FGD整套启动调试方案.doc

安徽平圩电力有限责任公司2×600MW火电机组烟气脱硫装置工程 FGD整套启动调试方案
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淮南平圩电力有限责任公司
2×600MW火电机组
烟气脱硫工程

FGD整套启动调试方案

中电投远达环保工程有限公司
2007年2月

1
中电投远达环保工程有限公司

调试作业文件审批表

批准：

会签：

审核：

编写：

目 录

1．设备系统概述
2．编制依据
3．调试范围
4、整套启动试运组织机构及进度
5．调试前应具备的条件
6．调试程序
7．调试质量的检验标准
8．安全注意事项
9．调试项目的记录内容

淮南平圩电力有限责任公司2×600MW火电机组烟气脱硫装置
整套启动调试方案
1 设备系统概述
1.1 主要设计数据
　　淮南平圩电力有限责任公司2×600MW烟气脱硫工程，采用石灰石－石膏湿法、一炉一塔脱硫装置。设计工况下脱硫效率不低于95%。
脱硫装置布置于两台炉共用的烟囱之后，脱硫岛废水将在岛内集中处理，排水水质符合国家标准后，排入冲灰系统
1.1.1燃煤
设计煤种为新集煤，校核煤种为平顶山煤。
项 目
单 位
设计煤质
校核煤质
工
业
分
析
收到基低位发热值Qnet.ar
kJ/kg
20390
18540
kcal/kg
4870.07
4428.20
收到基全水份Mt
%
6.5
6.5
收到基灰份 Aar
%
26.33
36.15
固定碳
%

干燥无灰基挥发份Vdaf
%
34.22
35.34
空气干燥基水份Mad
%
2.2
1.06
元
素
分
析
收到基碳Car
%
54.32
47.67
收到基氢Har
%
3.56
3.66
收到基氧Oar
%
7.75
4.89
收到基氮Nar
%
0.91
0.88
收到基全硫St.ar
%
0.63
0.25
收到基Cl

收到基F

可磨性系数HGI
-
58
66
冲刷磨损指数(旋转法)
mg/kg

灰变形温度 DT
℃
>1500
>1400
灰软化温度 ST
℃
>1500
>1400
灰熔化温度 FT
℃
>1500
>1400
注：本工程收到基全硫St.ar按0.8%进行设计。

1.1.2气象条件
气象要素特征值（淮南市气象站，气象资料统计年限：1955年~2001年）
气温（℃）
历年平均气温 15.5℃
极端最高气温 41.2℃
极端最低气温 -22.2℃
历年平均最高气温 20.4℃
历年平均最低气温 11.4℃
最热月（7月）平均最高气温 32.5℃
最冷月（1月）平均最低气温 6.3℃
气压（hPa）（1955、1996~1999年无资料）
历年平均气压 1013.3 hPa
湿度（1996~1999年无资料）
历年平均水汽压 14.9 hPa
历年最大水汽压 40.2 hPa
历年最小水汽压 0 hPa
历年平均相对湿度 72%
历年最小相对湿度 2%
降水量（mm）
年最大降水量 1567.5 mm
年最小降水量 471.0 mm
历年平均降水量 928.5 mm
历年最大日降水量 218.7 mm
蒸发量（mm）（1996~1999年无资料）
历年平均蒸发量 160.3 mm
最大年蒸发量 2008.1 mm
风速及风向
历年平均风速 2.7 m/s
历年最大风速 19.0 m/s（1955~1979、1996~1999年无资料）
五十年一遇离地十米十分钟平均最大风速 23.7 m/s
五十年一遇平均最大风速23.7 m/s时相应基本风压 0.35 kN/m2
历年主导风向 E（1980~2001年资料）
历年夏季主导风向 E（1980~2001年资料）
历年冬季主导风向 E、ESE（1980~2001年资料）
日照（1996~1999年无资料）
历年平均日照百分率 51%
年平均日照时数（h） 2218.7
其它气象要素
历年平均大风日数（d） 7.5
历年平均雷暴日数（d） 26.6
历年平均降水日数（d） 105.9
历年平均雾日数（d） 17.3
历年最大积雪深度（cm） 35
历年最大冻土深度（cm） 13
地面平均温度 17.5℃
地面最高温度 79.8℃
地面最低温度 -23.6℃
1.2基本设计条件
1.2.1 FGD入口烟气参数
项 目
单位
干基
湿基
备注
锅炉BMCR工况烟气成分（标准状态，实际O2）
CO2
Vol%
13.07
12.51

