化工园区热电联产电厂脱硫调试大纲

1、重庆化工园区热电联产发电厂2X440T/H机组烟气脱硫工程烟气脱硫工程调试大纲 林玉光 侯引平山东国信环境系统股份2021年02月目录一、前言1二、调试采用的标准和规范2三、工程概况3四、调试组织和职责11五、调试工作原则和执行程序16六、调试范围23七、脱硫系统调整试运行的原则方案26八、调试应编制的措施、调试技术手册和移交的文件36九、168小时试运应达到的经济技术指标40十、保质降耗、创精品工程41十一、反事故措施46附录一：分系统及整套启动主要调试技术措施明细表49附录二：电气、热工保护投入状态确认表50附录三：热态调试期间主要技术指标记录表51附录四：自动装置投入情况统计表52附录五

2、：主要保护投入情况记录表53附录六：热态调试期间吸收塔浆液分析结果54附录七：热态试运行期间的石膏化学分析结果55附录八：试运指挥部人员名单56一、 前 言为了指导重庆化工园区热电联产发电厂2X440T/h机组烟气脱硫工程的调试工作、提高调试的质量、合理控制工期，协调各方面工作，使调试顺利高质量的完成，为确保工程能符合“更安全、更可靠、更先进、更经济、更规范、更环保；创一流”的要求，贯彻“安全为天，质量为本”的方针，特编制本调试大纲。本调试大纲是该套烟气脱硫装置（以下简称FGD装置）启动调试过程中的纲领性文件。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

3、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

4、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，坚决贯彻“安全第一”方针，严格执行各项“安全法规”、制定和执行事故防范措施，执行“预防为主”的方针，做到防患于未然，不因为脱硫试运的原因引起主机侧误跳闸或设备被误切除。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。本调试大纲由山东国信环境系统股份组织编制，经试运指挥部审查、批准后生效。作为指导调试整

5、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大纲主要依据以下规范和标准编写：2.1火电工程启动调试工作规定（建质199640号）2.2火电工程达标投产考核标准（国电电源2006218号）2.3电力工程达标投产管理办法（2006年版）2.4电力建设工程质量监督规定（电质监 20023号）2.5基建移交生产达标考核办法2.6火力发电建设工程启动试运及验收规程（2021年版）2.7火电工程启动调试工作规定（1996年版）2.8国家电力公司火电优质工程评选办法（2001年版）2.9电力建设安全健康与环境管理工作规定国电电源200249号

6、2.10防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发2002589号2.11电力设备预防性试验规程（DL/T596-1996）2.12电力工业锅炉压力容器监察规程（DL612-1996）2.13火电机组热工自动投入率统计方法（电建）1996159号2.14中华人民共和国工程建设强制性条文-电力工程部分2006版2.15火电厂烟气脱硫工程调整试运及质量验收评定规程DLT 5403-20072.16 本期工程设计资料2.17 相关设备厂家说明书、图纸等资料。2.18重庆化工园区热电联产发电厂2X440T/h机组烟气脱硫工程合同及技术协议三、 工程概况本期工程建设规模为2×440t/h循环

7、流化床1×CC50MW抽凝机组。本技术协议书仅适用于重庆白涛化工园区热电联产新建工程用2×440t/h高温高压循环流化床锅炉石灰石-石膏湿法烟气脱硫工程。本工程按2×440t/h锅炉烟气脱硫工程在B-MCR工况下采用石灰石-石膏湿法全烟气脱硫、脱硫效率不低于98.8%、脱硫装置年利用小时数不小于8000小时、使用寿命为30年。整套脱硫系统中吸收剂制备系统、石膏脱水系统、工艺水系统为公用，每台机组设置两台吸收塔和烟气系统。不设增压风机，不设旁路烟道。吸收塔循环泵、喷淋层设置4级及4层。3.1脱硫工艺说明工艺系统包括：烟气系统、SO2吸收系统、石灰石浆液制备系统、石膏

