环境管理_135mw机组脱硫、除灰运行规程

135MW 机组脱硫、除灰运行规程 目目录录 第一章、135MW机组脱硫部分运行规程-1 第一节、脱硫系统概况-1 第二节、脱硫设备技术规范-6 第三节、脱硫系统连锁保护-28 第四节、脱硫系统启动前的检查-36 第五节、新装或大修后脱硫系统检查与试验-39 第六节、脱硫系统的启动-45 第七节、脱硫系统运行与维护-50 第八节、脱硫系统的停运-59 第九节、脱硫系统故障及处理-63 第二章、电袋复合除尘器运行-85 第一节、电袋复合除尘器概况-85 第二节、电袋除尘系统技术规范-87 第三节、电袋除尘系统启动前检查与试验-90 第四节、电袋除尘系统参数与连锁保护-97 第五节、电袋除尘系统的启停及运行-102 第六节、电袋除尘系统安全注意事项-106 第七节、电袋除尘系统运行维护-108 第八节、电袋除尘系统故障及处理-109 第三章、气力除灰系统-118 第一节、气力除灰系统设备概况-118 第二节、气力除灰系统技术规范-118 第三节、气力除灰系统的启、停-127 第四节、气力除灰系统维护及故障及处理-131 第四章、风冷式除渣系统-136 第一节、风冷式除渣系统设备概况-136 第二节、风冷式除渣系统技术规范-137 第三节、风冷式除渣系统启、停及维护-144 第五章、压缩空气系统-150 第一节、空压机概述-150 第二节、空压机启停及运行维护-153 第三节、空压机安全保护项目-154 第四节、空压机定期保养与检查-155 第五节、空压机故障及排除-157 第六节、组合式压缩空气干燥机-159 第七节、组合式压缩空气干燥机启停及维护-163 第八节、组合式压缩空气干燥机故障与处理-168 规范性附录电动机运行规程-173 规范性附录转动机械故障停运-178 第一章、135MW 机组脱硫部分运行规程 第一节、脱硫系统概况 一、术语和缩略语： 下列术语和缩略语适用于本规程： FGD烟气脱硫系统 DCS分散控制系统 CEMS烟气在线监测系统 EDS脱硫系统紧急跳闸 BMCR锅炉最大连续蒸发量 二、系统概述： 电站一期工程3135MW燃煤机组烟气脱硫为海水烟气脱硫（FGD）装置，采用海水脱硫工艺，安装 在机组锅炉引风机之后，烟囱水平总烟道外侧，能在#1、2、3锅炉最大连续蒸发量（BMCR）及锅炉最 低稳燃负荷35%（BMCR）工况之间持续安全运行；本系统采用三炉一塔式。脱硫效率不小于80%。来自 锅炉的原烟气，经过原烟气挡板后进入FGD系统进入吸收塔；吸收塔为逆流喷淋空塔；烟气在吸收塔脱 硫过程中再次冷却，然后与喷入吸收塔内的海水逆向接触反应，烟气中的SO2、SO3等被塔内喷淋的海 水所吸收，脱去SO2的烟气进入逆流塔上水平布置的除雾器除去烟气中携带的浆雾后，经烟囱排向大气。 吸收塔内洗涤烟气后的海水呈酸性，并含有较多的SO32-,不能直接排放到海水中去。洗涤烟气后的海水 通过吸收塔下部的溢流堰排出流入曝气池，与来自冷却循环系统的海水混合,用曝气风机鼓入大量空气， 使SO32-氧化为SO42-，并驱赶出海水中的CO2。混合并处理后海水的PH值、COD等达到同类海水水质标准 后排入海域。 作为脱硫系吸收剂的海水，通过海水升压泵送入吸收塔进行化学反应，从而脱除烟气中的二氧化 硫。烟气经电袋复合除尘器和引风机后，从FGD入口烟道引入FGD装置，进行烟气净化处理。同时，烟 气不允许从旁路挡板门的原有烟道引入烟囱，关闭旁路运行。由两台引风机克服新装置FGD设备的压降。 海水脱硫介质除海水和空气外不添加任何化学脱硫剂，海水经恢复后主要增加了SO42-，但海水盐 分的主要成分是氯化钠和硫酸盐，天然海水中硫酸盐含量一般为2700mg/l,脱硫增加的硫酸盐约7080 mg/l，属于天然海水的正常波动范围。硫酸盐不仅是海水的天然成分，还是海洋生物不可缺少的成分， 因此海水脱硫不破坏海水的天然组分，也没有副产品需要处理。 海水脱硫工艺主要由烟气系统、SO2吸收系统、海水供应系统、海水恢复（曝气）系统、工艺水、 工业水、仪用空气系统、电气、仪表及控制系统等组成。 主要化学反应方程式如下： 烟气中的SO2在吸收塔中被海水吸收生成亚硫酸根(SO32-)和氢离子(H+)： O2(气)+SSO2（溶于海水） SO2（溶于海水）+ H2OSO32-+2H+ 在吸收SO2的海水中通入大量空气，使SO32-与空气中的氧反应生成硫酸根离子(SO42-)： SO32-+1/2O2（气）SO42- 同时，利用海水中的碳酸根和碳酸氢根离子(CO32-、HCO3-)中和氢离子(H+)使海水pH得以恢复： CO32-+H+HCO3- HCO3-+H+CO2（气+溶于海水）+H2O 总的化学反应方程式如下： SO2(气)+ H2O+1/2 O2（气）=SO42-+2H+ HCO3-+H+=CO2（气+溶于海水）+H2O FGD烟气入口与烟囱之间设置了旁路烟道，正常运行时烟气通过脱硫系统进入烟囱，事故情况或 FGD停机时烟气全部经过旁路烟道进入烟囱。 