公用系统调试报告
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目 录
1．系统概况... 1
1.1工艺水系统... 1
1．2压缩空气系统... 2
2．调试目的... 2
3．主要设备参数... 3
4．系统调试... 3
4.1 调试内容... 3
4.2各设备及辅助系统的传动试验... 3
4.3工艺水泵及工艺水泵出口母管压力的调整... 3
4.4除雾器冲洗水系统压力的调整... 4
4.5工艺水箱液位校验... 5
4.6公用系统的热态调试... 5
5 .调试期间的主要问题与建议... 5
6 .公用系统运行画面... 6
1．系统概况
FGD公用系统主要包括工艺水系统、压缩空气系统、石膏皮带脱水系统。由于脱水系统比较复杂，另单列作调试报告。
1.1工艺水系统
脱硫岛工艺水系统包括主机至脱硫工艺水箱的工艺水系统和辅机冷却水系统，工艺水箱一个，用于暂时储存主机供给脱硫的工艺水。辅机冷却水不设置水箱，直接由主机供给脱硫湿式球磨机轴承冷却水、吸收塔浆液循环泵减速机冷却水、增压风机电机润滑油站冷却水。其回水排放到就近的集水坑，送回吸收塔再次利用。工艺水箱的水根据其作用不同，又分为工艺水系统和除雾器冲洗水系统，这主要取决于泵的称谓不同而已。工艺水系统设计两台工艺水泵，每台泵出口设置止回阀，以便两台泵之间正常的运行切换而不相互影响，两台泵一运一备，出口管道母管设置再循环管道回到工艺水箱，保证脱硫系统无用水之处，工艺水泵也能维持正常运行；除雾器冲洗系统设置四台除雾器冲洗水泵，每台泵出口设置止回阀，以便两台泵之间正常的运行切换而不相互影响，四台泵每两台一组，每组两台泵之间互为联锁，两台泵出口母管设置再循环管道，保证脱硫系统无用水之处时除雾器冲洗水泵也能正常运行。两组之间母管设计了一联络手动阀，当一组内的两台泵均故障检修时，可以通过另一组内泵运行来达到调整的目的。工艺水箱的进口设计了一自动补水阀，当工艺水箱液位高时，补水阀自动关闭；当工艺水箱液位低于某一数值时，补水阀自动打开。该补水管道上设计一流量计，流量计前设计一手动蝶阀，便于在流量计和电动阀故障情况下检修。
工艺水系统的用水点：
l 滤液系统的冲洗和滤液箱的补水
l #1、2球磨机轴承润滑油站的冷却水
l #1、2球磨机出口浆液再循环泵及管道以及石灰石旋流器密度计的冲洗
l 石灰石浆液泵及管道的冲洗水
l 制备区集水坑泵出口管道冲洗水
l 滤布冲洗水箱的补水
l #1、2真空泵的密封水
l 石膏浆液分配箱的冲洗水
l 废水给料泵及管道的冲洗水
l 废水泵及管道的冲洗水
l 石膏脱水楼和制浆楼浆液泵的机封冲洗水
l 除雾器冲洗水系统的用水点：
l 至吸收塔事故喷淋水
l循环泵冲洗水
l除雾器冲洗水
l石膏浆液排出泵冲洗水
l吸收塔集水坑泵冲洗水
l氧化空气冷却水
l氧化空气冲洗水
l吸收塔搅拌器冲洗水
l吸收塔PH计、密度计冲洗水
l事故浆液系统冲洗水
1．2压缩空气系统
#1、#2号脱硫装置压缩空气由主机仪用空气系统提供。贮气罐供气压力为0.5-0.65MPa。
仪用空气用气点：
l 吸收塔浆液循环泵进口阀门气动气源
l 皮带脱水机滤布纠偏气源
l 烟气分析仪吹扫气源
l 废水处理系统氧化箱用气
2．调试目的
公用系统在安装完毕并完成分部试运后，对系统各设备按照设计参数进行调整，使其参数达到设计要求，同时对施工 、设计和设备质量进行考核，以满足FGD 正常运行。
3．主要设备参数
工艺水系统主要设备参数
压缩空气系统主要设备参数：
4．系统调试
4.1 调试内容
调试内容主要包括工艺水系统的联锁试验、工艺水系统的压力调整、工艺水泵及除雾器冲洗水泵保护试验、系统顺控启停、水箱进水阀联锁试验以及热态期间的调试。
4.2各设备及辅助系统的传动试验
对公用系统各设备及阀门进行了CRT启停操作和校对试验，包括开关方向、执行机构的灵活情况、就地开度与表盘反馈值校对等项目。经过校验与处理，各设备在均能在CRT上启停，各仪表信号显示正确。
4.3工艺水泵及工艺水泵出口母管压力的调整