8、脱水系统、工艺/工业水系统、排放系统。烟气系统从锅炉引风机后引出的烟气，直接进入吸收塔。在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾后，直接接入电厂烟囱排入大气。本工程不设置旁路烟道，对原烟道、净烟道均进行防腐。为了保证脱硫系统的安全稳定运行，在锅炉烟气温度异常升高或者浆液循环泵停运时，安装在原烟道前端的事故喷淋系统可以对烟气进行喷水降温，使吸收塔入口的烟气温度在允许的范围内。SO2吸收系统进入吸收塔的石灰石浆液在吸收塔浆池中溶解，通过调节进入吸收塔的石灰石浆液量或吸收塔排出浆液浓度，使吸收塔浆池pH值维持在4.55.5之间以保证石灰石的溶解及SO2的吸收。烟气在吸收塔内经过吸收塔浆液循环洗涤冷却并除

9、去SO2。脱硫后净烟气由装设于吸收塔后部的3级屋特制除雾使烟气中液滴浓度不大于75mg/Nm3。除去雾滴后的净烟气接入主烟道，并经烟囱排入大气。脱硫反应生成的反应产物经吸收塔氧化风机鼓入吸收塔浆液的氧化空气强制氧化，生成硫酸钙并结晶生成二水石膏，主要成分为二水石膏的吸收塔浆液由石膏浆液排出泵排出吸收塔。SO2吸收系统可细分为吸收塔本体、浆液循环系统、脉冲悬浮系统、氧化空气系统及石膏浆液排出系统。根据BMCR工况下烟气量以及烟气中SO2含量，本FGD装置每台吸收塔设置4台浆液循环泵，采用4层浆液雾化喷淋方式。吸收塔除雾器布置于吸收塔后端，烟气穿过循环浆液喷淋层后，再连续流经三级除雾器除去所含浆液

10、雾滴。在各级除雾器的上面和下面各布置一层清洗喷嘴。为防止吸收塔浆液中固体物的沉积，设置三台侧搅拌器对塔内浆液进行扰动。浆液搅拌系统由安装在塔外的搅拌器提供扰动动力。烟气本身含氧量不足以氧化反应生成的亚硫酸钙，因此需提供强制氧化系统为吸收塔浆液提供氧化空气。氧化空气把脱硫反应中生成的半水亚硫酸钙(CaSO3·1/2H2O)氧化为硫酸钙并结晶生成石膏(CaSO4·2H2O)。当吸收塔浆液浓度达到设计值时，石膏浆液泵投运，在低负荷工况下，石膏浆液泵是一种间断运行方式，其启停信号主要取决于吸收塔浆液浓度。石灰石浆液制备系统进厂的石灰石粉通过罐车自身带的高压泵直接打入石灰石粉仓储存，

11、石灰石粉仓在浆液箱的上部，通过管道及阀门与制浆箱想通，需要制浆时通过调节粉仓下边的阀门控制对制浆箱的加粉量，达到制浆目标。石灰石浆液箱中的浆液，通过石灰石浆液泵送入吸收塔。每座吸收塔配有一条石灰石浆液输送管，石灰石浆液通过管道输送到吸收塔。石膏脱水系统吸收塔内的石膏浆液通过石膏浆液排出泵送入石膏浆液旋流站浓缩，浓缩后的石膏浆液（含固量约为750g/l）自流至真空皮带脱水机进行脱水。脱水后表面含水率小于10的石膏送入石膏库存放待运。真空皮带脱水机的滤液进入回收水箱，经回收水泵送回吸收塔循环及磨机车间制浆。石膏脱水系统设计满足本期2×440T/h机组脱硫装置的要求。包括两台石膏浆液旋流站

