QHN-1-0000.08.026-2015中国华能集团公司管理系统火力发电厂燃煤机组环境保护监督实用标准

1、Q/HN中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.0262015火力发电厂燃煤机组环境保护监督标准Supervisionstandardofenvironmentalprotectionforcoal-firedthermalpowerplant2015-05-01发布2015-05-01实施中国华能集团公司发布文案大全实用标准文档目次前言II1 范围12 规范性引用文件13 总则54 监督技术标准54.1 除尘系统监督54.2 脱硫系统监督104.3 脱硝系统监督154.4 废水处理系统监督214.5 烟气排放连续监测系统监督254.6 烟囱防腐的监督284.7 各类污染物排放监

2、督294.8 燃煤中硫份、灰份的监督335 监督管理要求335.1 环保监督管理的依据335.2 日常管理内容和要求355.3 各阶段监督重点工作396 监督评价与考核406.1评价内容416.2评价标准416.3 评价组织与考核41附录A（规范性附录）环保设备台账编写格式42附录B（规范性附录）环保技术监督不符合项通知单48附录C（规范性附录）环保技术监督季报编写格式49附录D（规范性附录）环保技术监督信息速报53附录E（规范性附录）环保技术监督预警项目54附录F（规范性附录）环保技术监督预警通知单55附录G（规范性附录）环保技术监督预警验收单56附录H（规范性附录）环保技术监督动态检查问题

3、整改计划书57附录1（规范性附录）环保技术监督工作评价表58实用标准文档为加强中国华能集团公司发电厂技术监督管理，保证燃煤发电厂环保设备的安全可靠运行，特制定本标准。本标准依据国家和行业有关标准、规程和规范，以及中国华能集团公司燃煤发电厂的管理要求结合国内外燃煤发电厂的新技术、监督经验制定。本标准是中国华能集团公司所属火力发电厂燃煤机组工作的主要依据，是强制性企业标准。本标准自实施之日起，代替Q/HB-J-08.L06-2009火力发电厂环境保护监督技术标准。本标准由中国华能集团公司安全监督与生产部提出。本办法由中国华能集团公司安全监督与生产部归口并解释。本标准起草单位：西安热工研究院有限公司

4、、华能陕西发电有限公司、华能国际电力股份有限公司本标准主要起草人：侯争胜、张广孙、吴宇、施永健、张光斌本标准审核单位：中国华能集团公司安全监督与生产部、中国华能集团公司科技环保部、中国华能集团公司基本建设部、华能国际电力股份有限公司、华能陕西发电有限公司、华能北方联合电力有限责任公司、华能山东发电有限公司。本标准主要审核人：赵贺、赵毅、武春生、林勇、罗发青、张俊伟、曾德勇、陈勇、郑志海、夏春雷、周晔芳、吴宇、李慧芬、徐敏然本标准审定：中国华能集团公司技术工作管理委员会。本标准批准人：寇伟文案大全实用标准文档火力发电厂燃煤机组环境保护监督标准1 范围本标准规定了中国华能集团公司（以下简称“集团公

5、司”）火力发电厂燃煤机组环境保护监督从可研、环评、设计、制造、安装、调试、验收、运行、检修及改造的全过程相关的技术标准内容和监督管理要求。本标准适用于中国华能集团公司火力发电厂燃煤机组的环境保护监督工作。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本标准。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。GB150.1150.4压力容器GB536液体无水氨GB2440尿素GB5085.1GB5085.7危险废物鉴别标准GB5750生活饮用水标准检验方法GB6920水质pH值的测定玻璃电极法GB7469水质总汞的测定高锰酸