FGD所需工艺水，蒸汽，消防水，均由厂区提供。 生产控制系统采用DCS分散控制系统。 三、脱硫主要工艺系统简介： （一）、烟气系统： 主要设备包括烟道、烟道挡板、挡板密封风机、烟道膨胀节、烟囱等。 本系统#1炉设置有独立的烟气系统，#2、#3炉烟气采用同一进出口管。当FGD装置运行时，烟道旁 路挡板门关闭，原烟气、净烟气挡板门开，原烟气通过引风机进入吸收塔，与塔内喷淋的海水接触反 应，吸收烟气中的SO2，脱硫后净烟气，经烟囱排入大气。该系统在原烟道上、净烟道上分别装设有单 轴双百叶窗结构挡板门，均由电动执行机构控制完成，每个挡板门均配有全开和全关位置开关。脱硫 装置发生故障或检修时，FGD进、出口挡板门关闭，烟气可通过旁路烟道进入烟囱，从而不会影响到锅 炉和发电机组的运行。烟气系统的压降通过脱硫装置引风机克服，不设置增压风机，不设置烟气加热 装置（GGH）。 FGD入口烟气挡板门、出口门、旁路挡板门接有密封风，整个FGD系统共设置有两台密封风机（一 运一备）和一台电加热器，给挡板的密封腔提供密封空气，防止烟气泄漏；采用加热风可以减少挡板 因温度不均产生变形，防挡板结露、腐蚀和沾灰。在密封烟气时，密封空气压力比烟气压力高500Pa左 右、风温80以上。 （二）、SO2吸收系统： 主要设备包括吸收塔、除雾器、喷淋层、海水池（位于吸收塔下部）以及管道和附件。 吸收塔系统是FGD装置中最重要的设备，利用海水吸收烟气中的SO2的的反应主要是在吸收塔内完 成，吸收塔采用填料式逆流吸收塔，内部设有填料层、喷淋层、除雾器。烟气自塔底部进入向上流经 填料层，在此与海水以逆流方式接触。海水自吸收塔上部引入，海水升压泵为吸收塔提供大流量的新 鲜海水作为脱硫吸收剂，经过填料层的海水能与烟气充分接触，在塔内进行吸收反应，去除烟气中的 SO2，洗涤烟气后的海水通过吸收塔下部的溢流堰排出流入曝气池。吸收塔出口处设有除雾器，用于除 去脱硫后烟气中携带的雾滴。 吸收塔装设单级除雾器，位于吸收塔的顶部附近，在喷淋层的上方。除雾器用于收集烟气中携带 的小液滴，防止大量液滴从电厂烟囱中排出。为了防止除雾器堵塞，对除雾器设置有冲洗系统，对其 进行冲洗。 （三）、海水供应系统： 脱硫用的吸收剂“海水”取自电厂凝汽器后排水，由虹吸井后接出，虹吸井附近设三台容量 为50%的海水升压泵，每台设计流量为4600 m3/h，正常满负荷运行时2台运行1台备用。海水通过紧贴 虹吸井的吸水池,经海水升压泵通过海水分配管进入吸收塔。进入吸收塔前的海水分配管和吸收塔下部 海水排放管道均采用橡胶内衬防腐。脱硫后的海水由地下暗沟排入氧化槽中。脱硫吸收过的海水（经 吸收塔下部的溢流堰排出流入曝气池）经管道自流入海水曝气池混合室。 （四）海水恢复(曝气)系统： 海水恢复系统由氧化槽和曝气系统组成。曝气池容积为：39m65m6m=15210m3，海水量为： 79320m3/h。氧化槽分为混合池、曝气池和排水池，来自虹吸井的海水与脱硫后的海水在混合池内进行 混合，然后进入曝气池，曝气风机将空气通过曝气池低部的空气分配管及喷嘴鼓入曝气池，细碎的气 泡使曝气池内海水溶解氧达到饱和，并将亚硫酸盐氧化成硫酸盐，同时通过曝气使海水中重碳酸根离 子中和氢离子并释放出二氧化碳，使海水排放恢复达标后通过排水池经排水沟排入大海。曝气系统主 要由曝气风机、空气分配管和喷嘴组成。三台炉共配有三台50%容量曝气风机，2运1备。单台曝气风机 的设计流量为：40000 Nm3/h。空气分配管通过母管与曝气风机相连，风机出口母管安装有流量计指示。 海水恢复（曝气）系统布置电厂脱硫装置旁，三台炉共设一个曝气池，为混凝土结构，设防腐内 衬，满足100%容量的海水曝气量，包括曝气池、从海水排水沟引出的海水沟道及挡板门、曝气风机及 风机房、至曝气池出口至海水排水沟。 曝气池包括：混合室、气室、曝气池本体、支撑和平台等，根据海水掺混量在曝气池内设置海水 旁路系统。 （五）、工艺水、工业水、仪用空气系统： 脱硫岛工艺水主要用于吸收塔检修冲洗临时水源。脱硫的工艺水拟采用电厂工业污水处理站处理 后的中水。当个别设备必须采用水冷却方式时，则将采用闭式冷却系统，该水源为除盐水，脱硫岛冷 却水回至电厂冷却水回水管。 