12、、两台真空皮带脱水机及其附属的滤布和石膏冲洗设备及滤液罐、两台真空泵、一座石膏储存车间。工艺/工业水系统工艺水提供除雾器冲洗水，管道、泵的冲洗水，以及设备密封冷却水。本工程设有一个工艺水箱、三台工艺水泵，两台事故水泵，两台密封水泵。由于工艺水系统中瞬时用水量占有很大比例，所以事故水泵及工艺水泵的选取满足瞬时最大用水量要求。工艺水系统为两炉一套设置。(1) 工艺水箱的可用容积为88m3。(2) 事故水泵出力按350m3/h，扬程20m选取。(3) 工艺水泵出力按55m3/h，扬程50m选取。共三台，二用一备。(4) 密封水泵出力按70m3/h,扬程20m选取。共二台，一用一备。排放系统本系统主要

13、作用是将吸收塔区域、石灰石浆液制备和石膏脱水车间的浆液管道排放液或管道冲洗水通过排水池泵回收利用。同时设计事故浆液箱系统用于吸收塔检修排放液。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排水池内，吸收塔区域设置一个排水池，石灰石浆液制备区和石膏脱水区各设置一个排水池。事故浆液箱设计为当吸收塔需检修排空时可贮存单个吸收塔内浆池浆液，并可作为吸收塔重新启动时的石膏晶种。事故浆液箱的有效容积为1455m3。设置一台事故浆液泵，作为搅拌及浆液返回吸收塔用。3.1.7压缩空气系统FGD装置需要的仪表用、检修用气气源由业主提供。FGD区域设置一台1m3仪用空气储气罐。3.2控制

14、系统A. 脱硫装置应有完善的热工模拟量控制系统，以满足同负荷阶段中脱硫装置安全经济运行的需要，还应考虑在装置事故及异常工况下与相应的联锁保护协调控制的措施。控制系统应有联锁保护功能，以防止控制系统错误的及危险的动作，联锁保护系统在FGD设备安全工况时，应为维护、试验和校正提供最大的灵活性。B. 如系统某一部分必须具备的条件不满足时，同时，联锁逻辑应阻止该部分投“自动”方式，在条件不具备或系统故障时，系统受影响部分应不再继续自动运行，或将控制方式转换为手动方式。C. 控制系统任何部分运行方式的切换，不论是人为的还是由联锁系统自动的，均应平滑进行，不应引起过程变量的扰动，并且不需运行人员的修正。D

15、. 对某些重要的关键参数，应采用三重冗余变送器测量（烟气SO2分析仪除外）。对三重冗余的测量值，系统应自动选择中值作为控变量，而其余变送器测得的数值，若与中值信号的偏差超过预先整定的范围时，应进行报警。如其余二个信号与中值信号的偏差均超限报警时，则控制系统受影响部分应切换至手动。E. 运行人员可在键盘上将三选中的逻辑切换至手动，而任选三个变送器中的某一个信号供自动用。F. 对某些仅次于关键参数的重要参数，应采用双重冗余变送器测量，若这二个信号的偏差超出一定的范围，则应有报警，并将受影响的控制系统切换至手动，运行人员可手动任选二个变送器中的一个信号用于投自动控制。G. 在使用不冗余变送器的测量信

16、号时，如信号丧失或信号超出工艺过程实际可能范围，均应有报警，同时系统受影响部分切换至手动。H. 控制系统的输出信号应为脉冲量或420mA连续信号，并应有上下限定，以保证控制系统故障时FGD设备的安全。I. 控制系统所需的所有校正作用，不能因为驱动装置达到其工作范围的控制信号需进行调整而有所延滞。J. 在控制电源全部或部分故障时，被控装置应保持原位。K. 全部控制系统当切至手动方式时，应都能在运行员站上用键盘或屏幕光标操作。L. 控制系统应监视设定值与被控变量之间的偏差，当偏差超过预定范围时，系统应将控制切换至手动并报警。3.3电气系统本厂10kV系统为中性点不接地系统。脱硫系统高压10kV段布

