XX电厂XX机组脱硫整套启动调试报告
168调试报告
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。
2004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/cm1.1.8 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SO 2脱除率不低于95%。
脱硫调试报告模板
脱硫调试报告模板一、实验目的本次实验旨在对脱硫设备进行调试，测试设备的脱硫效果，并保证设备顺利运行。
二、实验设备和工具2.1 实验设备•脱硫设备•烟气分析仪•温度计2.2 实验工具•计算器•计时器•笔记本电脑三、实验过程3.1 调试前准备1.准备好脱硫设备和相应工具。
2.检查脱硫设备的供电和通风情况。
3.将烟气分析仪和温度计连接到相应的管路上。
4.启动脱硫设备预热。
3.2 调试过程1.调节脱硫设备的进水流量和药剂喷射量，使设备运行顺畅。
2.根据设备要求设置不同的烟气流量和氧含量。
3.通过烟气分析仪，记录不同条件下的SO2和NOx浓度。
4.在不同烟气温度下测试脱硫效率。
3.3 调试结果烟气流量（m3/h）氧含量（%）SO2浓度（mg/m3）NOx浓度（mg/m3）脱硫效率（%）条件一1000 2 150 50 801500 1.5 100 30 85条件二2000 1 50 20 90条件三注：以上结果为实验数据，仅供参考。
四、实验结论经实验测试，脱硫设备的脱硫效率达到了90%以上，符合设计要求。
通过实验结果可以看出，在氧含量较低的情况下，脱硫效率会更高，但是需要控制好烟气温度，确保设备不会受到过高的温度影响。
五、实验总结本次调试过程中出现了一些问题，包括设备温度过高，药剂流量不足等，这些问题都通过调整设备和药剂的运行参数得到了解决。
调试的过程虽然较为繁琐，但是可以帮助我们更好地理解和掌握脱硫设备的运行原理和参数控制方法，从而为今后设备的运行和维护提供有力的支持。
某火力发电厂机组脱硫系统调试方案
山东潍坊发电厂二期（2×670MW）机组脱硫工程调试大纲山东三融环保工程有限公司2006.08批准：审核：编写：目录1．工程概况和系统描述2．编制依据3．调试的组织与各单位分工4．分系统调试方案5．整体启动方案6．整套启动试运后的优化7． 168小时试运8． FGD装置验收移交9．调试质量检验10．安全注意事项和反事故措施11．附件一、工程概况和系统简介本期脱硫工程是为山东潍坊发电厂二期（2×670MW）机组的配套环保项目.。
采用由比晓芙公司提供的高效脱除SO2 的石灰石—石膏湿法工艺。
（一） FGD 工艺系统1、本期工程工艺系统主要由下面所述的几个工艺子系统组成：2 套SO2 吸收系统2 套烟气系统（包括增压风机和烟气再热器）1 套石膏脱水系统1 套石灰石制备系统石灰石卸料（及储存）系统石灰石磨制系统石灰石供浆系统1 套供水及排放系统1 套废水处理系统1 套压缩空气系统2、工艺描述2.1 反应原理用于去除SOx 的浆液收集在吸收塔浆池内。
这个吸收塔浆池被分成氧化区和结晶区，在上部氧化区内，氧化空气通过一个分配系统吹入，在PH 值为4-5 的浆液中生成石膏；在结晶区，石膏晶种逐渐增大，并生成为易于脱水的较大的晶体，新的石灰石浆液也被加入这个区域。
2.2 化学过程化学反应过程描述如下：石灰石的溶解：CaCO3 + CO2 + H2O → Ca(HCO3)2与SO2 反应：Ca(HCO3)2 + 2SO2 → Ca(HSO3)2 +2CO2氧化：Ca(HSO3)2 + CaCO3 + O2 → 2CaSO4+CO2+H2O石膏生成：CaSO4 + 2H2O →CaSO4 x 2H2O去除SO2 总反应方程式：CaCO3+ SO2 + . O2 + 2H2O →CaSO4 x 2H2O + CO2石灰石或碳酸钙在水中的低溶解性在吸收塔内被二氧化碳提高。
通过溶解过程，生成碳酸氢钙。
