电厂脱硫系统改造工程烟气脱硫性能试验方案.docx

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江苏****环境检测技术有限公司

目 录
1 电厂概况及检测目的 4
1.1 电厂概况 4
1.2 检测目的 4
2 系统概况 4
2.1 脱硫系统组成 4
2.2 系统工艺过程 6
3 脱硫系统设计数据、保证值 7
3.1 脱硫系统设计数据 7
3.2 脱硫系统保证值 9
4 脱硫系统性能保证值检测内容及方法 11
5 检测技术依据及检测装备仪器 13
5.1 检测方法的技术依据 13
5.2 检测结果的评价依据 13
5.3 检测仪器 14
6 检测工况、检测条件、测点布置、检测进度 15
6.1 检测工况 15
6.2 检测条件 15
6.3 检测位置和主要检测参数 16
6.4 检测进度 16
7 检测组织和各方职责 17
7.1 检测组织 17
7.2 各方职责 18
8 检测安全措施 19
9 烟气脱硫系统性能检测 19
9.1 保证值条件检测 19
9.1.1 原烟气SO2质量浓度检测 19
9.1.2 原烟气温度检测 20
9.1.3 原烟气流量检测 21
9.1.4 石灰石品质分析 21
9.2 性能保证值检测 21
9.2.1 净烟气SO2质量浓度和脱硫效率检测 21
9.2.2 净烟气温度检测 22
9.2.3 净烟气烟尘排放浓度检测 23
9.2.4 净烟气含湿量检测 23
9.2.5 石灰石消耗量检测和Ca/S摩尔比检测 24
9.2.6 工艺水检测 25
9.2.7 电能消耗检测 25
9.2.8 脱硫副产物石膏检测 26
9.2.9 噪声检测 26
9.2.10 原、净烟气含氧量检测 27
9.2.11 净烟气流量检测 27
9.2.12 保温设备的最大表面温度 28
9.2.13车间空气中粉尘浓度的排放量 28
9.2.14 除雾器出口水雾质量浓度检测 28
10. 性能试验步骤 28
11 附表 31

1 工程概况及检测目的
1.1 工程概况
mm电力（**）有限公司位于湖南省娄底地区**市渡头塘乡印溪村及印中村；距**市约30km,距娄底市约10km。
本工程机组规模为2×300MW亚临界燃煤机组配2×1025t/h燃煤锅炉，烟气经布袋除尘器除尘后进行脱硫。每台锅炉各加装一套石灰石-石膏湿法脱硫装置（简称FGD），全烟气脱硫，脱硫效率要求不小于95%，不设GGH，不设烟气旁路。
1.2 检测目的
1.2.1通过对机组烟气脱硫系统的性能检测，评价性能值及设计参数是否能够满足HJ/T 179-2005《火电厂烟气脱硫工程技术规范 石灰石/石灰-石膏法》及《湖南mm电力（**）有限公司脱硫系统改造工程技术协议》中签订的性能保证值及其他保证值的要求。从而对脱硫系统投入运行后环境指标的实现和脱硫系统的经济指标进行评价。
1.2.2 评价烟气脱硫系统运行的安全稳定性。
1.2.3 为湖南mm电力（**）有限公司的环境管理及脱硫工程的技术监督管理提供技术依据。
2 系统概况
2.1 脱硫系统组成
脱硫系统为1炉1塔方案，采用3层喷淋层为3层，总高度为26.7米。锅炉原烟气由主烟道引出，经各自的增压风机升压后，进入吸收塔进行脱硫，脱硫后的烟气由净烟气烟道进入烟囱，排入大气。脱硫系统建成投产后，因煤质变化，燃煤品质与设计煤质相差较大，脱硫系统处理能力偏低，造成脱硫系统超排较多，并易形成石膏雨，因此对脱硫系统进行了改造，增加了一层喷淋层，将原先平板式除雾器改造成屋脊式除雾器。
2.1.1 烟气系统
从锅炉引风机后的烟道引出的烟气，通过增压风机升压后进入吸收塔，在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾后，再接入电厂主烟道经烟囱排入大气，本工程无GGH,将原有烟气旁路进行封堵。
2.1.2 SO2吸收系统
石灰石浆液通过循环泵从吸收塔浆池送至塔内喷嘴系统，与烟气接触发生化学反应吸收烟气中的SO2，在吸收塔循环浆池中利用氧化空气将亚硫酸钙氧化成硫酸钙。石膏排出泵将石膏浆液从吸收塔送到石膏脱水系统。
2.1.3石膏脱水系统
3#真空皮带脱水机产生的滤液水由于场地原因，就近接入了2#吸收塔排水坑。实际运行中，2#停运检修时，滤液水无处可去，或者只能通过地坑泵输送至事故浆液箱。因此本此改造考虑增加一个滤液水坑，相应增加搅拌器和滤液水泵，可通过泵将滤液送至原滤液水坑利用，也可自流至2#塔地坑，现场可灵活切换。另外由于石膏旋流器下面的石膏浓浆箱（1）目前腐蚀较严重，同时去3台皮带机的管口标高不同，需要人工调节流量，本次改造将石膏浓浆箱（1）更换，各浆液管口做适当调整，原搅拌器考虑利旧。另外考虑到本次改造后石膏量增加较多，并因场地限制原因，将1#、2#真空皮带机分别改造成20t/h的处理能力的圆盘脱水机。
2.1.4工艺水、废水处理系统
原有每套脱硫装置工艺水耗量为52.5t/h,一期改造后每套脱硫装置工艺水耗量为58.5t/h，每套增加6t/h，增加的水量可用原冷却水回收补充，每套系统增加一个冷却水集水池，冷却水通过一台潜水泵打往工艺水箱。
为有效的提高废水中杂质的含量，增加了二级废水旋流器。脱硫废水自建成后运行较少，主要问题是压滤机脱水效果不好，泥饼含水量过高，严重影响现场文明卫生与运输。鉴于此，对其进行了改造，把脱硫废水引致渣水浓缩池,自改造至今已有1年多时间，运行稳定，故此次改造工程中对此系统不做变动。