6、钾过硫酸钾消解法双硫腙分光光度法GB7470水质铅的测定双硫腙分光光度法GB7475水质铜、锌、铅、镉的测定原子吸收分光光度法GB7478水质铵铅的测定蒸馏和滴定法GB7478水质铵铅的测定纳氏试剂比色法GB8978污水综合排放标准GB11901水质悬浮物的测定重量法GB11914水质化学需氧量的测定重铬酸盐法GB12348工业企业厂界环境噪声排放标准GB13195水质水温的测定温度计或颠倒温度计测定法GB13223火电厂大气污染物排放标准GB14554恶臭污染物排放标准GB16297大气污染物综合排放标准GB18599一般固体废物贮存、处置场污染控制标准GB50205钢结构工程施工质量验收规

7、范GB50231机械设备安装工程施工及验收通用规范GB50235工业金属管道工程施工及验收规范GB50236现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范GB50257电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范实用标准文档GB50275风机、压缩机、泵安装工程施工及验收规范GB/T212煤的工业分析方法GB/T214煤中全硫的测定方法GB/T6719GB/T7349GB/T7468GB/T7482GB/T7483GB/T7484GB/T7485GB/T7488GB/T7490袋式除尘器技术要求高压架空送电线、变电站无线电干扰测量方法总汞的测定冷原子吸收分光光度法氟化物的测定茜素磺酸锆目

8、视比色法氟化物的测定氟试剂分光光度法氟化物的测定离子选择电极法总砷的测定二乙基二硫代氨基甲酸银分光光度法五日生化需氧量（BOD5）的测定稀释与接种法挥发酚的测定蒸馏后4-氨基安替比林分光光度法水质水质水质水质水质水质水质GB/T12720GB/T13931GB/T14679GB/T14848GB/T15432GB/T16157工频电场测量电除尘器性能测试方法空气质量氨的测定次氯酸钠-水杨酸分光光度法地下水质量标准环境空气总悬浮颗粒物的测定重量法固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法GB/T16488水质石油类和动植物油的测定红外光度法GB/T16489水质硫化物的测定亚甲基蓝分光光度法

9、GB/T20801.1GB/T20801.6压力管道规范工业管道GB/T21508燃煤烟气脱硫设备性能测试方法GB/T21509燃煤烟气脱硝技术装备CJ3082污水排入城市下水道水质标准DL/T260燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范DL/T296火电厂烟气脱硝技术导则DL/T322火电厂烟气脱硝（SCR）装置检修规程DL/T334输变电工程电磁环境监测技术规范DL/T335火电厂烟气脱硝（SCR）系统运行技术规范DL/T341火电厂石灰石/石灰石膏湿法烟气脱硫装置检修导则DL/T387火力发电厂烟气袋式除尘器选型导则DL/T414火电厂环境监测技术规范DL/T461燃煤电厂电除尘器运行维护

10、管理导则DL/T514电除尘器DL/T586电力设备监造技术导则DL/T678电力钢结构焊接通用技术条件DL/T748.1DL/T748.10火力发电厂锅炉机组检修导则DL/T838发电企业设备检修导则实用标准文档DL/T852锅炉启动调试导则DL/T894除灰除渣系统调试导则DL/T895除灰除渣系统运行导则DL/T938火电厂排水水质分析方法DL/T988高压交流架空送电线路、变电站工频电场和磁场测量方法DL/T997火电厂石灰石-石膏法脱硫废水水质控制指标DL/T1076火力发电厂化学调试导则DL/T1121燃煤电厂锅炉烟气袋式除尘工程技术规范DL/T1149火电厂石灰石/石灰-石膏湿法

11、烟气脱硫系统运行导则DL/T1150火电厂烟气脱硫装置验收技术规范DL/T1175火力发电厂锅炉烟气袋式除尘器滤料滤袋技术条件DL/Z1262火电厂在役湿烟囱防腐技术导则DL/T5046火力发电厂废水治理设计技术规程DL/T5047电力建设施工及验收技术规范锅炉机组篇DL/T5142火力发电厂除灰设计技术规程DL/T5161.3电气装置安装工程质量检验及评定规程第3部分：电力变压器、油浸电抗器互感器施工质量检验DL/T5190.4电力建设施工及验收技术规范第4部分：热工仪表及控制装置DL/T5196火力发电厂烟气脱硫设计技术规定DL/T5257火电厂烟气脱硝工程施工验收技术规程DL/T5403