碳酸氢钙与二氧化硫反应生成可溶的亚硫酸氢钙。
整套启动调试配电站调试报告
整套启动调试配电站调试报告
这篇文章围绕“整套启动调试配电站调试报告”展开，将分步骤
阐述该调试报告的编写过程。
第一步，报告的引言
在编写整套启动调试配电站调试报告时，需要编写引言。
引言应该简
要介绍所调试的配电站的基本信息，包括配电站的名称、位置和功能
等方面。
第二步，调试过程和方法
调试报告的正文应当详细介绍整个配电站的调试过程和调试方法。
在
此步骤中，需要详细介绍调试的每个环节以及所使用的工具和方法。
例如，调试过程中需要检查电器设备的运行情况，需要检查线路的连接，需要检查配电站的保护装置等等。
第三步，调试结果
在调试过程完成之后，调试人员需要总结调试结果。
这包括整个配电
站在调试过程中的问题、调试中所采取的解决方案以及实际的效果等。
此外，还需要对调试结果进行总结和评价，对调试过程中表现良好的
人员和工具进行表扬，对调试过程中存在的问题和不足进行反思和改进。
第四步，结论和建议
最后，整套启动调试配电站调试报告需要编写结论和建议。
在此步骤中，需要对整个配电站的调试结果进行总结，并给出相应的建议。
例如，需要改进的地方、需要维护的设备、需要加强的保护措施等等。
总的来说，整套启动调试配电站调试报告是配电站调试的重要成
果之一。
编写这样的报告需要耗费大量的时间和精力，但是它可以为
后续的配电站维护和保养提供重要的参考和依据。
因此，调试报告的
编写应该认真对待，做到严谨、全面和详尽。
xxx脱硫调试整套启动试运大纲word资料38页
xxxxx4×135MW机组烟气脱硫工程技术文件整套启动试运大纲编写：审核：批准：目录1．编制目的 (2)2．工程概况 (3)3. 组织与分工 (3)4. 调试主要标准和规范 (8)5. 系统概况 (8)6. 调试人员和仪器 (21)7. 整套启动应具备的条件 (22)8. 整套启动程序 (26)9．整套启动试运期间的主要试验 (31)10．整套启动试运进度安排 (33)11．安全与作业风险控制措施 (34)12．附件 (35)附1：整套启动试运主要参数记录表附2：主要热工控制投入情况记录表摘要：本大纲介绍了xxxxx4×135MW机组烟气脱硫工程整套启动的组织机构，职责分工以及系统概况，并对整套启动试运需要具备的条件、整套启动程序、整套启动试运期间重要试验计划作了较为详细的阐述，是新疆天业4×135MW机组烟气脱硫工程整套启动的指导性文件。
关键词xxxxx4×135MW机组烟气脱硫整套启动试运大纲1．编制目的烟气脱硫工程的整套启动试运是全面检验脱硫工程主体及其配套的附属设备制造、设计、施工、调试、生产准备情况质量的重要环节，是保证脱硫设备能安全、可靠、经济、有效地投入生产、发挥投资效益的关键性程序，是一项复杂而细致的系统工程。
脱硫工程的整套启动试运为脱硫工程试运的一个重要阶段，为了优质高效、积极稳妥、有条不紊地做好脱硫工程整套启动调试的各项工作，特编制本大纲。
本大纲经试运总指挥批准后实施。
2．工程概况xxxxx4×135MW机组位于xxxxx市北区工业园内，南临xxx国道，地理位置优越，交通运输便利。
xxxx新建4台135MW机组（＃1～＃4机组），每台机组均为1台135MW 机组和1台480t/h超高压自然循环汽包炉，4台锅炉均采用双室四电场静电除尘器，＃1～＃2炉及＃3～＃4炉分别共用一个出口内径5米高180米的钢筋混凝土烟囱。
脱硫装置布置在烟囱北侧。
脱硫系统调试、启动方案
脱硫系统调试、启动方案一、目的烟气脱硫工程的整套启动试运是全面检验脱硫工程主体及其配套的附属设备质量的重要环节，是保证脱硫设备能安全、可靠、经济、有效地投入生产、发挥投资效益的关键性程序，为了优质高效、积极稳妥、有条不紊地做好脱硫工程整套启动调试的各项工作，保证安全生产，降低调试过程中物资消耗，特编制本方案。
二、精心策划，认真组织，做好前期生产准备工作成立运行准备小组职责分工： 1) 领导小组组长是本次启动的总指挥，其余成员负责各项试验、启动操作的协调和技术指导工作。