2.1.6 电控部分
脱硫6kV采用分散供电方式，在脱硫岛内不设置脱硫6kV集中段，目前采用6KV的高压电机驱动的设备为浆液循环泵和增压风机
如果改造需增加6KV负荷，必须利用目前的供脱硫负荷6KV开关间隔，全厂主厂房6KV段备用开关间隔（F-C，额定电流400A）只剩5个。
380/220V系统采用PC（动力中心）、MCC(电动机控制中心)两级供电方式。75kW及以上的电动机回路、所有MCC电源回路、I类电动机由PC供电，其余负荷由就近的MCC供电，照明和检修回路接入就地的MCC。
脱硫岛内设置两台的脱硫低压变压器为低压PC供电，脱硫低压工作变压器分接在对应机组6kV工作段上，采用互为暗备用方式供电。低压PC采用单母分段接线（380/220V脱硫PC A段、380/220V脱硫PC B段），380/220V脱硫PC A段、380/220V脱硫PC B段之间设置联络开关。380/220V系统为中性点直接接地系统。
两段脱硫MCC段由炉后综合PC供电，FGD低压配电间MCC A段电源分别取自炉后综合PC A段00BHJ06柜B1回路和炉后综合PC B段00BHK05柜B1回路，FGD低压配电间MCC B段电源分别取自炉后综合PC A段00BHJ04柜B1抽屉和炉后综合PC B段00BHK03柜B1回路，脱硫低压干式变压器容量为1600kVA。
2.2 系统工艺过程
石灰石-石膏湿法脱硫工艺是在添加了新鲜石灰石的情况下，石灰石、副产品和水的混合物从吸收塔浆液池送至喷淋层。浆液由喷嘴雾化成一定直径的雾滴。在雾滴下落的过程中与上升的烟气逆流接触，雾滴将吸收液中的酸组份，如SO2,SO3,HF和HCl去除。离开吸收塔洗涤部分的净烟气流过除雾器，以除去夹带的液滴，液滴返回吸收塔，净烟气进入烟囱排出。脱硫系统的主要工艺如下：
（1）混合和加入新鲜的吸收液；
（2）吸收烟气中的二氧化硫并反应生成亚硫酸钙；
（3）引入空气强制氧化亚硫酸钙生成石膏；
（4）从吸收液中分离石膏。
锅炉的烟气经电除尘器、引风机、送风机进入吸收塔，洗涤脱硫后经除雾器除去细小液滴，吸收塔出口烟气进入烟塔排入大气。
吸收剂是由石灰石（CaCO3）加适量的水溶解制备而成，根据吸收塔中浆液的pH值和原烟气SO2的质量浓度，定量的吸收剂浆液经循环泵加入吸收塔中，在吸收塔内的化学反应主要有以下过程：
(1)吸收过程
SO2+H2OH++HSO3
H++HSO32H++SO32
(2)氧化过程
HSO3+O2SO42-+H+
(3)中和过程
CaCO3Ca2++CO32-
SO42-+H++ Ca2++CO32-+2H2OCaSO4·2H2O+HCO3
HCO3+H+CO2+H2O
吸收塔内总化学反应式为：
SO2+O2+CaCO3+2H2OCaSO4·2H2O+CO2
吸收塔的石膏浆液通过石膏排出泵送入石膏水力旋流站浓缩，浓缩后的石膏浆液进入真空皮带脱水机。进入真空皮带脱水机的石膏浆液经脱水处理后表面含水率小于10％，由皮带输送机送入石膏储存间存放待运，可供综合利用。
3电厂主要设备参数、保证值
3.1电厂主要设备参数
3.1.1机组与脱硫系统有关的主要设备参数见下表。
设备名称
参数名称
单 位
参 数
锅炉
型式