12、火电厂烟气脱硫工程调整试运及质量验收评定规程DL/T5417火电厂烟气脱硫工程施工质量验收及评定规程DL/T5418火电厂烟气脱硫吸收塔施工及验收规程DL/T5436火电厂烟气海水脱硫工程调试及质量验收评定规程DL/T5480火力发电厂烟气脱硝设计技术规程HJ543固定污染源废气汞的测定冷原子吸收分光光度法HJ580含油污水处理工程技术规范HJ2015水污染治理工程技术导则HJ2020袋式除尘工程通用技术规范HJ2025危险废弃物收集、贮存、运输技术规范HJ2028电除尘器工程通用技术规范HJ2529环境保护产品技术要求电袋复合除尘器HJ/T55大气污染物无组织排放监测技术导则HJ/T75固定

13、污染源烟气排放连续监测技术规范HJ/T76固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法HJ/T92水污染物排放总量监测技术规范HJ/T178火电厂烟气脱硫工程技术规范烟气循环流化床法HJ/T179火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰-石膏法实用标准文档HJ/T212HJ/T255HJ/T320HJ/T321HJ/T325HJ/T327HJ/T328HJ/T329HJ/T330污染源在线自动监控（监测）系统数据传输标准建设项目竣工环境保护验收技术规范火力发电厂环境保护产品技术条件环境保护产品技术条件环境保护产品技术条件环境保护产品技术条件环境保护产品技术条件环境保护产品技术条件环境保护产品

14、技术条件电除尘器用高压整流电源电除尘器低压控制电源袋式除尘器滤袋框架袋式除尘器滤袋脉冲喷吹类袋式除尘器回转反吹袋式除尘器分室反吹类袋式除尘器HJ/T353HJ/T354HJ/T355HJ/T356HJ562HJ563JB/T2932水污染源在线监测系统安装技术规范水污染源在线监测系统验收技术规范水污染源在线监测系统运行与考核技术规范水污染源在线监测系统数据有效性判别技术规范火电厂烟气脱硝工程技术规范-选择性催化还原法火电厂烟气脱硝工程技术规范-选择性非催化还原法水处理设备技术要求JB/T5910电除尘器JB/T5911电除尘器焊接件技术要求JB/T8471袋式除尘器安装技术要求与验收规范JB/

15、T8536电除尘器机械安装技术条件JB/T11263燃煤烟气干法/半干法脱硫设备运行维护规范SH3007石油化工储运系统罐区设计规范国务院令第253号建设项目环境保护管理条例发改价格2014536号燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法国家环保总局令第13号建设项目竣工环境保护验收管理办法环发2009第88号国家重点监控企业污染源自动监测数据有效性审核办法Q/HN-1-0000.19.001-2011Q/HN-1-0000.19.002-2011Q/HN-1-0000.19.003-2011Q/HN-1-0000.08.002-2013Q/HN-1-0000.08.049-2015中国华能

16、集团公司燃煤电厂烟气脱硫装置设计导则中国华能集团公司燃煤电厂烟气脱硫装置运行导则中国华能集团公司燃煤烟气脱硫装置检修维护导则中国华能集团公司电力检修标准化管理实施导则（试行）中国华能集团公司电力技术监督管理办法Q/HB-G-08.L01-2009华能电厂安全生产管理体系要求Q/HB-G-08.L02-2009华能电厂安全生产管理体系评价办法华能安2011第271号中国华能集团公司电力技术监督专责人员上岗资格管理办法（试行）3 总则3.1 环境保护监督必须坚持“预防为主，防治结合”的工作方针。实用标准文档3.2 环境保护监督的任务是实现火力发电厂燃煤机组环保设施在可研、环评、设计、制造、安装、调