1、工艺水用户：除雾器冲洗、脱硫塔入口烟气紧急冷却水、吸收塔检修冲洗临时水源； 2、闭式冷却水用户：海水泵的密封水、曝气风机润滑油站冷却水； 3、压缩空气系统气源由电厂空压机站提供,压缩空气系统为下列用户提供压缩空气： 1）、杂用空气用于机械设备，风动工具，板手等操作，用于脱硫装置各种运行方式 中以及用于脱 硫装置的维修目的； 2）、高纯度，无油，无水的仪用压缩空气，用于脱硫装置所有气动操作的仪表和控 制装置（例如： 阀门操作装置等）。 （六）、电气、仪表及控制系统： 1、电气系统： 1）、电气系统主要由6KV工作母线、0.4KV系统。脱硫系统不单独设置6KV段。所有脱硫高压负荷 直接接于主体6KV段，脱硫高压负荷分别接于厂用输煤和脱硫6KV段。0.4KV电气系统采用动力和照明合 一的中性点直接接地系统，并采用单母线接线形式。0.4KV电气系统按照布置位置及功能不同，分为吸 收塔区MCC、曝气风机房MCC、脱硫保安MCC。每段MCC分别由机组各提供两路电源，一用一备；成对的 电动机分别由不同段的配电装置供电； 2）、脱硫岛设有事故保安段为重要负荷供电，电源容量不大于30KW； 3）、脱硫系统不设置直流系统，所有控制保护电源均采用交流电源。设置一套系统容量100%的 UPS电源供岛内负荷使用。UPS负载率不大于60%，失去交流电的情况下能独立供电30分钟。该装置为脱 硫岛内DCS、仪表、操作员站和火灾报警等系统供电； 4）、系统400V控制电压采用交流230V，热控DCS电源由机组DCS系统电源柜提供； 5）、脱硫系统设置单独的脱硫保安PC，为本期脱硫工程提供保安电源，本期脱硫岛内设脱硫保安 MCC，脱硫系统保安段主要负荷如下所示： 、吸收塔区热控电源柜电源 20KVA； 、海水系统热控电源柜电源 15KVA； 脱硫6KV开关柜布置于输煤脱硫电控楼。脱硫0.4KV吸收塔区MCC、脱硫保安MCC布置于空压机房及 电除尘脱硫配电间。曝气风机房MCC布置于曝气风机房配电间。 2、DCS 控制系统： 脱硫系统采用1套分散控制系统（DCS）进行监视和控制。可以在机组集中控制室内完成FGD系统的 启停及正常工况的监视和控制，异常工况的报警和紧急事故处理。控制台上配置少量紧急操作按钮， 控制室内不再设其它常规仪表。电气系统纳入DCS监视和控制。 DCS控制系统包括： 1）、烟气系统； 2）、吸收塔系统； 3）、海水供应系统； 4）、海水曝气系统； 5）、电气系统。 3、烟气在线监测系统（CEMS）： 3台机组FGD控制用CEMS数量共为2套，FGD的入口CEMS安装于FGD的入口烟道上，出口CEMS安装于烟 囱入口的烟道上。机组FGD的入口/出口CEMS分别集中布置在CEMS分析小屋内，通过硬接线与DCS连接。 每套脱硫装置入口CEMS的监测项目主要包括：SO2、O2、烟尘浓度、烟气流量；每套脱硫装置出口 CEMS的监测项目包括：NOx、SO2、O2、湿度、烟尘浓度、烟气流量、压力和温度。 四、主要设备的结构及功能： （一）、吸收塔： 吸收塔系统包括吸收塔本体、除雾器、管道、阀门及附件等。 吸收塔采用混凝土结构，是脱硫装置的核心设备，采用玻璃鳞片树脂进行防腐，在烟气温度高于 165情况下，有可能损坏设备，FGD装置切入旁路运行，以保护吸收塔等设备，确保锅炉机组安全运 行。 （二）、原、净烟气挡板门和旁路挡板门： 均采用带密封风的单轴双百叶挡板门，其气密性很好，开启/关闭灵活可靠，既可就地操作，也可 采用DCS远方操作，驱动形式采用电驱动。原烟气挡板门设置在引风机出口，旁路挡板门设置在原烟气 挡板门与净烟气挡板门之间，其作用是当FGD装置的设备或锅炉处于事故状态的情况下，FGD装置可旁 路运行。 当风机出口烟气温度超过极限温度时，喷入冷却水的同时，挡板关闭，烟气旁路运行。旁路挡板 具有快速开启的功能，全关状态到全开状态的开启时间25秒，且旁路挡板进行分段控制。 （三）、海水升压泵： 海水升压泵为单级、双吸、中开式离心泵。吸收塔配置3台海水升压泵，每台泵容量按吸收塔50% 海水需要量设计，2用1备。泵出口安装有自动反冲洗滤网，以保证系统的正常运行。 （四）、曝气风机： 吸收塔配备3台各50%容量的曝气风机，2用1备，用于脱硫后的海水亚硫酸盐的氧化。风机配有润 滑油系统，就地配置控制盘。风机应有分解壳体，采用法兰和垫片连接，以便转子装拆。 风机机壳最低处应装有排水接头及阀门，并通过短管与附近的排水系统相连接。 风机轴承有金属测温热电阻、就地监视双金属温度计和振动变送器。 （五）、曝气池： 吸收塔配一个海水曝气池。能容纳吸收塔所排出的脱硫海水量与海水冷却水混量，保证脱硫海水 和掺混海水曝气后能基本恢复海水水质，达标排放。 曝气池配有大量喷咀，喷咀及数量设计能复盖池的整个截面，以保证海水达到排放标准。 