亚临界自然循环汽包炉
过热器出口蒸汽量(BMCR)
t/h
1025
过热器出口蒸汽压力(BMCR)
MPa
17.4
过热器出口蒸汽温度(BMCR)
℃
541
再热器出口蒸汽量(BMCR)
t/h
829
再热器进口压力(BMCR)
MPa
3.877
再热器出口压力(BMCR)
MPa
3.7
再热器进口温度(BMCR)
℃
330
再热器出口温度(BMCR)
℃
541
锅炉排烟空预器出口温度(BMCR)（修正）
℃
129
除尘器
数量（每台炉）

1
型式

布袋除尘
除尘效率
％
99.76
引风机出口灰尘浓度（实际工况）
mg/Nm3
≤50
引风机
型式及配置

静叶可调轴流式风机
引风机台数（每炉）

每台炉配置2台
风量（TB点）
m3/h
1077234
风压（TB点）
Pa
7244
电动机功率（TB点）
kW
2800
烟囱
高度
m
210
烟囱出口内径
m
7
材质

混凝土外筒，内装钛合金防腐钢制烟囱
3.1.2烟气参数
项 目
单位
煤种
备注
烟气参数（标准状态，湿基，实际O2）BMCR
CO2
Vol%
12.10

SO2
Vol%
/

O2
Vol%
5.77

N2
Vol%
76.89

H2O
Vol%
5.18

烟气量
Nm3/h
1237754

烟气参数（标准状态，干基，实际O2）BMCR
CO2
Vol%
12.62

SO2
Vol%
/

O2
Vol%
7.53

N2
Vol%
79.79

设计烟气温度
℃
107

烟气量
Nm3/h
1174719

3.1.3 FGD入口烟气中污染物成份（标准状况，干基， 6%O2）
项目
单位
煤种
SO2
mg/Nm3
4555
SO3
mg/Nm3
≤400
Cl(HCl)
mg/Nm3
≤80
F(HF)
mg/Nm3
≤25
烟尘浓度（引风机出口）
mg/Nm3
≤50
3.2 脱硫系统保证值
在设计条件下FGD装置性能保证值主要如下：
烟气脱硫装置应能在锅炉B-MCR工况下进烟温度加10℃裕量条件下安全连续运行。事故状态下，烟气脱硫装置内的防腐材料在进烟温度达到180℃时连续运行20分钟不应发生龟裂、脱落。
3.2.1、 SO2脱除率和烟囱入口SO2排放浓度
承包方应保证在锅炉BMCR工况下，FGD验收试验考核168小时连续运行，FGD装置在验收试验期间SO2脱硫效率≥95%。
（注： ）
C1：增压风机入口处烟气中SO2 的折算浓度（标态，干基，6% O2），mg/Nm3；
C2：烟囱入口处烟气中SO2 的折算浓度（标态，干基，6% O2），mg/Nm3。
3.2.2、除雾器出口烟气携带的雾滴含量
除雾器出口烟气携带的雾滴含量应低于75mg/Nm3（干基）
3.2.3、石灰石消耗：
承包方应保证试验验收期间FGD按设计BMCR负荷条件运行，在确保SO2脱除率的条件下，168小时连续运行期间每台炉石灰石的平均耗量不超过 8.2 t/h，相应的石灰石品质见FGD设计条件。
3.2.4、电耗:
承包方应保证在试验验收期间，FGD按设计BMCR负荷条件运行，在6kV电源分配盘的馈线处测量时，FGD系统的电耗在保证SO2脱除率的条件下，装置连续运行168小时两台炉的平均值不超过 7050 kW.h / h。
3.2.5、水耗:
按设计条件中提供的水质，FGD按设计BMCR负荷条件运行， 承包方应保证每台炉最大工艺水耗量不超过 60 t/h，每台炉最大设备冷却水耗量不超过 20 t/h，每台炉最大废水排放量不超过 4 t/h。
3.2.6、石膏品质
承包方保证FGD装置脱硫副产品石膏品质满足以下要求：
石膏纯度高于或等于90％，自由水分低于或等于10％。
CaCO3+MgCO3 <3%（以无游离水分的石膏作为基准）
CaSO3﹒1/2H2O含量< 1.0%（以无游离水分的石膏作为基准）
溶解于石膏中的Cl-含量<低于0.01% Wt（以无游离水分的石膏作为基准）
3.2.7、FGD装置可用率
FGD系统在质保期内的可用率≥98%。
可用率的定义为：

