQ9015.4585.329密度（石膏抽出泵）Kg/m31HTL30CE0101099.7021118.924液位m1HTD10CL90112610.45912533.645固体含量%除雾器上游烟气压力KPa1HTD10CP0100.0010.414除雾器下游烟气压力KPa1HTD10CP020-0.0240.082除雾器压差，计算结果KPa1HTD10CP010除雾器冲洗时间间隔min1HTD10DL00111,2924.358附件13运行数据参数单位设备编号23.12.0324.12.0325.12.0326.12.0327.12.0328.12.0329.12.03星期二星期三星期四星期五星期六星期日星期一脱硫岛负荷%48.41100.97气气换热器下游（净烟气，侧）原烟气温度℃1HTA50CT00194.46690.112其它电耗烟气压力KPa1HTA50CP001-0.435-0.327SO、mg/m31HTA50CQ0019.50317.1882NOxmg/m31HT