2) 当班值长负责启动的总体指挥。
3) 当班运行人员负责具体运行操作，并按规程规定进行突发性事故处理。
4) 检修部门对所辖范围设备按照启动试运应具备的条件进行全面检查，并分工明确，落实到责任人。
主动介入，着眼未来，加强机组启动调试全过程管理为了机组投产后的安全经济运行，生产准备人员全面参与基建全过程，运行和设备管理人员参与设备选型、设计审查、系统优化；参与设备的安装与验收；做好机组调试、试运行操作、设备代保管等各项工作。
2.1 优化设计方案，提高设备的安全经济运行水平在机组安装调试及试运行时期，生产准备人员主动介入，参与设备安装与调试工作，理解消化设计意图，熟悉了解设备性能，为以后的设备系统验收、运行操作等做好准备。
由于介入程度较深，能够察觉一些问题症结，提出优化设备系统建议，从而及时消除设计、安装、设备缺陷，提高了设备的可靠性。
2.2 做好设备验收，保证健康的设备移交生产#2炉脱硫系统改造调试启动预案一、#2脱硫系统启动前准备工作（建议此项工作在启机三天前结束）1．检查#2脱硫所有系统设备工作票已终结、所有措施已恢复，并做到工完料尽场地清，现场照明完好。
2．检查#1.2脱硫系统电气系统运行方式正确，#2脱硫系统所有电气设备绝缘合格备用；#1.2脱硫直流系统投入正确。
3．检查#1.2脱硫公用设备、阀门运行状态正确，并对#2塔所属箱、池、管道进行彻底冲洗，确认管道通畅无杂物。
脱硫调试报告
南山铝业股份有限公司2×220MW机组烟气脱硫技改工程调试报告广州市天赐三和环保工程有限公司2008年6月一、概述南山铝业股份有限公司2×220MW机组烟气脱硫技改工程，是由广州天赐三和环保工程有限公司总承包承建，采用丹麦NIRO喷雾干燥脱硫技术（SDA）。
该工程于2008年5月成立试运指挥部，并从成立之日起开始工作。
2008年6月1日电气系统带电，2008年6月5日开始工艺系统单体试运，2008年6月15日开始分系统试运，#3机组于2008年6月22日开始168小时试运，调试工作历时22天。
从调试的实施过程和结果来看，在各级领导的关怀和领导下，在工程参加各方的共同努力和大力支持下，克服了设备、系统等技术问题，于2008年6月30日按计划完成#3、#4机组168小时试运。
在调试过程中，各个参加单位认真贯彻执行启规和调试大纲的规定，圆满地完成了调试大纲规定的各项调试任务和技术指标，设备、系统运行状态、参数均达到了合同要求，调试过程检验验收项目全部优良。
二、工程概况南山铝业股份有限公司2×220MW机组烟气脱硫技改工程，FGD装置设计为一炉一塔工艺，脱硫效率不低于95%，每套装置包括烟气系统、吸收系统、除尘系统、输灰系统、浆液制备和供应系统、工艺水系统和压缩空气系统。
其中浆液制备和供应系统、工艺水系统、压缩空气系统为两炉共用。
三、前期准备广州市天赐三和环保工程有限公司对南山铝业股份有限公司2×220MW机组烟气脱硫技改工程的调试工作非常重视，体现天赐企业创造完美品质的精神，统筹安排，组织多名工艺、电气、机务和热控专业调试人员组成敬业精神、技术过硬、结构合理的调试队伍。
2008年5月调试人员便陆续进入南山铝业股份有限公司2×220MW机组烟气脱硫技改工程的施工现场。
该工程的前期准备从调试策划、技术培训、调试大纲/措施编写出版各个环节抓起，从“精心组织、精心指挥、精心调试，确保安全、优质、按期投产、为业主提供满意服务”为目标，始终坚持“安全第一、优质服务，顾客至上”的原则。
脱硫调试报告
******有限公司******调试报告本工程脱硫采用石灰-石膏脱硫工艺，采用*****吸收塔，本工程新建一座脱硫塔，脱硫塔采用塔釜式结构，浆液区塔体材质选用碳钢内衬玻璃鳞片防腐材料；喷淋区采用不锈钢材料制作。
风冷设备后的烟气进入一台脱硫塔的两个腔室，1# 和2#炉进入一个腔室，3#炉烟气进入一个腔室，能有效的降低运行电耗。
采用塔内循环方式；吸收剂采用生石灰。
除尘采用湿式电除尘器，经脱硫处理后的烟气进入湿电除尘器进行除尘净化，湿电除尘器布置在地面；湿电除尘器布置顶置烟囱，净化烟气通过塔顶烟囱排放，烟囱顶标高为*米。