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。
C：脱硫装置统计期间强迫降低出力等效停运小时数。
3.2.8、烟囱前的污染物最大排放值
项目
单位
数据
备注
·SO2排放浓度
mg/Nm3
200
设计条件，标态，干基， 6%O2
·粉尘排放浓度
mg/Nm3
30
·SO3
mg/Nm3
280
·HF
mg/Nm3
2
·HCl
mg/Nm3
8
3.2.9、投运初期和投运一年后整个FGD系统阻力
投运初期和投运一年后整个FGD系统阻力不超过 2400 Pa
3.2.10、废水排放
脱硫废水经废水处理系统处理后排水水质应达到中国《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》DL/T 997-2006的规定，并且废水排放量不超过 4 吨/小时。
3.2.11其他保证
3.2.11.1 质保期
质保期1年，质保期的具体要求见商务部分有关内容。
3.2.11.2 材料寿命
Ÿ 所有由不锈钢或由高镍合金衬里和包裹的部件允许腐蚀量不超过0.1mm/年;
Ÿ 所有钢衬橡胶件或钢衬玻璃鳞片保证期不少于15年;
Ÿ 浆液泵的叶轮、叶壳不少于5年;
Ÿ 输送皮带不少于5年;
Ÿ 膨胀节不少于5年.
3.2.11.3温度
承包方保证所有外露表面最高温度小于50℃（环境温度27℃，风速0m/s）。
3.2.11.4 无有害物质积累
承包方保证在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。
3.2.11.5 噪音
承包方在设备上采取必要的消音措施，设备的噪声水平应符合“工业企业噪声卫生标准”的规定（测试方法采用保护听力和身体健康允许的连续噪声级检验），即距设备外一米处的噪声不得大于85dB(A)。
日至少保证两遍手工对比测试采样。脱硫系统性能检测主要检测内容及方法见表4。
表4 检测内容及方法

100%负荷
75%负荷
方法

压差法

电化学法

重量法

石灰石（CaCO3）含量

EDTA滴定法

化学分析法

热电偶法

热电偶法

快速滴定法

快速滴定法

酸碱滴定法
9
噪音

A声级计法
氧化风机

循环泵

其余必要设备

保温设备的最大表面温度

红外法

镁法

重量法

流量计

压差法

电表计量
5 检测技术依据及检测装备仪器
5.1 检测方法的技术依据
DL/T986-2005《湿法烟气脱硫工艺性能检测技术规范》
GB16157-1996《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》
GB13223-2011《火电厂大气污染排放标准》
GB/T3286.1-1998《石灰石、白云石化学分析方法 氧化钙量和氧化镁量的测定》
GB/T5762－2000《建材用石灰石化学分析方法》
DL/T799-2002《电力行业劳动环境监测技术规范》
HJ/T47－1999《烟气采样器技术条件》
HJ/T1－1992《气体参数测量和采样的固定位装置》
DL414/T-2004《火电厂环境监测技术规范》
HJ/T75-2001《火电厂烟气排放连续监测技术规范》
HJ/T76-2001《固定污染源排放烟气连续监测系统技术要求及监测方法》
DL/T943-2005《烟气湿法脱硫用石灰石粉反应速率的测定》
DL/T5196-2004《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》
GB/T19229.1-2008《燃煤烟气脱硫设备第一部分：燃煤烟气湿法脱硫设备》
HJ/T179-2005《火电厂烟气脱硫工程技术规范书石灰石/石灰－石膏法》
DL/T998-2006《石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范》
DL/T21508—2008《燃煤烟气脱硫设备性能测试方法》
DL/T5403-2007《火电厂烟气脱硫工程调整试运及质量验收评定规程》
DL/T 1149-2010 《火电厂石灰石∕石灰-石膏湿法烟气脱硫系统运行导则》
DL/T 5417-2009 《火电厂烟气脱硫工程施工质量验收及评定规程》
DL/T 5418-2009 《火电厂烟气脱硫吸收塔施工及验收规程》
5.2 检测结果的评价依据
GB13223-2011《火电厂大气污染排放标准》
HJ/T179-2005《火电厂烟气脱硫工程技术规范 石灰石/石灰/石膏法》
DL/T5196-1996《火力发电厂烟气脱硫设计技术规范》
DL/T998-2006《石灰石-石膏湿法脱硫装置性能考核试验规范》
DL/T 5417-2009 《火电厂烟气脱硫工程施工质量验收及评定规程》
DL/T 5418-2009 《火电厂烟气脱硫吸收塔施工及验收规程》
《宁夏宁鲁煤电有限责任公司灵州电厂2×135MW CFB锅炉机组烟气尾部脱硫改造EPC工程技术协议》
5.3 检测仪器
主要的检测仪器如下表5：
表5 主要检测仪器