17、试、验收、运行、检修及改造等各个环节的全过程监督。3.3 火力发电厂燃煤机组环境保护监督的目的是以燃料、脱硫用吸收剂及副产物、脱硝用还原剂及催化剂、环保设施和各类污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞及其化合物、氨、废水污染物、厂界噪声、厂界电场与磁场强度、储煤场及储灰（渣）场的无组织粉尘、废弃物等排放为对象，以环保标准为依据，以环境监测为手段，监督环保设施的正常投运，从而使污染物排放达标。3.4 各电厂应按照集团公司华能电厂安全生产管理体系要求、中国华能集团公司电力技术监督管理办法中有关技术监督管理和本标准的要求，结合本厂的实际情况，制定电厂环保监督管理标准；依据国家和行业有关标准、规程和规范，

18、编制运行规程、检修规程和检验及试验规程等相关/支持性文件；以科学、规范的监督管理，保证环保监督工作目标的实现和持续改进。3.5 从事环境保护监督的人员，应熟悉和掌握本标准及相关标准和规程中的规定4 监督技术标准4.1 除尘系统监督4.1.1 除尘器的设计4.1.1.1 一般要求a）除尘器的设计应满足GB13223、地方排放标准及环评批复的要求。b）电厂应向除尘器制造厂家提供设计时所必需的原始燃煤性质、烟气参数、飞灰特性及工况参数、工程条件、设计参数等技术性能要求，由制造厂家根据技术性能要求按照国家、行业标准设计。c）电厂如果有超越上述标准的特殊要求，应在订货合同书或技术协议书中注明，可作特殊设

19、计。d）除尘器的设计应重点考虑环保标准变化、实际烟气量、燃煤灰分等指标，并留有足够的余量。4.1.1.2 电除尘器a）电除尘器的设计按照DL/T514、HJ2028、JB/T5910执行。b）适合电除尘器处理的含尘气体粉尘比电阻一般在1041013cm。c）电除尘器的入口烟尘浓度应不大于50g/m3。高于上限时应设置预除尘设施。d）电除尘器的设计年限应与主机设计年限相适应，电除尘器设计寿命应不低于30年。电除尘器主要结构件保证30年的使用寿命，电控设备保证10年以上的寿命。4.1.1.3 袋式除尘器a）袋式除尘器的设计选型按照GB/T6719、DL/T387、DL/T1121、町2020执行。

20、b）袋式除尘系统应设置预涂灰装置。c）袋式除尘器根据具体情况可设计紧急喷雾降温系统。紧急喷雾降温装置应安装在空预器出口烟道总管的直管段上。喷嘴投入使用的数量根据烟气温升情况确定。喷水量和液滴直径应能保证雾滴在进入除尘器之前能完全蒸发。喷嘴应有防堵和防磨措施。d）袋式除尘器的正常运行阻力宜控制在1000Pa1300Pa；高浓度袋式除尘器正常运行阻力宜控制在1400Pa1800Pa。4.1.1.4除灰系统设计按照DL/T5142执行。4.1.2 除尘器的制造a）电除尘器的制造应符合DL/T514、HJ2028的规定。实用标准文档b）电除尘器电源应符合HJ/T320、HJ/T321的规定。c）电除尘

21、器的主要零部件（包括底梁、立柱、大梁、阳极板、阴极线、阴极框架）应符合JB/T5910、JB/T5911及相关国家标准的规定。d）电除尘器主件、焊缝质量、涂漆等检验，按DL/T514技术指标及有关规定进行，检验方法、数量依据制造厂有关技术文件或标准进行，检验合格的零部件方可出厂。e）袋式除尘器和电袋复合除尘器的制造应符合GB/T6719、DL/T387、DL/T1121、町325、町327、HJ/T328、町/T329、HJ/T330、町2020、JB/T10921的规定。滤袋应符合DL/T1175及HJ/T327的规定。f）钢结构件所有的焊缝应符合DL/T678的规定。g）所用材料及紧固件应