17、置在脱硫岛系统内，由主厂房10kV供两路电源。分界点在脱硫10kV段高压进线处。所有开关柜采用中置式，断路器采用固封真空断路器。本厂380/220V系统为中性点直接接地系统。开关柜采用抽屉式。脱硫岛380/220V系统采用集中布置方案，低压设380/220V脱硫A、B段，由两台低压干式变供电。两台低压干式变互为备用，电源分别引自脱硫10kV段。380/220V脱硫A、B段之间设联络开关，正常运行时，两段母线分列运行，当其中一段失电，自动投入联络断路器，由另一台带两炉脱硫低压负荷。75kW及以上的电动机回路、接于PC上的MCC馈线回路的保护电器采用框架式断路器，75kW及以下的电动机回路采用智能

18、马达控制器（博瑞尼等产品）。MCC上的馈线回路的保护电器采用塑壳断路器。低压电器的组合应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。低压系统应有不少于30%的备用配电回路。回路全部采用塑壳断路器和框架型断路器，400A及以上回路采用框架断路器，开关采用国内先进产品。母联及进线框架断路器采用施奈德产品。交流保安电源本工程主厂房无交流保安电源。脱硫岛需要直流控制电源由主厂房提供。交流不停电电源系统UPS为本期脱硫岛DCS及其它一些重要负荷供电。UPS的输出电气参数由承包方根据设计需要决定。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30分钟。UPS正常运行时负荷率不大于

19、100%。UPS为三进单出型。UPS备用馈线回路不少于20%。UPS所用直流电源由UPS自带。控制与保护控制方式脱硫岛电气系统纳入DCS控制，不设常规控制屏。纳入脱硫岛监控的电气设备包括：脱硫岛10kV断路器、380V PC进线及分段开关、MCC开关、脱硫变压器、UPS。电气系统与DCS的联锁控制采用硬接线，监视信号通过通信接口以总线方式送至DCS。脱硫岛10kV断路器、框架式断路器的控制电压采用直流220V，其余控制电压采用交流220V。信号与测量脱硫岛控制室不设常规音响及光字牌，所有开关状态信号、电气事故信号及预告信号均送入DCS。脱硫岛控制室不设常规测量表计，所有规程规定需要在DCS上显

20、示的电气连续量信号（电流、电压、功率等），应在开关柜中采用变送器将其变成420mA信号输出送入DCS，或由智能测控模块将其变为数字信号通过通信接口以总线方式送至DCS，所有进入DCS的开关量信号均为无源干接点信号。上传DCS变送器，产品性能等级为0.5级。测量点按电测量及电能计量装置设计技术规程配置。脱硫岛就地或远方（根据规程规定）至少应有如下电气信号及测量(不限于此)：10kV高压厂用电源电流、电压；380V低压厂用母线电压；UPS输出母线电压、电流、频率、输入直流电压；10kV高压电动机及40kW以上低压电动机单相电流。10kV开关合闸、跳闸状态、保护动作、保护装置故障、控制电源消失；38

21、0V低压PC进线及分段开关所有开关合闸、跳闸状态、控制电源消失；干式变压器温度（如有）；所有电动机的合闸、跳闸状态、控制电源消失；脱硫岛低压变压器进线以及10kV高压电动机装设有功电度表；其脉冲输出送入脱硫DCS，实现脱硫岛重要设备自动计量。（所有信号送到DCS系统）3.4.1 煤质分析资料煤质资料表名 称符 号单 位设计煤种校核煤种碳（收到基）Car%46.7541.33氢（收到基）Har%2.282.19氧（收到基）Oar%1.511.58氮（收到基）Nar%0.630.6全硫（收到基）St, ar%5.455.84氯Cl%0.024-氟Fmg/kg282-全水份Mt%4.95.0水分（空

22、气干燥基）Mad%0.94-挥发份Vdaf%15.015.0灰份（收到基）Aar%38.4843.46固定碳FCar%45.56-焦渣特征2-低位发热量Qnet，arkJ/kg1771016360哈氏可磨性指数HGI44-灰变形温度DT1180-灰软化温度ST1340-灰半球温度HT1360-灰熔融温度FT1430-灰成分分析二氧化硅SiO2%40.04-三氧化二铁Fe2O3%16.8-三氧化二铝Al2O3%28.18-氧化钙CaO%4.03-氧化镁MgO%1.14-二氧化钛TiO2%2.82-氧化钾K2O%1.85-氧化钠Na2O%0.77-二氧化锰MnO2%0.116-天然气成分本工程锅炉

