|
|
GI.F
沙角A电厂1～4号机组
烟气脱硫工程调试大纲
批准：
审核：
编写：
2006年4月
目 录
一、前言
二、调试采用的标准和规范
三、工程概况
四、调试的组织和职责
五、调试工作原则和执行程序
六、调试内容
七、调试的原则方案
八、里程碑和节点
九、调试计划和程序
十、调试应编制的措施、措施和移交的文件
十一、调试质量控制
十二、反事故措施
附录：
1、新设备分部试运行前静态检查表
2、电气、热工保护投入状态确认表
3、新设备分部试运行申请单
4、设备及系统代保管签证书
5、第二种试运转申请单
6、自动装置投入情况统计表
7、主要保护投入情况记录表
8、 热态试运行期间石膏品质记录表
9、热态试运行期间的石膏化学分析结果
10、热态试运阶段技术经济指标记录表
一、前 言
为了指导沙角A电厂烟气脱硫工程的调试工作，提高调试的质量、确保人身和设备的安全、合理控制工期，协调各方面工作，使调试安全、高质量的完成，特编制《沙角A电厂烟气脱硫工程调试大纲》。
本调试大纲是沙角A电厂1～4号机组烟气脱硫装置（以下简称FGD装置）启动调试过程中的技术指导性、综合性文件。本大纲规定了FGD装置启动调试各个阶段调试的组织机构、总体部署、各个设备系统调试基本原则、整套启动阶段综合性调试项目的原则、执行程序。
调试工作是脱硫装置建设过程中最后一道环节，也是使装置由设计蓝图转变成为可产生效益的实际运行装置承上启下的重要环节，调试工期直接影响到装置的投产时间，调试质量控制将决定装置的长期安全、稳定、高效运行。因此，调试过程中，必须严把质量关，严格执行本大纲的条款，科学合理地组织FGD装置启动调试工作，提高调试质量，达到合同、国家、地方有关法津法规标准的要求，使FGD装置尽快投入运行发挥其经济、环境、社会效益。
调试工作的核心是提高质量水平，严格工期控制，努力使调试工作的质量水平达到全优，按期投产。
安全文明生产是开展一切工作的前提，调试工作中的安全文明生产是保证调试顺利和高质量的不可替代的基础，在调试执行过程中必须保证设备、人员的安全，必须严格执行各项“安全法规”、制定和执行事故防范措施，贯彻“预防为主”的方针，做到防患于未然。
调试工作的方针是：以安全文明生产为基础；提高调试质量为核心；严格控制调试工期；坚持统一协调指挥、团结协作的原则，确保调试目标和调试工期的双丰收为重点。
调试的任务：通过调试使设备、系统达到设计最优运行状态，装置各参数、指标达到设计保证值，使装置顺利移交建设单位、生产单位。
本调试大纲由广东省电力试验研究所负责编写；沙角A电厂组织审查、批准后生效。经批准生效后，作为指导调试整体工作的纲领性文件，参加调试的各方必须积极创造条件，认真严格执行。
二、调试采用的标准和规范
本烟气脱硫装置调试工程主要依据以下规范和标准进行：
《中华人民共和国安全生产法》
《中华人民共和国环境保护法》
《建设工程安全生产管理条例》
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》
DL/T 5047-95《电力建设施工及验收技术规范--锅炉机组篇》
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》
DL558-1994《电业生产事故调查规程》
电安生[1994]227号《电业安全工作规定》
DL5009.1-2002《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分)
电综[1998]179号《火电机组启动验收性能试验导则》
沙角A电厂有关的各项管理规定
设备制造厂的技术标准及相关资料
沙角A电厂烟气脱硫工程《技术规范书》
沙角A电厂烟气脱硫工程调试合同
三、工程概况
沙角A电厂位于珠江口东侧的广东省东莞市虎门镇沙角管理区。西北距广州市90km，东南距深圳市80km，距黄埔港为60km。南侧濒临内伶仃洋交椅湾，西侧珠江口对岸5km为番禺市。总装机容量为3×200MW+2×300MW。为了减少电厂排放烟气中的二氧化硫对大气环境的污染，实现可持续经济发展战略。根据《广东省蓝天工程计划》和《广东省环境保护“十五”计划》要求，沙角A电厂对四台机组（3×200MW+1×300MW）实施了烟气脱硫工程项目,采用一炉一塔设计。烟气脱硫采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺，脱硫系统的设计、供货商为浙江浙大网新科技股份有限公司。
3.1 脱硫工艺说明
本套烟气脱硫脱硫系统主要包括以下几个子系统：吸收塔系统；烟气系统；石灰石浆液制备系统；石膏处理系统；公用系统（工艺水系统、压缩空气系统等）；电气系统；热控系统。
3.1.1 吸收塔系统
烟气经过烟气换热器降温后进入吸收塔内，自下而上流动与喷淋层喷射向下的石灰石浆液滴发生反应，洗涤SO2、SO3、HF、HCl等有害气体。吸收塔采用喷淋空塔。塔内自上而下设置二层除雾器层、三层喷淋层、氧化空气管道、搅拌器等。
每个吸收塔配备三台浆液循环泵，采用单元制运行方式，每一台循环泵对应一层喷淋装置。喷淋层喷嘴采用了高级的实心锥形螺旋式喷嘴。下层除雾器（一级除雾器）的上下面和上层除雾器（二级除雾器）的下面设有冲洗喷嘴，正常运行时下层除雾器的底面和顶面，上层除雾器的底面自动按程序轮流清洗各区域。当除雾器压降超出设定值时即自动完成一个冲洗程序。
吸收塔浆液池上部设溢流口， 吸收塔顶部设有放空阀。
每套吸收塔的氧化系统由氧化风机、氧化空气分布管及相应的管道、阀门组成。氧化空气通过氧化空气分布管均匀地分布在吸收塔底部浆液池中。
3.1.2 烟气系统
（1） 烟气再热系统
每套烟气脱硫装置配有1套回转式烟气—烟气换热器（GGH），可对进入吸收塔的原烟气（126℃）进行有效降温处理，并使烟气脱硫装置处理后的净烟气在烟囱进口的最低温度升至80℃。
每台GGH设置一套在线压缩空气吹灰装置和一套在线高压水洗装置。配一个在线的冲洗水泵，为在线水洗提供高压补充水。
每台GGH设置一套密封空气系统，二台密封空气风机，一用一备。
（2） 增压风机
增压风机设置在FGD装置进口原烟气侧（高温烟气侧）运行。每套烟气脱硫装置配备一台增压风机，采用动叶可调轴流式。增压风机的设计及运行考虑了正常运行和异常情况下可能发生的最大流量、最高温度和最大压损设计以及事故情况。增压风机在容量、设计和构造上将保证从零到满负荷时都能运行。在满足锅炉BMCR工况下的运行要求基础上，还将满足烟气脱硫最差的运行工况。按锅炉燃用设计煤种和BMCR工况下再加10%的流量裕度，10℃的温度裕度，20%的压力裕度。
每台炉配置一台100%容量的液压式动叶可调轴流式风机，用于克服FGD装置造成的烟气压降。
增压风机根据烟气系统正常运行和异常情况可能发生的最大流量、最高温度和最大压损设计。在引入FGD装置烟道的接口处烟气的压力水平约－500Pa（锅炉B-MCR工况，引风机出口）。
1～3号机组增压风机的性能保证能适应锅炉60%ECR～100%BMCR负荷工况下正常运行，并留有一定裕度：风量裕度不低于10%，另加不低于10℃的温度裕度；风压裕度不低于20%。
4号机组增压风机的性能也保证能适应锅炉40%ECR～100%BMCR负荷工况下正常运行，并留有一定裕度：风量裕度不低于10%，另加不低于10℃的温度裕度；风压裕度不低于20%。
（3） 烟道系统
烟气脱硫装置将配备单独的烟道系统，包括：
1）热烟道：
•从锅炉原有烟道引出至增压风机入口的整段烟道（含膨胀节）及支架；
•从增压风机出口至烟气换热器（降温换热器）入口的烟道（含膨胀节）及支架。
2）温烟道：
•烟气换热器（降温换热器）出口至吸收塔入口烟道（含膨胀节）及支架；
•烟气换热器（升温换热器）出口至原烟道入口（含膨胀节）及支架。
3）冷烟道：吸收塔出口至烟气换热器（升温换热器）入口烟道（含膨胀节）及支架。
4）进、出口挡板和旁路挡板，所有挡板都设计为双挡板门，并设有密封风机。烟气脱硫入口温度超过160℃或机组运行发生其他故障时，烟气走旁路，直接排到烟囱。在正常运行时，旁路挡板关闭，旁路挡板门两侧的压差通过调节增压风机控制在0左右。
3.1.3 石膏洗涤和脱水
石膏浆液通过吸收塔石膏浆液排出泵送至石膏一级脱水系统，经过石膏水力旋流器进行浓缩和石膏晶体分级。石膏水力旋流器的底流（含有不小于50％的固体，主要为较粗晶粒）依重力流至石膏浆液分配箱，再流入真空皮带脱水机进行脱水，皮带上的石膏层厚度通过调节皮带速度来实现，以达到最佳的脱水效果。
石膏经过两级脱水后含水量降至10%以下，通过石膏皮带输送机送至石膏仓库。
3.1.4 石灰石浆液制备系统
石灰石浆液制备与供应系统为全厂脱硫装置的公用系统，从磨粉厂购买符合要求的石灰石粉（90%≤325目），由密封船运至沙角A电厂内的石灰石粉卸粉码头。石灰石粉由自卸船自备的卸船设备打入码头粉仓。
在卸粉码头设一套石灰石粉仓，一套石灰石制浆系统、一套石灰石浆液输送系统。粉仓中的石灰石粉经过由变频锁气器输送至石灰石浆液制备箱，加水制成石灰石浆液，再由石灰石浆液输送泵将浆液送至烟气脱硫脱硫岛内的石灰石浆液缓冲箱，再用石灰石浆液泵送至各吸收塔补充与SO2反应消耗了的吸收剂。在石灰石浆液制备箱上安装有浓度计来控制石灰石浆液制备箱中的石灰石浆液浓度。
3.1.5 工艺水的供应
工艺水主要考虑以下几处用水点：
•石灰石浆液制备系统的补给水（连续）
•石膏脱水系统的补给水（连续）
•除雾器冲洗水（断续）
•事故排放系统用水（间断）
•烟气换热器冲洗水（间断）
•设备清洗用水（间断）
•吸收塔补给水（连续）
本工程的烟气脱硫供水系统从电厂水预处理系统引接。设置两台公用工艺水水泵，其中一台备用，工艺水泵的出力主要考虑以上用水量。
3.1.6 排水系统
排水系统主要包括以下组成部分：
•事故浆液罐
•事故浆液泵
•排水坑
•排水坑搅拌器
•排水坑泵（每个排水坑各对应二台，根据各池、坑内的液位自动启停）
在烟气脱硫岛内设置一个为四台炉公用的事故浆液罐，事故浆液罐内配有搅拌器。吸收塔浆液通过吸收塔浆液排出泵被输送到事故浆液罐中。浆液可通过事故浆液返回泵从事故浆液罐回送到吸收塔。
岛内生活污水是收集盥洗间卫生设施等排放的污水，纳入厂区污水排放系统中。雨水排水系统是收集不含浆液的任何化学物质的雨水，纳入厂区污水排放系统中。
脱硫废水（所含各项污染物指标主要是pH、SS、COD、重金属等）则通过耐腐蚀管道直接送到电厂二级灰渣泵房灰渣混合前池。
3.1.7 热控系统
本工程4台机组脱硫系统共用4套分散控制系统（烟气脱硫_DCS）进行控制。设置单独的脱硫控制室，运行人员在脱硫控制室内通过烟气脱硫_DCS的LCD操作员站对4台机组脱硫系统及其公用系统进行启/停控制、正常运行的监视和调整以及异常与事故工况的处理，而无需现场人员的操作配合。
脱硫分散控制系统烟气脱硫_DCS按照功能分散和物理分散相结合的原则设计。其控制范围包括4台机组脱硫系统及其公用系统，烟气脱硫_DCS的功能包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）等。
脱硫分散控制系统烟气脱硫_DCS的监控范围包括:
—烟气脱硫装置(含吸收剂制备系统、烟气吸收系统、GGH吹灰系统、石膏脱水系统、码头卸粉系统、公用系统等)；
—烟气脱硫辅助系统（压缩空气系统等）；
—其它卖方脱硫岛内工艺系统（如排空、工艺水系统等）；
—烟气脱硫电气系统（包括脱硫变、高低压电源回路的监视和控制以及UPS、直流系统的监视等），具体以电气部分相关要求为准；
—烟气检测、成份分析等；
3.1.8 电气系统
电气系统包括：供配电系统、电气控制与保护、火灾报警、照明及检修系统、防雷接地系统及安全滑触线、通讯系统、电缆和电缆构筑物、电气设备布置。脱硫岛设一座石膏脱水及电气综合楼，电气高压配电柜、低压配电柜（PC）、保安段、直流系统、UPS、低压脱硫变压器等集中布置在电气综合楼内，直流系统及UPS布置在单独房间内以满足其对室内环境要求。
（1）供配电系统： 6kV系统及380/220V供电系统
沙角A厂1～4号机组每炉配一套脱硫装置，每套脱硫装置设一段6kV脱硫母线。6kV脱硫段采用单母线接线，由本机组的厂用高压A、B段各引接一路电源，备用电源采用明备用方式。6kV系统为中性点不接地系统。6kV脱硫段至少有1个备用回路（保护和控制逻辑按电源馈线配）。6kV开关设备选用德国产VD4真空断路器。
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。低压PC采用单母线接线，每套脱硫装置设置一台脱硫低压工作变，工作电源从本机组的6kV脱硫段引接。4套脱硫装置共设1台码头工作变压器，工作电源从1号机组的6kV脱硫段引接，备用电源引自5号机码头PC段母线。4套脱硫装置共设1台低压备用变压器，电源从3号机厂用高压ⅢA段引接，设置脱硫低压备用段，作为1～4号机组380/220V低压脱硫PC段的备用电源。每套脱硫装置MCC均由本机组脱硫PC段采用单回供电；公用MCC和照明检修MCC采用双回供电方式，从4#低压PC段与备用PC段供电。380/220V系统为中性点直接接地系统。75kW及以上的电动机回路、接于PC上的馈线回路采用框架式空气断路器，75kW以下的电动机回路、MCC上的馈线回路采用塑壳式空气断路器+交流接触器。低压电器的组合能保证在发生短路故障时，各级保护电器有选择性的正确动作。
(2) 事故保安系统
本系统设置一台柴油发电机组，向1～4号机组脱硫装置保安负荷供电，柴油发电机组容量400 kW。每台机组设置380/220V脱硫保安段，工作电源取自每台机组380/220V脱硫工作段，备用电源取自保安负荷段。各机组脱硫保安段备用电源采用明备用方式,装设备用电源自动投入装置。柴油发电机组型式采用废气涡轮增压型柴油机，机组始终处于准备起动状态，当脱硫保安MCC段工作电源失电后，经过延时确认后，柴油发电机组将立即自动快速起动，并在15秒内投入正常带负荷运行，满足脱硫系统中允许短时间断供电的交流事故保安负荷的供电要求。
(3) 直流系统
1～3号机组脱硫装置机共用一套直流系统，母线分段，配置2套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；4号机脱硫装置设一套直流系统，采用单母线接线，配置1套铅酸阀控免维护蓄电池，1套高频开关充电器及直流馈线屏。供脱硫岛内电气控制、信号、继电保护、6kV及380V断路器合闸、事故照明等负荷，电压等级采用220V。直流系统应保证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60分钟。直流系统的设计还应考虑在不影响脱硫装置运行的情况下，蓄电池组可脱离系统单独进行充放电。