22、符合国家标准或行业标准的有关规定，对于牌号不明或无合格证书的外购件，须经制造厂复检，符合设计规定时方可使用。h）电厂应按照DL/T586对除尘系统主要设备进行监造。4.1.3 除尘器的安装4.1.3.1 电除尘器a）电除尘器安装按照DL/T514、町2028、JB/T8536及制造厂安装说明书执行。b）电除尘器系特大型设备，其零部件一般在制造厂内制造，运到现场总装。出厂前应重点检验产品主件：大梁、底梁、立柱、阳极板、阴极线、阴极框架、高压电源。c）安装前，应复检各零部件，合格后方可安装。d）安装单位应有专检人员按DL/T514标准的规定及制造厂提供的安装图样进行安装质量检验，制造厂派工地代表进

23、行安装质量监督，并协助解决安装中的问题。e）电除尘器应按施工设计图纸、技术文件、设备图纸等组织施工，设备安装应符合GB50231、DL/T5047、DL/T5161.3及JB/T8536的规定。f）所有电瓷类产品应在安装前进行耐压和绝缘性能试验，并符合JB/T5909.1的规定。g）电除尘器应设置专用地线网，每台电除尘器本体外壳与地线网连接点不得少于6个，接地电阻不大于20。整流变压器室和电除尘器控制室的接地网应与电除尘器本体接地网连接。高压控制柜应可靠接地，整流变压器接地端应与除尘器接地网可靠连接。4.1.3.2 袋式除尘器a）袋式除尘器的安装应按照DL/T1121、JB/T8471的要求执

24、行。b）压缩空气系统管道安装按照GB50235、GB50236的要求执行，压缩空气管路施工时除设备和管道附件采用法兰或螺纹连接外，其余均采用焊接。c）压缩机、风机、泵的安装符合GB50275的要求。d）按照行业标准和除尘器制造厂设备安装说明书对除尘器的安装质量进行检查、评价与验收。4.1.4 除尘器的调试4.1.4.1 电除尘器a）电除尘器的调试按照DL/T461、DL/T852、町2028及电力行业相关调试规范执行。b）电除尘器高、低压电源调试，应按电气说明书进行。c）电场阴、阳极间的绝缘电阻应大于500M0。d）振打电动机、电磁振打器、卸灰电动机绝缘电阻应大于0.5M0。实用标准文档e)

25、雨、雪、雾、大风等恶劣天气，不得进行并联供电升压试验。f) 电除尘器的主要调试内容1) 电除尘器低压控制回路调试。2) 电除尘器高压控制回路调试。3) 电除尘器阴阳极、槽板振打机构调试。4) 灰斗料位计及出灰系统调试。5) 所有加热器的调试。6) 各控制系统的报警和跳闸功能调试。7) 电除尘器冷态空载调试。8) 电除尘器热态负荷整机调试。4.1.4.2 袋式除尘器a) 袋式除尘器的调试按照DL/T1121、町2028及电力行业相关调试规范执行。b) 单体调试的主要内容1) 机电设备、电气设备、仪表柜等单机空载运行不少于2h。2) 各阀门应动作灵活、关闭到位、转向正确。3) 卸、输灰系统调试。4

26、) 空气压缩机调试。5) 脉冲阀喷吹调试。6) 喷雾降温系统调试。7) 电气及热工仪表自动控制系统调试。c) 联动调试操作流程1) 系统中所有的控制设备和热工仪表受电。2) 压缩空气系统启动。3) 卸、输灰系统启动。4) 风机、电动机冷却系统启动，引风机启动。5) 清灰系统工作。6) 各控制对象的动作应符合控制模式的要求。7) 冷态联动试车时间不少于4h。d) 检漏及预涂灰1) 袋式除尘器预涂灰前应进行检漏。检漏可采用荧光粉检漏方式。2) 对于新投运的袋式除尘器，为防止油污对滤袋的污染，在正式投运前应进行预涂灰。预涂灰的粉剂可采用粉煤灰或消石灰。3) 预涂灰过程中及预涂灰完成后不得清灰，直至除