工艺水泵设计为手动阀，泵出口设计止回阀。正常运行时，泵入口阀开启。当泵启动后，泵出口阀自动打开。泵出口的再循环管道调整泵出口压力，再循环管道上安装有自立式调节阀，调节其开启压力约比泵的额定压力稍高一点即可。工艺水泵扬程设计为55m，自立式调节阀的开启压力设定在0.6MPa。
4.4除雾器冲洗水系统压力的调整
除雾器冲洗水系统与工艺水系统一样，进口设计为手动阀，出口设计止回阀，以便一台泵故障时，联锁状态下，另一台泵自动启动而不对故障的泵造成任何影响。除雾器冲洗水泵出口母管也设计再循环管道，再循环管道上设计自立式调节阀，调节自立式调节阀的开启压力设定值，可以调整泵出口管道的压力。除雾器冲洗水泵出口压力设定值为0.70MPa。
工艺水泵及工艺水系统的联锁与保护试验
除雾器冲洗水泵及除雾器冲洗水的联锁与保护试验
4.5工艺水箱液位校验
工艺水箱的液位校验了3点，现场测得800mm，3000mm，4500mm；CRT上分别对应显示为802mm，3002mm，4501mm。现场测定的数值与DCS画面显示数值一致。
4.6公用系统的热态调试
公用系统的热态调试分两个阶段。从20##年12月02日#2FGD热态通烟气和20##年12月13日至12月20日#2FGD 168小时试运结束为一个阶段；第二阶段为20##年12月31日#1脱硫装置试运顺利结束。
4.6.1 20##年12月2日，启动工艺水泵、除雾器冲洗水泵，除雾器冲洗水泵出口压力0.70MPa，工艺水泵出口压力0.55MPa，工艺水泵、除雾器冲洗水泵运行稳定。
4.6.2 20##年12月21日，#1脱硫装置启动，但#2FGD168小时试运完毕仍然一直运行，没有停运。#1FGD热态和168小时试运期间工艺水泵和除雾器冲洗水泵一直运行正常，压力稳定。
4.6.3 在#1、#2FGD热态调试期间，主机空压机出口压力为0.6～0.71 MPa，满足现场仪表和气动阀门和废水氧化箱用气的需要。
5 .调试期间的主要问题与建议
调试期间总体来讲泵运行是平稳的，但也出现了一些小问题。
5.1工艺水泵在试运期间存在以下三方面问题
工艺水泵进口阀门为带位置反馈的手动蝶阀，手动阀再多次开关之后，开关状态未返回到DCS，但工艺水泵的启动条件必须是入口阀开启。这样当泵入口阀反馈信号未返回到DCS，工艺水泵就不满足启动条件。考虑到工艺水泵经常运行需要，DCS 组态已经取消工艺水泵入口阀开这限制条件。每次启动工艺水泵之前，运行人员必须就地检查工艺水泵进口阀门是开启的。
工艺水泵的顺控是在水泵启动后出口阀就打开，当阀门打开后，泵严重超电流跳闸，原因是泵出口母管是空的，阻力小，泵出力增加。
当开一只冲洗水阀时，泵电流也超。经分析原因，当阀打开后，泵出口压力下降幅度颇大，造成此现象的原因很可能是冲洗水管道设计大了或者泵选型小了。经与水泵厂家一起找原因，发现水泵的叶轮与电机不匹配。叶轮直径过大，扬程高，但流量小。经厂家将叶轮直径减小，扬程减小到0.60MPa，开一只阀门时已经不再过流跳闸了。
5.2除雾器冲洗水泵在试运期间，#1塔#2除雾器冲洗水泵电流信号变成坏点，无法监视电流。经查原因分析是该除雾器冲洗水泵抽屉内PT保护坏，现在已经更换PT保护，信号正常。
5.3在#2塔两台除雾器冲洗水泵启动向#2吸收塔供水时，除雾器冲洗水阀打开，没有水流声。经查，安装过程中将#2塔除雾器冲洗水母管与#1塔除雾器冲洗水母管接反。后经施工单位改管道，现在能连续向吸收塔内供水。
5.4由于每套脱硫装置都设计了两台除雾器冲洗水泵，一运一备。两台泵出口母管有手动阀连接，在单套脱硫装置运行的情况下，注意关闭该联络手动阀，除非需要时再打开；
5.5由于当地环境条件恶劣，冬季气温比较低，如果采暖情况不理想或者室内温度很低，在泵停止后，一定将泵进口阀关闭，进口管道和出口母管存水排掉，避免泵、管道、阀门被冻坏；
5.6 四台除雾器冲洗水泵试运期间也出现电机过流、扬程高的现象。原因与工艺水泵一样，经设备厂家处理后，不再跳闸，运行正常；
5.7建议在运行过程中，要勤于巡查和认真监盘，对发现的缺陷及时处理。另外建议至脱硫岛的水质要有保证，以保证设备的正常运行。