(4) 不停电电源系统
每套脱硫装置设一套UPS，码头另配一套UPS，共5套UPS，供脱硫岛DCS及其它一些重要负荷用。UPS的电气参数，由卖方根据设计需要选择设备，由买方确定。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60分钟。UPS自带蓄电池，UPS正常运行时负荷率不大于60%。设UPS馈线屏。
3.2 主要设计指标
本脱硫工程的主要设计数据分别见以下各表。
3.2.1 煤质资料
表3-1 煤质资料表
名 称 符 号 单 位 设计煤种 校核煤种1
收到基碳 Car % 55.66 53.13
收到基氢 Har % 3.69 3.26
收到基氧 Oar % 8.46 2.79
收到基氮 Nar % 0.89 1.02
收到基硫 Sar % 0.91 1.5
收到基灰分 Aar % 22.39 29.3
收到基水分 Mar % 8.00 9.0
干燥无灰基挥发分 Vdar % 38.07 26.34
收到基低位发热量 Qnet,ar kJ/kg 21654 20996
Cl- % 0.04
F- % 0.014
耗煤量 1～3号机 t/h 3×96.45 3×99.48
4号机 131.2 135.33
1～4号机 420.55 433.77
3.2.2 1~3号机组FGD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）BMCR
CO2 Vol% 11.52 11.31
O2 Vol% 6.61 6.64
N2 Vol% 74.64 75.01
SO2 Vol% 0.070 0.12
H2O Vol% 7.16 6.93
烟气成分（标准状态，干基，实际O2） BMCR
CO2 Vol% 12.41 12.15
O2 Vol% 7.12 7.13
N2 Vol% 80.40 80.59
SO2 Vol% 0.076 0.13
烟气参数
进入FGD
烟气量 标态，干基实际含氧量 Nm3/h 827058 843085 BMCR
Nm3/h 787674 804690 100%ECR
Nm3/h 645729 659110 80%ECR
Nm3/h 510651 521437 60%ECR
标态，湿基实际含氧量 Nm3/h 890856 905819 BMCR
Nm3/h 848434 864568 100%ECR
Nm3/h 695539 708155 80%ECR
Nm3/h 549522 559730 60%ECR
引风机出口烟气温度 ℃ 130 BMCR
℃ 129 100%ECR
℃ 120 80%ECR
℃ 110 60%ECR
℃ 200 短期运行
（20分钟）
℃ 250 保护动作
引风机出口烟气压力 Pa 约-500 BMCR
FGD入口烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O2）BMCR
SO2 mg/Nm3 1996 3376
SO3 mg/Nm3 < 50 < 50
Cl-（HCl） mg/Nm3 < 50 < 50
F-（HF） mg/Nm3 < 10 < 10
NOx mg/Nm3 600~800 600~800
粉尘浓度（引风机出口） mg/Nm3 200 225
3.2.3 4号机组FGD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）BMCR
CO2 Vol% 11.59 11.31
O2 Vol% 6.61 6.64
N2 Vol% 74.64 75.01
SO2 Vol% 0.07 0.12
H2O Vol% 7.16 6.93
烟气成分（标准状态，干基，实际O2）BMCR
CO2 Vol% 12.41 12.15
O2 Vol% 7.12 7.13
N2 Vol% 80.40 80.59
SO2 Vol% 0.076 0.13
烟气参数
进入FGD
烟气量 标态，干基实际含氧量 Nm3/h 1298377 1325590 BMCR
Nm3/h 1204067 1230077 100%ECR
Nm3/h 994861 1015898 80%ECR
Nm3/h 617960 612313 40%ECR
标态，湿基实际含氧量 Nm3/h 1398532 1424227 BMCR
Nm3/h 1296947 1321608 100%ECR
Nm3/h 1071604 1091492 80%ECR
Nm3/h 664877 657162 40%ECR
引风机出口烟气温度 ℃ 120 BMCR
℃ 118 100%ECR
℃ 110 80%ECR
℃ 105 40%ECR
℃ 200 短期运行
（20分钟）
℃ 250 保护动作
引风机出口烟气压力 Pa 约－500 BMCR
FGD入口烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O2）BMCR
SO2 mg/Nm3 1996 3376
SO3 mg/Nm3 < 50 < 50
Cl（HCl） mg/Nm3 < 50 < 50
F（HF） mg/Nm3 < 10 < 10
NOx mg/Nm3 600～800 600～800
粉尘浓度（引风机出口） mg/Nm3 200 300
3.2.4 石灰石分析
表3-3 石灰石分析资料
项 目 单 位 设计数据 范 围
CaO Wt－% 51 50.00~52.00
SiO2 Wt－% 0.27
Al2O3 Wt－% 0.93
Fe2O3 Wt－% ----
MgO Wt－% 2
Cl- g/g ----
F- g/g ----
可磨性指标HGI
粒径 μm 44，过筛率90%
3.2.5 水质分析
序号 项 目 单位 分析结果
1 SO42- mg/l 12～80
2 Cl- mg/l 20～150
3 悬浮物 mg/l 20～60
4 总硬度 mmol/l 1～1.89
5 pH 6～7.5
6 接口处温度 ℃ 平均23/最高33
7 接口处压力 Mpa 0.2～0.3
3.2.6 性能保证值
1～3号机组FGD性能保证值
卖方的保证值项目
单位 保证值 罚款值 拒收值
1 脱硫率
— SO2脱硫率=（增压风机进口处SO2浓度-烟囱入口处SO2浓度）÷增压风机进口处SO2浓度×100%（锅炉BMCR工况、保证石灰石粉耗量、验收试验在设计煤种考核14天连续运行的平均值，当使用校核煤种时应也能达到所规定的脱硫率，但石灰石粉耗量及电耗可不作考核。）按校核煤种设计脱硫率，并在投标文件中给出脱硫率设计点。 % ＞ 90 ≤90
2. 烟囱入口烟气温度
— 在FGD装置入口烟气温度大于或等于设计温度130℃条件下 ℃ >80 ≤75
— 在60%ECR负荷工况，FGD装置入口烟气温度110℃条件下 ℃ >75
3 FGD系统的可用率
— FGD系统在质保期内的可用率1) % ≥98
— 在质保期内影响发电机组非计划停运次数保证值 次 0
4 进入烟囱前污染物排放浓度极限(标准状态, 干态, 6%O2) BMCR
— 设计煤种
•SO2排放浓度 mg/Nm3 < 170
•粉尘排放浓度 mg/Nm3 < 50
•SO3 mg/Nm3 < 30
•HF mg/Nm3 < 10
•HCl mg/Nm3 < 50
— 校核煤种
•SO2排放浓度 mg/Nm3 < 337.6
•粉尘排放浓度 mg/Nm3 < 50
•SO3 mg/Nm3 < 50
•HF mg/Nm3 < 10
•HCl mg/Nm3 < 50
5 Ca/S 摩尔比 ≤1.03 >1.05
6 消耗品的消耗和残余物的物料平衡
— 卖方应保证脱硫系统及其附属系统运行的消耗品最大消耗值和残余物的物料平衡达到以下的规定。
— 卖方在给出保证值时应以买方提供的数据表中的设计数据为基础。以下数据针对设计煤种（0.91%S）和130℃烟气温度。
6.1 石灰石粉
— 按表1.2.2中规定的石灰石粉品质，在锅炉BMCR工况下处理100%烟气量，确保SO2脱除率的条件下、14天连续运行，卖方保证的最高的石灰石粉平均消耗量 t/h <2.59（每炉）
6.2 工艺水
— 按照设计条件中提供的水质，在锅炉BMCR工况下处理100%烟气量，卖方保证最高的工艺水消耗量
— 工艺水 m3/h <30（每炉）
— 生产1 t石膏所需的耗水量 m3 <0.3（每炉）
6.3 压力损失
— 投运初期和投运一年后，在锅炉BMCR工况下处理100%烟气量
— 增压风机出口至烟囱进口处阻力 kPa <2.6
— 吸收塔包括除雾器阻力 kPa <1.1
— GGH原烟气出口与吸收塔间未处理烟气侧阻力 kPa <0.06
— GGH净烟气进口与吸收塔间净烟气侧阻力 kPa <0.08
— GGH本体净烟气侧阻力 kPa <0.428
— GGH本体原烟气侧阻力 kPa <0.481
6.4 电力消耗
— 卖方保证在锅炉BMCR工况下处理100%烟气量，保证SO2脱除率，在脱硫6kV电源进线柜处测量时，脱硫装置连续运行14天的平均值。 kWh/h <1933.3
7 除雾器出口处烟气携带的水滴含量 mg/Nm3 ≤75
>110
8 石膏品质 1. 2. 3. 4.
— 石膏（CaSO4.2H2O）含量
（无游离水份) % ≥90
— 要求的含水率 % ≤10
— PH值 6~8
— CaCO3含量(以无游离水份的石膏作为基准) Wt% <1.5
— 溶解于石膏中的F—含量(以无游离水份的石膏作为基准) Wt% <0.01
— 溶解于石膏中的MgO含量(以无游离水份的石膏作为基准) Wt% <0.021
— 溶解于石膏中的K2O含量(以无游离水份的石膏作为基准) Wt% <0.07
— 溶解于石膏中的Na2O含量(以无游离水份的石膏作为基准) Wt% <0.035
— 平均粒度 μm 32
9 质保期（具体要求见商务部分有关内容） 年 2
10 材料寿命
— 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 mm/年 ≤0.1
— 所有钢衬橡胶件或钢衬玻璃鳞片保证期 年 ≥15
— 输送皮带 年 ≥3
— 膨胀节 年 ≥4
— 聚丙烯管 年 ≥4
11 锅炉负荷变化范围为60%ECR- 100%BMCR卖方应保证FGD装置和所有相关的辅助设备的负荷适应范围和响应速度与现有锅炉相一致
— 响应速度 %/min >5
12 脱硫岛区域空气中飞扬的石灰石和石膏的粉尘飞扬的浓度 mg /Nm3 <10
13 FGD装置进出口挡板的泄漏量 0
14 FGD装置进出口挡板从全关到全开的开启时间 秒 60～80
— 旁路挡板快开的开启时间 秒 <15
— 旁路挡板关闭的时间 秒 60～80
15 主要设备的噪音小于设计值，包括增压风机、循环泵、氧化风机等。 dB <85
16 烟气再热器（GGH）泄漏率 % ≤1% >1.5
17 满负荷运行时脱硫风机轴效率 % ≥86
18 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。
19 合同书提交一份完整的修正曲线，指示出在性能试验期间当偏离设计条件时，FGD装置的保证值。
4号机组FGD性能保证值
卖方的保证值项目
单位 保证值 罚款值 拒收值
1 脱硫率
— SO2脱硫率=（增压风机进口处SO2浓度-烟囱入口处SO2浓度）÷增压风机进口处SO2浓度×100%（锅炉BMCR工况、保证石灰石粉耗量、验收试验在设计煤种考核14天连续运行的平均值，当使用校核煤种时应也能达到所规定的脱硫率，但石灰石粉耗量及电耗可不作考核。）按校核煤种设计脱硫率，并在投标文件中给出脱硫率设计点。 % ＞90 ≤90
2. 烟囱入口烟气温度
— 在FGD装置入口烟气温度大于或等于设计温度120℃条件下 ℃ >80
≤75
— 在40%ECR负荷工况，FGD装置入口烟气温度103℃条件下 ℃ >75
3 FGD系统的可用率
— FGD系统在质保期内的可用率1） % ≥98
— 在质保期内影响发电机组非计划停运次数保证值 次 0
4 进入烟囱前污染物排放浓度极限(标准状态, 干态, 6%O2) BMCR
— 设计煤种
•SO2排放浓度 mg/Nm3 < 170
•粉尘排放浓度 mg/Nm3 < 50
•SO3 mg/Nm3 < 30
•HF mg/Nm3 < 10
•HCl mg/Nm3 < 50
— 校核煤种
•SO2排放浓度 mg/Nm3 < 337.6
•粉尘排放浓度 mg/Nm3 < 50
•SO3 mg/Nm3 < 50
•HF mg/Nm3 < 5
•HCl mg/Nm3 < 50
5 Ca/S 摩尔比 ≤1.03 >1.05
6 消耗品的消耗和残余物的物料平衡
— 卖方应保证脱硫系统及其附属系统运行的消耗品最大消耗值和残余物的物料平衡达到以下的规定。
—卖方在给出保证值时应以买方提供的数据表中的设计数据为基础。以下数据针对设计煤种（0.91%S）和120℃烟气温度。
6.1 石灰石粉
— 按表1.2.2中规定的石灰石粉品质，在锅炉BMCR工况下处理100%烟气量，确保SO2脱除率的条件下、14天连续运行，卖方保证的最高的石灰石粉平均消耗量 t/h < 4.07
6.2 工艺水
— 按照设计条件中提供的水质，在锅炉BMCR工况下处理100%烟气量，卖方保证最高的工艺水消耗量
— 工艺水 m3/h < 40
— 生产1 t石膏所需的耗水量 m3 < 0.3
6.3 压力损失
— 投运初期和投运一年后，在锅炉BMCR工况下处理100%烟气量
— 增压风机出口至烟囱进口处阻力 kPa < 2.8
— 吸收塔包括除雾器阻力 kPa <1.12
— GGH原烟气出口与吸收塔间未处理烟气侧阻力 kPa < 0.07
— GGH净烟气进口与吸收塔间净烟气侧阻力 kPa < 0.09
— GGH本体净烟气侧阻力 kPa < 0.396
— GGH本体原烟气侧阻力 kPa < 0.43
6.4 电力消耗（包括公用系统）
— 卖方保证在锅炉BMCR工况下处理100%烟气量，保证SO2脱除率，在脱硫6kV电源进线柜处测量时，脱硫装置连续运行14天的平均值。 kWh/h < 4435
7 除雾器出口处烟气携带的水滴含量 mg/Nm3 ≤75
>110
8 石膏品质 5. 6. 7. 8.