曝气池有就地和远方测量系统，提供在线的曝气池出口的海水pH值、温度、DO等测点，其他指标 如亚硫酸根、硫酸根、氯根、碱度、悬浮物等以及曝气池上部二氧化硫溢出量等采样设施。 第二节、脱硫设备技术规范 一、当地环境参数： （一） 、西哈努克气象站多年平均气象特征值表： 项目 多年平均 降雨量 平均最 高气温 平均最 低气温 平均干 球温度 平均湿 球温度 相对 湿度 气压 最多 风向 最大 风速 单位 mm%HPa 方位 m/s 特征值 324032.023.527.324.983.51007N-NW 24 m/s (W-NW) 资料年限为 1990-2006 年 （二） 、西哈努克气象站月平均气象特征值表： 降雨量平均最高气温平均最低气温平均干球温度平均湿球温度相对湿度 月份 mm% 一月 483223272482 二月 463223272580 三月 1133225282581 四月 1723325292684 五月 3703325282686 六月 5333125282587 七月 5093124272587 八月 6973124272588 九月 3943124282687 十月 3123224272587 十一月 1053224272585 十二月 313123272583 （三） 、水文条件： 项目数量单位 海水最高高潮水位平均海水水位+1.09米 海水平均高潮水位平均海水水位+0.29米 海水平均海水水位 0 米 海水平均低潮水位平均海水水位-0.25米 海水最低低潮水位平均海水水位-1.14米 海水最高水温 33.83 海水最低水温 28 （四） 、海水分析资料： 1、冷却水为海水，干燥与潮湿季节水质如下表： 旱季雨季 特性单位 水质 1水质 2水质 1水质 2 in site measurement(现场测量) coulor/odor 颜色/气味 干净/无味干净/无味干净/无味干净/无味 Temperature 温度 302930.529.5 Ph -8.48.38.37.5 Salinity 盐度 Ppm30312830 Transparency(透明度) m1.84.11.02.0 Dlssolved Oxygen(溶解氧) md/l7.47.06.26.6 depth of water body(水体深度) m1.87.02.57.0 analysis in laboratory turbidity(实验 室分析浊度) surface（表面） NTUND ND 10.01.4 bottom(底部) NTUND ND 9.33.6 Total suspended solids (SS)总悬浮物 Ppm surface（表面） mg/l3.00.516.34.0 bottom(底部) mg/l1.00.514.57.0 Total dissolved solids（总溶解 固体 TDS） surface（表面） mg/l3377243719.53421936446 bottom(底部) mg/l3906836407.53496436616 oil and grease（油脂） surface（表面） mg/lNDNDNDND bottom(底部) mg/lNDNDNDND Chemical oxygen demand（COD化 学需氧量） surface（表面） mg/l476261.7565.74 bottom(底部) mg/l203659.7683.66 coliform bacteria（大肠型细菌） surface（表面） MPN/100m L1.0 （六） 、煤质分析： 本工程燃用印尼煤煤质资料如下： 1、原煤粒度30mm； 2、煤质分析如下： 项 目单位设计煤种校核煤种 收到基碳 Car %4847.29 收到基氢 Har %3.563.16 收到基氧 Oar %7.8713.74 收到基氮 Nar %1.210.71 元 素 分 析 收到基硫 Sar %0.7050.29 收到基低位发热量 Qnet.ar kJ/kg1850917160 收到基灰分 Aar %11.6553.11 收到基全水分 Mar %2731.7 干燥无灰基挥发分 Vdaf %47.8250.17 工 业 分 析空气干燥基水分 Mad %1311.8 冲刷磨损指数 Ke 3 0.9 灰变形温度 11001090 灰半球温度 11301120 灰 熔 融 灰流动温度 11701130 二氧化硅 SiO2 %23.527.35 三氧化二铝 Al2O3 %21.4514.86 三氧化二铁 Fe2O3 %15.6519.51 氧化钙 