O2
Vol%
4.62
4.61

N2
Vol%
74.5
74.35

SO2
Vol%
0.072
0.079

H2O
Vol%
7.735
8.452

锅炉BMCR工况烟气参数

设计煤种
校核煤种

FGD入口烟气量
×104Nm3/h
185.8
186.0
标态，干基，实际氧量
×104Nm3/h
201.6
203.4
标态，湿基，实际氧量
×104Nm3/h
199.1
199.4
标态，干基，6％O2
×104Nm3/h
215.0
217.0
标态，湿基，6％O2
引风机出口烟气温度
℃
118
118
BMCR正常值
引风机出口烟气温度
℃
89
89
35%BMCR
引风机出口烟气压力
Pa
-150
-150
BMCR工况脱硫前
引风机出口烟气压力
Pa
+40
+40
BMCR工况脱硫后
锅炉BMCR工况烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O2）
项目
单位
设计煤种
校核煤种
SO2
mg/Nm3
1970
2150
SO3
mg/Nm3
<150
<150
Cl(HCl)
mg/Nm3
≤80
≤80
F(HF)
mg/Nm3
≤25
≤25
烟尘浓度（引风机出口）
mg/Nm3
<150
<150

1.2.2 石灰石分析资料

项 目
单 位
上窑狼洞山
孔店魏山南
SiO2
%
3
1.54
CaO
%
51.34
52.4
MgO
%
1.46
1.52
Al2O3
%
0.8
0.36
Cl－
%
－
－
SO3
%
0.84
0.14
Fe2O3

0.52
0.34
其他
％
－
－
粒径

250目，90%过筛率

1.2.3 工艺水分析资料
安徽淮南平圩电厂厂址段淮河水质
序
号
取样地点
原水泵
循环水排污水
取样日期
2002.6
2003.3
2003.6
2003.12