— 石膏（CaSO4.2H2O）含量(无游离水份) % ≥90
— 要求的含水率 % ≤10
— PH值 6~8
— CaCO3含量(以无游离水份的石膏作为基准) Wt% <1.5
— 溶解于石膏中的F—含量(以无游离水份的石膏作为基准) Wt% <0.01
— 溶解于石膏中的MgO含量(以无游离水份的石膏作为基准) Wt% <0.021
— 溶解于石膏中的K2O含量(以无游离水份的石膏作为基准) Wt% <0.07
— 溶解于石膏中的NaO含量(以无游离水份的石膏作为基准) Wt% <0.035
—平均粒度 μm 32
9 质保期(具体要求见商务部分有关内容) 年 2
10 材料寿命
— 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 mm/年 ≤0.1
— 所有钢衬橡胶件或钢衬玻璃鳞片保证期 年 ≥15
— 输送皮带 年 ≥3
— 膨胀节 年 ≥4
—聚丙烯管 年 ≥4
11 锅炉负荷变化范围为40%ECR- 100%BMCR,卖方应保证FGD装置和所有相关的辅助设备的负荷适应范围和响应速度与现有锅炉相一致
— 响应速度 %/min >5
12 脱硫岛区域空气中飞扬的石灰石和石膏的粉尘飞扬的浓度 mg /Nm3 <10
13 FGD装置进出口挡板的泄漏量 0
14 FGD装置进出口挡板从全关到全开的开启时间 秒 60～80
— 旁路挡板快开的开启时间 秒 <15
— 旁路挡板关闭时间 秒 60～80
15 主要设备的噪音小于设计值，包括增压风机、循环泵、氧化风机等。 dB <85
16 烟气再热器（GGH）泄漏率 % ≤1 >1.5
17 满负荷运行时脱硫风机轴效率 % ≥86
18 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。
19 合同书提交一份完整的修正曲线，指示出在性能试验期间当偏离设计条件时，FGD装置的保证值。
注:
1) 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
四、调试的组织和职责
根据原电力部颁布的有关规定，结合本脱硫工程的特点，在调试工作开始前，成立相应的调试组织机构，进行分工，以便保证调试工作顺利进行，使装置安全、稳定、高效投入生产。本期工程涉及的单位有建设单位、生产单位（包括建设和生产）、监理、合同商。
4.1 组织机构
调试的组织机构设有启动验收委员会、试运指挥部、验收组、生产组、综合组、设备分系统试运组、整套启动试运组和督导组，组织机构关系图如下：
组织机构关系图
启动验收委员会
试运指挥部
分部试运组 整体试运组 检查验收组 生产准备/试运行组 综合组 督导组
各专业组 各专业组 各专业组 生产运行 保卫、后勤、资料
1）启动验收委员会
启动验收委员会在整套启动试运行之前组成并开始工作，到办理完生产移交手续结束。启动验收委员会主任一般由业主任命。
启动验收委员会的主要职责是：在FGD整套启动前，审议试运行指挥部提交的有关整套启动准备工作情况的汇报；协调整套调试启动的外部条件；决定整套启动的时间和必备条件及其它相关事宜；研究决策整套启动试运中的重大问题。在整套启动结束后，审议试运行指挥部有关整套启动试运和验收交接情况汇报；协调整套启动试运后的各项事宜，决定FGD装置移交，主持移交签字仪式，办理交接手续。
2）试运指挥部
试运指挥部在分部试运行之前一个月组成并开始工作，到办理完生产移交手续结束。试运总指挥一般由业主任命。
试运指挥部的主要职责是：全面组织、领导和协调FGD调试试运工作，对调试试运中的安全、质量、进度和效益全面负责，审批重要启动调试方案和措施，在启动验收委员会领导下主持整套启动试运的常务指挥工作，协调解决启动试运中的重大问题，组织、领导、检查和协调调试试运各组的工作以及各个阶段的验收签证工作。
3）分部试运组
分部试运组在分部试运行之前一个月组成并开始工作，到办理完生产移交手续结束。分部试运组组长一般由安装公司出任。
分部试运组主要职责是：负责分部试运阶段的组织、协调、统筹和指挥工作，编制试运计划，组织编写试运措施，负责分部试运的实施，组织分部试运后的验收签证和交接。受试运指挥部领导，向试运指挥部负责。
4）整体试运组
整体试运组在整套启动试运行之前一个月组成并开始工作，到办理完生产移交手续结束。整体试运组组长一般由调试单位出任。
整套试运组的主要职责是：负责检查整套启动试运应具备的条件，编制整套启动试运计划，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，全面负责整套启动试运阶段的现场指挥和具体协调工作。受试运指挥部领导，向试运指挥部负责。
5）验收检查组
验收检查组在整套启动试运行之前一个月组成并开始工作，到办理完生产移交手续结束。验收检查组组长一般由建设单位出任。
验收检查组的主要职责是：负责建筑和安装工程施工和调试试运质量验收、评定结果，安装、调试记录、图纸资料、技术文件的核查和交接，协调设备、材料、备品配件、专用仪器和工具的清点移交等工作。受试运指挥部领导，向试运指挥部负责。
6）生产准备/试运行组
生产准备/试运行组在分部试运行之前组成并开始工作。生产准备/试运行组组长一般由业主生产部门出任。
生产准备/试运行组的主要职责是：负责生产准备和试运行期间的监盘操作以及168小时以后的试运行工作，包括运行检修人员的培训上岗、调试所需的规程、制度、系统图表、记录表格、工作票、操作票、设备挂牌和系统标识；必要的生产器材、设备的配备，设备系统的操作和移交接受。负责组织协调试运行期间的调试、消缺和实施未完成项目。负责与建设单位、生产单位的具体生产协调工作。受试运指挥部领导，向试运指挥部负责。
7）综合组（试运办公室）
综合组在分部试运行之前一个月组成并开始工作，到办理完生产移交手续结束。综合组组长一般由建设单位和生产单位出任。
综合组的主要职责是：负责综合后勤服务管理工作，包括文秘、资料、信息发布、物资准备，现场调试的安全保卫、消防、治安，核查、协调调试试运现场的安全、消防和治安保卫工作等。受试运指挥部领导，向试运指挥部负责。
8）调试督导组
调试督导组在分部试运行之前一个月组成并开始工作，到办理完生产移交手续结束。调试督导组组长一般由脱硫承包商的技术支持方担任。
调试督导组的主要职责：对调试的全过程进行技术指导，对脱硫的主要设备厂家进行督导。负责调试期间对整套装置调试期间的技术监督和指导，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。
9）专业组
专业组在分部试运行之前组成并开始工作。专业组组长一般由相关单位分别出任。
专业组的主要职责是：负责各专业具体的调试工作，包括：编写措施、方案，提交报告，专业调试指挥，解决专业问题，为决策提供建议和方案，汇报调试情况，接受协调指挥，提出检验签证申请，参加验收签证等。
4.2参与FGD调试的各单位的主要职责
1）业主
全面负责调试期间的组织、指挥、协调等管理工作，组织和参加调试期间的设备检查、系统的临时移交代保管和验收移交，调试试运各阶段的指挥协调监督，进度控制，质量控制，组织验收签证工作，各个合同商的协调管理，组织调试会议。供货设备调试期间的调试协调工作。调试和试运期间的物资准备，包括消耗性材料和化学药品的准备。
2）生产单位
负责运行、检修、试验人员的配备、培训、上岗；提供调试期间所需要的各种运行记录表格、操作票、工作票；调试期间设备、系统的检查和运行操作；建设单位、生产单位方应记录的运行表格记录、运行日志的填写。参加调试其他的检查和验收移交，实施设备、系统的临时移交代保管和验收移交保管设备系统的运行调整、事故处理，对运行中发现的问题提出处理意见或建议，协调生产单位各个部门与调试工作的关系和联系。负责组织和协调与生产及公用系统设备之间的启停运行和状态调整。负责做好运行设备系统与调试设备系统之间的隔离和临时连接措施。移交生产后全面负责FGD设备和系统的运行及管理工作，保证各项指标达到要求。根据要求做好资料工作。调试和试运期间的物资准备，包括消耗性材料和化学药品的准备。组织运行、试验人员配合调试的运行、物化分析工作，提供分析报告，负责提供电气、热控等设备的运行定值。
3）监理
负责对调试全过程中的质量、安全和进度进行监督控制，对调试中的信息进行管理，组织并参加调试方案、措施的讨论，组织并参加质量验收签证，组织并参加重大技术问题解决方案的讨论，组织检查和确认进入分系统或整套试运行的条件是否符合要求，审查调试安全措施，并督促各项安全措施的落实执行。主持审查调试计划，参与协调工程的分系统试运行和整套试运行工作。
4）脱硫合同商
在调试期间，执行合同规定的条款，团结协作，服从指挥，配合建设单位、生产单位和调试单位完成调试工作，使合同范围内的设备、系统达到合同规定的运行状态。
5）调试单位
选派调总。对FGD调试负技术责任，负责编写调试大纲、脱硫分系统试运及整套试运的方案和措施。全面检查脱硫所有系统的完整性和合理性；组织指挥并完成分系统、整套试运全过程中的调试工作；在分系统及整套启动调试中每周、每天的试运计划、安排；在脱硫整套启动调试过程中作为调试的技术总负责、归口单位，对其它单位承担的调试工作质量予以把关；负责提出试运中重大技术问题的解决方案并协助解决；负责分系统、整套试运调试工作；提交分系统及整套启动调试报告，负责所有调试资料的编制和出版等。负责对合同范围内的FGD装置的性能、调试质量进行监督、指导和控制。对合同范围外的设备系统的调试工作提出技术建议。参加其它分包商编写的调试方案和措施讨论。确认各个阶段系统试运行条件和完成情况。协助组织专业会议。确认调试的技术数据和参数。组织并填写分系统和整套启动调试检验验收签证文件，填写质量文件，提出验收严整申请，参加验收签证工作。在各个调试阶段开始前，组织并提出启动调试物耗清单及临时设施和测点布置图，交甲方或施工单位实施。在整套启动试运中，承担指挥工作，主持整套试运组会议。在168小时结束后，继续完成合同未完的调试项目，编写脱硫基建调试卡。
6)安装单位
负责设备单体调试，包括仪器仪表校验。设备单体调试相关文件的填写、签证和移交。在分系统和整套启动调试和未移交前的调试配合工作。试运期间的消缺、设备维护和检查及运行记录。参加调试工作会议。编写有关的调试措施。参加审查其它分包商编写的调试方案和措施。确认各个系统的试运行条件和完成情况。填写质量文件，提出验收签证申请，参加验收签证工作。编写调试报告。负责分系统试运前的临时措施的制定和实施。配合建设单位和生产单位及其它分包商在调试期间的工作。
7）设计单位
配合设备系统调试的所有工作。参加调试会议。负责有关技术参数调整的确认。负责必要的设计修改，提交完整的设计图。
8）设备制造单位
调试期间对所供设备进行调试、启动、运行技术指导和技术支持。负责设备完善工作，及时消除制造缺陷。
4.3 调试组织机构
五、调试工作原则和执行程序
5.1调试工作原则
在试运指挥部的领导下，由调试经理、副经理和各试运组组长组织实施，整套启动试运组是现场直接具体指挥的常设机构，全面领导各专业组进行机组的启动调试工作，各专业组长(或其代理人)对本专业的试运工作全面负责，重点做好本专业的组织及与其它专业协调配合工作。参加调试的各个单位必须根据工作情况配备足够的调试人员，工作落实到人，责任明确，作好调试前的准备工作。由沙角A电厂组织成立试运办公室，处理试运中的日常工作，其具体职责：
负责组织调试例会的准备工作，按照调试试运行总体计划排出周计划，发布试运简报，公布上周情况和下周计划。负责建立试运行台帐，收集调试试运行信息通知各单位在调试执行前的调试试运行检查。协助对已经代管的设备系统的消缺工作，严格执行工作票制度。通知相关单位进行调试前后的检查、验收工作并办理签证手续。
运行人员从分系统试运起，接受整套启动试运组的领导，按照试运方案调试人员进行监视和操作，运行人员协助，如发现异常及时向整套启动试运组汇报，并根据具体情况直接或在调试人员指导下，进行处理。运行人员在正常运行情况下，应遵照有关规程进行操作监护，在进行调试项目工作时，应遵照有关调试措施或专业调试人员要求进行操作监护，如果调试人员的要求影响人身与设备安全，运行人员有权拒绝操作并及时向上一级指挥机构汇报。在特殊情况下，应按调试人员的要求进行操作监护。在试运中发现故障，若暂不危及设备和人身安全，安装和运行人员均应向调试人员或整套启动试运组汇报，由专业调试人员决定后再处理，不得擅自处理或中断运行，若发现危及设备和人身安全的故障，可根据具体情况直接处理，但要考虑到对其它系统设备的影响，并及时通知现场指挥及有关人员。
DCS调试人员对设备进行连锁保护和顺控启动程序调试时，必须得到机务调试人员的同意，重要设备的逻辑修改和调整应经有关部门讨论批准后方可实施。DCS调试人员必须承担由于不适当的逻辑控制调整和修改而造成设备损坏的责任，
调试或调试督导在进行设备启动前应向安装、运行人员做好技术交底工作，以便尽早做好准备工作和配合工作。在调试过程中若发现异常情况，指导运行人员恢复稳定运行状态；若发生故障，指导运行人员处理，在紧急情况下，调试人员可以立即采取措施。
试运期间，设备的送、停电等操作严格按有关规程的工作票制度执行。在设备及系统代保管前，设备及系统的动力电源送电工作由安装单位负责；在设备及系统代保管后，由生产单位负责。
安装人员在试运期间负责运行设备的维护和消缺。在处理缺陷时，应征得专业调试人员的同意，办理相关的工作票手续后方可进行。对运行中的设备，安装人员不得进行任何操作，除非发现运行中设备出现事故并危及设备或人身安全时，可在就地采取紧急措施，并即告专业调试人员。
设备制造厂现场服务人员负责完成或指导完成供货设备的单体调试或系统投入。如涉及到其它设备系统时，应及时征得专业人员同意后方可进行。
5.2分部试运、整套启动调试管理程序
5.2.1分部试运文件
分部试运调试措施作为分部试运、调试的指导性文件，由安装、调试单位根据系统实际情况进行编、审、批。重要调试措施报试运指挥部、由试运总指挥批准。其他调试措施的审批层次由调试单位编制，经会审批准后实施。
分部试运包括单体调试、单机试转和分系统试运。其中单体调试、单机试转的技术文件由安装单位完成，分系统试转的技术文件由调试单位完成，两方面的技术文件完成后分别由监理审查。
单体调试、单机试转文件，内容包括：
1)经批准的试运方案或措施（施工单位提供）；
2)启动前检查验收签证卡（施工单位提供）；
3)已会签的新设备分部试运申请单（施工单位提供）；
4)单机试转技术记录表格和试转质量检验及评定签证单（施工单位提供）；
5)试转范围流程图或系统图（施工单位提供）；
单体调试签证方：施工单位、监理、业主、浙大网新
分系统试转文件包，内容包括：
1)经批准的试运措施（调试单位提供）；
2)分系统验收签证卡；
3)分系统试转技术记录表格和试转质量检验及评定签证单（试转结束后由调试单位提供）。
5.2.2分部试运
分部试运由单机试运和分系统试运组成。单机试运是指单台辅机的试运（包括相应的电气、热控保护），分系统试运是指按系统对其动力、电气、热控等所有设备及其系统进行空载和带负荷的调整试运。分系统试运必须在单机试运合格后才可进行。进行分系统试运目的是通过调试，考验整个分系统是否具备参加整套试运的条件。分系统试运结束后，填写《分部试运记录》。
5.2.3分部试运后的签证
每项分部试运项目试运合格后应由施工、调试、监理、业主、网新等单位及时验收签证。合同规定由设备制造厂负责的单体调试项目，由施工单位组织监理、业主、调试等单位检查、验收；合同规定由设备制造厂负责安装并调试的项目，由业主组织监理、业主、网新、调试等单位检查、验收；验收不合格的项目不能进入分系统和整套试运。
在分系统试运结束后，各项指标达到合同和《调试验标》要求，由监理、调试单位组织施工单位、调试单位、业主单位、监理单位的代表签署《分系统调试试运后验收签证卡》。工程调试质量检验评定的项目和签证范围按《调试验标》和有关规定执行。