CaO %13.213.28 氧化镁 MgO %8.5110.42 灰 分 析 氧化钾 K2O %0.230.60 氧化钠 Na2O %1.22.82 三氧化硫 SO3 %14.259.95 二氧化锰 Mn3O4 %0.070.063 五氧化二磷 P2O5 %0.35 其它 %0.570.447 二、锅炉主、辅机参数： （一） 、主机参数： 设备名称参数名称单 位数据 型 式超高压 最大连续蒸发量 t/h490 台 数台 3 锅炉空预器出口烟气温度 0C 144 锅 炉 锅炉实际耗煤量 t/h台 设计煤 ：78.09 校核煤 ：84.23 数量个 3 型 式电袋复合除尘器 除尘效率 %99.90 除尘器 出口粉尘浓度(O2=6%,干态) mg/Nm330 型 式离心式 数 量个 23 风 量 Nm3/s135.4 风 压 Pa 8255（已考虑脱硫阻力 1800） 电动机功率 KW 引风机 引风机出口烟气温度 0C 144 高 度 m180 烟 囱 出口内径 m4.5 型式 单管钢内筒套筒式钢筋混 凝土烟囱 内部防腐材料玻璃砖 注：锅炉启动点火.低负荷助燃用燃油采用0号轻柴油，机械雾化方式，锅炉不投油最低稳燃负荷 35BMCR。 （二）、烟道及烟气参数： 1、烟道： 名 称单 位 数 据 烟气速度（设计流量） m/s 10-15 设计压力 Pa 温度 144 附加荷载（每m2投影面积） N/m2 烟囱接口尺寸 mm*mm 80004200 烟道中心线标高 M 10.8 烟囱接口中心线标高 M 10.8 2、FGD 入口烟气参数： 项 目单位 数 据（干基）数 据（湿基） 锅炉BMCR工况烟气成分（标准状态，实际O2）： CO2Vol%13.3612.33 O2Vol%6.1044.60 N2Vol%80.468171.5 SO2Vol%0.06790.0679 H2OVol%11.5 锅炉BMCR工况烟气参数： Nm3/s标态，干基、实际含氧量 FGD入口烟气量 Nm3/s标态，湿基、实际含氧量 项 目单位数 据（干基）数 据（湿基） Nm3/s标态，干基、6%O2 Nm3/s标态，湿基、6%O2 144正常值 烟气通流能力设计温度引风机出口烟气温度 停运的最低温度 引风机出口烟气压力 Pa 1800 TB工况（风机最大工况） 海水比热 Kcal/kg.K 脱硫海水最低进水温度 28+8 脱硫海水碱度 mmol/L2 脱硫海水PH值 8.4 （三）、锅炉 BMCR 工况烟气中污染物成分（标准状态、设计工况、干基、6%O2）： 项 目单 位数 据 SO2mg/Nm31986 SO3mg/Nm34.35m； 5） 、无#1 海水升压泵热工保护； 6） 、无#1 海水升压泵电气保护； 7） 、#2 海水升压泵已启或#2 海水升压泵出口门已关； 8） 、#3 海水升压泵已启或#3 海水升压泵出口门已关。 2、任一条件满足允许停： 1） 、#1 海水泵已启且（#2 海水泵已启且出口门已开 或 #3 海水泵已启 且出口门已开） ； 2） 、所有进入吸收塔的原烟气挡板门均已关。 3、任一条件满足保护停： 1） 、#1 海水升压泵电机轴承温度90 ； 2） 、#1 海水升压泵轴承温度80； 3） 、#1 海水升压泵已启延时 90s 且#1 海水升压泵出口门未开； 4） 、吸收塔海水液位高高（吸收塔液位1.4 m,） （三取二） ；且本泵已启且另两台泵任一已启。 5） 、曝气进水池水位4.2m； 6） 、#1 海水升压泵电机线圈温度130。 4、#1 海水升压泵入口门逻辑： 1） 、连锁开：本泵连锁开关投入； 2） 、连锁关：#1 海水升压泵已停； 3） 、关允许：#1 海水升压泵已停。 5、#1 海水升压泵出口门逻辑： 1） 、开允许：#1 海水升压泵已启或 3 台海水泵均未运行； 2） 、连锁关：#1 海水升压泵已停； 3） 、连锁开：#1 海水升压泵已启。 6、海水升压泵连锁启动条件说明： 1） 、连锁投入、解除条件： 、三个连锁开关只能投入一个； 、连锁开关投入后自动解除条件：本泵电气故障跳闸或本泵保护动作解除本泵连锁开关或吸收 塔液位1.2 米解除三个连锁开关。 2） 、以下条件全部满足后#1 海水升压泵连锁启动（连锁启动属于顺序控制启动）： 、#1 海水泵连锁投入开关已投入且； 、#2 海水泵停止且#2 海水泵运行信号消失（延时 50 秒复位）或#3 海水泵停止且#3 海水泵运行 信号消失（延时 50 秒复位） 。 