项目
单位

1
全固形物
mg/L
202.1
293.1
204.9
316.9

2
悬浮物
mg/L
31.5
108.4
55.45
56.75

3
溶解固形物
mg/L
170.6
184.7
149.45
260.15
~800
4
灼烧减量
mg/L
59.9
59.35
58.40
86.28

5
电导率(25℃)
μS/cm
273.3
302.3
236.4
395.3

6
PH值

7.671
7.62
7.08
7.52

7
二氧化碳
mg/L
2.5366
4.532
2.31
3.069

8
碱度
mmol/L
1.4508
1.4688
1.41
2.5296

9
全硬度
mmol/L
1.7823
2.0642
1.5
3.063

10
暂时硬度
mmol/L
1.4508
1.4688
1.41
2.5296

11
永久硬度
mmol/L
0.3315
0.5954
0.09
0.5334

12
耗氧量
mg/L
6.4051
5.705
3.76
4.4114

13
全硅
mg/L
5.8
7.5
11.05
13.15

14
铁铝氧化物
mg/L
2.3
2.55
1.45
5.0250

15
Ca2+
mg/L
23.6238
24.959
21.49
42.4055

16
Mg2+
mg/L
7.3325
9.9484
5.20
11.506

17
K+
mg/L
4.129
3.7176
3.40
4.129

18
Na+
mg/L
17.0
15.3
14.0
17.0

19
SO42-
mg/L
33.3315
36.0474
22.75
41.7467

20
Cl-
mg/L
18.828
18.558
13.52
25.376

21
HCO3-
mg/L
88.5278
89.6262
—
144.3977

22
CO32-
mg/L
—
—
—
4.896

23
NH3
mg/L
0
0
0
0.8696

1.2.3 电压等级
本工程将采用下列电压等级：
20kV、50Hz、三相
用于高压脱硫变
6kV、50Hz、三相
用于容量大于或等于200kW的电动机及厂
用变压器（6kV为低阻接地系统）。
380/220V±5％、50Hz、三相四线制直接接地系统
用于容量小于200kW的电动机、小动力负
荷、特殊设备的不间断电源以及照明和室
内插座的电源。
110V DC-10～15％
作为急装置，UPS和控制电源
·12V±10％，50Hz±10%
用于密闭金属容器中
·24V±10%，50Hz±10％
用于密闭金属容器外维修

1.3 性能与保证值
1.3.1运行保证
（a）脱硫效率
在设计工况下，FGD装置在验收试验期间（在所有运行工况下连续运行14天），FGD装置SO2脱除率不低于95%。
SO2 脱除率由下式表示：
FGD装置出口SO2浓度（mg/Nm3，干基）
脱硫率（％）＝〖1－ 〗×100%
FGD装置入口SO2浓度（mg/Nm3，干基）
（b）烟囱入口烟气温度和除雾器出口的水雾含量
在设计工况下，FGD装置在验收试验期间烟囱入口的烟气温度为80℃或更高，在50%BMCR工况下，烟囱入口烟温不低于70℃；其烟气携带水滴含量低于75mg/Nm3（干基）。
（c）电耗
在验收试验期间，FGD在设计条件运行情况下，装置连续运行14天的平均值（6kV电源分配盘的馈线处测量）不超过 11975 kW.h / h。
（d）石灰石消耗
试验验收期间FGD在设计条件工况和给定石灰石品质的条件下，14 天连续运行期间石灰石的平均耗量不超过 15 t/h。相应的石灰石品质见FGD设计条件。
(e) 水耗
试验验收期间FGD在设计条件工况给定水质的条件下，14 天连续运行期间工艺水（不包括设备冷却水）的平均耗量不超过 124 t/h。
（f）石膏品质
验收试验期间在设计工况和给定石灰石品质的条件下，性能试验期间所生产的石膏将满足如下要求。
石膏纯度高于或等于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0.35%（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）
溶解于石膏中的F-含量低于0.01% Wt（以无游离水分的石膏作为基准）
（g）以上保证值基于（设计工况）：
烟气量为 201.6×104Nm3/h (湿基)；
FGD入口SO2浓度为 <1970mg/Nm3(6%O2,干基)；
烟气入口温度为 118℃；
烟气灰尘含量为 <150mg/Nm3(6%O2,干基)；