5.2.4分部试运后的代保管
经分部试运合格的设备和系统，如由于生产或调试需要继续运转时，可交生产单位代行保管，由生产单位负责运行、操作、检查，但消缺、维护工作及未完项目仍由施工单位负责。未经业主、监理、调试、网新和施工单位代表验收签字的设备系统，不得“代保管”，不准参加整套启动调试。
设备及系统的代保管，由浙大网新填写《设备及系统代保管签证书》，监理公司组织代保管签证后，生产组负责代保管设备、系统代保管实施，在调试人员的指导下进行运行监护操作。
5.2.5 整套启动程序
整套启动试运是指设备和系统在分部试运合格后，FGD系统第一次整套启动开
始，至完成168小时试运、移交为止的启动试运工作。
1)整套启动调试措施、计划
整套启动调试措施、计划由调试单位在浙大网新调试督导指导下负责编写，业主、监理、施工单位、浙大网新等各方共同讨论、修改。整套启动调试措施、计划需经试运指挥部批准后方可实施。
2)整套启动申请报告
整套启动申请报告由施工、调试、建设/生产、监理分别向试运指挥部提出。
3)整套启动前质量监督
整套启动试运前，监理/建设单位负责联络质量监督机构，组织各参建单位对设计、制造、土建、安装、调试等施工质量、生产准备情况进行全面监督检查，并对整套启动试运前的工程质量和分部试运质量提出综合评价，对是否具备《火力发电厂基本建设/生产工程启动及竣工验收规程》规定的整套启动的条件进行确认，并报告启委会。
4)启委会审议启动前的准备工作
试运指挥部负责安排启委会在整套启动前，审议试运指挥部有关整套启动准备情况的汇报、协调整套启动的外部条件、决定整套启动的时间和其它有关事宜。
5)整套启动前系统检查
由监理负责组织业主、监理、调试、施工单位和浙大网新及督导组成检查组，根据整套启动调试措施的要求对启动前的条件、系统进行全面检查。
6)实施整套启动试运调试
由调试单位组织各专业组实施整套启动试运调试计划，完成合同要求的各项试验内容，做好各项调试记录，完成168小时试运行。
7)整套启动试运结束
由试运总指挥上报启委会同意后，宣布168小时试运结束，由试生产组接替整套试运组的试运领导工作。对暂时不具备处理条件而又不影响安全运行的项目，由试运指挥部上报启委会确定负责处理单位和完成时间。
8)办理移交签证
整套启动试运结束后，由试运指挥部安排召开启委会会议，听取并审议整套试运和移交工作情况的汇报，办理移交试生产的签字手续。
5.2.6整套启动试运阶段的技术管理
在整套启动试运中，调试、建设/生产、施工单位、设备供应商、浙大网新对设备的各项运行数据（如SO2浓度、脱硫效率、烟气温度主要运行参数等）、设备缺陷、异常情况及其处理情况，做出详细记录。
完成整套启动试运后，由业主、调试、施工、浙大网新和监理单位按《调试验标》规定的统一格式进行各专业验收签证。
机组试运结束后，由试运指挥部综合组组织调试、建设/生产、施工单位立即填写纪录中的数据。负责填写单位规定如下：
序 号 记录表名称 负责填写单位 备 注
附录 168小时试运阶段技术经济指标记录表 建设/生产单位
附录 168小时试运阶段主要运行指标记录表 建设/生产单位
附录 机组试运过程记录表 建设/生产单位
附录 热工自动装置投入情况统计表 调试单位
附录 保护投入记录表 调试单位
5.3调试试运行的管理
5.3.1缺陷处理管理
调试中出现的缺陷由各相关单位统计，上报试运指挥部，试运指挥部备案并填写缺陷处理通知单，下发相关单位处理。相关单位处理后，将处理之后的回复单回缺陷提出单位，经设备责任单位签字确认后报运指挥部备案。
5.3.2代管流程
准备代管的设备系统应制定代管协议，明确代管范围、职责、代管后的管理方法。代管申请由施工单位填写，报浙大网新，浙大网新组织各方检查确认后，向业主提交代管协议，由网新与业主双方签署。生产准备组实施代管。
代管的设备系统在代管前，由施工单位组织、业主、监理、浙大网新、生产等各方单位进行检查，并填写代管卡。遗留的问题及处理意见在卡中说明。
生产单位在代管前应作好人员、资料、工具准备，编写相应的管理规程和制度，代管后的设备系统生产单位按电厂制度进行管理，施工、调试方在对代管设备进行调试、消缺时，填写工作票，由运行负责人批准。代管设备系统在移交生产前由施工方负责维修和消缺
5.3.3定值及软件修改流程
定值由各设备厂家提供，浙大网新汇总，报生产单位审批。
定值修改时，提出方应填写定值修改申请并说明原因，由网新的技术支持方做技术确认后进行修改或不改。修改后的定值由浙大网新汇总，生产单位批准下发。
电气定值由生产部门提供，经浙大网新汇总后下发，在调试过程中如需修改，需经生产、调试方同意后才能进行修改，修改情况经浙大网新汇总后下发。
168小时结束后，浙大网新应提交完整的最终版定值表。
在对DCS软件修改时，一般问题由调试方提出，经过网新认可后，由DCS厂家实施软件修改。对重大问题须经建设、监理、调试方、浙大网新及其技术支持方讨论确认后方可进行修改，所有修改必须记录在案。
5.3.4接线修改
调试中发现的接线问题，由电建单位负责进行修改。
调试中发现的设计接线问题，由调试方向相关单位提出技术联络单。设计单位修改后，向相关各方提出设计变更单（包括必要的图纸），经相关各方讨论确认后，各方记录在案，由浙大网新批准下发，施工单位按照设计变更进行修改。
对已经调试完成的系统的接线原则上，不允许改动。如确实需要改动，须经过调试方许可方可进行，并作好记录。
5.3.5验收签证
验收签证工作由建设/生产、监理、调试、施工、浙大网新及其技术支持方六方执行。
各单位明确参加验收签证人员，报试运指挥部备案，检查和验收合格后应立即进行签字，通知参加的人员如未到场则视同同意检查结果，事后补签。
主体调试单位提出验收签证申请，试运指挥部组织验收，验收合格，验收签证。
六、调试内容
本脱硫调试工程的内容主要包括：参与4台机组脱硫装置的设备单体调试，负责4台机组脱硫装置所有的分系统和整套启动调试工作，负责4台机组脱硫装置的性能试验工作。具体至少包括以下内容：
6.1 分系统和整套启动调试
6.1.1 机务（工艺）专业的调试内容，包括但不限于如下内容：
1）分系统调试
(1)公用系统调试；
(2)烟气系统调试；
(3)吸收塔系统调试；
(4)石灰石浆液制备系统调试；
(5)石膏脱水系统调试；
2）整套启动调试
(1)公用系统投入与调整；
(2)烟气系统投入与调整；
(3)吸收塔系统投入与调整；
(4)石灰石浆液制备系统投入与调整；
(5)石膏脱水系统投入与调整；
(6)低负荷调试；
(7)满负荷调试；
(8)变负荷调试；
(9)168h满负荷试运行；
6.1.2 电气专业的调试内容
1）电气专业分系统调试，见下表。
烟气脱硫系统电气设备分系统调试内容
序号 项目名称 工 作 内 容
1 油浸式三相电力变压器（#1、3厂高变）
15.75kV/6.3-6.3 kV（分裂变）
40/31.5MVA（二台） 变压器、高低压断路器，隔离开关及保护、测量、控制等二次回路调试、测温、冷却系统调试，整组传动试验，交接验收等。
2 三相电力变压器（低压干式变）
6.3/0.4kV
1600/1000kVA
3 高压异步电动机调试 电动机二次回路调试，整组试验，空载传动试验。电动机交接试验
4 低压异步电动机调试
5 送配电设备系统调试，
交流供电电压10kV以下 断路器、隔离开关、二次回路、
试验，整组传动试验，交接验收。
6 送配电设备系统调试，
交流供电电压1kV以下
7 母线系统调试，母线电压6kV 母线系统查线，二次回路调试，保护、信号的试验，绝缘监察装置试验。
8 母线系统调试，母线电压0.4kV
9 低压电动机联锁系统调试 联锁回路调试、联动试验。
10 直流电源系统调试 直流屏、直流电源回路及
二次回路调试、试运行。
11 UPS电源系统调试 不停电电源二次回路调试，
切换试验及试运行。
12 五防回路调试 回路查线，系统闭锁试验。
13 烟气脱硫系统电气保护联锁
回路调试 回路查线及测试，保护功能检查，
配合机械调试做联动试验。
14 烟气脱硫系统电气测量
回路调试 回路查线及测试，测点检查，电缆
及盘内配线查核，测量系统调校。
15 烟气脱硫系统电气就地操作
保护单元调试 回路查线及测试，就地操作
保护回路功能检查。
16 烟气脱硫系统电气中央
信号系统调试 回路查线及测试，就地操作
各信号回路功能检查。
17 烟气脱硫系统电气切换系统调试 二次回路查线，切换试验
2）电气专业整套启动调试，见下表。
序号 项目名称 工 作 内 容
1 #1、3厂高变试运 受电前准备，检查及试验工作，受电时各参数测量，保护回路检查、试运行
2 厂用电脱硫系统试运 受电前准备，检查及试验工作，脱硫系统受电时各参数测量，保护回路检查、试运行。
3 厂用母线电压1kV以下试运（0.4kV） 受电前准备，检查及试验工作，母线及变压器冲击合闸试验和带负荷试验，各参数测量，保护回路检查，试运行。
4 厂用母线电压3～10kV以下试运（6kV）
5 低压厂用变压器试运
6 烟气脱硫系统电气整组试验 回路检查及测试工作，确定调试步骤及整定参数，配合机械设备投运、运行维护及消缺。
7 烟气脱硫系统电气保护联锁回路带负荷试验 各回路投运，运行维护及消缺
8 烟气脱硫系统电气测量回路带负荷试验
9 烟气脱硫系统电气就地操作保护单元带负荷试验 各单元投运，运行维护及消缺
10 烟气脱硫系统电气中央信号系统带负荷试验 各信号回路投运，运行维护及消缺
11 烟气脱硫系统电气电源带负荷切换试验 切换前准备、检查试验工作，带负荷进行厂用电源自动切换试验
12 保安电源系统带负荷试验 切换前准备、检查试验工作，柴油发电机组备自投切换试验
6.1.3 热控专业的调试内容
(1) 总则要求
1) 对ＤＣＳ控制系统的调试要求：
a) 负责编制ＤＣＳ控制系统各种功能试验方案，组织实施，并及时提交试验报告及整改意见。待发包方确认同意后，配合ＤＣＳ厂家完成整改。
b) 负责编制详细的烟气脱硫系统控制逻辑各种功能试验方案，并组织实施，及时提交试验报告及整改方案。待发包方确认同意后，配合ＤＣＳ厂家或独立完成烟气脱硫控制逻辑修改。
c) 负责编制详细的烟气脱硫保护联锁试验方案，组织实施，并及时提交试验报告及整改方案。
2) 对分系统及烟气脱硫整体调试要求：
d) 负责编制热控专业部分的调试方案、包括与机组DCS及电气控制控制接口的调试方案。
e) 根据控制逻辑功能，完成分系统及系统整体调试，并及时提交试验报告及整改方案。
(2) 热控专业分系统调试项目
烟气脱硫自动控制装置复原调试
计算机数据采集监控装置复原调试及整套DCS系统I/O通道校验，对DCS内组态的与SCS系统系统有关的逻辑进行检查，确保其符合设计要求，并对其中不完善的地方会同新华工程师进行修改。对输出通道进行校验，采用在操作员站对通道加强制开关信号，观察中间继电器的动作情况或用万用表测量输出通道的输出电阻；对的输入通道进行校验，采用在DCS端子侧短接，模拟现场信号，在CRT上观察信号的变化情况。
对DCS机柜至扩展继电器柜间接线进行校验，确保接线正确，防止强电经中间继电器进入DCS柜。
烟气脱硫系统辅机顺控装置复原调试
分散型微机控制装置复原调试（多功能系统）
可编程调节、控制器复原调试
PLC控制系统性能确认试验
其他调节、控制装置复原调试
各电动门(机)已送电,在操作员站对各电动门(机)进行开(启)关(停)操作,观察执行机构的可操作性。
SCS系统顺控逻辑静态试验,用CRT、万用表，逐步用短路线或程序步控制开关模拟各步程序的起动触发条件，检查顺控系统的每一个程序步是否可按预定的步骤进行。如上一程序步的动作符合工艺要求，则继续检查下一程序步。如程序的动作结果不符合设计和工艺要求，则停止试验，重新检查设备的控制逻辑、外围接线和所加的模拟信号等，找出相关障碍。如妨碍试验的障碍是可快速消除的障碍，则将这些障碍消除后继续进行试验。如妨碍试验的障碍一时无法消除，则中止试验。
烟气脱硫系统各种控制网络及控制系统间通信接口复原调试
烟气脱硫系统自动调节系统调试
烟气脱硫系统数据采集系统调试
烟气脱硫系统事故追忆系统调试（包括SOE系统及各种数据记录系统）
烟气脱硫系统辅机顺序控制系统调试
热工信号逻辑报警系统调试
烟气脱硫系统主要辅机监视仪表系统调试
烟气脱硫系统保护联锁调试
增压风机油站控制程控系统
GGH油站控制系统
GGH间隙调整系统配合调试
空压机控制系统调试
GGH吹灰程控系统调试
电厂主机与脱硫岛信号交换系统调试
(3) 热控专业整套启动调试
1) 烟气脱硫系统自动调节系统调试
2) 烟气脱硫系统数据采集系统调试
3) 烟气脱硫系统辅机顺序控制系统调试
4) 烟气脱硫系统事故追忆系统调试（包括SOE系统及各种数据记录系统）
5) 热工信号逻辑报警系统调试
6) 分散控制系统调试
7) 可编程调节、控制器调试
8) 其他调节、控制装置调试
9) 烟气脱硫系统各种控制网络及控制系统间通信接口调试
10) 增压风机监视仪表系统调试
11) 烟气脱硫系统主要辅机监视仪表系统调试
12）烟气脱硫系统保护联锁调试
6.1.4 化学专业的调试内容
1) 石灰石粉：水分、盐酸不溶物、CaO、MgO、石灰石粉颗粒度。
2) 吸收塔浆液：pH、密度、含固量、CaCO3、CaSO4•2H2O、CaSO3•1/2H2O、Cl-、F-、Mg2+、Ca2+。
3) 石膏产品：游离水分、CaSO4*2H2O、CaCO3、CaSO3•1/2H2O、Cl、F、MgO。
4) 滤液：pH、悬浮物。
5) 工艺水分析：pH、悬浮物、温度、Cl-、SO42-、Ca2+、Mg2+。
6) 烟气分析：吸收塔进出口烟气温度、SO2浓度、烟尘浓度、含湿量，烟气流量，氧量等。
2）脱硫化学分析培训
承包方负责对电厂化验人员进行脱硫化学分析培训，保证其熟练掌握各种脱硫化学分析仪器，能独立完成上述分析项目。
3） 化学仪表调试
1) 二氧化硫与氧气烟气分析仪调试：零点校正，量程校正，零点漂移、响应时间、线性度的调整。
2) 烟尘分析仪调试：测尘仪光路校准、测尘仪参数设置、调整校验。
3) pH计调整校验
4) 密度计调整校验
6.2 调试特殊试验
调试特殊试验见下表。
序号 项 目 备 注
1 脱硫烟气系统对机组影响的冷态试验
2 脱硫烟气系统对机组影响的热态试验
2.1 增压风机启/停对锅炉影响
2.2 脱硫系统顺控启停对锅炉影响
2.3 脱硫系统保护动作时对锅炉影响
3 吸收塔系统的优化调整试验
6.3 烟气脱硫系统性能验收
烟气脱硫系统性能验收试验内容，见下表。
序号 测 试 项 目 备注
1 FGD系统烟气量
2 脱硫效率（原/净烟气SO2浓度）
3 烟尘脱除率（原/净烟气烟尘浓度）
4 HCl脱除率（原/净烟气HCl浓度）
5 HF脱除率（原/净烟气HF浓度）
6 SO3排放浓度
7 净烟气雾滴含量
8 再热器出口烟温
9 石灰石消耗量
10 Ca/S摩尔比
11 工艺水平均消耗量
最大消耗量
工业水平均消耗量
最大消耗量
12 FGD装置的电耗
FGD装置停运后电耗
13 压力损失：
整个FGD装置
吸收塔（包括除雾器）
烟气加热器（GGH）原烟气侧
烟气加热器（GGH）净烟气侧
14 噪音（增压风机、循环泵、氧化风机等）
15 FGD系统各处粉尘浓度
16 散热损失
所有保温设备的最大表面温度
17 石膏质量
石膏纯度
石膏表面含水量
Cl-
F-
CaSO3×1/2H2O含量
CaCO3的含量
MgO的含量
K2O的含量
NaO的含量
18 GGH漏风率
19 增压风机轴效率
20 系统可用率
七、调试的原则方案