7、#1 海水升压泵顺序控制启动条件： 1） 、#1 海水升压泵已停； 2） 、#1 海水升压泵出口门已关； 3） 、曝气进水池水位4.35m； 4） 、无#1 海水升压泵热工保护； 5） 、无#1 海水升压泵电气保护； 6） 、#2 海水升压泵已启或#2 海水升压泵出口门已关； 7） 、#3 海水升压泵已启或#3 海水升压泵出口门已关。 8、#1 海水升压泵顺序控制启动步骤： 1） 、关#1 海水升压泵出口门； #1 海水升压泵出口门已关。 2） 、开 #1 海水升压泵入口门； #1 海水升压泵入口门已开。 3） 、延时 3s； 延时时间到。 4） 、启#1 海水升压泵； #1 海水升压泵已启。 5） 、延时 3s； 延时时间到。 6） 、开#1 海水升压泵出口门； #1 海水升压泵出口门已开。 7） 、启动结束。 9、任一条件满足海水升压泵顺序控制停止允许条件： 1） 、原烟气挡板门均已关或； 2） 、#2 海水泵已启且#2 海水泵出口门已开或； 3） 、#3 海水泵已启且 #3 海水泵出口门已开。 10、海水升压泵顺序控制保护停止条件： 吸收塔液位1.4m 且本泵已启且另两台泵任一已启。 11、#1 海水升压泵顺序控制停止步骤： 判断，若#2 海水泵已启且#2 海水泵出口门已开，或者#3 海水泵已启且#3 海水泵出 口门已开则到第 1）步；如否，则到第 2）步。 1） 、关#1 海水泵出口门； #1 海水泵出口门已关，到第 3）步。 2） 、关#1 海水泵出口门到中间位（开度 67.5） ； #1 海水泵出口门已关到中间位（开度 67.5） 。 3） 、停#1 海水泵； #1 海水泵已停。 4） 、#1 海水泵出口门关到位，且#1 海水泵已停； 5） 、关#1 海水泵入口门； #1 海水泵入口门已关。 6)、停止结束。 （三）、曝气风机控制逻辑及连锁：（均以#1 曝气风机为例，#2、3 曝气风机与#1 相同不再赘述） 。 1、所有条件满足后#1 曝气风机启允许： 1） 、#1 曝气风机入口风门已关； 2） 、供油压力正常0.15Mpa 且油温在 25OC50 OC 之间且油箱油位不低； 3） 、高位油箱油位正常； 4） 、#1 曝气风机无保护跳闸； 5） 、#1 曝气风机无报警。 2、以下任一条件满足#1 曝气风机保护跳闸： 1） 、#1 曝气风机前或后轴承温度95C； 2） 、#1 曝气风机电机驱动端或非驱动端轴承温度95C； 3） 、#1 曝气风机电机线圈温度130C； 4） 、#1 爆气风机水平或垂直振动11mm/s； 5） 、#1 曝气风机已启且#1 曝气风机润滑油泵 2 台均停； 6） 、#1 曝气风机已启延时 90S 后,且#1 曝气风机入口门25。 2） 、下面任一条件满足时#1 油泵联锁启： 、油泵连锁投入且#2 油泵已启且供油油压低于 0.08Mpa 时； 、油泵连锁投入且#2 油泵未运行时。 3） 、下面任一条件满足时#2 油泵联锁启： 、油泵连锁投入且#1 油泵已启且供油油压低于 0.08Mpa 时； 、油泵连锁投入且#1 油泵未运行时。 4） 、油泵停止允许：曝气风机已停延时 30min。或曝气风机已启且两台油泵均已启。 5） 、加热器联锁： 加热器连锁投入，且油箱温度25时启加热器，高于 35时停加热器。 （四） 、急冷水系统控制逻辑： 1、急冷水箱出口门： 1） 、急冷水箱出口门开允许：无 2） 、任一条件满足急冷水箱出口门关允许： 、任一台海水泵运行且喷淋水压力正常或； 、水箱液位0.3m。 2、以下任一条件满足急冷水箱出口门连锁打开： 1） 、3 台海水泵均未运行且进入吸收塔原烟气挡板门已开； 2） 、原烟气温度 180。 （五） 、海水升压泵站地坑泵控制逻辑： 地坑泵：（#1 地坑泵为工作泵，#2 地坑泵为备用泵） 1） 、控制画面显示设有：地坑泵联锁投入（解除）开关； 2)、#1 地坑泵启动允许：地坑液位0.5 米； 3） 、#1 地坑泵联锁启动： 、地坑泵联锁投入且； 、地坑液位1.4 米。 4） 、#1 地坑泵联锁停止：地坑液位0.5 米。 5） 、#2 地坑泵启动允许：地坑液位0.8 米； 6） 、#2 地坑泵联锁启动： 地坑泵联锁投入且地坑液位1.4 米延时 5 秒后#1 地坑泵仍未启。 7） 、#2 地坑泵联锁停止：地坑液位0.5 米。 第四节、脱硫系统启动前的检查 一、烟气及吸收系统的检查： 1、所有设备外观无异常，保温完好，设备名称标示牌、管道色环和介质流向标志正确、清晰； 2、检查确认烟道、吸收塔、除雾器、各水箱、池内部清洁无异物，防腐层完好，空置无介质。 