1.3 工艺说明
1.3.1 工艺系统原理
本工程FGD工艺主要由以下系统组成：
烟气系统、SO2吸收塔系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工业水和循环水系统、仪用空气和杂用空气系统、浆液排放及事故浆液系统、废水系统等。
每个部分工艺原理说明如下。
1.3.1.1 烟气部分
锅炉引风机后的总烟道上引出的烟气，通过增压风机升压接入烟气-烟气换热器降温，然后再进入吸收塔。在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾后，再经烟气－烟气换热器换热升温，接入主体发电工程的烟道经烟囱排入大气。
在主体发电工程烟道上设置旁路挡板门，当锅炉启动、进入FGD的烟气超溢和FGD装置故障停运时，烟气由旁路挡板经烟囱排放。
1.3.1.2 SO2吸收部分
石灰石浆液通过浆液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。
脱硫后的烟气夹带的液滴在吸收塔出口的除雾器中收集，使净烟气的液滴含量不超过75mg/Nm3(干态)。
吸收塔浆池中的亚硫酸钙的氧化利用空气氧化，不再加入硫酸或其他化合物。
吸收塔和整个浆液循环系统、氧化空气系统尽可能优化设计，能适应锅炉负荷的变化，保证脱硫效率及其他各项技术指标达到合同要求。
SO2吸收系统包括吸收塔、吸收塔浆液循环、石膏浆液排出和氧化空气、搅拌、除雾器、冲洗等几个部分，还包括辅助的放空、排空设施。
1.3.1.3石灰石浆制备部分
采用粉罐车将石灰石粉运至厂内，通过车载输送泵输送至石灰石粉仓（粒径为通过250目筛，筛余量小于10%）内储存，配备流化风机系统，使石灰石粉不板结。通过称重式旋转给料阀送到石灰石浆液罐内加水制成一定浓度的浆液，然后经石灰石浆液泵送至吸收塔。
1.3.1.4石膏脱水部分
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脱水。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。
石膏旋流站出来的溢流浆液一部分返回吸收塔循环使用，一部分进入废水旋流器，废水旋流器底流返回吸收塔，上清液进入废水处理区域。石膏旋流站浓缩后的石膏浆液经过石膏浆液缓冲箱，自流至真空皮带机进行脱水运行。
为控制脱硫石膏中Cl－等成份的含量，确保石膏品质，在石膏脱水过程中用工艺水对石膏及滤饼滤布进行冲洗，石膏过滤水收集在滤液箱，用泵送到吸收塔。
1.3.1.5浆液排放和事故浆液系统
FGD吸收塔设有一个集水坑（吸收塔区域集水坑），主要收集本吸收塔区域排水沟的浆液和石膏脱水区集水坑的浆液。再通过该集水坑泵返送至吸收塔。视情况可送至事故浆液池。
石膏脱水区集水坑主要收集滤液水。再由该集水坑泵送至吸收塔区或石灰石制备系统。
FGD岛内设置一个两台炉公用的事故浆液箱，事故浆箱的容量满足单个吸收塔检修排空时和其他浆液排空的要求，并作为吸收塔重新启动时的石膏晶种。
吸收塔浆池检修需要排空时，吸收塔的石膏浆液输送至事故浆液箱最终可作为下次FGD启动时的晶种。
事故浆液箱设浆液返回泵1台，返回泵的容量满足15小时内将浆液返回。
FGD装置的浆液管道和浆液泵等，在停运时需要进行冲洗，其冲洗水就近收集在吸收塔区或石膏脱水区的集水坑内，然后用泵送至事故浆液箱或吸收塔浆池。