智能烟气分析仪
青岛
3012H

皮托管
青岛
S型

青岛
3012H

上海
SG2-8

上海
MJ33

自动滴定仪
上海
DL53

上海
AＬ204

上海
DHG-9030A

玻璃仪器
上海
常规

塑料采样瓶
上海
100ml

声级计
浙江
AWA5680

大气压力计
上海
DW126

测温仪
台湾
TES-1310

原子吸收分光光度计
青岛
TAS－990

对讲机
广州
BFDX

6 检测工况、检测条件、测点布置、检测进度
6.1 检测工况
FGD装置性能保证值考核验收检测工况负荷范围为：100%、75%，每日负荷时间9：30～17：00，检测时间和检测工况应根据现场实际情况变化调整。
6.2 检测条件
6.2.1 检测期间，锅炉负荷应稳定在要求负荷左右，最大波动幅度不超过±5%。
6.2.2 检测期间，燃用设计煤种、煤质基本不变、燃料配比不变。
6.2.3 检测期间，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。
6.2.4 检测期间，要求锅炉不投油枪助燃，不吹灰。
6.2.5 检测期间电除尘器保证正常投运，高压供电系统和控制系统以及低压控制系统正常运行。
6.2.6 检测期间气力输灰系统运行可靠。
6.2.7 检测期间，烟气脱硫系统在性能检测开始之前应经历一段时间的调试和稳定运行，使之能达到性能检测的要求。
6.2.8 脱硫及辅助系统处于完好状态,已正常稳定运行。
6.2.9 控制系统和主要仪表运行正常,指示正确。性能检测开始前设备供货方应对SO2分析仪、温度计、烟气流量计、测氧仪等系统在线仪表进行标定。
6.2.10 各主要风门、挡板操作灵活，开度指示无误。
6.2.11 检测装设的各测点及取样装置已安装就绪,能付诸使用。
检测期间要求脱硫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。
6.2.12石灰石、工艺水等消耗品已有足够保证。
6.2.13检测期间，如以上检测条件发生变化，应停止检测，在检测条件恢复正常后方可继续进行。
6.2.14检测期间运行人员应积极配合检测人员进行工况调整，检测工况调整好后，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。在检测中，若遇到异常情况,运行人员按操作规程自行进行处理,检测中止。
6.3 检测位置和主要检测参数
主要检测位置和参数见表6。
表6 测点布置
序号
位 置
检测项目
测孔测点数目
备注
1
吸收塔入口
二氧化硫
6～8

烟气流量
烟尘浓度
压力
烟气温度
含氧量
2
吸收塔出口
二氧化硫
6～8

烟气流量
烟尘浓度
压力
烟气温度
含氧量
含湿量
3
除雾器出口
除雾器液滴
6～10
/
4
脱硫电气控制中心
电耗
1
/
5
脱硫系统分配母管
工艺水
1
/
6
氧化风机
噪声
设备两侧
进风口前3m远处测量
浆液循环泵
1m远处测量
真空皮带机
1m远处测量
7
石灰石浆液箱
石灰石品质
1
/
8
石膏库
石膏品质
1
/
9
保温设备
所有保温设备的最大表面温度
1
/
10
脱硫系统控制室
脱硫运行参数记录
1
/