根据FGD装置启动调试的特点、新启规和合同要求，结合工程实际情况，本项目的调试程序为：分部试运（包括设备和分系统分部试运）；整套启动试运行〔包括整套启动调试、优化；168小时试运行〕；移交，共计三个阶段。分部试运指设备系统安装完毕开始设备调试起至整套启动开始为止这一段的调试工作，包括设备试运、分系统试运。整套启动试运行阶段是指从分部试运结束后的FGD装置整套启动调试和对各项参数进行优化的工作，使FGD装置全面进入设计满负荷工况稳定运行，包括“冷态、通烟气调试和满负荷调试优化，168小时试运行四个过程。移交试运行是指，FGD装置在完成168小时试运行后，由试运总指挥向启动验收委员会汇报整套启动试运情况并申请进入连续稳定运行阶段，经启动验收委员会同意后，宣布满负荷168小时试运行结束，FGD装置全面进入临时移交代管阶段。生产/生产准备组接替整套试运组的领导作用，脱硫装置整体进入试运行，运行人员在各参加调试单位的协助下应全面掌握FGD运行控制，事故处理。由于非FGD原因造成的FGD不能满负荷运行，由总指挥上报启动验收委员会决定应带最大负荷。
7.1 FGD启动调试条件
7.1.1安装工作
所有安装工作基本结束，经验收合格。安装工作包括：机械安装、电气安装、仪控安装。
1）关于机械安装
除扫尾工作，安装工作应完成。各浆液罐及吸收塔已完工。所有阀门已安装完毕。有关的试验已完成，压力容器在调试前可用。各系统经过必要的清理，工程各部分和工作范围清扫干净。排水系统各污水坑及管道工作已完成，投入使用。
2）电气部分
电气设备安装已结束,低、高压开关须预先进行检查。各部件的动力线接地良好且安装正确，检查马达参数同厂分线数据是否相符（熔断丝、双金属熔丝、保护等）
3）仪控部分
仪控系统的安装已完成，仪控系统须内部检查，特别是以下几个方面：
从变送器和子配电盘到电子室或开关柜的信号线；
从开关柜到电气柜的信号线〈整个回路检查〉；
所有的数字和模拟变送器须在出厂前或现场进行检查和校准；
所有驱动须进行模拟检查、外观检查
7.1.2应具备的条件
1) 所有土建工作均已结束，验收合格，交付使用；
2) 消防设施验收合格，已经投入运行；
3) 照明、通讯系统安装、调试完毕，投入运行；
4) 通风系统验收合格，可以随时投入运行；
5) 试运区域内道路和畅通，巳经验收投入使用；
6) 提出调试时需要增加的临时系统、设备、测点、所需要的材料，已经准备完毕；
7) 生产准备已经完成，各种运行、检修表格准备齐全；
8) 运行人员上岗培训结束，考核合格，上岗操作；
9) 系统设备已经挂牌；
10) 与工程配套的输变电工程能保证脱硫项目的试运要求；
11) 仪器仪表调试完毕，验收含格，投入运行，满足调试启动要求；
12) 热工控制系统根据工艺及电气系统要求逐步调试，投入运行；
13) 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，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；
14) 环保、职业安全卫生设施及监测系统已按设计要求投运；
15) 调试措施已获批准执行；
16) 化学分析试验室投入，随时进行取样分析。
7.1.3 人力资源
参加调试的各方已配备足够、合格的调试人员，有明确的岗位责任制、分工。启动验收机构和组织已经建立，开始主持启动调试工作，参加调试的相关单位分工明确，人员配备齐全。
7.1.4 批准途径
在整套启动试运阶段，FGD装置进入整套启动试运前，启动验收委员会听取和检查试运指挥部有关整套启动前各方面的工作汇报，审查通过整套启动措施，整套试运组具体实施整套启动的有关事宜和指挥整套启动试运行。
7.2安全要求
7.2.1调试中，安全第一，为了防止发生事故，所有的工作安排及工作人员必须学习安规，经考核合格上岗。根据要求配备设备和必要的安全管理人员，在工作中遵守安全条例，建立规范的安全管理制度。
7.2.2调试工作中，严格执行的工作许可制度。
7.2.3在特殊区域内、悬挂警示标记和设立警告牌、围栏。
7.2.4安全保卫工作已安排就绪。
7.3 调试项目阶段划分及其主要技术要点
7.3.1前期工作阶段
主要包括收集有关资料，如：
1) 有关设计资料，如：脱硫系统技术规范书、设计数据表、设备KKS编码清册、工艺流程图清册、设备清册、转动机械油脂清册、设备和系统控制功能说明和顺控步序表、电气系统一次和二次接线图、热工电源系统图、热工逻辑图、热工现场设备布置及接线图、热工管道仪表PI系统图册、热工流量测量装置设计计算书清册、热工I/O测点清册、热工SOE点清册、CRT画面清册、热工保护联锁报警整定值表、继电保护整定值表及其计算书、化学药剂清册。
2) 脱硫系统的主要设备的组装图和关键的结构图，包括烟气旁路档板和出入口档板、增压风机、吸收塔、GGH、除雾器、搅拌器、循环泵、水力旋流器、真空泵、真空皮带机、脱硫变压器、高压开关柜、电源系统等。
3) 脱硫系统运行说明书及脱硫系统主要设备的安装说明书和运行说明书。
4) 电厂生产准备部门编制的运行规程和系统图册等。
7.3.2检查了解各设备单体及分部试运情况
处理试运中出现的问题。该项工作一般由安装单位负责，调试单位协助。试验过程中调试单位应派人参加检查，以确认其真实性和可靠性。
7.3.3试验应有完整的记录，并有负责人签字。
主要试验检测项目有：
1) 承压管道、设备、阀门和容器的水压试验。
2) 严密性检查，包括管路焊缝、连接法兰等处。
3) 转动机械马达的启动电流和运行电流、马达线圈温升的检查记录。应特别注意。
4) 转动机械试运前应具备的条件必须确认，调试人员应派人参加此项工作。
5) 设备和系统已按要求安装完毕。
6) 设备及管道的保温和防腐工作完成，管道支掉架已调整好。
7) 基础混凝土及二次浇灌层达到设计强度。
8) 具备可靠的操作电源和动力电源。
9) 各水位计和油位计标好最高、最低和正常工作位置的标志。
10) 轴承加好符合要求的润滑油或油脂，油位正常。
11) 冷却水系统已安装好，具有可靠的水源，且已冲洗洁净。
12) 各有关的手动、电动、气动、液动阀件，经逐个检查调整试验，动作灵活正确，并标明名称及开关方向，处于备用状态。
13) 参与试运的各种容器，已进行必要的清理和冲洗。
14) 各指示和记录仪表以及信号及音响装置已装设齐全，并经试验调整准确。
15) 设备及表计清理擦拭干净并标注名称。
16) 设备的自动保护装置完备可靠，如超温、超压、力矩、限位保护等，并经传动确认符合要求。
17) FGD与机组的所有关联信号已经安装完毕，并经传动确认符合要求。在FGD和机组双方信号的出入口具有明显的标志。
18) 确认FGD导致锅炉MFT动作的接线压板处于断开状态。
19) 电话、步话机等通信联络设备足以满足试运的需要。
7.3.4转动机械试运应检查的主要项目
1) 转动机械单体分部试运行时间一般应连续运行8小时。如启动后情况正常，允许缩短试运时间，在分系统试运中继续考验。
2) 记录马达启动电流和运行电流。若发现超电流情况应查明原因，并使之达到正常值。
3) 记录马达的铁芯温度和线圈温度和温升，应保证在其允许的范围内。
4) 检查轴承供油、回油和润滑情况应良好，轴承温度不高于制造厂规定值。
5) 检查转动机械的特性数据，并作好记录。轴端盘根或机械密封处应密封完好，格兰、盘根温度应＜60℃
6) 各转动部分音响正常，装置内部无冲击现象。各传动齿轮啮合良好，无不正常声响、振动和发热现象。
7) 转动机械轴承的振动应用经过检验合格的振动表测定，其垂直、水平、轴向振动应不超过规程规定值。
8) 对于转动机械本身的联锁保护，应在单体分部试运前投入并试验合格。控制室应有正常的显示和信号发出。本身之外有关的联锁保护，可在分系统试运和整体试运前进行投入并试验合格。
7.3.5转动机械试运检查和试验记录
1) DCS系统画面检查；
2) 热工和化学测量型号回路检查；
3) 热工和化学执行机构调整及其开关方向标志情况检查
4) 现场设备和MCC控制中心标志牌悬挂完整性和正确性检查；
5) 脱硫系统工业电视（若有）工作情况检查；
6) 物化分析仪器仪表和采样系统检查；
7) 保安电源系统检查；
8) 照明、通讯、消防、暖通、保温系统检查；
9) 调试期间消耗性材料准备情况检查；
10) 生产准备情况检查，人员是否已经到位，各种运行、检修表格是否准备齐全。
11) 调试组织机构和参与各方是否已准备就绪，岗位分工和职责是否明确。
12) 安全保卫工作是否就绪。
7.3.6准备调试所用的仪器仪表和通讯工具，包括：
1) 便携式震动表
2) 便携式光点温度计
3) 听针
4) 多功能万用表
5) 对讲机
7.3.7编写脱硫系统调试方案和措施
应提交的基本文档清单，但不限于此。
1) 调试大纲
2) 调试进度表、程序图
3) 分系统和整套调试安全技术措施，
4) 烟气系统冷态启动试验措施
5) 吸收塔系统调试技术措施
6) 石灰石浆液制备系统调试技术措施
7) 石膏脱水系统调试技术措施
8) 公用系统调试技术措施
9) 热控系统调试措施
10) 电气系统调试措施
11) 脱硫系统调试反事故措施
12) 脱硫系统整套启动调试措施
以上方案和措施可根据脱硫系统具体情况做适当增减或综合，只要内容涵盖整个调试工作。
7.4启动试运（以下内容应根据具体情况进行调整）
启动试运阶段，主要包括：
7.4.1电气系统调试—厂用带电
6kV 设备、系统调试
380V设备、系统调试
直流系统设备、系统调试
UPS系统设备、系统调试
接地调试、投入
照明和通讯调试、投入
电气系统附属的消防系统及设施
6kV系统带电
380V系统带电
直流系统、UPS系统投入运行
DCS系统供电
柴油发电机调试
7.4.2 DCS调试
DCS硬件检查完毕
DCS 内部网络检查完毕
DCS 软件安装并运行正常
FGD装置运行组态逻辑检查
仪器仪表校验
就地设备、系统调试
联锁保护设备、系统调试
系统优化
7.4.3机务分系统
1） 工艺水系统
包括：工艺水管道检查、进水前检查、水箱注水、液位检查；水泵启动调试；工艺水泵切换调试；工艺水液位保护调试等。
2）石灰石浆液系统
包括：机械电气安装检查；石灰石浆液罐注水；石灰石浆液罐泄漏；运行石灰石浆液泵；运行给料机；运行流化风机；运行搅拌器；逻辑图检查；联锁保护调试；浆液测量元件调试；顺控启动调试等。
3） 吸收塔系统
包括：吸收塔罐体检查；吸收塔注水；测试除雾器冲洗程序；测试运行吸收塔搅拌器；测试吸收塔泄漏；液位测量调试；吸收塔测量元件测试；运行循环泵；循环泵联锁保护；运行氧化风机；氧化风机保护测试；吸收塔顺控启动调试等。
4） 烟气系统
包括：检查烟气档板；调整档板限位开关和开关时间；润滑油站调试；液压油站调试；电机润滑油站调试；增压风机保护试验；冷态运行增压风机；引风机与增压风机的连动调试；检查挡板的联锁保护。GGH机械电气调试；GGH密封检查；GGH密封风机启动；GGH逻辑保护调试；GGH吹灰器调试等。
5）石膏脱水系统
运行石膏排出泵；滤液罐注水；检查滤液罐泄漏；测试运行一级水力旋流器；测试运行滤液泵；逻辑图检查；密度/PH测量元件调试；联锁保护调试；运行真空带式过滤机；测试运行滤饼冲洗泵；测试运行滤布冲洗泵；测试运行真空泵；测试运行滤液分离器；汽水分离器；石膏厚度和速度调整；石膏脱水顺控启动；脱水皮带跑偏调整。
6）事故处理及排水系统
事故罐注水；检查事故罐泄漏；测试运行供给泵；事故排水坑泵；运行排水坑泵测试运行各搅拌器；测量元件检查；联锁保护；系统顺控启动。
7.5整套启动调试（以下内容应根据具体情况进行调整）
机组整套启动试运参照新启规要求分“带水、空气（冷态调试）、通烟气调试（热态调试）和168小时试运行”三个阶段进行。
7.5.1带水、空气负荷调试：
1) 浆液和吸收塔系统带水试运行条件
a) 电气系统投入。
b) DCS系统投入。
c) 各热工仪表初步调试完毕，具备投入条件。
d) 石灰石供浆系统调试完毕。
e) 工艺水系统调试完毕。
f) 吸收塔系统单体设备调试完毕，包括循环泵、除雾器、搅拌器、氧化风机系统。
g) 一级石膏脱水系统单体（石膏排泵、石膏旋流站）设备调试完毕。
h) 各个系统设备冲洗完毕，系统完成。
i) 石灰石供浆系统采取临时措施可以向浆罐补水并与一期供浆系统隔离、形成循环
j) 石膏输送系统采取临时措施一期供浆系统隔离并形成循环。
k) 隔离烟气系统，打开部分人孔
2）启动试运程序
a)启动工艺水系统和除雾器系统向吸收塔注水。
b)启动石灰石供浆系统向吸收塔注水。
c)向吸收塔注水至高水位后，吸收塔水位调试并投自动。
d)按程序启动搅拌器、氧化风机、循环泵试运行。
e)按程序启动石膏排出泵和石膏旋流器试运行。
f)按程序启动石膏输送泵试运行。
g)试投热工控制系统、仪器仪表，做调整校验。
h)检查系统、设备运行情况，对出现的问题进行处理。
i)调整各个设备系统运行状态。
j)试运行结束后，停止各个系统设备，进行系统设备完善
7.5.2烟气系统带空气试运行
1）冷态启动前应具备条件
锅炉侧与FGD信号交换系统投入。
烟风通道打通，沿程各系统各设备的人孔门、检修孔等封闭，系统严密。
烟气系统及相关的热工测点安装、调试完毕，具备投入条件。
烟气系统各阀门、挡板安装完毕,单体调试完毕投入运行。
烟气系统内保持清洁,烟道、增压风机、气-气热交换器（GGH）、吸收塔等系统、设备清理干净。
挡板密封风机分部试运合格,联锁保护正确，具备投入条件。
增压风机冷却风机分步试运合格，联锁保护正确,具备投入条件。
增压风机润滑、控制油系统分步试运合格,具备投入条件。
增压风机电机分部试运合格，具备投入条件。
GGH及其附属系统分部试运结束,具备投入条件。
烟风系统DCS控制、保护调试完毕，投入运行。
通道畅通，现场清洁。
照明投入，符合试运行要求。
2) 冷态启动前的试验检查
FGD 烟风系统挡板门（原烟气、净烟气、旁路挡板门）投入、联锁保护投入。
静态试验增压风机与挡板门的联锁、保护。
增压风机联锁、保护试验检查。
FGD与锅炉联锁、控制和保护试验模拟检查。
检查锅炉与FGD装置之间的交换信号。
锅炉信号联锁保护试验。
a）锅炉MFT.
b）锅炉油枪投入/退出
FGD装置设备故障跳闸及FGD装置切除保护试验联锁试验
FGD主设备跳闸
FGD故障
烟气压力、温度超值
石灰石浆液供应功能组故障
吸收塔功能组故障
烟气系统功能组故障
检查烟道已封闭。
检查监测信号已投入。
增压风机及其附属设备联锁保护静态试验。
检查关闭原烟气挡板.净烟气挡板，FGD装置烟气系统畅通。
检查旁路挡板门开启。
检查锅炉烟风系统投入运行。
锅炉送、引风机运行。
锅炉烟风系统参数接近正常运行工况
3) 烟气系统冷态试运程序
启动润滑油、控制油系统。
冷却风机启动。
调整动叶开度到启动位置。
关闭原烟气挡板。
全部打开净烟气挡板。
增压风机启动。
手动关闭旁路挡板。
手动开启风机导叶，调至所需工况。
检查运行的平稳性。
检查各监视仪表的显示状态，各个参数正常。
调整各个设备运行参数。
增压风机冷态8小时试运。
记录各参数。
4） 烟气系统冷态试验
冷态负荷运行跟踪特性试验
FGD与锅炉之间的扰动试验
7.5.3 FGD热态试运行
1）热态试运前应具备的条件
a) 锅炉侧与FGD信号交换系统投入。
b) 烟气通道打通，沿程各系统各设备的人孔门、检修孔等应封闭，系统严密。
c) 烟气系统内保持清洁,烟道、增压风机、气-气热交换器（GGH）、吸收塔等系统、设备清理干净。
d) 烟气系统及相关的热工测点投入。
e) 烟风系统冷态试运行合格，各个系统设备可以投入运行。
f) 工艺水投入。
g) 石灰石浆液供给系统投入。
h) 石膏脱水系统投入。
i) 吸收塔系统投入。
j) DCS系统完毕，已经投入运行。
k) 电气系统投入。
l) 公用系统投入运行。
2)热态启动前的试验检查
a) FGD 烟气系统检查烟道已封闭，系统畅通。
检查关闭原烟气挡板、净烟气挡板
检查旁路挡板门开启
b) FGD装置联锁、控制和保护试验模拟检查。
FGD本身故障跳闸及FGD装置切除保护联锁试验
FGD主设备跳闸.
FGD故障.
烟气入口压力超限
烟气入口温度超限
石灰石浆液供应功能组故障.
吸收塔功能组故障.