1.3.1.6公用水部分
从电厂供水系统引接至脱硫岛的水源是工业水。
工业水主要用户包括：
·石灰石浆液制备用水；
·烟气换热器的冲洗水；
·水环式真空泵
·真空皮带脱水机、及所有浆液输送设备、输送管路、贮存箱的冲洗水；
·除雾器用水、增压风机、氧化风机和其他设备的冷却水及密封水
1.3.1.7压缩空气系统（仪用空气和杂用空气）　
脱硫岛杂用气由远达公司提供，系统配置2台杂用空压机（一运一备）及后处理设备。仪用气由业主方供至脱硫岛1m外。
仪用空气储气罐与吹扫用空气储气罐分别设置。
1.3.1.8 废水系统
本工程设置脱硫废水处理系统。脱硫废水进入脱硫废水处理系统，经处理达标后排放至脱硫岛1m外。
1.3.1.9仪表和DCS控制系统
＃1、#2机组的脱硫系统设置有单独的脱硫电控楼。脱硫电控楼的底层为FGD电气间，布置有关的电气设备，二楼为电缆夹层，电子设备间、工程师室设在电控楼的三楼，不设置单独的脱硫控制室。工程师室布置有工程师站1台、FGD-DCS操作员站1台和历史数据站1台和彩色激光打印机1台、黑白激光打印机1台。单元机组集控室内布置有FGD-DCS操作员站3台，黑白激光打印机2台。
在电子设备间布置有： 15个DCS机柜(最终数量由DCS系统确定)、3面仪表电源柜、1面电动阀电源柜。
在废水楼电气室布置有3个DCS远程I/O柜(最终数量由DCS系统确定)，1个废水仪表电源盘。
仪表、电气共用一套控制装置，采用DCS来完成。脱硫岛的DCS系统按工艺系统分为：1#炉脱硫系统、2#炉脱硫系统、石膏脱水系统、其它公用系统。I/O信号采用硬接线方式直接进入DCS系统，实现整个控制系统在DCS操作员站上控制与监控的功能。FGD的所有相关的数据采集、闭环回路控制、联锁保护、逻辑顺序控制均由DCS系统来完成。石膏二次脱水、废水系统采用FGD_DCS远程I/O 站的方式控制。
1.3.1.10电气系统
6kV接线采用单母线接线，每台炉设1段脱硫母线，用于引接各自的6kV负荷。6kV脱硫 I段用于＃1炉，其工作电源和备用电源分别引自主厂房6kV工作 1A段、1B段；脱硫6kV II段用于＃2炉，其工作电源和备用电源分别引自主厂房6kV工作 2A段、2B段。工作电源和备用电源之间采用自动/手动切换。6kV系统为中性点中阻接地系统，单相接地故障动作于跳闸。公用负荷接于6kV脱硫I、II段。
脱硫岛内容量为200kW及以上的电动机采用6kV供电。其中800kW及以下容量的风机类电动机、1000kW以下的泵类电动机及1250kVA及以下的低压干式变采用F-C回路，其他采用真空断路器供电。6kV开关柜柜内设备选用真空断路器和F-C混装方案，真空断路器柜数量按每段6kV母线留有1台备用，F-C柜按单柜单回路元件设置，F-C柜数量按每段6kV母线留有1台备用考虑。
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、200kW以下的电动机回路、MCC电源回路、100kW及以上的馈线回路及I类电动机由PC供电，其余负荷由就近的MCC供电。
脱硫岛低压PC采用单母线分段接线，两段分别由两台低压干式变供电。400V两段PC之间设联络开关，正常时联络开关打开，当某一段进线电源故障时跳开该段进线开关，联络开关手动投入（可远方操作）。两台低压干式变分接于6kV两个脱硫段上。MCC均采用双回供电，两路电源互相闭锁。380/220V系统为中性点直接接地系统。