27、尘器正式投入运行。4.1.4.3除灰除渣系统调试按照DL/T894的规定执行。4.1.5 除尘器的运行监督除尘器的运行监督应严格按照燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法(发改价格第536号)的规定执行。4.1.5.1 电除尘器实用标准文档a) 电除尘器投运率达到100%。b) 电除尘效率、压力损失、漏风率、出口烟尘浓度达到设计保证值。c) 监视整流变压器、电抗器温升，油温不允许超过80°C，无异常声音。d) 高压整流设备的运行电压、电流应在正常范围，当工况变化时应及时调整。e) 振打系统运行正常。f) 灰斗料位计、灰斗加热系统及出灰系统运行正常。g) 监视指示器、信号灯及报警系

28、统工作情况。h) 当电除尘器高压硅整流设备停运后，阴、阳极振打装置应继续运行2h3h后停运。i) 振打装置停止运行后，仍应继续排灰，直到灰斗排空方可停运出灰系统。j) 若电除尘前设置低温或低低温省煤器，监视凝结水流动阻力，应按运行规程要求控制好冷却流量和除尘器入口烟温。k) 监督湿式电除尘器阴、阳极冲洗管网的电动阀启停正常，监视冲洗压力和流量在正常值范围内。l) 湿式电除尘器产生的废水宜回用于脱硫系统。4.1.5.2 袋式除尘器a) 袋式除尘器投运率达到100%。b) 袋式除尘效率、压力损失、漏风率、烟尘浓度达到设计保证值。c) 按运行操作规程要求巡查并记录袋式除尘系统的运行状况和参数，发现异

29、常及时报告和处理d) 监督压力损失及清灰效果。e) 监督进口烟气温度：当烟气温度达到设定的高温或低温值时应发出报警，并立即采取应急措施。f) 监督出灰系统：检查灰斗料位状况，当高料位信号报警后，应及时卸灰；出灰系统运行正常g) 监督喷吹系统：检查空气压缩机电流、排气压力、储气罐压力及稳压气包喷吹压力正常。h) 监督巡检脉冲阀和其它阀门的运行状况，以及人孔门、检查门的密封情况。i) 实时检查风机与电机运行状况、轴承温度、油位和振动，发现异常及时处理。j) 锅炉停运后，袋式除尘系统应继续运行51Omin，进行通风清扫。k) 锅炉短期停运(不超过4天)时，除尘器可不清灰，再次启动时可不进行预涂灰。l

30、) 锅炉长期停运时，应对滤袋彻底清灰，并清理灰斗的存灰。再次启动时宜进行预涂灰。m) 运行期间，滤袋备件不少于5%。滤袋寿命期前6个月应批量采购滤袋。4.1.5.3 其它要求a) 除灰除渣系统运行按照DL/T895的规定执行。b) 除尘系统运行记录保留时间不少于1年。c) 新投产机组在投运6个月后，进行除尘器性能验收试验；现役机组在除尘器技术改造或A修1个月后，进行除尘器性能验收试验。电除尘器性能验收试验参照GB/T13931执行；袋式除尘器的性能验收试验参照GB/T6719执行。4.1.6 除尘器的检修监督4.1.6.1 电除尘器a) 监督检查阳极板、阴极线、绝缘瓷件等内部设备的积灰、定位及