第二篇：烟气脱硫系统整套启动调试报告
目 录
1. 设备系统概述
2. 调试报告编写依据
3. 调试范围
4. 组织及分工
5. 调试程序
6. FGD整套启动调试情况分析
7. 168小时满负荷运行
8. 调试结论
9. 调试质量的检验
10 问题与建议
附图：168h中典型的CRT上FGD系统画面。
公司1、2号机组
烟气脱硫工程整套启动调试报告
电厂位于广东省台山市铜鼓镇，电厂首期为2×600MW燃煤火力发电机组，每台机组建设一套石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，用于处理该机组在BMCR工况下100%的烟气，脱硫率大于等于95%。锅炉引风机后的烟气经过脱硫增压风机和气—气换热器，进入鼓泡式吸收塔脱硫。净化后的烟气经过气—气换热器再热，然后从现有烟囱中排入大气。
该工程由北京博奇电力科技有限公司总承包，采用了日本EBARA荏原制作所的CT-121FGD技术。其中石灰石制浆系统、石膏脱水系统、事故罐、工艺水系统为两套共用；增压风机冷却水使用电厂闭冷水。20##年11月11日到11月18日完成1号机组烟气脱硫装置的整组调试，报告如下：
1． 设备系统概述
1.1 主要设计数据
1.1.1 原煤
台山电厂燃用神府东胜煤。锅炉设计使用的原煤资料如表1所示。
表1 锅炉设计使用的原煤资料
表2 煤质微量元素含量表
1.1.2 电厂主要设备参数
与脱硫系统有关的主设备参数见下表3。
表3 1、2号国产机组主要设备参数
1.1.3 气象条件，见下表4。
表4 气象条件
1.1.4 锅炉排烟设计参数
FGD设计工况为锅炉BMCR工况，燃用设计煤种，FGD入口烟气参数见表5。
表5 FGD入口烟气参数
1.1.5 石灰石分析资料,见表6。
表6 石灰石样品参数
1.1.6 工业水分析资料，见表7。
表7 工业水分析参数
1.1.7 闭式循环水
闭式循环冷却水的水质为除盐水，水温≤38°C，水压约0.5~0.6MPa(g)。除盐水水质如下：
硬度： 约0μmol/L
二氧化硅： ≤20μg/L
电导率（25℃）： ≤0.2μS/cm
1.1.8 配电
电压等级
功率<185kW的电机电压为380V 功率>185kW的电机电压为6000V
高压电源（AC/交流）
电压：6000V±5% 频率：50Hz±1% 相：3相
低压电源（AC/交流）
电压：380V±5% 频率：50Hz±1% 相：3相
照明电源（AC/交流）
电压：220V 频率：50Hz 相：单相
控制电源（DC/直流）
电压：220V 相：单相
1.2 性能与保证值
1.2.1 脱硫率
FGD装置SO2脱除率不低于95%。
SO2脱除率由下式表示：
1.2.2 烟气温度
在烟囱入口的温度：不低于80℃。
1.2.3 烟雾浓度
在除雾器出口的烟气中水滴含量： 低于50mg/Nm3（湿基）
1.2.4 石灰石消耗
不超过 11.8 t/h。
1.2.5电耗
不超过 12600 kW/h。
1.2.6水耗
不超过 150 t/h。
1.2.7石膏品质
水蒸汽： 不高于10％。
石膏纯度： 不低于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100×10-6（以无游离水分的石膏作为基准）
溶解于石膏中的F-含量： <100×10-6（以无游离水分的石膏作为基准）
Mg含量： <450×10-6（以无游离水分的石膏作为基准）
1.3 工艺说明
1.3.1 工艺系统原理
台山发电厂的烟气脱硫装置(FGD)主要由8个部分组成: 1)烟气部分； 2)SO2吸收部分； 3)石灰石浆液制备部分； 4)石膏脱水部分； 5)公用部分；6）污水处理系统；7)热控部分、8）电气部分等。
主要工艺原理说明如下。
1.3.1.1 烟气部分
来自锅炉引风机的烟气,经增压风机增压后进入烟气－烟气加热器(GGH)。在烟气－烟气加热器中,烟气(未经处理)与来自吸收塔的洁净的烟气进行热交换后被冷却。被冷却的烟气引入到烟道的烟气冷却区域。