400V厂用电系统按TN－C－S系统进行设计。
供配电系统设计考虑1号机投入运行而后续机组尚未完成建设要求投入1号炉脱硫系统的供电要求。
脱硫岛为每台炉设置一段保安MCC。脱硫吸收塔区保安负荷分别接于负荷相应的脱硫保安MCC段。公用保安负荷分别接于两段保安MCC段。 保安段均采用三回供电，自动切换。两路电源由PC供电，另一路电源由主厂房相应的保安段经隔离变压器后再接至脱硫岛内保安MCC段。正常时由相应的PC供电，故障时先切换到另一PC段供电，该两路电源均故障时由相应主厂房的保安段供电。
直流系统为2台炉脱硫岛公用，供脱硫岛内电气控制、信号、继电保护、6kV及380V断路器合闸等负荷。直流系统采用单母线接线，电压等级采用110V。直流系统包括1组铅酸阀控免维护蓄电池，2套高频开关充电器及直流馈线屏。直流系统保证在全厂停电后继续维持其负荷在额定电压下继续运行不小于60分钟。
UPS为2台炉脱硫岛公用，供脱硫岛DCS及其它一些重要负荷用。UPS在全厂停电后继续维持其所有负荷在额定电压下继续运行不小于30分钟。采用UPS自带蓄电池，UPS正常运行时负荷率不大于60%。
2 编写依据
2.1 《淮南平圩电力有限责任公司2×600MW机组烟气脱硫工程调试大纲》
2.2 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》。
2.3 建质[1996]40号, 《火电工程启动调试工作规定》。
2.4 DL/T 5047-95, 《电力建设施工及验收技术规范--锅炉机组篇》
2.5 DL5009.1-2002《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分)
2.6 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》
2.7 国电电源[2001]218号《火电机组达标投产考核标准》
2.8 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》
2.9 电综[1998]179号《火电机组启动验收性能试验导则》
2.10《火电工程厂用电受电前质量监督检查大纲》
2.11《火电工程整套启动试运前/后质量监督检查典型大纲》
2.12《电力建设工程质量监督规定》
2.13《火电工程调整试运质量检验及评定标准》
2.14《热工仪表及控制装置检修运行规程》
2.15《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》
2.16《火电机组热工自动投入率统计办法》
2.17《电力设备交接和预防性试验规程》
2.18《淮南平圩电力有限责任公司2×600MW机组烟气脱硫工程合同》
2.19中电投远达环保工程有限公司有关质量体系文件
2.10总包商与安装、设备和其它分包商签订的合同及技术标准及相关资料
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热态调整试验，具体包括：
l 增压风机入口压力调整
l 吸收塔PH值调整
l 吸收塔液位调整
l 石灰石供浆量调整
l 石膏品质的调整
l 皮带机运行方式调整
l 吸收塔运行方式的调整
l 废水系统的调整。
4 整套启动试运组织机构及进度
4.1组织机构见下图