23、采用天然气作为点火及助燃用燃料，天然气的成分分析见下表：天然气成分分析表名 称单 位数 值He%0.04H2%0.003O2%0.03N2%0.94CH4%96.63C2H6%0.54C3H8%0.05i-C4H10%0.002n-C4H10%0.003CO2%1.76总硫mg/Nm320.04有机硫mg/Nm35.22低位发热量kJ/ Nm3351693.4.3 FGD入口烟气参数（按设计煤种5.45%含硫量考虑）设计基础参数表序号项目单位设计煤种校核煤种1锅炉最大连续蒸发量（B-MCR）t/h4404402单台锅炉耗煤量t/h 69.8675.623机械不完全燃烧损失（q4）%2.813.

24、224设计煤种含硫量Sar% 5.455.845设计FGD烟气脱硫效率%98.898.86设计装置可用率% 95957脱硫装置入口烟气量（按锅炉B-MCR工况440t/h、过剩空气系数按1.31计算，以上数据未考虑富余量）标态，湿基Nm3/h459789447488标态，干基Nm3/h4308824177838脱硫装置入口烟气温度设计值(100/75/50%BMCR) 140/140/140140/140/140最高连续运行温度(8小时)2002009脱硫装置出入口烟气压差BMCR 工况Pa2000200010水平烟道阻力及烟囱阻力（正压）BMCR 工况Pa20020011FGD脱硫装置入口S

25、O2排放浓度（标况、干态、=1.4）mg/Nm3 162731937612FGD脱硫装置出口SO2排放浓度（标况、干态、=1.4）mg/Nm320013FGD脱硫装置出口烟尘浓度（标况、干态、=1.4）mg/Nm33014锅炉年利用小时h800015烟囱（两炉共用一座烟囱，内筒材质为复合钛板）出口内径4.8m，高度180m16脱硫装置入口粉尘含量mg/Nm3503.4.4石灰石分析资料本工程采用循环流化床炉后石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，炉后湿法烟气脱硫效率98.8%。本工程脱硫剂采用石灰石粉。成品石灰石粉由白涛联普采石场提供并用密封罐车运至本项目。石灰石矿的主要成份分析结果见下表所示：石灰石

26、成分编号孔深Fe2O3AL2O3CaOMgOTiO2ClA1.362.3847.271.150.220.003B1.182.2447.241.340.210.005C0.461.1251.850.710.100.014D0.851.2248.162.800.120.014石灰石粉细度：300目（筛余量小于5%）。3.4.5工艺水设计资料用于FGD系统的工艺水为电厂工业水(工业水源为河网水)及部分工业回用水（RO浓水、工业废水系统出水）。四、 调试组织和职责根据电力行业颁布的有关规定，结合本期脱硫工程的特点，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

27、、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、监理、安装单位、合同商、设计单位、国内外设备供货商。调试的组织机构设有：试运指挥部、验收检查组、生产准备及试运行组、综合组、分部试运组、整套启动试运组。组织机构关系图如下：组织机构关系图脱硫试运指挥部分部试运组整套试运组生产准备组综合组验收检查组各专业组各专业组生产运行保卫、后勤、资料热控热控电气工艺电气工艺4.1各级组织机构的组成和职责4.1.1脱硫试运指挥部由山东国信环境系统股份基建单位、重庆化工园区热电联产发电厂有关部门、工程监理公司、和调试单位组成试运指挥部，设总指挥一名、副总指挥若干名。总指挥由工程主管单位任命。副总指挥由