来自吸收塔的洁净烟气进入烟气－烟气加热器。在烟气－烟气加热器中,洁净的烟气与来自锅炉的烟气进行热交换后,被加热到80℃以上。被加热的洁净的烟气通过烟道和烟囱排向大气。
在锅炉起动阶段和烟气脱硫设备(FGD)停止运行时,烟气通过旁路烟道进入烟囱。
1.3.1.2 SO2吸收部分
来自烟气－烟气加热器的烟气通过烟道的烟气冷却区域进入吸收塔。
在烟气冷却区域中,喷入补给水和吸收塔内浆液,使得烟气被冷却到饱和状态后进入由上隔板和下隔板形成的封闭的吸收塔入口烟室。装在入口烟室下隔板的喷射管将烟气导入吸收塔鼓泡区(泡沫区)的石灰浆液面以下的区域。在鼓泡区域发生SO2的吸收、氧化、石膏结晶等所有反应。发生上述一系列反应后,烟气通过上升管流入位于入口烟室上方的出口烟室,然后流出吸收塔。烟气离开吸收塔后,进入水平布置的除雾器去除烟气所携带的雾滴，经GGH排出至烟囱。
吸收塔内浆液被吸收塔搅拌器适当地搅拌,使石膏晶体悬浮；由氧化风机送入吸收塔的氧化空气在吸收塔的反应区,使被吸收的SO2氧化。
另外脱硫用的石灰石浆液由石灰石浆液泵送入吸收塔, 石灰石浆液的加入量用调节门控制，以保持吸收液的pH值于4到6之间。
石膏浆液排出泵将含有10到20%固体的石膏浆液,从吸收塔排出到石膏脱水机。吸收塔石膏浆液中的Cl-浓度低于20g／l。
两座吸收塔公用一个事故罐，在检修期间,将石膏浆输送到事故罐储藏，在设备再起动之前,把浆液送回吸收塔。
1.3.1.3石灰石浆制备部分
用卡车把石灰石块(粒径小于20mm)送到现场。
将石灰石卸到石灰石卸料斗后,用斗式提升机和皮带式输送机送到石灰石储存仓。
石灰石储存仓的容积按能够储存在BMCR运行工况下两台锅炉运行4天所需消耗量设计。
石灰石储存仓给料机将石灰石排到湿式球磨机。用湿式球磨机将石灰石磨成石灰石浆液。磨成的石灰石浆液流入石灰石浆液循环箱,并用石灰石浆液循环泵送到石灰石旋流分离器进行粗颗粒的分离。
分离后的石灰石浆液中含有25%的固体颗粒。石灰石浆液储存在石灰石浆液储存箱,并用石灰石浆液泵送到吸收塔。
粒径超过要求的颗粒送回到湿式球磨机。
1.3.1.4石膏脱水部分
用石膏浆排出泵将石液膏浆送到石膏旋流分离器进行浓缩。
浓缩后的石膏浆液进入真空带式皮带机进行脱水,用工艺水冲洗石膏,来降低石膏中Cl-的含量。脱水后石膏的含水率低于10%。
脱水石膏储存在石膏储存仓内。石膏储存仓的容积按能够储存BMCR运行工况下两台锅炉运行7天所产生的石膏量设计。
滤液水收集在滤液水箱,并且由滤液水泵送到吸收塔和湿式球磨机及除雾器冲洗。
一部分石膏旋流分离器的溢流水进入废水水箱,并且由废水旋流分离器给水泵送到废水旋流分离器。
含有1.2%固体颗粒的废水旋流分离器溢流水被排放到废水处理系统。
废水水力旋风分离器下流水回到吸收塔。另一部分石膏水力旋风分离器的溢流水回到吸收塔。
1.3.1.5公用部分
FGD装置的工艺用水取自发电厂工业水系统,并且储存在工艺水箱，两套烟气脱硫系统公用一个工艺水箱，由工艺水泵自工艺水箱提供工艺水，经工艺水泵供水至FGD场地内所有需用工艺水的设备。
1.3.1.6增压风机冷却用水部分
FGD装置的闭式冷却水取自电厂的闭式冷却水系统，为增压风机提供冷却水源。
2 调试报告编写依据
2.1 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》。
2.2 建质[1996]40号, 《火电工程启动调试工作规定》。
2.3 电建[1996]868号, 《电力建设工程调试定额》。
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)
2.7 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》
2.8 国电电源[2001]218号《火电机组达标投产考核标准》
2.9 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》
2.10 电综[1998]179号《火电机组启动验收性能试验导则》