烟气系统功能组故障.
c) 检查锅炉与FGD装置之间的交换信号和联锁保护正常。
d) 增压风机及其附属设备联锁保护静态试验检查。
e) 联系锅炉运行平稳。
f) 物化分析实验室投入，药品准备充足。
g) 准备石膏晶种（如需要）。
h) 检查各个辅助系统启动。
3）热态启动程序
检查启动工艺水。
检查启动石灰石浆液供给系统。
检查启动石膏脱水系统。
向吸收塔注水到运行水位。
检查启动吸收塔系统。
喷淋层启动
氧化风机启动
搅拌器运行
除雾器系统运行
检查启动地坑系统，向吸收塔内加入石膏晶种（如需要）。
增压风机启动。
检查启动润滑、控制油系统
检查启动冷却风系统
检查调节机构在启动位
启动增压风机
逐渐全开入口挡板。
逐渐关闭旁路挡板门。在关闭旁路挡板门的同时，逐渐开启风机调节机构，维持烟风系统压力。
检查风机运行情况。
风机振动
润滑油温度
轴承温度
电机电流
逐渐开启入口调节叶至运行位置。
投入热工仪表、自动，进行优化。
7.5.4 FGD停止程序
a) 开启旁路挡板门
b) 监视风压，逐渐关闭风机调节叶。
c) 停止增压风机。
d) 冷却风机停止。
e) 停止GGH及其附属系统。
f) 逐渐关闭原烟气挡板门。
g) 关闭净烟气挡板门。
7.5.5系统调整优化
a) FGD与锅炉间的热态扰动试验：包括FGD对锅炉运行扰动试验、锅炉运行对FGD扰动试验。
b) 变负荷运行试验：FGD装置负荷变动试验。
c) 最大负荷运行试验
d) 最小负荷运行试验
7.5.6 168小时试运
本阶段调试工作：
FGD装置各项参数经过全面调试后，机组在额定负荷工况>90%稳定运行，经启动验收委员会批准后脱硫装置整体进入连续168小时试运行。在脱硫装置整体进入连续168小时稳定试运行期间，电建公司继续负责消缺工作。168小时试运行必备条件：
1）完成带负荷调试和系统优化试验。
2）FGD系统各项指标达到合同设计值。
3）热控自动装置投入率95％以上。
4）热控保护投入率100％。
5）热控仪表投入率100％。
6）锅炉烟气量应达到FGD设计满负荷要求168小时连续稳定运行。
168小时连续稳定运行期间，各项技术指标达到设计和合同要求。
7.6 FGD装置验收移交
完成168小时满负荷试运行后，FGD装置验收移交。并根据情况系统稍后或直接移交试运行阶段，生产单位对FGD接管试运行。
7.7 FGD性能试验
FGD试运行3个月后，进行脱硫装置的性能试验，检验整组脱硫设备是否达到设计指标，满足合同要求。
八．里程碑和节点
调试阶段需要控制的里程碑节点为：
1）4号机组FGD168小时试运行完成 2006年6月30日
2）1号机组FGD168小时试运行完成 2006年12月31日
九、调试计划和程序
9.1 调试试运工期计划
详见《沙角A电厂烟气脱硫工程调试计划》。
9.2调试试运程序
9.2.1 公用系统启动调试
9.2.2 烟气系统启动调试
9.2.3 石灰石浆液系统启动调试
9.2.4 吸收塔系统启动调试
9.2.5 石膏脱水系统启动调试
9.2.6 事故处理系统启动调试
9.2.7 烟气监测系统启动调试
9.2.8 工艺化学分析调试
9.2.9 电气系统启动调试
9.2.10 热控系统启动调试
9.2.11 整组启动调试
十、调试应编制的措施和移交的文件
10.1调试措施、报告的编制要求和审批
10.1.1调试措施编制要求
调试措施、方案为调试工作的指导性文件，它是对调试内容、调试程序、调试标准、采用工艺、技术条件、各专业调试进度配合、投运的设备系统、系统的运行方式及操作指南的陈述。
专业调试措施由调试负责人编制。
调试大纲由调试经理编制。
10.1.2报告编写要求
调试报告是调试工作的总结性文件，它是对调试内容、调试程序、调试标准、采用工艺、遇到的问题及处理方法与处理结果、调试完成情况和质量评价以及分析与建议的陈述。
专业调试报告由调试负责人编制，调试总报告由调试经理编写。
10.1.3审批
专业调试措施和报告由调试经理初审，参与调试的各方讨论通过，由主体调试单位出任的副总指挥审批。重要措施报试运指挥部审批。
调试大纲的审批，由参与调试各方讨论通过，报启动验收委员会审批。
调试总报告由启动验收委员会审批。
10.2编制的调试措施：
原则上试运中涉及到FGD系统的调试措施由调试单位编制；设备单体的试运措施由安装单位编制（如滤油、管道冲洗、设备单体试转）；对于同样的设备或系统，调试与安装单位编制的措施侧重点不同，各自编制措施本身就是一个学习的过程，并且相互交流有利于熟悉设备，为更好的配合工作，保证设备安全运行打下基础。
下表中调试措施按A\B\C分三级，其中A级需经主体工程的生产单位研究认可，试运指挥部批准；B级需到监理单位备案；C级按一般审批程序，但必须有相应的分部试运或整套试运组组长签字。
措施编制分工表
序号 项 目 主体
负责单位 分级 上报时间
1 主要工艺电气热工设备单体调试措施
1.1 增压风机滤油及冷却水管路冲洗措施 安装单位 B
1.2 GGH辅助设备调试措施（GGH高压冲洗水泵、密封风机等） 安装单位 C
1.3 GGH 单体试运措施 安装单位 B
1.4 增压风机单体试运措施 安装单位 A
1.5 循环泵单体试运措施 安装单位 B
1.6 氧化风机单体试运措施 安装单位 B
1.7 电气各设备单体调试措施（包括电机、盘柜及变压器） 安装单位
1.7.1 增压风机电机的单体试运 安装单位 A
1.7.2 浆液循环泵电机的单体试运 安装单位 B
1.7.3 氧化风机的电机的单体试运 安装单位 B
1.7.4 其它设备380V电机的单体试运（如泵类或搅拌器等） 安装单位 C
1.8 事故浆罐地坑及其附属设备调试措施（偏重于清理） 安装单位 C
1.9 其他单体调试措施 安装单位
1.9.1 流化风机 安装单位 C
1.9.2 布袋除尘器 安装单位 C
1.9.3 称重给料机 安装单位 C
1.9.4 事故返回泵 安装单位 C
1.9.5 石膏排出泵 安装单位 C
1.9.6 工艺水泵 安装单位 C
1.9.7 空压机 安装单位 C
1.9.8 真空泵 安装单位 C
1.9.9 石膏旋流站 安装单位 C
1.9.10 废水旋流站 安装单位 C
1.9.11 吸收塔排出泵 安装单位 C
1.9.12 吸收塔排水坑泵 安装单位 C
1.9.13 除雾器冲洗水泵 安装单位 C
1.9.14 挡板密封风机 安装单位 C
1.9.15 石膏冲洗水泵 安装单位 C
1.10 热控仪表单体试运调试措施 安装单位 C
1.11 搅拌器类设备单体试转调试措施 安装单位 C
1.12 真空皮带机单体试运调试措施 安装单位 C
1.13 增压风机冷却水和液压油冲洗、过滤试验措施 安装单位 C
1.14 工艺水管道、浆液管道水压试验措施 安装单位 C
1.15 压缩空气管道打压试验措施 安装单位 C
2 分系统
2.1 DCS系统带电及软件恢复措施 调试单位 B
2.2 电气系统调试带电启动方案 调试单位 A
2.3 DCS调试启动方案 调试单位 B
2.4 公用系统调试方案 调试单位 B
2.5 石灰石浆液制备系统调试方案 调试单位 B
2.6 烟气系统冷态试验措施 调试单位 B
2.7 烟气系统调整试运启动方案 调试单位 A
2.8 吸收塔系统调试方案 调试单位 B
2.9 石膏脱水系统调试方案 调试单位 B
2.10 事故处理系统调试方案 调试单位 B
2.11 废水处理系统调试方案 调试单位 B
2.12 化学分析调试方案 调试单位 B
2.13 化学仪表调试方案 调试单位 B
3 整套启动
整套启动试运措施 调试单位 A
4 质量文件
4.1 设备验收签证卡 安装单位 B
4.2 分部试运后分系统调试验收签证卡 调试单位 B
4.3 整套启动试运行后验收签证卡 调试单位 B
5 临时移交证书 调试单位 B
FGD装置调试试运行分工表
调试实施分工
序号 项 目 专业 主体负责单位
1 设备单体调试 安装
1.1 电气设备 电气 安装
1.1.1 所有电机单体调试 电气 安装
1.1.2 所有电气柜间以及和就地设备的检查调试 电气 安装
1.1.3 系统查线和改线 电气 安装
1.1.4 电厂未代保管前的FDG系统电气系统操作 电气 安装
1.1.5 照明系统等就地设备系统 电气 安装
1.2 工艺设备 工艺 安装
1.2.1 所有泵、阀门单体调试 机务 安装
1.2.2 吸收塔、石灰石供给和石膏系统冲洗 机务 安装
1.2.3 压缩空气系统吹扫 机务 安装
1.2.4 所有风机设备单体调试 机务 安装
1.3 热工控制
1.3.1 仪器仪表校验 热工 安装
1.3.2 控制柜到就地设备和系统检查调试 热工 安装
1.3.3 阀门等就地设备调试 热工电气工艺 安装
1.3.4 系统查线和改线 热工 安装
2 分系统
2.1 电气系统 电气 调试单位
2.2 DCS系统 DCS 厂家、调试单位
2.3 烟风系统 机务 调试单位
2.4 吸收塔系统 机务 调试单位
2.5 石灰石浆液制备、石膏脱水和地坑系统 机务 调试单位
2．6 事故处理及排放系统 机务 调试单位
3 整套启动 机务电气热工 调试单位
4 168小时稳定运行 调试单位
10.3编制的各种表格验收签证卡：
化学试验分析项目清单
设备验收签证卡（安装单位编写）
分部试运后系统调试验收签证卡〔包括工艺、DCS功能组检查清单、DCS系统电气系统验收签证卡等〕
168小时稳定运行后验收签证卡文件及验收签证卡
10.4 调试技术指导手册
主要由浙大网新提供。调试技术指导手册主要文件包括：
FGD运行和控制总体概念；
运行手册；
总体调试手册；
机械设备启动运行手册；
水循环启动运行手册；
试运行手册；
性能试验手册；
维护手册等。
10.5移交的文件
FGD装置电气带电启动调试报告
DCS启动调试报告
公用系统启动调试报告
烟气系统启动调试报告
吸收塔系统启动调试报告
石灰石浆液供给系统启动调试报告
石膏浆脱水系统启动调试报告
整套启动试运报告
FGD装置报警保护定值表
功能组组态图
保护投投入率表
自动投入率表
化学分析项目结果清单
168小时稳定试运行期间脱硫负荷表
十一、调试质量控制
广东省电力试验研究所于1998年7月在全国电力试验院（所）中率先通过ISO 9001质量体系认证；质量管理体系持续改进，每年通过监督审核。质量体系建立与实施这个项目获得省经委企业管理现代化优秀成果二等奖。2002年又通过ISO2000质量管理体系认证。同时我们通过连州电厂、瑞明电厂、沙角A电厂5号机组、台山电厂、沙角C电厂的脱硫调试实践，积累了丰富的脱硫调试质量控制的经验。在国内最早编制了整套的《脱硫装置调试质量检验评定表》及脱硫调试质量控制的要求和规定，为脱硫调试的优质完成打下了坚实的基础。
11.1 本工程质量目标
11.1.1 质量控制
调试质量方针：严谨求实，达标争一流
调试质量控制节点： 电气系统安装完毕，调试开始→电气系统带电→DCS系统送电→分部系统启动→整套启动系统优化→168小时稳定试运行→移交运行。
11.1.2 调试质量目标
以完成合同保证值为基本原则，及时沟通了解业主的需求，更好为业主服务。本着“从严管理，精心调试，追求卓越，服务满意”的质量方针，在工程调试中制定如下目标：
零缺陷管理目标
(1) 调试过程中调试质量事故为零。
(2) 调试原因损坏设备事故为零。
(3) 调试原因引起人身安全事故为零。
(4) 调试原因造成机组事故为零。
(5) 启动未签证项目为零。
(6) 调试原因影响工程进度为零。
(7) 移交调试未完项目为零。
(8) 调试非保护状态启动为零。
调试技术质量目标
(1) 保护投入率100％。
(2) 自动投入率95％以上。
(3) 仪表投入率100％。
(4) 系统严密性无泄漏。
(5) 各个设备最大轴振动小于标准。
(6) 废水排放品质100％合格。
(7) 从笫一次通烟气至完成168小时试运的天数≤45天。
(8) 完成168小时试运的启动次数≤2次。
(9) 调试的质量检验分项目合格率100％。
(10) 试运的质量检验整体优良率≥95％。
(11) 脱硫装置技术指标达到或优于设计要求。
(12) 调试顾客满意率100％。
(13) 试运行期间，使运行人员独立运行 FGD系统并处理运行中的问题。
11.2 保证脱硫调试质量目标的措施
调试工作作为工程实施的一个关键阶段，对FGD装置的各项技术指标的实现和投产的安全稳定高效运行具有重要的作用。做好调试的准备工作加强调试过程控制，严格质量保障、做好资料档案的管理是确保调试质量、高质量移交、实现精品调试的必要措施。
调试工作严格参照执行《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》、《火电工程启动调试工作规定》、《火力发电机组整套试运行质量检验及评定标准》、的规定和标准。
（1）做好调试前的准备工作：
根据工程特点编写调试大纲，明确调试的组织机构、组织原则，确定重要的分部试运和整套启动调试原则措施，明确调试分工、调试方法、质量标准、编制调试措施、调试工程进度计划、质量文件、在编制技术措施的同时编制安全保证措施，在调试工作开始前15天出版调试措施。
积极收集工程资料如：设计图纸、设计说明、设备资料，对新设备新技术做好调研。及时了解施工情况。
严格调试措施、措施的审查工作，及时发现问题解决问题。对系统设计、分系统调试措施、热态调试措施、设计联络会议纪要及施工图纸进行审查，发现问题及时提出修改建议。
（2）加强调试过程控制
1）严把质量关，切实落实各项调试工作应具备的条件，真正做到不具备调试条件的不进行调试，调试中发生的问题及时解决，保证分系统和热态调试在试远行结束后都能满足运行要求，不留尾工。
2）做好调试试远前后的各级质量检查、验收记录签证工作，调试质量监督与监理文件齐全。做到整个调试工作不漏项、不缺项；做到每项工作都有措施，每项工作都有记录，每项工作都经过质量验收；做到前级工作对后级负责，每项工作都有责任人。
3）实行制造厂代表在工地指导调试的措施，以保证安装工艺和质量符合制造厂质量要求。
4）精心优化调试计划进度，做到科学合理有序
5）妥善安排好各个参加调试单位的试验、调试项目和制造厂家主持、参与的项目。
6）调试人员严格执行规程规范和调试措施的操作程序，规范作业行为，使每项工作都在程序控制范围内进行。
7）调试人员要对参加试运行人员进行技术交底和对建设单位、生产 单位人员的培训工作，指导运行人员对投入的系统和设备进行操作，认真监护，发现问题及时处理，确保设备系统运转正常。
（3）加强档案管理
开始就抓资料管理，做到试验规范，数据真实可靠，结果明确，报告完整。
由专人负责档案管理，建立统一档案管理制度，明确职责分工，各单位都认真履行岗位职责，做好平时的档案管理和资料收集工作。执行《档案资料管理暂行规定》、规定。做到档案规范要求，做到不缺、不漏、不事后返工补写。重点做好如下文件的管理：
1）系统调试的大纲、措施、措施、记录与调试报告和验收签证
2）热态调试的大纲、措施、措施、记录与调试报告和验收签证；
3〕试运阶段的缺陷、故障分析记录与处理意见。
4）调试试运行报告和验收签证；
（4）节能降耗、控制工期
提高分系统调试质量，安装阶段严把质量关,确保系统内部清洁、严密、测点投入率达到100％，设备试运行一次成功。从而保证分系统调试的消缺时间。
做好调试计划，统筹安排，确保各个调试环节的衔接，调试期间做好与电厂运行的协调工作,保证调试工作的顺利进行，缩短启动时间，确保调试工期。
做好启动前的物资和仪器仪表准备工作。
合理安排，各个系统冲洗、试运的程序，加大水和电力消耗的控制，做到节能降耗。
（5）安全文明施工措施
贯彻执行国家和上级有关安全生产的方针、政策和法规及沙角A电厂有关安全管理规定和制度提高设安全文明管理水平，贯彻“安全第一，预防为主”的安全生产方针，确保调试期间的安全生产，使工程调试工作顺利进行。
成立以脱硫办和监理为主，各参建单位参加的1～4号机组烟气脱硫工程安委会，服从建设单位、生产单位生产安全技术部门的管理，认真制定工程安全文明施工目标规划，制定工程安全文明施工管理制度.