31、损坏情况。b) 监督阳极振打系统及传动设备：检查减速机、承击砧振打中心位置、磨损情况；检查各振打轴、锤紧固情况，保险销断裂损坏情况。实用标准文档c) 监督阴极悬挂装置、大小框架及传动装置：检查绝缘子室及绝缘套管、阴极大小框架、阴极线、振打传动装置。d) 监督电加热或蒸汽加热系统：检查电加热元件、温度控制、热风吹扫系统。e) 监督灰斗卸灰及输灰系统：检查灰斗卸灰装置、料位报警装置、加热装置。f) 监督高压硅整流变压器及电除尘器控制系统：检查高压硅整流变压器，高、低压套管，绝缘轴电缆头及瓷轴、绝缘轴、绝缘子。g) 监督低温或低低温省煤器：检查传热管腐蚀、积灰、磨损情况；检查吹灰器堵塞和损坏情况；检

32、查弯头及焊缝磨损状况。h) 监督湿式电除尘器：检查壳体和支撑梁的防腐损坏情况；检查阳极板和支撑梁腐蚀、损坏情况；检查阴极线及上下部吊挂装置及绝缘箱损坏情况。i) 监督湿式电除尘器工艺水系统：检查电磁阀状态；检查冲洗管网、喷嘴堵塞情况。4.1.6.2 袋式除尘器a) 监督滤袋和袋笼：检查每个过滤仓室的滤袋破损情况；检查袋笼、气流分布板磨损、变形和腐蚀情况。b) 监督清灰系统：检查喷吹装置是否有错位、松动和脱落情况；检查压缩空气及空气过滤器堵塞情况。c) 监督电磁脉冲阀：检查各阀门处积灰、腐蚀和磨损情况；检查阀门的灵活性和严密性。d) 监督灰斗卸灰及输灰系统：检查灰斗卸灰装置、料位报警装置、加热装

33、置。e) 监督烟道预喷涂装置：检查烟道上预喷涂法兰或喷孔磨损、腐蚀、堵塞情况。f) 监督喷雾降温系统：检查烟道内部喷嘴的磨损、腐蚀、堵塞情况。g) 监督压缩空气系统：检查空气压缩机、除油、脱水、干燥过滤设备。4.1.6.3除尘器检修按照DL/T748.6执行。4.2 脱硫系统监督4.2.1 脱硫系统设计4.2.1.1脱硫系统的设计应满足GB13223、地方排放标准及环评批复的要求。4.2.1.2 脱硫工艺宜根据锅炉容量、可预计供应的燃料品质、脱硫效率、脱硫投运率及排放标准和总量控制要求、吸收剂的供应、脱硫副产物的综合利用、场地布置、脱硫工艺和设备技术发展现状、安全可靠性要求等因素，在兼顾节电的

34、前提下，经全面分析优化后确定。a) 对燃煤St,ar>1%或单机容量>300MW的机组，宜采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。b) 对燃煤St,ar1%或单机容量300MW或运行寿命低于10年或位于非重点地区、非省会城市的机组，优先采用石灰石-石膏湿法。经技术经济性论证评估后，也可慎重采用烟气循环流化床工艺。c) 对燃煤St,ar1%的海滨电厂，在海水碱度满足工艺要求、海域环境影响评价经国家有关部门审查通过后，宜采用海水法脱硫工艺；对燃煤St,ar1%的海滨电厂，在满足上述条件且经技术经济比较后，也可采用海水法脱硫工艺。d) 经技术经济论证评估后，有条件的电厂也可试用氨法烟气脱硫工艺。实

35、用标准文档e）在严重缺水地区，对燃煤St,arl%的机组，经技术经济论证评估后，可慎重采用烟气循环流化床工艺。4.2.1.3 现役机组加装烟气脱硫装置或进行二次增容改造时，宜根据实测及可预见的锅炉在供热+发电最大负荷下、燃煤、吸收剂品质及用水水质最不利情况下的烟气（含裕量）及参数，确定脱硫装置及公用系统的设计基础数据，并结合煤源变化、燃煤掺烧趋势、设备条件、运行情况、现有场地条件、机组停机时间、机组节能降耗和工程投资情况以及国家和地方对排放限值及总量削减要求等因素，因地制宜，制定最合适的方案。一般情况下，脱硫技改项目吸收系统、烟气系统和公用系统应协调改造。4.2.1.4新建机组配套建设的脱硫装