2.11 国华台电公司20##年11月修订《台电工程总体质量目标及控制措施》
2.12 《广东国华粤电台山一期工程质量管理规定》
2.13 设备制造厂的技术标准及相关资料。
2.14 国华台山电厂1号和2号机组烟气脱硫装置工程合同附件《技术规范》。
2.15 国华台山电厂1号和2号机组烟气脱硫装置调试合同。
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整套启动调整试验。
4 组织及分工
4.1 调试单位负责编写调试方案，检查整套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，负责整套启动试运阶段的现场指挥工作。
4.2 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。荏原公司负责整套启动调试过程中各种定值的设定，顺控的检查，逻辑修改及自动的投入等。
4.3 生产单位参与设备系统的命名挂牌及设备运行和巡检。
4.4 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。
4.5 监理单位负责调试事前、事中、事后质量控制，整套启动验收。
4.6 现场有关协调工作由北京博奇电力科技有限公司负责。
5 调试程序
5.1 FGD系统首次进烟气启动
5.1.1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。检查完必须关好人孔门。
5.2 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；
● 烟气冷却泵；
● 氧化风机；
● 石膏排浆泵；
● 脱水设备；
● 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；
● 事故罐系统，包括事故返回泵
● 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。
5.3 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：
5.3.1公用系统启动
2 启动空压机；
3 启动两台工艺水泵，另一台泵备用；
4 闭式循环水畅通；
5.3.2 JBR启动
● 打开FGD出口挡板；
● 关闭JBR底部至滤液罐和废水罐阀门；
● 停止滤液冲洗顺控；
● 启动两台烟气冷却泵；
● 启动一台氧化风机；
● 启动JBR四台搅拌器；
● JBR液位控制投自动；
5.3.3 GGH启动
5 GGH密封风系统启动；
6 GGH主马达启动，辅助马达投备用；
5.3.4制粉、制浆系统启动
7 启动石灰石浆液罐搅拌器；
8 启动制粉系统，包括石灰石输送系统，球磨机及其辅助设备等；
9 启动石灰石浆液泵；
5.3.5烟气系统启动
10 增压风机密封风系统启动；
11 增压风机油站启动；
12 增压风机启动；
13 开FGD入口挡板；
14 调节增压风机动叶；
15 根据情况看是否关闭旁路烟气挡板；
5.3.6石膏脱水系统启动
16 启动滤布冲洗水泵；
17 启动滤饼冲洗水泵；
18 启动真空泵；
19 启动真空皮带脱水机；
20 启动石膏排放泵；
21 启动滤液罐搅拌器和滤液泵；
5.3.7废水系统启动
至此整套FGD系统投入运行。
5.4 FGD系统的正常运行
5.4.1 稳定运行
5.4.1.1 总的注意事项
22 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。
23 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。
24 浆液传输设备停用后必须进行清洗。
25 试运期间的各项记录需完备。
5.4.1.2 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4.0~6.0范围内。
5.4.2 系统运行中的检查和维护
5.4.2.1 概述