召开安委会议，进行安全检查和安全形势分析会，及时抓住安全文明工作的重点。
在工程安委会和总监的领导下，加强和提高安全文明调试的管理水平，保证对参加单位安全文明措施的监督管理，做到安全文明施工标准化、规范化。
进入调试阶段应严格执行操作票、工作票制度、在进行技术交底的同时进行安全交底。加强调试工作中的安全管理工作，消除事故隐患，确保安全文明调试。
进入调试现场必须戴安全帽，穿工作服。
禁火区域内严禁动火工作，确因工作需要，必须办理动火工作票，经批准后才能工作。
调试现场保持清洁，设备、仪器具堆放合理，道路畅通。
加强调试现场文明管理，保证现场清洁、整齐、通道畅通，消除环境不安全因素。
加强现场消防管理，有充足的消防临时设施，电气系统和整套启动调试时消防系统必须及时投入。
调试期间加强现场保卫管理，强化通行证制度。
十二、反事故措施
广东省电力试验研究所在长期电力行业现场工作的实践过程中，深刻地认识到安全生产的必要性和重要性。并通过不断的经验总结，建立和完善了确保安全生产的安全体系。我所现场工作的安全体系由合理的安全管理组织机构和一系列的安全管理规定构成。主要包括《项目部安全健康与环境管理工作规定》、《项目部安全管理规定》等。同时在机组调试的基础上，我们根据近年来在连州电厂、瑞明电厂、沙角A电厂5号机组、台山电厂和沙角C电厂脱硫调试工程的经验，专门制定了针对脱硫调试的反事故措施及风险源的预测和防范。主要包括《脱硫调试的反事故措施》和《脱硫调试风险源的预测及防范》等安全文件。
12.1 广东省电力试验研究所项目部安全健康与环境管理工作规定
12.1.1 目的
为了切实贯彻“安全第一，预防为主”的安全生产方针，树立“以安全为龙头”、“安全责任重于泰山”和“以人为本”的思想，从“爱护人、关心人、尊重人”为出发点，努力做到“我要安全、我懂安全、我会安全”，将现场工作风险因素降至最低，保障工程项目的安全和工作人员的安全与健康，保障各方的设备财产免遭损失，规范项目部的安全健康与环境管理工作，从而达到安全文明生产之目的，特制定本规定。
12.1.2 适用范围
本规定适用于基建期技术监督、锅炉检验、调试工程和性能试验等项目的安全健康与环境管理。
12.1.3 安全目标、原则及机构
1）总体安全目标
基建期间，项目部应力求保持本所“零”重大事故发生记录，争创“零”事故工程，创建国内一流安全文明工作现场。为此，应严格杜绝发生由项目部负主要责任的以下事故：
① 重大人身伤亡事故；
② 重大火灾事故；
③ 重大机组设备或仪器设备损坏事故；
④ 重大交通事故；
⑤ 重大垮塌事故；
⑥ 重大职业卫生伤害和环境污染事故；
⑦ 同一现场重复发生相同性质的重大事故。
必要时，项目部应结合项目自身特点，具体制定出符合实际的、经细化的安全目标或措施。
2）安全管理原则
项目部进行安全管理时应遵循的基本原则是：安全管理制度化、人员行为规范化、安全设施标准化、仪器堆放定置化。
3）安全管理组织机构的建立
为确保安全目标的实现，项目部应在现场工作正式开始前，建立起适用可行的安全管理组织机构，即安全管理网络图。
12.1.4 职责
1）项目部在所安全委员会的领导下开展工作。所领导对项目部的安全工作给予道义、财力和物力上的支持；调试办对项目部的安全工作给予指导；质安科归口项目部的安全管理工作，提供安全学习文件、资料，并负责监督检查现场安全执行情况；行政科协助购买安全用品。同时项目部应接受电厂安全委员会的领导，在电厂安全委员会办公室或电厂安监科的指导下开展工作。
2）项目经理的职责
① 负责项目的全面管理，对工程项目的安全（设备和人身安全）、质量和服务全权负责，参与项目部安全目标及重大安全措施的制定，系项目部安全第一责任人。在工程项目的执行过程中，应坚持“安全第一、预防为主”的安全管理方针,建立科学、有效的安全管理体系，实施安健环（SHE）目标管理理念，遵循安全管理制度化、人员行为规范化、安全设施标准化、仪器堆放定置化原则，确保工程项目各类重大安全事故为“零”的目标得以实现。
② 认真贯彻执行上级的规章、制度，严格按国家标准、部颁规程和规范组织工程项目，建立现场安全质保体系，制定安全质保大纲及现场安全规章、制度和奖惩制度，以杜绝安全事故的发生。定期组织安全学习与检查，参加安全会议，进行风险分析与风险预评估，参与重大技术交底会和事故分析会。
③ 参与项目合同的全过程洽谈与签订，明确合同中业主对各项安全规定的要求。
④ 做好现场各项与安全有关的总协调、总联络工作。
⑤ 负责审核技术方案、措施及报告，确保安全措施的贯彻落实。
⑥ 负责工程安全方面的移交工作。
3）项目副经理的职责
协助项目经理做好项目部各项安全工作，具体主管安全工作，兼任安全管理员。
制订项目部安全管理计划，组织安全学习，参加安全会议，落实和检查安全计划、措施的执行情况。组织各专业针对新设备、新技术制定出相应的安全技术措施和各项反事故措施，查找风险源，进行风险分析和风险预评估；必要时，可另行安排一名安全管理员协助项目副经理分管安全工作。
项目经理不在时，履行项目经理的责权。
4）安全管理员的职责
① 协助项目副经理具体负责现场的安全管理工作。
② 协助项目经理或项目副经理建立现场安全质保体系，制定安全质保大纲。组织各专业针对新设备、新技术制定出相应的安全技术措施和各项反事故措施，查找风险源，进行风险分析和风险预评估。
③ 监督各专业在制定技术方案或措施时，制定出充分体现“安全第一、预防为主”思想的防人身、防设备事故的安全防范措施，防止发生人员伤亡和设备损坏事故。
④ 在项目执行过程中，适时监督各专业安全技术措施的执行；
⑤ 组织安全例会或临时安全会，宣传贯彻安全法规，以及开展有针对性的各种安全活动,并做好记录。
5）各专业安全管理员的职责
各专业安全管理员由各专业负责人兼任。其职责有：
① 认真贯彻执行上级制定的各项规章制度，严格按国家标准、部颁规程规范及设备文件要求进行工作，确保安全措施的实施。
② 在项目经理的领导下，负责本专业的全面安全管理工作，组织本专业全体人员在执行各项任务时，认真执行安全防范措施，接受项目部安全管理员的指导。
③ 在项目经理的领导下，认真搞好现场的安全和技术培训，并负责本专业的安全质量监察工作。
④ 进入现场前，组织本专业人员对工程项目进行收资和调研，在充分了解系统和设备特性的情况下，组织编写和审核方案及措施，并组织本专业人员针对新设备、
新技术制定出相应的安全技术措施和各项反事故措施，查找本专业风险源，进行本专业风险分析和风险预评估。
⑤ 工程结束后，组织本专业人员编写技术报告，对安全技术措施进行总结分析。
6）各专业工作人员的职责
①各有关专业人员是安全工作的具体执行人。各专业工作人员必须经项目部安全工作规程考核合格，项目经理确认后才能开展工作。新进工作人员应由具有三年以上本岗位工作经验的人员指导下工作，进入现场前必须经质安科安全考试合格。
②各专业人员应在项目经理和专业负责人的领导下，认真执行上级的各项规章制度，严格按照国家标准、部颁标准、规范及设备文件的要求进行工作。
③ 认真研究有关项目的图纸和资料，作好项目执行前的技术准备工作；在充分理解图纸和资料的基础上，认真编写技术方案和安全措施。
④ 在项目执行前，认真作好安全措施和事故预想。
⑤ 在工作执行过程中，应在注重安全和质量的前提下，确保工程进度。
⑥ 及时对运行人员进行技术交底和操作指导，确保调试工作安全和顺利。
7）安全档案文秘
安全档案文秘应由经过相关培训的具中等文化程度的人员担任，具体负责与安全有关的文件、资料的打印、收发、归档工作。
8）除了以上职责以外，项目部所有人员还应遵守《项目部安全管理规定》中的有关规定，承担相关安全责任。
12.1.5现场安全工作规定
1）项目部在所安委会的领导下开展工作，接受调试办、质安科的指导和监督。项目经理为项目部安全第一责任人，对项目部安全负全责。项目副经理兼任安全员，具体主管安全工作。必要时，可另设专职安全管理员，协助项目副经理进行安全管理工作。各专业负责人为本专业的安全员，负责本专业的安全工作，包括各种安全措施的制定、落实、交底与检查等。
2）项目部应坚决贯彻电力生产“安全第一，预防为主”的方针，安全生产，人人有责。树立“以人为本”的思想，努力做到“我要安全、我懂安全、我会安全”，将现场工作风险因素降至最低，保障工程项目的安全和工作人员的安全与健康，保
障各方的设备财产免遭损失，规范项目部的安全健康和环境管理工作，从而达到安全文明生产之目的。
3）项目部应严格遵守南方电网公司关于安全生产的“三大规定”，即：《安全生产工作规定》、《安全生产监督规定》、《安全生产工作奖惩规定》。
4）项目部应做到“三到位”，即：“人员、措施、工作到位”； “四落实”，即：“思想、组织、措施、物质落实”。
5）项目部应坚决与安全生产的“三大敌人”，即：“违章、麻痹、不负责任” 作斗争。
6）现场工作人员应坚决杜绝人身和设备事故的发生，严格遵守“四不放过”原则进行事故分析及处理。即：“事故原因不清楚不放过；事故责任人没有得到处理不放过；事故责任者和应受到教育者没有受到教育不放过；没有采取防范措施不放过” 。
7）安全生产实行“一票否决”制，各级人员均有权拒绝执行违反安规的作业或指令，并应及时向上一级进行反映。
8）现场工作人员均应通过年度安全规程考核合格，否则不准进入现场工作。必要时，项目部应另行在现场安排安全规程考试。新工程正式开工进厂，人员较集中时，应组织一次安全学习或安全培训或安规考试。对新进人员更应加强安全培训，并指定专人帮带。
9）进入现场必须戴经检验合格的安全帽，着符合安全规定的工作服，穿合格的工作鞋。严禁不规范着装进入工作现场。同时，着装应符合本所VI形象要求。
10）定期组织召开每月一次的安全例会（必要时，可每周召开一次安全例会或召开临时安全会），参加电厂相关安全会议，宣传贯彻安全法规，开展有针对性的各种安全活动, 分析安全形势，查找不足之处，提出整改措施,并做好记录。并应在工作现场进行适当的安全宣传工作，做到警钟长鸣，以强化安全意识，防患于未然。
11）项目部应建立现场安全质保体系，制定安全质保大纲或安全计划及安健环检查表。各专业应尽量熟识资料、图纸、系统和设备，事先制定出切实可行的安全措施，特别是应针对新设备、新技术制定出相应的安全技术措施和各项反事故措施，查找风险源，进行风险分析和风险预评估。并组织各相关方，进行技术交底工作。
12）工作期间，严防多头指挥、错误指挥及不听从或拒绝执行正确指挥或指令现象
的发生。对违章指挥行为，则应坚决拒绝执行，并应及时向上一级反应。
13）工作人员应严格遵守发电厂“二票三制”制度，严防发生误操作，引起人身和设备安全事故。重大操作必须有人监护。同时，工作人员应遵守各项安全规程、规章制度，正确使用各种仪器、工具，防止因此而产生的不安全因素的发生。
14）进入工程重大节点前，应组织或参与进行一次安全大检查。以查管理、查隐患、查反事故措施为主，同时应将环境保护、环境卫生、生活卫生和文明作业等纳入检查范围。一旦发现问题，应及时整改或通知责任单位整改。
15）对需接触危险品、有害物质、噪声、灰尘等工作环境的工作人员，应严格遵守相关操作规程，并采取切实可行的安全防范措施，以消除工作环境其对个人身心健康的影响，防止职业卫生伤害事故的发生。
16）工作人员在作业时，应采取切实可行的措施，防止环境污染事故的发生。
17）项目部应做好现场防火、防触电、防盗、防交通事故的安全工作。
18）加强对分包方的安全领导，将其工作人员纳入项目部安全管理范畴。经营科、质安科应事先审核分包方的安全资质，把好安全资质关，并在签订的合同中明确其安全责任。
19）项目部应切实保障工作人员的人身安全，做好现场防暑降温工作，并做到劳逸结合，防止搞疲劳战术。所领导、工会、党办、所办和人事部门应适时对现场工作人员的身心健康给予必要的关心和物质资源方面的支助。
20）质安科和行政科应确保安全防护用品符合劳保要求，并确保及时到位。
21）一旦现场发生安健环方面的事故，将按照南网及本所相关条例进行处理与处罚。同时，应做到举一反三，吸取教训，防止在同一现场重复发生相同性质的事故。
22）项目部应做好安全资料的收发、归档工作，同时应配合所领导、调试办、质安科进行安健环方面的宣传、教育及检查工作。
23）必要时，项目部应根据具体情况，制定出可操作的本项目部安全奖罚规定。工程结束后，本所在对工程进行总结评比时，应同时对工程安全工作进行总结评比，并给予适当的精神或物质奖励或惩罚，做到奖罚分明。
12.1.6相关文件
本所[2003]《安全生产工作管理规定》。
本所[2003]《人为质量事故处罚条例》。
本所[2004]《项目部安全管理规定》。
南方电网公司《安全生产工作规定》、《安全生产监督规定》、《安全生产工作奖惩规定》。
国家电监会[2004]第4号令（南网安生[2005] 10号文）《电力生产事故调查暂行规定》。
国电电源[2002]49号《电力建设安全健康与环境管理工作规定》。
DL 408-1991《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）。
电力部电安生[1994]227号《电业安全工作规程》（热力和机械部分）。
DL 5009.1-2002《电力建设安全工作规程 》（第1部分：火力发电厂）。
12.1.7 实施日期
本规定自颁布之日起正式开始实施。
12.2 项目部安全管理规定
12.2.1 目的
为了坚决贯彻电力工业“安全第一，预防为主”的方针，落实南方电网公司“三大规定”，对安全生产实行全过程管理，确保人身和设备安全，特制定本管理规定。
12.2.2 适用范围
适用于项目现场的安全生产管理及安全生产监督管理。
12.2.3 职责
1) 项目部经理的职责
项目部经理是本项目部的安全第一责任人，对现场安全生产负全面的领导责任。
建立项目部安全信息网，确定现场安全信息有效沟通的方式和内容：签署安全信息文件；重点监督检查各专业安措和技措的落实情况、关键动态管理（隐患、预案或风险）、人身安全（交通安全）、仪器设备（工具）安全和工作环境（消防）等，并确保沟通渠道畅顺无阻。
对分管安全生产的副经理在现场生产过程中的安措和技措的贯彻情况进行监督检查，对重要环节实施监控处理。对现场安全生产管理和安全生产监督管理中往来的文档信息确认签字并归档。
2）分管安全的副经理职责
(1) 对现场安全生产工作负直接领导责任，主持项目部安全学习，配合项目经理分担安全生产管理和安全监督管理工作任务，制订现场安全生产管理制度，并组织贯彻。
(2) 掌握现场专业之间安全生产信息动态，如安全指令的落实情况，督促检查工作人员、使用仪器设备及环境的不安全行为、使用工具不正确或环境不安全因素（有毒、有害）等，并指导采取有效措施加以解决。
(3) 对项目各专业间的安全隐患或措施落实进行监控，并记录简要情况。
3）各专业负责人职责
(1) 对现场专业项目安全生产工作负管理责任，组织专业组安全学习，配合项目部进行安全生产管理和安全监督管理，执行项目要求的安全规范标准，并监督检查到位情况。
(2) 掌握专业项目安全生产信息动态，如安全指令（措施）的实施情况，督促检查纠正工作人员、使用仪器设备及环境的不安全行为、使用工具不正确或环境不安全因素（有毒、有害）等，并采取措施加以有效落实。
(3) 做好安全隐患或安措落实情况的跟进、及时总结分析原因，并记录简要情况。根据实情报告相关项目负责人。
(4) 落实安措及对原因分析时，应作提级分析，严格遵循“四不放过”原则进行。
4）工作人员职责
(1) 严格遵守安全规程、规定及安全技术措施，做到不违章作业。有权制止他人违章作业，对安全措施不符合规定、任务不清和停、带电范围不清的工作项目，以及违章指挥，有权拒绝作业。