6.4 检测进度
每台炉的性能验收检测在四天内完成，性能考核检测初步时间进度安排见表7。具体开始检测日期由各方协调后确定。
表7 mm电力（**）电厂#1炉脱硫性能试验监测进度安排
试验时间
测试条件
试验内容
备注
第一天
09：00～17：00
#1机组
试验预备
入厂安全工作票办理，现场踏勘测试电源确认（220V）及脱硫进、出口测试孔开启
5月5日
第二天
09：00～18：00
#1机组
脱硫满负荷性能试验试验
机组在300MW负荷工况下，
5月6日
第三天
09：00～18：00
机组在300MW负荷工况下，净烟气烟尘浓度、除雾器出口雾滴浓度、FGD系统阻力、噪声、保温层表面温度及
5月7日
第四天
09：00～18：00
#1机组
脱硫低负荷性能试验试验
在机组225MW负荷工况下，
5月8日

7 检测组织和各方职责
7.1 检测组织
本次检测需湖南mm电力（**）有限公司、浙江蓝天求是环保股份有限公司和江苏****环境检测技术有限公司三方共同协调完成。检测各方职责分工如下所列。
7.2 各方职责
7.2.1 湖南mm电力（**）有限公司：
（1） 负责性能检测的组织和协调工作。
（2） 负责性能检测期间脱硫的运行操作。
（3） 确认总承包方提出的性能检测期间脱硫系统的运行方式和参数，并提前申请满足性能检测的相关机组运行负荷。
（4） 配合性能检测期间的有关工作，为测试提供便利的工作条件。
（5） 提供检测期间必要的锅炉及煤质分析（具体参数及要求见附表）等数据或其他相关记录。
（6） 为检测提供必要的检测办公场所（如化学实验室和化学分析的常规仪器）和仪器存放处。
（7） 提供检测仪器现场所需的220V电源。
（8） 性能检测前对烟气脱硫系统表盘仪器进行标定。
（9） 根据现场情况，为检测方提供必要的辅助人员支持。
7.2.2 浙江蓝天求是环保股份有限公司：
（1） 检测期间委派专人负责现场的联系协调工作。
（2） 提出性能检测期间脱硫系统的运行方式和参数，并指导运行人员操作。
（3） 在检测正式开始前提供有关的性能修正曲线。
（4） 向检测方提供与检测内容相关的资料及图纸。
（5） 根据现场情况，为检测方提供必要的人员支持。
（6） 检测期间委派专人负责现场的联系协调工作。
7.2.3 江苏****环境检测技术有限公司：
（1） 负责编制性能测试方案，包括检测目的、检测内容、检测测点布置、测试方法、测试仪器、计算方法、检测工况设计与日程安排、人员配备等。
（2） 负责检测项目完成及有关检测的全部技术工作。
（3） 现场实地了解设备情况，负责检测测点的确认。
（4） 提供检测所需的专用仪器设备及其标气。
（5） 负责现场检测工作的实施，保证检测所需的人员满足检测要求。
（6） 负责数据的采集及有效性的确认，物料样品采集，缩分及保存等。
（7） 负责检测数据的记录、整理及分析，提交性能考核验收检测报告。
（8） 对总承包方提供的性能修正曲线进行确认。
8 检测安全措施
8.1 检测期间所有工作人员必须遵守《电业安全工作规程》中的有关规定。
8.2 施工前组织施工人员认真学习安规，经考试合格后，才允许进厂从事施工。
8.3 开工后带电设备上做好明显标志，以防止误碰带电设备。
8.4 现场工作人员首先要了解现场情况，熟悉环境。
8.5工作负责人在每日开工前要对全体工作人员进行内容及安全交底，做好安全措施。
8.6 工作中要注意，要做好各种事故预想。
8.7 仪器电源220伏供电接线由电厂电工专门负责接到测试地点。
8.8 对设备仪器，严禁野蛮操作，以免损坏。
8.9 烟道顶部工作时，烟道边缘部要设有护栏，需系好安全带。
8.10 每天施工完备后，及时清除施工垃圾，切断施工电源。
8.11气候或环境条件恶化，如：暴风、大雨雪、沙尘暴、冰冻等，应停止检测工作。
9 烟气脱硫系统性能检测
9.1 保证值条件检测
9.1.1 原烟气SO2质量浓度检测
9.1.1.1 测量项目
烟气脱硫系统进口烟气中SO2质量浓度和O2体积分数。
9.1.1.2 检测说明
根据现场具体情况，按照性能检测要求，在运行工况为满负荷时对烟气脱硫系统进口烟气SO2质量浓度和O2体积分数进行检测。
9.1.1.3 检测位置
根据GB16157《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》的要求，在升压风机后的烟道测孔处检测烟气进入脱硫塔的SO2质量浓度和O2体积分数。
9.1.1.4 检测方法
检测方法参见DL414《火电厂环境监测技术规范》和HJ/T75《火电厂烟气排放连续监测技术规范》，脱硫系统入口SO2质量浓度的检测采用紫外法，O2体积分数的检测采用顺磁法。
9.1.1.5 检测仪器
3012H型智能烟气分析仪
9.1.2 原烟气温度检测
9.1.2.1 检测项目
烟气脱硫系统进口烟气温度。
9.1.2.2 检测说明
根据现场具体的检测情况，按照性能检测的要求，在运行工况分别为100%、75%负荷下检测烟气脱硫系统进口烟气温度。
9.1.2.3检测位置
根据GB16157《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法的要求，在升压风机后的烟道测孔处检测烟气进入脱硫塔的烟气温度。
9.1.2.4检测方法
检测方法参见DL414《火电厂环境监测技术规范》和HJ/T56《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》。
9.1.2.5检测仪器
TES-1310测温仪
9.1.3 原烟气流量检测
9.1.3.1 检测项目
烟气脱硫系统进口烟气量。
9.1.3.2 检测说明
根据现场具体的检测情况，按照性能检测要求，在运行工况为满负荷下检测脱硫系统进口烟气量。
9.1.3.3 检测位置
根据GB16157《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》的要求，按网格法进行，在升压风机后烟道和吸收塔出口处烟道测量烟气进、出吸收塔的烟气量。
9.1.3.4 检测方法
检测方法参见DL414 《火电厂环境监测技术规范》和HJ/T56《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》。
9.1.3.5 检测仪器
3012H型智能烟气分析仪
9.1.4 石灰石品质分析
根据GB/T5762《石灰石化学分析方法》进行石灰石粉品质分析，其分析项目和分析方法见表10。
在石灰石粉取样口定期采样，再将采集的分样进行混合、缩分，放入密闭、防潮的容器中，用EDTA滴定法测出石灰石纯度。
9.2 性能保证值检测
9.2.1 净烟气SO2质量浓度和脱硫效率检测
9.2.1.1 测量项目
烟气脱硫系统进出口烟气中SO2质量浓度和O2体积分数。
9.2.1.2 检测说明
根据现场的具体情况，按照有关性能检测要求，在运行工况分别为100%、75%、50%下对烟气脱硫系统进出口烟气SO2质量浓度和O2体积分数进行检测，并计算脱硫效率。
9.2.1.3 检测位置
根据GB16157 《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》的要求，在增压风机后的烟道和脱硫塔出口烟道检测烟气进入和排出吸收塔的SO2质量浓度和O2体积分数。
9.2.1.4 检测方法
检测方法参见DL414《火电厂环境监测技术规范》和HJ/T75《火电厂烟气排放连续监测技术规范》，脱硫系统入口和出口SO2质量浓度的检测采用红外法，O2体积分数的检测采用顺磁法。
9.2.1.5 检测仪器
3012H型智能烟气分析仪
9.2.1.6 脱硫效率的计算