对各系统运行中常规检查和维护包括以下内容：
26 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。
27 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。
28 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。
29 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。
30 罐体、管道
应经常检查法兰、人孔等处的泄漏情况，及时处理。
31 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。
32 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。
33 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。
5.4.2.2 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。
5.4.2.3 吸收塔
氧化空气管路如需要清洗，不必关闭FGD系统。除雾器可能被石膏浆粒堵塞，这可从压降增大反映出来，此时须加大冲洗力度。
5.4.2.4 氧化空压机
运行时注意检查油压、油位及滤网清洁。
5.4.2.5 石膏脱水系统
如水力旋流器积垢影响运行，则需停运石膏浆泵来清洗旋流器及管道；清洗无效时则需就地清理，干净后方可启动石膏排浆泵。
5.4.2.6 化学测量及分析
试运期间，吸收塔中的PH值、吸收塔和水力旋流器底流的浆液密度、吸收塔浆液和石膏浆液中的CaCO3含量、吸收塔浆液中的CaSO3·1/2H2O含量每天至少测量一次。
6 FGD整套启动调试情况分析
20##年10月25日， #1机组脱硫工程进入整套启动调试。因在烟气系统冷态调试中出现了增压风机失速现象，因此，热态调试首要的任务仍是防止失速，使烟气系统能够正常运行，因此热态调试主要关注烟气系统。
整套启动调试前准备的项目有：
34 球磨机带负荷调试，制浆完成；制浆系统可以满足整套启动调试期间对石灰石浆液的要求；
35 JBR内部检查完成，吸收塔区设备完整好用，可以投入运行；
36 除雾器冲洗完成，符合整套启动调试要求；
37 完成JBR注水，JBR内部加注石膏晶种；
38 GGH吹灰器压缩空气吹扫调试完成，整套启动调试期间能够投入运行；
39 烟气系统、吸收塔系统、制浆系统热工表计检查完成，可以满足整套启动调试要求；
40 工艺系统检查完成，逻辑检查完成并讨论通过；
41 按首次整套启动通烟气调试方案进行启动前的准备；
42 按调试程序对启动过程进行模拟演练。
20##年10月25日，脱硫系统整套启动准备完成，整套启动开始；
按要求进行启动条件的确认：
43 烟气冷却泵启动条件满足；
44 GGH启动条件满足；
45 氧化风机启动条件满足；
46 启动增压风机辅机，增压风机启动条件满足；
按设计方要求，本次启动的条件顺满足短期停运的条件，但由于脱水区设备尚未完成调试，启动条件始终无法满足。
10月25日14时，经各方同意，整套启动调试采用手动方式启动，依次启动吸收塔区设备，增压风机辅机，开FGD出入口挡板，启动GGH，此时机组负荷稳定在600MW左右。
增压风机启动前烟气系统参数如下：
旁路挡板差压：9Pa； FGD入口压力：299Pa；
增压风机出口烟道压力：-62Pa； FGD出口压力：40Pa；
吸收塔液位：-103mm；
14时56分，启动增压风机，动叶开度为零，参数如下：
旁路挡板差压：9Pa； FGD入口压力：282Pa；
增压风机出口烟道压力：-62Pa； FGD出口压力：36Pa；
吸收塔液位：-103mm； 增压风机电流：200A；
14时59分，启动增压风机，动叶开度为5%，参数如下：
旁路挡板差压：-12Pa； FGD入口压力：262Pa；
增压风机出口烟道压力：-62Pa； FGD出口压力：63Pa；