(2) 服从领导，听从指挥，保质保量地完成任务。发现异常、未遂、事故时，应及时向专业负责人汇报，并保护好现场，不隐瞒真相。
(3) 工作前检查安全用具，工具不合格的不得使用。工作时按规定穿戴防护用品。
5）质安科负责监督检查现场各级安全职责的履行情况。
12.2.4 安全生产有关标准
电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL 408-1991
电业安全工作规程（热力和机械部分）电力部电安生[1994]227号
电力建设安全工作规程 第1部分：火力发电厂 DL 5009.1-2002
南方电网公司“安全生产工作规定” 、“安全生产监督规定”、“安全生产工作奖惩规定”
12.2.5 安全生产工作
1） 项目部应根据所的年度安全目标建立项目部安全目标，健全安全管理网络体系，认真履行安全职责。对各类安全信息进行有效处理。
2） 项目部应定期或不定期地对执行《安全生产工作规定》、《电业安全工作规程》等规程规范的情况进行自查，发现安全隐患，及时采取措施，并做好记录。
3） 对危及到机组安全或电网安全的各种关键试验，应在试验方案中编写风险预估措施，分析风险因素，提出应对措施，并在实际试验时予以操作确认。
4） 工作人员工作前应熟悉有关安全规程、运行规程及风险预估措施，熟悉现场系统设备，认真检查试验设备，工具必须符合工作及安全要求。
5） 项目部所有工作人员均应通过年度安全规程考试，否则不准进入现场工作。
6） 工作人员进入现场必须头戴安全帽，身着工作服，脚穿合格的工作鞋，严禁不规范着装进入现场。
7） 安全生产实行“一票否决”制，各级人员均有权拒绝执行违反安规的作业。
8） 严格遵守“二票三制”，严防发生误操作以引起人身和设备安全事故。
9） 杜绝人身和设备安全事故。如发生人身和设备事故，应及时上报所安委会并严格遵照“四不放过”原则进行事故分析及处理。
10） 项目部每月组织一次现场安全学习，警钟长鸣，以强化安全意识、防范未然，并做好安全学习记录。
11） 质安科应在工程初期到工地现场协助项目部理顺安全管理体系，对安全管理和安全监督提出指导性意见；在工程中期到现场检查项目部安全责任落实情况。
12.3 脱硫调试安全管理组织机构
12.4 脱硫调试的反事故措施
12.4.1人身安全方面
 工作人员进入现场安全帽的佩戴必须规范。
 在FGD楼梯、平台的安装工作未全部结束时，在使用某一楼梯、平台前，必须确认其安全可靠后，才可使用。
 对于现场缺少楼梯、平台的情况，应尽快书面要求有关单位增加。
 临时设施使用前必须经过检查，确认其安全性能。
 在现场工作行走的过程中，尤其是在安装工作未结束的阶段，必须注意头顶是否有高空坠物的危险，地下是否有钉子、障碍物等的危险。
 严禁在现场行走的过程中查看技术资料。
 需要在夜间进行现场工作时，项目负责人必须事先对现场的照明情况进行了解。现场照明不足时必须要求相关单位进行改善。
 要进入烟道工作时，必须事先通知电厂运行、火电安装及本所的相关人员，确认烟气挡板在安全位置并挂禁操牌。
 要进入烟道、箱罐工作时，必须确认其通风时间足够。
 在增压风机和GGH首次启动前，必须确认烟道内无人工作，烟道人孔门关闭。
 若试验现场发生意外危险，试验人员应尽快远离危险区域。
12.4.2 设备安全方面
 必须建立在脱硫调试期间的工作票制度，任何在调试期间的系统消缺工作必须得到调试单位的确认，在完成相应安全措施的情况下方可进行。
 严格操作程序，坚持操作审批制度，严禁进行未经审批的工作。
 各项试验在进行技术交底的同时进行安全交底。
 所有的现场调试工作必须制定相应的安全措施，调试区域有隔离设施和明显的警告牌，无关人员不得进入调试区域。
 电气系统与运行设备系统有关联的试验、操作，必须得到电厂运行检修人员的批准和监护。
 为防止继电器误动作，CT、PT在投入之前测量阻值以确保不开路和短路；电气设备在运行中投入保护时，在确定未动作后再投入。
 为防止开关故障，应做好开关机械部分的调整和电气试验，确保开关投运质量，首次送电时，必须远方操作，所有人员远离开关。
 开关操作不灵活时，严禁强行操作，查明原因处理后才能进行送电操作。
 若发现系统的设计、制造或安装缺陷和安全隐患，在采取补救措施的同时，应尽快以书面的方式通知相关单位进行解决。
 首次操作电动阀门前，必须进行手动检查，以防电动马达损坏。
 在首次启动泵类设备时，必须就地实际检查其进口门的开关位置指示正确。
 对于浆液泵类设备，每次停运后必须确认其冲洗程序正确结束。否则应进行手动冲洗。
 对于泵类设备，若运行时管道的阻力比单体调试时的要小时，仍需对其运行电流进行检测。
 对于有入口滤网的泵类设备，应建议增加自动监测和保护不打空泵运行的功能。
 对于6KV设备，调试人员必须了解其电机启动频率的要求并严格执行。
 烟气挡板在完成单体调试后，应确认挡板的位置正确并根据实际情况采取机械、热工及电气的措施确保挡板不被误操作。
 对于烟气挡板的操作，必须确认对FGD系统和机组设备的安全没有影响。例如在增压风机转轴未完全定位的情况下，严禁打开FGD出口挡板；当机组运行时，在FGD循环泵未启动的情况下，严禁打开FGD进口挡板；在FGD旁路挡板未完全打开的情况下，严禁关闭FGD进出口挡板。
 设备系统启动前，严格检查设备系统状态，有隐患或缺陷的设备必须处理完毕符合要求后再启动，设备启动后检查设备运行情况，确认良好。
 严格控制设备系统运行参数，设备运行参数应符合厂家运行说明要求，系统参数符合设计要求，防止设备事故发生。
12.5 脱硫调试风险源的预测及防范
在严格遵守《电业安全工作规程》的前提下，脱硫系统所存在的具体风险源预测如下，同时也作出相应的风险预防措施。
12.5.1 风险源预测及分析
1）机组引风机出口烟温出现异常，温度过高，造成FGD系统防腐材料烧毁，甚至可能引起烟气再热器换热元件烧坏。通常对烟气脱硫系统要求当FGD入口烟气温度大于设计温度一定值时，FGD烟气旁路挡板快速打开，进出口挡板迅速关闭，确保FGD设备的安全。因此，FGD进出口挡板及旁路挡板存在事故风险。
2）机组负荷的变化影响。机组负荷变化表现在烟气量变化和烟气温度的变化。脱硫增压风机对烟气量相应进行调整来适应变化，增压风机导叶调整过于灵敏和迟滞都会影响对机组运行的稳定。
3）烟气旁路挡板。FGD在正常运行时旁路挡板要求关闭的，保证烟气100%脱硫。但在脱硫装置发生异常或保护时，如：增压风机失速或跳闸、烟气温度过高、FGD进出口压力过高、烟气冷却泵或浆液循环泵故障全停等，烟气旁路挡板应能快速打开，同时关闭进出口挡板，来切断脱硫系统与机组的连接，保证机组的安全运行。当挡板发生异常时或不正常操作时应制定应急措施，保证机组的正常运行。
4）增压风机功耗很大，造成启动电流太大，一般启动电流可能是工作电流的10倍以上,启动时造成6kV母线低电压，容易造成该段的设备跳闸事故。若分段开关拒动会造成6kV失压。根据以往经验，增压风机首次启动通常要进行2-3次才能正常，因为计算启动电流与实际有差异，通常会保守一点，经过一两次启动调整后，保护定值才能确定。
5）增压风机轴承润滑油流量以及油压应确保在正常的范围内，否则在风机启动时可能损坏风机轴承。风机动叶或静叶调整所用的液压油应确保油压、油温及流量正常，否则造成动叶或静叶调整出现故障，引起风机失速、喘振等，损坏设备。同时，若润滑油站或液压油站等的冷却水温度、流量出现问题，造成油温升高，可能导致增压风机报警跳闸，影响FGD和机组的安全运行。
6）增压风机在启动过程中，调整导叶可能会造成风机失速，出现喘振等现象，以及造成机组炉膛压力波动，引风机在短时间内频繁调节，容易损坏设备，甚至引起机组MFT。或者增压风机运行时调整导叶出现机械故障，不能调整动叶，也可能导致同样的问题。
7） 烟气-烟气加热器在运行过程中出现异常，导致转速降低或停运，易导致进入吸收塔的原烟气温度出现过高的现象，会危及吸收塔的安全运行。因此，要确保相应的保护逻辑动作正确正常。
8）对石膏/石灰石湿法脱硫而言，pH值的控制很重要，通过加石灰石浆液来控制PH。若运行控制不当，导致浆液运行性能恶化，不能进行反应。
9） 对采用真空滤布脱水机的石膏脱水系统，滤布易跑偏，若滤布跑偏检测设备和自校正装置不能起到应有的作用，易造成滤布撕裂，损坏设备。
10） 对所有的浆液泵，在启动时确保进口门打开，出口门关闭，在泵启动后再打开出口门。若泵启动前已打开出口门，易造成电机过载，甚至会烧毁电机绕组。对风机启动，确保入口门已关闭，风机启动之后再开启入口门。
11） 脱硫工作段失电对机组和脱硫设备的影响：当脱硫热态运行中工作段失电会造成脱硫装置的设备损坏和影响机组的正常运行。同时，DCS的UPS电源供应正常，且当一路电源失电，能保证电源切换正确。
12.5.2 风险预防措施
1）在进行FGD烟气系统调试时，对各种连锁保护要严格进行多次测试，确保出现故障能快速稳定正确动作。同时，定期检查烟气挡板动作，确保动作灵活，无卡塞现象，尤其是旁路挡板能快开且能保证手动操作。操作挡板过程必须检查旁路挡板的状态，就地闭锁装置应解除。挡板就地应有人观察挡板动作状态，随时报告挡板动作情况。
2）进行烟气系统的挡板操作前，需通知锅炉侧做好准备，注意炉膛负压的变化，尤其在做关闭旁路挡板试验时。把旁路挡板手动开控制按钮置在CRT的烟气系统画面上，以便于随时打开旁路挡板，确保机组侧的安全运行。
3）当FGD系统开始接收烟气后，锅炉的引风机仍维持原先的运行状态（机组负荷不改变的前提下），只通过增压风机导叶的改变来调整通过FGD系统的烟气量，但增压风机导叶的调整需在保证炉膛负压正常的前提下。
4）首次启动前应把增压风机所在的6kV工作段上的负荷切换到其他工作段上，或把增压风机电源临时切换到机组的启动变上进行。避免由于启动电流太大造成6kV低电压故障。对增压风机导叶的调整应平缓，以免造成入口压力的大幅波动。
5）增压风机启动、运行时，现场要有人巡检，确保增压风机润滑油站、液压油站油温油压及流量正常，以及冷却水供应正常。
6）发生任何危及锅炉机组和FGD系统设备的事故或存在相应的安全隐患时，调试人员有权立即停止操作，尽快恢复正常状态。
7）当机组烟温超过额定值时，应及时关闭脱硫装置的烟气系统，打开旁路挡板，避免烟气温度升高造成相应的烟道和吸收塔系统的防腐层损坏。确保烟气-烟气加热器及烟气冷却装置正常，热控保护逻辑测试正常
8）当脱硫热态运行中工作段失电会造成烟气系统增压风机停运，旁路挡板必须快速打开，关闭烟气进出口挡板，同时浆液管道进行冲洗等相应措施。设置保安电源，包括DCS、搅拌器、工艺水泵、烟气挡板操作机构等。保证脱硫电源失电后保证设备的安全和机组的正常运行。失电后所有运行的浆液泵和管道必须进行冲洗。
9）石膏脱水系统出现故障时，可暂不脱水，走旁路，或者将浆液暂时打往事故浆液罐，带故障处理完毕后再继续脱水。
10）对所有的启动前，一定要认真检查，确保满足启动条件，电气保护正常，定值整定合理且电气绝缘已测。同时，热控逻辑连锁保护测试已完毕，并且测试正常。
11）现场要不断有人巡检，并对设备运行情况作出检测记录，发现异常应立即请示处理。所有人员有关工作人员确保通信畅通，严格遵守《电业安全工作规程》，确保自己的人身安全。
附录1： 新设备分部试运行前静态检查表
编号：
装置名称： 电动机电气部分
铭牌：制造厂 ，型号
出厂日期 ，编号
电压 V，电流 A，周率 Hz
功率 kW，转速 r/min
连接型式 防护型式
装置名称： 旋转机械装置部分
铭牌：制造厂 ，型号
出厂日期 ，编号
风压(或扬程) kPa(m)，转速 r/min
流量 m3/h
符合○ 不符合×
1．外观检查
设备清洁度
铭牌完整
符合设计 评价：
2．接地
搭接片及螺钉检查合格
搭接片对接地连接截面合格
3．三相对地绝缘
4．设备系统检查
系统完整性
加油点及油位
冷却水及密封水
对轮连接及保护罩
空载盘运灵活无卡
5．现场条件
照明充足
通道畅通
通讯满足
盖板齐全
建设/生产单位： 监理：
调试单位： 施工单位：
附录2：
电气、热工保护投入状态确认表
编号：
序号
项 目 报警值
报警地点 跳闸值 信号
来源 所属
系统 投入
状态
备注
整定 实际 整定 实际
建设/生产单位： 监理单位：
调试单位： 施工单位：
附录3： 新设备分部试运行申请单
申请施工单位： 编号：
序
号 项 目 一次系统草图（范围、规格等数据）
1 设备名称：
2 要求试转日期： 年 月 日
3 申请人： 年 月 日
4 试转负责人： 年 月 日
5 验收签证：
机 电 仪
(1)施工单位签名：
(2)工程监理签名：
6 试运转条件确认：
机 电 仪
(1)施工单位签名：
(2)调试单位签名：
(3)建设/生产单位签名：
7 设备调试组批准：
试运指挥组会签：
8 运行组签名：
收到日期 ：
申请单传递：由(4)试转负责人送(5)、(6)会签后再送(7)设备调试组签证，重要调试项目由设备调试组送试运指挥组会签命令；运行组签证执行；试转送电运行操作。
附录4：
设备及系统代保管签证书
编号：
工 程 机组号
项目名称
代保管范围
分部试运后的评语及验收签证情况(包括存在问题及处理意见)
经建设/生产复查，上述范围内需代保管的设备及系统已符合设备代保管的基本条件，根据工程需要，自 年 月 日 时起该设备及系统交
电厂代保管，并要求与正式运行设备及系统同样对待，按电厂的运行操作规程进行严格管理，直至新机组移交建设/生产单位试生产为止。
建设/生产单位代表签字： 年 月 日
施工单位代表签字： 年 月 日
监理单位代表签字： 年 月 日
附录5：
第二种试运转申请单
===========================
申请单位_______________________________
设备名称_______________________________
要求试转日期_________________
申请人______________
试运转负责人_________________
调试单位确认_________________
运行负责人(值/班长)_________________
附录6：
自动装置投入情况统计表
No：
序号 自动装置名称 投入时间及最长
连续运行时间 累计运行时间(h)
调试单位 监理单位
生产单位
附录7：
主要保护投入情况记录表
No：
序号 名 称 投入时间
总计 投入率
调试单位 监理单位
生产单位
附录8：
热态调试期间吸收塔浆液分析结果
No：
日期 时间 pH 含固量Wt% CaCO3
wt% CaSO3•
1/2H2O
Wt% 盐酸
不溶物
wt% Cl
mg/g
调试 监理
运行
附录9：
热态试运行期间的石膏化学分析结果
No：
日期 时间 水分
wt% CaSO4*
2H2O
wt% CaCO3
wt% CaSO3*
1/2H2O
wt% 盐酸
不溶物wt% Cl-
×10-6
mol/mol Ca/S
mol/mol
调试 监理单位
运行
附录10： 热态调试期间主要技术指标记录表
机组： 日期： 年 月 日
时间 负荷
MW 烟气量
Nm3/h 二氧化硫含量mg/Nm3 原烟气温度℃ 净烟气温度℃ 石膏浆液 石灰石浆液
FGD
入口 FGD
出口 脱硫率% BUF
入口 GGH入口 吸收塔
入口 吸收塔
出口 GGH出口 进入
烟囱 PH 密度
kg/m3 密度
kg/m3 流量
m3/h
运行： 监理： 调试： |
|
/1 
|手机版|小黑屋|能源环保网
( 苏ICP备17048878号-1 )
发表于 2007-9-6 14:27:33
变色卡