式中：—标干态氧量6%时进口烟气中SO2质量浓度，（mg/Nm3）。
—标干态氧量6%时出口烟气中SO2质量浓度，（mg/Nm3）。
9.2.2 净烟气温度检测
9.2.2.1 检测项目
烟气脱硫系统出口烟气温度。
9.2.2.2 检测说明
根据现场具体的检测情况，按照有关性能检测要求，在运行工况分别为100%、75%负荷下检测烟气脱硫系统出口烟气温度。
9.2.2.3检测位置
根据GB16157《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》的要求，在脱硫塔出口（烟囱入口前）烟道检测烟气排出脱硫塔的烟气温度。
9.2.2.4检测方法
检测方法参见DL414《火电厂环境监测技术规范》和HJ/T56《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》。
9.2.2.5检测仪器
湿度测试仪
9.2.3 净烟气烟尘排放浓度检测
9.2.3.1 检测项目
烟气脱硫系统出口烟尘质量浓度。
9.2.3.2 检测说明
根据现场具体的检测情况，按照性能检测的要求，在运行工况分别为100%、75%负荷下检测烟气脱硫系统进、出口烟尘排放浓度。
9.2.3.3 检测位置
根据GB16157《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》的要求，按网格法进行，在脱硫系统出口处烟道检测烟气脱硫系统出口烟尘质量浓度。
9.2.3.4 检测方法
重量法
9.2.3.5 检测仪器
3012H型智能烟气分析仪
9.2.4 净烟气含湿量检测
9.2.4.1 检测项目
烟气脱硫系统出口烟气含湿量。
9.2.4.2 检测说明
根据现场具体的检测情况，按照性能检测的要求，在运行工况分别为100%、75%负荷下检测烟气脱硫系统出口烟气含湿量。
9.2.4.3 检测位置
根据GB16157《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》的要求，按网格法进行，在脱硫系统进出口处烟道检测烟气脱硫系统烟气含湿量。
9.2.4.4 检测方法
干湿球法。
9.2.4.5 检测仪器
3012H型智能烟气分析仪
9.2.5 石灰石消耗量检测和Ca/S摩尔比检测
石灰石耗量通过检测原烟气中SO2质量浓度和O2体积分数和烟气流量，取其平均值。在石灰石粉仓(或石灰石浆液箱)取石灰石样分析其纯度，取石膏样分析其品质，计算出钙硫摩尔比，再由脱硫率计算出石灰石耗量。
石灰石的耗量按下列公式计算：
mcaco3=
式中：
mcaco3—石灰石耗量，kg/h
VRG—FGD装置入口烟气流量(STP,dry,6%O2),m3/h
CSO2—FGD进出口烟气SO2含量(STP,dry,6%O2),mg/m3
MCaco3—CaCO3的摩尔质量kg/kmol
MSO2—SO2的摩尔质量kg/kmol
FR—石灰石粉的纯度%
St—摩尔钙硫比molCa/S