吸收塔液位：-103mm； 增压风机电流：199A；
增压风机动叶开度至20%时，稳定了5分钟后，将动叶调至25%；未见失速现象发生，运行稳定后参数如下：
旁路挡板差压：9Pa； FGD入口压力：162Pa；
增压风机出口烟道压力：453Pa； FGD出口压力：146Pa；
吸收塔液位：-103mm； 增压风机电流：220A；
经验证，在吸收塔液位在鼓泡孔以下时，系统阻力较小，整套启动启动不会有失速现象发生。
15:15，开大增压风机动叶至36%，按锅炉30%负荷烟气量运行FGD系统，烟气量约800kNm3/h（CRT显示值），运行稳定、正常。
在确保增压风机不会失速后，稳定调节吸收塔PH值，使其保持在4.2～5之间，吸收塔液位控制在120mm～180mm。
调整JBR液位后增压风机运行稳定，动叶开度稳定在37%，运行至26日继续升负荷。
26日16时，按锅炉50%负荷烟气量调节增压力风机动叶，将动叶调节至45%，烟气量约1019 kNm3/h（CRT显示值），运行稳定、正常。
27日16时，按锅炉75%负荷烟气量调节增压力风机动叶，将动叶调节至61%，烟气量约1500 kNm3/h（CRT显示值），运行稳定、正常。
28日14时，按锅炉100%负荷烟气量调节增压力风机动叶，按要求将动叶调节至71%，烟气量约1800 kNm3/h（CRT显示值），运行稳定、正常。风机在此动叶开度下运行为非正常工况，动叶开度过大、系统阻力较小、非设计工况点，净烟气有较大回流。
运行期间，逐步调节石灰石浆液供给量，维持PH值在4.5，并调节DCS的控制参数。
按要求，风机连续运行96小时后再继续运行48小时，至达到出成品石膏浆液为止。
30日20时，当石膏排出泵固含量达到16%时，启动真空脱水机，运行良好，至22时结束真空脱水机运行，其它系统正常运行。
10月31日8时10分，机组快速减负荷（RB），根据增压风机运行情况及系统情况，要求减小增压风机动叶开度，经同意后每次动叶开度减小2%，至45%为止。经运行调整、观查，增压风机动叶调节速度不宜过快，否则对运行不稳定的锅炉会有影响。
机组锅炉侧稳定后，逐步升负荷；增压风机在机组负荷500MW以上时，开始调整动叶开度，调整到63%（此时的风量接近锅炉B-MCR出力时风量），中试建议并经同意，增压风机在此工况点运行。
10月31日14时，增压风机进行控制系统前馈调节试验；计算前馈量为动叶开度60%，将动叶开度降至60%后投入前馈自动控制，运行稳定。
10月31日14:58，停FGD系统。在关小动叶至25%以后，每次依次关小1%，增压风机动叶关小至19%后未发现失速现象发生，关小至动叶开度为0%后停增压风机。
停增压风机后按要求进行短期停运，顺控停吸收塔、烟气系统；18时，吸收塔冲洗完毕，降低吸收塔水位。
11月1日，按要求进行系统检查、消缺工作。
整个第一次通烟气的参数见以下各图3～5。
图3 第1次启动时动叶开度及对锅炉负压的影响
图图4 第1次启动6天动叶开度、脱硫率、PH(0～10)、SO2(0～2500mg/m3)的变化
图5 第1次启动6天内动叶开度(0～100%)、JBR液位(80～500mm)、压差的变化
7 168小时满负荷运行
20##年11月8日17:32启动1号增压风机，经过3天的运行调整，到11月11日20:00，FGD系统进入168小时运行，到11月18日20:00,168小时顺利结束。在168小时运行期间，对吸收塔、脱水区的水平衡进行了调试，168小时期间吸收塔液位的变化见图6，吸收塔液位控制较好。脱硫效率维持在较高的水平上，168小时期间FGD系统脱硫效率的变化见图7；期间，对系统的DCS控制参数进行了调整，至11月16日，吸收塔水平衡基本建立，脱水区水平衡建立，至废水区的废水流量稳定在16m3/h，石膏排出量比较稳定。
图6 168h脱硫效率、JBR差压(0～5000Pa)、吸收塔液位(80～500mm)
168小时运行期间，FGD系统运行PH值与脱硫效率如下图7所示。
图7 168h脱硫效率、吸收塔PH值（3～8）与液位（50～250mm）