启动试运验收领导小组
试运指挥小组
启动试运组
验收检查组
综合组
生产准备组
资料/设备/保卫/消防/安全/后勤

专业组
专业组
单机试运组、分系统试运组
系统调试组

4.2 调试单位负责编写调试方案，检查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，全面负责分系统及整套启动试运阶段的现场指挥工作。
4.3 调试督导负责对调试的全过程进行技术指导，解决在调试中的技术问题，并指导对设备参数的调整。在调试期间，督导有义务提供设备相关技术参数，指导调试单位对设备进行优化调整。
4.4 生产单位参与设备系统的命名挂牌及设备运行和巡检。
4.5 安装施工单位负责设备的安装、维护、检修、挂临时标识牌、负责制作管道标识、巡检及消缺工作。
4.6 监理单位负责设备及系统验收。
4.7 现场有关协调工作由中电投远大环保工程有限公司负责。
4.8整套启动调试进度
见“调试进度计划”
5 调试前应具备的条件
5.1 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，试运现场已设有明显标志和分界（包括试运区和运行区分界），危险区设有围栏和警告标志。
5.2 试运区的施工脚手架已全部拆除,现场(含电缆井、沟)清扫干净。
5.3 试运区的梯子、平台、步道、栏杆、护板等已按设计安装完毕，正式投入使用。
5.4 厂内外排水设施能正常投运，沟道畅通，沟道及孔洞盖板齐全。
5.5 试运范围的工业、生活用水系统和卫生、安全设施已投入正常使用，消防系统已经当地政府消防部门检查并投用。
5.6 试运现场具有充足的正式照明，事故照明能及时自动投入。
5.7 各运行岗位已有正式的通讯装置，试运增设的临时岗位，亦设有可靠的通讯联络设施。
5.8 试运区的空调装置、通风设施已按设计能正常投入使用。
5.9 在酷暑季节或高温岗位已有防暑降温措施。
5.10 启动试运需要的石灰石吸收剂、化学药品、备品备件及其它必需品已备齐。
5.11 环保、职业安全卫生设施及监测系统已按设计要求投运。
5.12 保温、油漆及管道色标完整，设备、管道和阀门等已有命名和标志。
5.13 设备和容器内保证无杂物。
5.14 与FGD配套的电气工程能满足要求。
5.15 各专业在整套启动前，应进行的分系统试运、调整已结束，并核查分系统试运记录，确认已能满足整套启动试运条件。
5.16电厂机组可满足试运所需的负荷要求。
6 调试程序
6.1 FGD系统首次进烟气启动
6.1.1 启动前的检查
在FGD系统启动前应组织专门人员全面检查FGD系统各部分，确保系统内无人工作，各设备启动条件满足。检查内容包括：
l 各辅机的油位正常
l 烟道的严密性（尤其是膨胀节、人孔门等）
l 挡板和阀门的开关位置准确，反馈正确
l 仪表及控制设备校验完毕、动作可靠，热工信号正确
l 报警装置投入使用
l FGD系统范围内干净整洁
l 电源供给可靠
l 所需化学药品数量足够
l 消防等各项安全措施合格
对烟道及吸收塔内部检查时要确保烟气不会进入，各烟气挡板不进行操作。对各种罐体内部进行检查要确保内部含氧量足够。检查完毕需关好人孔门。
6.2 设备的维护
试运期间需对以下设备根据设备说明书进行维护：
● GGH及其辅助系统，包括密封风系统和吹灰系统；
● 增压风机，包括油站及密封风机；
● FGD进、出口烟气挡板，旁通挡板及挡板密封风机系统；
● 工艺水泵；
● 循环水泵；
● 氧化风机；
● 石膏排浆泵；
● 脱水系统设备；
● 球磨机及其辅助设备，石灰石浆液泵；
● 石灰石供给设备；
● FGD范围内各水坑系统；
● 事故浆液罐系统
● 空压机；
● 各搅拌器；
● 废水处理设备；
● 各测量仪表，包括PH计、密度计、液位计等。
6.3 首次进烟气启动
当锅炉运行稳定，未投油且电除尘正常运行，FGD系统可投入运行。首次启动或长时间停运后（大于1星期）的启动步骤如下：
6.3.1 公用系统启动
● 启动空压机
● 启动一台工艺水泵，另一台泵备用
● 启动一台循环水泵，另一台泵备用
6.3.2 循环泵系统启动
● 启动一台氧化风机
● 启动吸收塔四台搅拌器
● 启动吸收塔二台循环泵
● 吸收塔液位控制投自动
6.3.3 石灰石浆液制备系统启动
● 启动石灰石浆液罐搅拌器
● 启动浆液制备系统，启动流化风机
● 启动石灰石浆液泵
6.3.4 GGH启动
● GGH密封风系统启动
● GGH顶部和底部吹灰器密封风机启动
● GGH主马达启动，辅助马达投备用
6.3.5烟气系统启动
● 增压风机密封风机系统启动
● 增压风机油站启动
● 开FGD出口挡板
● 关吸收塔放散阀
● 开FGD入口当板
● 增压风机启动
● 启动GGH低泄漏风机
● 调节增压风机动叶角度
● 根据情况看是否关闭旁路烟气挡板
6.3.6 石膏脱水系统启动
● 启动石膏输送机
● 启动皮带脱水机
● 启动滤布/滤饼冲洗水泵
● 启动真空皮带脱水机启动真空泵
● 启动石膏排放泵
● 启动滤液罐搅拌器和滤液泵
6.3.7 废水系统启动
● 根据情况启动废水给料泵及废水排放调节阀。