28、各单位协商，提出组成人员名单，并报重庆化工园区热电联产发电厂批准。脱硫试运指挥部下设：分部试运组、整套试运组、验收检查组、生产准备组、综合组。试运指挥部在分部试运行之前一个月组成并开始工作，办理完生产移交手续结束。脱硫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FGD 整套启动试运的常务指挥工作，协调解决FGD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。4.1.2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

29、产移交手续结束。设组长一名、副组长若干名。分部试运组下设专业组：工艺专业组、电气专业组和热工控制专业组。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，组织和办理分部试运后的验收签证及资料的交接等。受试运指挥部领导，向试运指挥部负责。4.1.3整套试运组整套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。整套试运组下设调试专业组：工艺专业组、电气专业组和热工控制专业组。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

30、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。4.1.4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。验收检查组组长由建设单位出任，副组长由工程监理公司出任，各参加单位协商组成成员，并报建设单位、生产单位批准。验收检查组下设：工艺专业组、电气专业组和热控专业组。验收检查组的主要职责是：负责FGD 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。4.1.5生产准备组生产准

31、备组在分部试运行之前组成并开始工作。生产准备组组长由重庆化工园区热电联产发电厂生产部门出任。生产准备组的主要职责是：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、试运所需的规程、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。4.1.6综合组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

32、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。受脱硫专业组领导，向脱硫专业组负责。4.1.7专业组专业组在分部试运行之前组成并开始工作，对于脱硫工程专业组由工艺、热控、电气专业等组成。专业组组长一般由相关单位分别出任，并报试运指挥部批准。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电厂的建设部门协助试运指挥部做好脱硫调试过程中的组织管理；参加试运各阶段的工作检查、交接验收和竣工验收工作

33、；协调总承包单位与监理单位、性能试验承办单位的关系；协调脱硫装置试运过程中与生产部门的关系；组织落实脱硫装置性能试验相关问题。电厂的生产部门负责运行人员的配备、培训、上岗；提供调试期间所需要的各种调试记录表格、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。参加调试过程中设备的检查和验收移交，实施设备和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和事故处理，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

34、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。根据要求做好相关资料工作。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。4.2.3电厂的设备维护部门负责检修、试验人员的配备、培训、上岗；并派工艺、仪控、电气人员参与调试全过程，承担调试单位和设备维护部门协商好的具体工作。4.2.4监理单位负责对调试过程中的质量、安全和进度进行监督控制，对调试过程中的信息进行管理，组织并参加调试方案、措施的讨论，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

35、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、调试措施，参与协调工程的分系统试运行和整套试运行工作。4.2.5总承包方单位全面负责脱硫工程调试期间的组织、指挥、协调管理工作；对调试期间的安全管理、质量控制、进度控制负责；协调各分包商之间的关系；组织验收签证工作和试运设备的代保管工作；负责试运期间的档案资料管理工作。对所供设备和FGD装置的性能保证负全责，负责提交详细的调试技术手册、对用户人员进行必要的技术培训。另外作为总承包商，还要承担相应的主要设计职责，在调试期间配合设备、系统调试的全部工作，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，

36、提交完整的设计图。对所供设备进行调试、启动、运行技术指导和技术支持，对设备性能负责。负责设备完善工作，及时消除制造缺陷。4.2.6调试单位（山东国信公司）本项目的主调试单位是山东国信公司。由山东国信公司选派调试经理。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；负责提出整套试运中重大技术问题的解决方案并协助解决；负责所承担的分系统调试工作

37、；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，提出验收签证申请，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安装图，交业主或安装单位实施。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。安装单位负

38、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。4.2.8 FGD系统的设备供货商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，对所供设备的性能负责。负责设备完善工作，及时消除制造缺陷。五、 调试工作原

39、则和执行程序5.1调试工作原则原则上，调试工作执行主体工程已经发布执行的调试工作流程和管理程序。调试试运行在试运指挥部的领导下，由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脱硫装置的启动调试工作，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。在调试及试运期间，特别是脱硫装置实际进烟气后，应确保主机运行的安全和稳定，不出现因脱硫装置的原因而导致主机跳闸现象。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，确保调试过程的安全、进度和质量。运行人员从分系