式中：
XCaCO3—石膏中CaCO3的百分含量，%；
XCaCO4·2H2O—石膏中CaSO4·2H2O百分含量，%；
XCaCO3·1/2H2O—石膏中CaSO3·1/2H2O百分含量，%；
MCaCO4·2H2O—CaSO4·2H2O的摩尔质量，kg/kmol；
MCaCO3·1/2H2O—CaSO3·1/2H2O的摩尔质量，kg/kmol。
9.2.6 工艺水检测
工艺水耗量的检测主要是测定脱硫系统在运行工况分别为100%负荷下单位时间内消耗的工艺水量，脱硫系统的工艺水耗量用脱硫供水控制系统流量计进行测定。
单位时间内水量消耗：

式中：
ρw1、ρw2—分别为测量前后，流量计的始读数和终读数，t。
τ—测量时间，h。
9.2.7 电能消耗检测
电能消耗检测主要是测定烟气脱硫系统在不同运行工况下，在正常、稳定运行期间单位时间内消耗的电能，电能消耗的测定在脱硫电气控制系统的马达控制中心进行。在运行工况分别为100%负荷下检测烟气脱硫系统的电能消耗。
单位时间内电能消耗：

式中：
E1、E2—分别为测量前后电能表的始读数和终读数，kW·h。
τ—测量时间，h。
9.2.8 脱硫副产物石膏检测
石膏的采样在石膏仓中进行，在检测期间每天采样两次。
根据GB/T5484《石膏和硬石膏化学分析方法》进行脱硫副产物的品质分析，其分析项目和分析方法见表11。
表9 石膏的分析项目和分析方法
序号
分析项目
分析方法
1
CaSO4·2H2O
快速滴定法
2
CaSO3·1/2H2O
碘量法
3
CaCO3、MgCO3含量
酸碱滴定法
9.2.9 噪声检测
9.2.9.1检测项目
烟气脱硫系统主要设备的噪声。
9.2.9.2检测说明
根据性能考核的要求，设备噪声测量是在运行工况为100%下进行。
根据DL/T799-2002《电力行业劳动环境监测技术规范》，噪声的测量在无雨、无雪、风速小于6m/s的气象条件下进行，脱硫系统所有设备在正常运行状态时，用B&K噪声频谱分析仪距水平支撑面1.2m，距被测设备1m（距升压风机3m），测量烟气脱硫系统主要设备的噪声。
9.2.9.3 检测仪器
AWA5680声级计。
9.2.10 原、净烟气含氧量检测
9.2.10.1 检测项目
烟气脱硫系统进、出口烟气氧体积分数。
9.2.10.2 检测说明
根据现场具体的检测情况，按照性能检测要求，在运行工况分别为100%、75%负荷下