检查后将人孔门、排出阀等关闭严密无泄漏； 3、检查金属、非金属伸缩节完好，严密无损坏； 4、蓄水池、曝气池无杂物，滤网清洁； 5、各热电偶温度计完整，无损坏现象，各测量仪表和控制装置的附件位置正确、完整、严密； 6、检查各阀门、风门、挡板符合下列要求： 1） 、与管道连接完好，法兰螺丝已紧固； 2） 、手轮完好，固定牢固；门杆洁净，无弯曲锈蚀现象，关闭灵活； 3） 、阀门的填料应有适当的压紧间隙，丝扣拧紧，主要阀门的保温良好； 4） 、传动装置的连杆、拉杆、接头完整，各部销子固定牢固，电动控制装置良好； 5） 、具有完整的标志牌，其开关方向正确，电动调节装置完整可靠，开关灵活，方向正确； 6） 、位置指示器的开度指示与实际位置符合； 7）、所有调节风门、调节挡板动作灵活，方向正确开度指示 0%-100%，与实际位置相符，无卡涩 现象。 二、检查压力表，应符合下列要求： 1、表面清晰； 2、表计指在零点； 3、校验合格，贴有校验标志，加装铅封； 4、照明充足； 5、投入压力表。 三、检查压缩空气、水管道及风管道，应符合下列要求： 1、支吊架完好，管道能自由膨胀； 2、保温完整、表面光洁； 3、管道上有明显的表示介质流动方向的箭头。 四、检查现场照明，应符合下列要求： 1、事故照明灯齐全、完好、电源可靠； 2、脱硫及辅机各部位的照明灯具齐全，具有足够的亮度； 3、操作室的照明充足，光线柔和。 五、热工仪表及控制设备检查： 1、DCS 控制系统完整、好用，电源已送上，系统运行及数据正常； 2、各控制阀门、调节门、风门挡板开度在正常范围内，远控与就地开度相符； 3、所有热工仪表、信号、操作开关及联锁开关配备齐全，完整好用； 4、所有控制开关在停止位置，联锁开关在解除位置； 5、模拟图正确，所有标志齐全、名称正确； 6、投入各热工表计一次门； 7、控制室及辅助设备就地控制室操作盘上的仪表、键盘、按钮、操作手柄等设备完整，铭牌配置 齐全，通讯良好； 8、检查报警系统其报警灵敏，声音宏亮，联锁正常： 1） 、烟气温度高、低报警； 2） 、曝气风机轴承温度高、低报警； 3） 、吸收塔水位高、低报警； 4） 、吸收塔排气门连锁打开、关闭； 5） 、指示灯泡、灯罩齐全、颜色正确。 六、转动机械的检查： 1、转动机械及其电动机基础牢固，地脚螺栓不松动； 2、靠背轮联接完好，传动构件完整、齐全，机械转动部分防护罩、安全围栏以及轴端护盖固定牢 固无短缺或损坏； 3、轴承和油箱油位正常，油质良好，并有最高、最低及正常油位标志； 4、轴承和冷却器的冷却水畅通，水量充足； 5、各温度、压力、流量仪表完好，至二次仪表的各传压管及接线正常； 6、配套电机冷却通风机试转良好或冷却通风道无堵塞并能良好封闭，外壳接地线完好牢固； 7、转动机械事故按钮完好并附有防止误动的保险罩和明显的设备名称标志牌； 8、电机停用期超过 7 天，须由电气测量绝缘合格后方可送电。特殊情况下，认为有必要时，应测 绝缘。其中电动机应符合厂用电动机运行规程的规定，低压电机绝缘不低于 0.5 兆欧，高压电机 不低于 10 兆欧。 七、检查蓄水池、曝气池水位、冷却水以及压缩空气的准备情况： 1、检查蓄水池水位正常； 2、检查曝气池水位正常； 3、曝气风机冷却水、海水升压泵轴封用水、除雾器冲洗水以及烟气进口急冷水畅通无渗漏； 4、检查压缩空气供应正常，各用气点供气正常； 5、检查各岗位人员上岗情况； 6、在规定时限内完成启炉前的检查工作后，主值向值长报告已完成全部检查工作。 第五节、新装或大修后脱硫系统检查与试验 一、设备验收原则： 1、设备大小修后或长期保养后，为了保证设备正常完好，确保启动能一次成功，对检修或保养后 的设备应按验收制度规定的项目和标准进行逐项验收； 2、各项主辅设备的单机及系统调试正常，并详细记录各种原始数据，确认其在规程规定的范围 内； 3、确认 DCS 控制系统的逻辑关系正确、保护和联锁动作正常； 4、设备大小修后，凡属设备变动或改进，均应有设备异动报告，以便检修、运行及其他有关人员 掌握和了解； 5、在验收和试转时，运行人员应对设备进行详细检查，如发现问题或存在设备缺陷时，除应及时 记录在有关记录薄上外，还必须在设备投运之前予以消除； 6、经过分部试运并有可以运行的交代，设备、系统的验收报告、检修交底、设备异动报告齐全。 二、设备检修后检查： 设备检修后除了进行第一节部分的检查还需进行如下现场检查： 1、场地基本平整，消防、交通及人行道路畅通。厂房各层地面平整，试运现场应有明显标志和分 界，危险区应有围栏和警告标志； 2、试运区的施工脚手架全部拆除，现场清扫干净，保证运行安全操作； 3、试运区的梯子、步道、栏杆、堵板应按设计安装完毕，正式投入使用； 4、排水沟道畅通，沟道及孔、洞盖板齐全； 5、试运范围的工业、消防及生活用水系统应能投入正常使用，并备有足够的消防器材； 6、试运现场具有充足的正式照明，事故照明应能在故障时及时自动投入； 7、各运行岗位都应有正式的通讯装置，根据试运要求增设临时岗位，并应有可靠的通信联络设施。 