40、统试运起，接受整套启动试运组的领导，按照试运方案或调试人员要求运行人员进行监视和操作，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

41、统设备的影响，并及时通知现场指挥及有关人员。调试人员在进行调试工作前应向安装、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

42、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，并立即报告专业调试人员。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分部试运文件分部试运调试措施作为分部试运和调试的指导性文件，分别由安装单位和调试单位参照山东国信提交的相关技术手册进行编写并经审批后执行。重要调试措施报试运指挥部、由试运总指挥批准。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，分系统试运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

43、调试、单机试转文件，基本项目包括：1)经批准的试运方案或措施（安装单位提供）；2)启动前检查验收签证卡（安装单位提供）；3)已会签的新设备分部试运申请单（安装单位提供）；4)单机试转技术记录表格和试转质量检验及评定签证单（安装单位提供）；5)试转范围流程图或系统图（安装单位提供）；6)单体调试签证方：（安装单位、监理、建设/生产）；分系统试运文件，基本项目包括：1)经批准的试运措施（调试单位）；2)分系统试运验收签证卡（安装单位、调试单位、监理、建设/生产）；3)分系统试运技术记录表格和试运质量检验及评定签证单（试运结束后由调试单位）。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

44、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。分部试运后的签证每项分部试运项目试运合格后应由安装、调试、监理、建设/生产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，由安装单位组织监理、建设/生产、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，由北疆电厂工程部组织监理、建设/生产、调试等单位检查、验收；验收不合格的项目不能进入分系统试运

45、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、调试单位组织安装单位、调试单位、建设/生产单位、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。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安装单位负责。未经建设/生产、监理、调试和安装单位代表验收签字的设备系统，不得“代保管”，不得参加整套启动调试。设备及系统的代保管，由安装单位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

46、管设备、系统代保管的实施，并在调试人员的指导下进行运行监护操作。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、计划由调试单位负责编写，建设/生产、监理、安装单位等各方共同讨论、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。整套启动的标志工序为FGD装置首次通烟气。2)整套启动申请报告整套启动申请报告由调试单位向试运指挥部提出。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、调试等安装质量、

47、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 由监理负责组织建设/生产、监理、调试、安装单位组成检查组，根据整套启动调试措施的要求并参照重庆化工园区热电联产发电厂基建管理相关文件对启动前的条件、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

48、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。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、安装单位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

49、，做出详细记录。完成整套启动试运后，由建设/生产、调试、安装、总承包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，由整套试运组组织调试、总承包、建设/生产、安装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小时试运阶段技术指标记录表调试单位附录168小时试运阶段主要运行指标记录表调试单位附录试运过程运行参数记录表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调试试运行的管理缺陷处理管理执行相关的重庆化工园区热电联产发电厂机组缺陷管理程序。保管流程准备代保管的设备系统应制定代保管协议，明确代保管

50、范围、职责、代保管后的管理方法。代保管申请由安装单位填写，报建设单位，建设单位组织各方检查确认后，向生产单位提交代保管协议，由安装与生产单位签署。生产准备组实施代保管。代保管的设备系统在代保管前，由总承包单位组织安装、建设/生产、监理等各方单位进行检查，并填写代保管卡。遗留的问题及处理意见在卡中说明。生产单位在代保管前应作好人员、资料、工具准备，编写相应的管理规程和制度，代保管后的设备系统运行单位按正式运行进行管理，安装、调试方在对代保管设备进行调试、消缺时，填写工作票，由运行负责人批准。代保管设备系统在移交生产前由安装单位负责维修和消缺。定值及软件修改流程热工定值由山东国信公司及其他设备厂家