湿电整体采用玻璃钢材质，外加结构框架固定。
序号参数单位数值备注1 设计洗涤比% *2 脱硫装置入口烟气量m/h *3 设计脱硫效率% *4 脱硫系统阻力Pa *5 系统可利用率% *6 脱硫设计液气比L/m3*7 烟气入口温度℃*8 烟气出口温度℃*9 设计除尘效率% *脱硫后10 除尘系统阻力Pa *11 二氧化硫排放浓度mg/Nm3*12 颗粒物排放浓度mg/Nm3*1.调试概况及特点调试工作分为三个阶段，即单体调试、系统调试和整套启动三个阶段。
2.调试各阶段工作(1)、调试前期工作完成调试文件的编制并及时提交业主。
完成培训计划。
完成技术交底工作。
(2)、单体调试单体调试由安装单位依据设计、设备厂家要求进行，是系统调试前必须进行的工作，单体调试的质量直接影响系统和整套启动的质量。
单体调试内容主要包括以下几点：电气受电PLC 控制机电试转仪表校准管道水压试验、箱罐充水试验及管道冲洗。
引风机试转设备安装及消缺(3)、分系统调试分系统调试是在分部调试的基础上紧接的一项调试工作，分系统的合理安排和调试质量直接为整套启动创造条件，分系统调试由调试单位负责进行。
分系统调试内容包括：● 烟气系统●吸收塔系统●电气系统●公用工艺水系统● 公用石灰石浆液配置及输送系统●公用脱水系统●公用废水系统●仪表检测和自动化控制系统(4)、整套启动脱硫装置整套启动是指脱硫装置首次引入烟气开始到装置移交试生产的整个过程。
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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2³600MW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。
2004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/cm1.1.8 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SO 2脱除率不低于95%。
SO 2脱除率由下式表示：[]％％含氧），干基，浓度（装置入口％含氧），干基，浓度（装置出口－脱硫率（％）＝1006SO FGD 6SO FGD 122⨯ppm ppm1.2.2 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/Nm 3（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％，CaCO 3 含量： 低于3%（以无游离水分的石膏作为基准） CaSO 3﹒1/2H 2O 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100³10-6（以无游离水分的石膏作为基准） 溶解于石膏中的F -含量： <100³10-6（以无游离水分的石膏作为基准） Mg 含量： <450³10-6（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)SO 2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2002年11月修订《台电工程总体质量目标及控制措施》2.12 设备制造厂的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：●各辅机的油位正常；●烟道的严密性（尤其是膨胀节、人孔门等）；●挡板和阀门的开关位置准确，反馈正确；●仪表及控制设备校验完毕、动作可靠，热工信号正确；●报警装置投入使用；●FGD系统范围内干净整洁；●电源供给可靠；●所需化学药品数量足够；●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。