至此整套FGD系统投入运行。
6.4 FGD系统的正常运行
6.4.1 稳定运行
6.4.1.1 总的注意事项
● 运行人员必须注意运行中的设备以预防设备故障，注意各运行参数并与设计值比较，发现偏差及时查明原因。要做好数据的记录以积累经验。
● FGD系统的备用设备必须保证其处于备用状态，运行设备故障后能正常启动。
● 浆液传输设备停用后必须进行清洗。
● 试运期间的各项记录需完备。
6.4.1.2 吸收塔
运行中要保证吸收塔水位、PH值和浆液浓度的正常。保持吸收塔水位在正常范围内。通过调整石灰石浆液供给量使吸收塔浆液的PH值应保持在5.8~6.1范围内。
6.4.1.3第二次通烟正常后，进行PH和液气比（L/G）测试以获得吸收塔的性能特点，并应用这些已获得的数据来指导实际操作。
（1）测试条件：
a.锅炉测（设计煤质）锅炉负荷：50%负荷，75%负荷，100%负荷
　 b.FGD侧：
　 吸收塔循环泵的数量　　2台或3台
　 PH值　　　　　　　　　5.0，5.5，6.0
（2）测试方法：
当锅炉负荷稳定时，改变PH和吸收塔循环泵的数量以获得吸收塔的脱硫效率。同样，在每一个测试条件下测试保持3个小时，然后根据PH稳定状态和出口SO2的浓度改变周期。
a.数据收集
锅炉负荷　　　　　　　　　　锅炉烟气流量
FGD内烟气流量　　　　　　 入口SO2浓度
出口SO2浓度 石灰石浆液的浓度
石灰石浆液的流量 吸收塔浆液的PH值
吸收塔液位　　　　　　　　　吸收塔循环泵的数量
吸收塔循环泵出口压力 吸收塔循环泵的电机电流
b.浆液分析内容
吸收塔浆液的比重
吸收塔浆液残余CaCO3的浓度
吸收塔浆液的浓度和PH值
6.4.1.4控制系统的调试
（1）PID参数的调整并记录
（2）控制系统
烟气流量控制 旁路挡板控制
烟气挡板密封空气控制
吸收塔液位控制 吸收塔PH控制
吸收塔内设备冲洗控制 石灰石浆液制备控制
石膏饼厚度控制 滤液池液位控制
工艺水/循环水箱液位控制
6.4.1.5脱硫装置整体168小时试运行
FGD装置各项参数经过优化全面进入设计负荷工况运行后，经启动验收委员会批准后，脱硫装置整体进行168小时连续稳定试运行。
连续稳定试运行必备条件：
－完成带负荷调试和系统优化试验
－FGD系统各项指标达到合同设计值
－热控自动装置投入率100%
－热控保护投入率100%
－锅炉烟气量应达到FGD设计满负荷要求
－电气设备系统全部投入运行

6.4.2 系统运行中的检查和维护
6.4.2.1 概述
对各系统运行中常规检查和维护包括以下内容：
● FGD系统的清洁
运行中应保持系统的清洁性，对管道的泄漏、固体的沉积、管道结垢及管道污染等现象及时检查，发现后应进行清洁。
● 转动设备的润滑
绝不允许没有必需的润滑剂而启动转动设备，运行后应常检查润滑油位，注意设备的压力、振动、噪音、温度及严密性。
● 转动设备的冷却
对电动马达、风机、空压机等设备的空冷状况经常检查以防过热；对水冷设备应确保冷却水的流量。
● 所有泵和风机的马达、轴承温度的检查
应经常检查以防超温。
● 罐体、管道
应经常检查法兰、人孔等处的泄漏情况，及时处理。
● 搅拌器
启动前必须使浆液浸过搅拌器叶片以上一定高度，叶片在液面上转动易受大的机械力而遭损坏，或造成轴承的过大磨损。
● 离心泵
启动前必须有足够的液位，其吸入阀应全开。另外泵出口阀未开而长时间运行是不允许的。
● 泵的循环回路
大多数输送浆液的泵在连续运行时形成一个回路，根据经验，最主要的是要防止固体沉积于管底，发生沉积时可从以下现象得到反映：即浆液流量随时间而减小；泵的出口压力随时间而增加，但短期内压力增加不明显。
若不能维持正常运行的压力或流量时，必须对管道进行冲洗；冲洗无效时只能移出管子进行机械除去沉积物了。
6.4.2.2 烟气系统
FGD的入口烟道和旁路烟道可能严重结灰，这取决于电除尘器的运行情况。一般的结灰不影响FGD的正常运行，当在挡板的运动部件上发生严重结灰时对挡板的正常开关有影响，因此应当定期如每个星期开关这些挡板以除灰，当FGD和锅炉停运时，要检查这些挡板并清理积灰。
GGH的原烟气侧可能结灰而洁净烟气侧可能发生液滴和酸的凝结。如发生，就应加大GGH的冲洗频度。
6.4.2.3 吸收塔
若只有一个搅拌器或只有2台浆液循环泵运行，FGD系统仍能运行，此时脱硫率将下降。