51、提供，调试单位汇总后书面报生产单位批准后以书面下发各单位整改。热工定值修改时，提出的归口方及修改的实施方都是山东国信公司，提出方应填写定值修改申请并说明原因经山东国信公司确认并签字，由山东国信公司汇总并报生产单位同意后，由DCS调试人员实施。电气定值由生产单位提供，山东国信汇总后发放有关单位。在调试过程中如需修改，提出方应填写定值修改申请并说明原因，需经生产单位同意后才能进行修改。168小时结束后，山东国信公司向生产单位提交热工专业及电气专业最终版定值表资料。在对DCS软件逻辑进行修改时，必须由国信公司执行。一般问题由调试提出，经过国信公司认可后，由国信公司组织实施软件修改。对重大问题须经建设

52、/生产、监理、国信公司、安装等单位讨论确认后方可进行修改，所有修改必须记录在案，国信公司应对修改的软件进行及时备份。接线修改调试中发现的施工接线问题，由安装单位负责进行修改。调试中发现的设计接线问题，由山东国信调试向相关单位提出技术联络单。经设计院进行修改后，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，安装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，须经过调试方许可后方可进行，并作好记录。验收签证验收签证工作由建设/生产、监理、安装、调试四方执行。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

53、的人员如未到场则视同同意检查结果，事后补签。由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、 调试范围山东国信公司调试指导工艺系统范围内各主要辅机的单机调试工作，掌握试运情况和问题，指导安装单位处理试运出现的问题，确认是否符合分部试运条件；检查主要设备和系统。山东国信公司调试组织工艺系统范围内各主要辅机的分系统试运工作，掌握试运情况和问题，确认是否符合整套启动条件。FGD装置调试范围包括：6.1 FGD工艺部分:611石灰石浆液制备系统 石灰石浆液箱及石灰石浆液输送系统的调试。6.1.2烟气系统包括吸收塔烟道出口挡板、事故喷淋系统的调试以及烟气系统冷态试验。6.1.3石膏

54、脱水系统包括石膏浆液排出泵、石膏水力旋流器、真空皮带脱水机、真空泵、滤液箱及滤液泵、滤布滤饼冲洗水箱和冲洗水泵、废水旋流站给料箱及给料泵、废水旋流站、废水箱和废水泵、石膏输送皮带、石膏储仓等系统及其附属系统的调试。6.1.4SO2吸收系统包括吸收塔、除雾器、吸收塔进口烟气冷却及事故喷淋系统、氧化风机系统、石膏浆液排出泵等。6.1.5排空系统包括事故浆液箱、事故浆液箱排出泵、排水坑、事故状态吸收塔的放空和排空等系统及其附属系统的调试。6.1.6公用系统包括工艺水/工业水系统（两台机组共用）、厂用空气（两台机公用）、仪用空气（两台机公用）及其附属系统的调试。6.2 FGD电气部分6.2.1 脱硫岛

55、内所有10kV用电设备（包括电动机和变压器）的电源由业主的10kV开关柜引接。10kV电源与脱硫岛的分界点在业主10kV馈线柜接线端子处。6.2.2 脱硫低压变6.2.3 380/220V系统采用PC（动力中心）6.2.4 380/220V系统采用MCC(电动机控制中心)6.2.5 事故保安电源6.2.6 交流不停电电源(UPS)系统6.2.7 直流系统6.2.8 二次线、继电保护及自动装置6.2.9 过电压保护及接地6.3化学分析系统调试6.3.1 吸收塔浆液分析包括（PH值；浆液含固率；浆液密度；滤液：SO32-、Ca2+、Mg2+、Cl-、F-、SO42-；固体：CaCO3、CaSO4·2H2O、CaSO3·1/2H2O等）6.3.2脱硫剂分析包括石灰石成分分析（CaCO3、MgCO3、水分、盐酸不溶物；石灰石颗粒分布）；石灰石浆液浓度测试；石灰石浆液固相粒径分析。6.3.3石膏分析包括（PH值；盐酸不溶物；浆液含固率；水分；颗粒分布；化学成分：CaCO3、CaSO4·2H2O、CaSO3·1/2H2O、：SO32-、Cl-、F-、石膏品质等）6.