168小时运行期间，FGD系统运行温度参数稳定；FGD出入口温度及JBR入口温度较稳定，JBR入口温度（49～50℃）符合设计要求，但FGD出口温度（～78℃）略低，如图8所示；FGD入口温度（140～150℃）较设计值高，如图8所示。
图8 168hFGD入口温度（0～200℃）、出口温度与JBR入口温度（0～100℃）
168小时运行期间，FGD脱硫效率与入口SO2的关系如下图9所示。
图9 168h#1FGD脱硫效率与入口SO2（0～1000mg/Nm3）关系
168小时运行主要参数的平均值如下：
锅炉侧空气总量 ：1247kNm3/h；
脱硫效率 ：96.0 %；
FGD入口含硫量 ：748.525mg/Nm3；
FGD出口含硫量 ：30.788mg/Nm3；
增压风机电流 ：467A；
增压风机出口压力 ；4286Pa；
吸收塔液位 ：167mm；
吸收塔差压 ：2750 Pa；
吸收塔PH值 ：4.673
石膏排出泵出口含固量 ：12.537%；
石灰石至吸收塔流量 ：13.187 m3/h；
在#1FGD系统168运行期间，水耗、电耗、石灰石耗量如下：
11月11日晚8时石灰石、工艺水及用电消耗总量为：
A称重给料机：591.25t；
B称重给料机：30.58t；
工艺水的水耗量：5.568kt；
电耗 ：2189502kWh；
11月18日晚8时石灰石、工艺水及用电消耗总量为：
A称重给料机：826.05t；
B称重给料机：207.29t；
工艺水的水耗量：19.471kt；
电耗 ：3279504kWh；
因此在168期间的水耗、电耗、石灰石耗量如下：
石灰石消耗量：2.449t/h；
工艺水的水耗量：82.76t/h；
电耗 ：6488.1kWh/h；
8 调试结论
制浆系统的运行良好，满足了#1机组的运行要求；
吸收塔系统运行良好，达到了设计要求，满足了#1机组的运行要求；
烟气系统运行良好，达到了设计要求，满足了#1机组的运行要求；
脱水系统运行良好，达到了#1机组的运行要求；
公用系统运行良好，满足了#1机组的运行要求；
9 调试质量的检验
以完成合同保证值为基本原则，及时沟通了解业主的需求。本着“从严管理，精心调试，追求卓越，服务满意”的质量方针，在本工程调试中完成了如下目标：
(1) 保护投入率100％
(2) 自动投入率>95％
(3) 仪表投入率100％
(4)系统严密性无泄漏。
(5)各个设备最大轴振小于标准。
(6)废水排放品质100％合格。
(7)调试的质量检验分项目合格率100％。
(8)试运的质量检验整体优良率≥95％。
(9) 完成168小时试运的启动次数≤2次。
10 问题与建议
1）因#2机组FGD系统未投入运行，所以公共系统的运行尚需检验。
2）增压风机动叶调节速度较快，建议稍作调整。
3）低负荷下，吸收塔水平衡尚应考虑。
4）燃用设计煤种时，制浆系统应满足其出力要求；
5）尚未确认顺控（系统启动与停止）步序，现有程序操作步骤较多、且需更换界面监控，建议简化与调整；如制浆系统的顺控应将石灰石给料插板门的步骤取消、循环方式也应取消（如下图10所示）。
图10 制浆系统启动顺控
6）因在热调阶段进行了GGH的主辅驱动电机投运行试验及增压风机失速逻辑的调整，所以对烟气系统部分逻辑或其参数应进行审慎的修改。
附图：168h中典型的CRT上FGD系统画面。
附图1 168h中典型的CRT上FGD烟气系统画面
附图2 168h中典型的CRT上JBR系统画面
附图3 168h中典型的CRT上增压风机系统画面
附图4 168h中典型的CRT上GGH系统画面
附图5 168h中典型的CRT上湿磨制浆系统画面
附图6 168h中典型的CRT上脱水系统画面
附图7 168h中典型的CRT上石膏水力旋流器系统画面
附图8 168h中典型的CRT上真空泵系统画面
附图9 168h中典型的CRT上JBR地坑与事故罐系统画面
附图10 168h中典型的CRT上工艺水与仪用空气系统画面
附图11 168h中典型的CRT上废水系统画面
附图12 168h中典型的CRT上电气系统画面