三、下列系统中的设备、管道、阀门等安装完毕： 脱硫范围内海水供应系统、曝气风机系统、压缩空气系统、烟气系统、急冷水系统、除雾器反冲 洗系统、取样系统。 四、电动、气动、液动执行机构校验： （一） 、校验注意事项： 1、经检修后的设备校验时应会同运行、电气、热工检修人员参加； 2、校验前应先明确需要校验的设备，经检查确认完整后方可送电源； 3、对既有近控又有远控的设备，近、远控都应进行校验； 4、校验时就地应由专人负责监视设备的动作情况； 5、电动门校验时还应记录电动关闭后的预留圈数，如预留圈数不符合标准，应要求检修人员及时 进行调整； 6、检修后的设备，在用执行机构校验前应先手动操作几圈，检查机械部分正常，操作灵活无卡涩 现象； 7、气控装置校验前应先检查控制气气源正常； 8、为防止异常情况发生，已投入运行的系统及承受压力的设备不可进行校验工作； 9、停运系统所属的设备，没有试转单也不可进行校验工作。 （二） 、电动门的校验： 1、近控校验： 1） 、电动门近控校验时，先按“开”按钮，校验动作方向和高限自停动作是否正常，阀门开足时 开度指示应在 95%-100%； 2） 、再掀“关”按钮，校验低限自停动作情况，阀门关闭时开度指示应在 0%； 3） 、再对其进行电动关闭预留圈数的校验，校验结束后应将手动操作关闭的圈数开出，以防力矩 过大造成电动开启失灵。 2、遥控校验： 1） 、校验时同样注意电动门的高、低限自停动作是否正常，指示灯显示及阀门开度指示与实际相 符合； 2） 、凡电动门有停按钮时，在进行阀门开或关的校验中还应分别对停按钮进行校验，以确认该按 钮功能正常； 3） 、对一些调节门开启或关闭后将联动开启或关闭对应电动隔绝门的设备，还应校验这些电动门 的联动动作情况。 （三） 、风门、挡板、调节门的校验： 1、所有风门、挡板、调节门应开、关灵活，方向正确开度指示 0%-100%，与实际位置相符，无卡 涩现象； 2、气动装置校验时，还应检查系统或推动装置有无泄漏或其他异常情况； 3、凡参与程控或保护的所有设备，除按上述要求校验外，还应会同热工进行有关程控或保护回路 的校验工作； （四） 、声光信号试验：联系热工、电气进行事故音响、报警和光字牌试验。 五、转动设备的试转： （一） 、设备试运转前的准备： 1、除了按照第一节转动机械检查项目进行检查外，还应进行一下准备工作： 1） 、检查确认检修工作已结束，无妨碍转动部分运转的杂物，场地干净，照明充足；工作票终结 或有试转单的情况下，经值长同意后进行试转； 2） 、设备的启动/停止电路，联锁电路，控制电路已正常，设备控制用继电器已被调至标定值；过 载继电器及接地继电器驱动测试工作完成； 3） 、测量电动机、电缆的绝缘电阻合格，供电试转，电机单独试转正常，电机转动方向正确，事 故按钮试验可靠； 4） 、热控仪器、仪表电源，检查仪表工作正常； 5） 、管道及仪用气管道的冲洗工作已完成，内外部杂物已清理或冲洗去除干净； 6） 、进行水泵试转时，水箱及水池内部清洁并注满至指定水位（允许启动液位以上） ，并确认液位 计显示值与水箱水池实际测量值相等，没有漏水现象。 2、设备试转的注意事项： 1） 、新安装或电机经过检修后在试运转前均应解开对轮连接螺栓对电动机进行单独试转 2 小时， 检查其振动、温升、电流、方向，确认正常后重新连接对轮，在相应的力矩下盘动转子正常，无卡涩 和异常声音；如有问题，应及时停运设备，通知检修处理； 2） 、大型转动机械第一次启动后达到全速即用事故按钮停机，观察轴承和转动部分是否有摩擦、 撞击和其它异常。小型转动机械可在静态时盘动联轴器 1-2 转检查是否存在有异常； 3） 、风机不能带负荷启动，泵类转动机械不应空负荷启动和运行。同一母线的两台 6KV 辅机不可 同时启动； 4） 、正常启动 6KV 及主要的 400V 设备，无现场监控设施的就地必须派专人监视，确认设备满足启 动条件后，方可联系启动，启动时，值班人员站在事故按钮处，如有问题，及时停止； 5） 、启动转动设备时，调试人员除采取常规防护措施外，应站在转动设备的轴向位置，防止意外 伤人。电动机启动的次数不应超过规程的规定即：正常情况下，允许冷态时起启动 2 次，每次间隔时 间不得小于 5 分钟；热态时启动 1 次；只有在处理事故时以及启动时间不超过 23 秒的电动机，可以 多启动一次； 6） 、启动时注意电流返回时间及电流指示值，注意信号灯指示正确； 7） 、在启动时应注意：启动和停止按钮的确认；转动声音、转向、各轴承温度及振