36、置，设计参数宜采用锅炉最大连续工况（BMCR）、燃用可覆盖重量占比95%以上硫份的燃煤烟气参数，无论锅炉设计煤种如何，脱硫系统设计硫份须综合考虑煤源变化、燃煤掺烧趋势、以及国家和地方对排放限值及环评批复对总量削减要求等因素，并留有20%以上的余量，脱硫系统场地宜预留进一步改造空间。4.2.1.5无旁路脱硫装置的设计应遵守的原则：在锅炉防爆设计压力允许条件下，宜采取增压风机与引风机合并；宜设置吸收塔废浆处理系统；脱硫设备备用和冗余系数应增加；脱硫逻辑和保护应进入主机系统；脱硫系统设事故降温措施。4.2.1.6电厂应向脱硫设备制造厂家提供设计时所必需的技术性能要求，制造厂家根据要求并按DL/T51

37、96设计。石灰石/石灰一石膏法脱硫的设计、制造、安装及调试按照町/T179等相关标准执行；烟气循环流化床法脱硫的设计、制造、安装及调试按照町/T178等相关标准执行。4.2.1.7 烟气脱硫设计应充分发挥生产、建设和研究机构的综合作用，达到烟气脱硫总体布局合理、主、辅机设备选型及裕量合理，充分体现节能、节电原则，设计指标领先。4.2.1.8 新建机组配套建设的脱硫装置的寿命，与主机组寿命相同；现役机组脱硫装置的寿命，原则上不低于主机组剩余寿命。4.2.1.9 脱硫设备的设计应重点考虑环保标准变化、实际烟气量、燃煤硫份、烟尘浓度等指标，并留有足够的余量。新建燃煤机组不得设置脱硫旁路烟道。4.2.

38、1.10设计脱硫DCS系统时，应重点考虑以下因素：a）对于湿法脱硫系统和烟气循环流化床脱硫系统，DCS系统要记录发电负荷（或锅炉负荷）、烟气温度、烟气流量、增压风机电流和叶片开启度、氧化风机和密封风机电流、脱硫剂输送泵电流、脱硫岛pH值以及烟气进口和出口二氧化硫、烟尘、氮氧化物浓度等参数。b）对于循环流化床锅炉炉内脱硫系统和炉内喷钙炉外活化增湿脱硫系统，DCS系统要记录自动添加脱硫剂系统输送风机电流以及烟气出口温度、流量、二氧化硫、烟尘、氮氧化物浓度等参数。c）DCS系统要确保能随机调阅上述运行参数及趋势曲线，相关数据至少保存1年以上。4.2.1.11 在满足污染物达标排放、系统安全稳定运行、

39、脱硫投运率和脱硫效率满足环保要求的前提下，脱硫系统的设计要按能耗最优来考虑。4.2.1.12 脱硫系统的设计原则按照中国华能集团公司燃煤电厂烟气脱硫装置设计导则执行。4.2.2 脱硫设备的制造4.2.2.1 脱硫系统的主要设备制造质量应按照国家或行业现行标准规定执行；无规定时，应按照合同约定执行。4.2.2.2脱硫设备中的压力容器遵循GB150.1150.4的规定。4.2.2.3钢结构件所有的焊缝应符合DL/T678的规定。实用标准文档4.2.2.4 所用材料及紧固件应符合国家标准或行业标准的有关规定，对于牌号不明或无合格证书的外购件，须经制造厂复检，符合设计规定时方可使用。4.2.2.5 主

40、要零部件的加工应符合相应的国家标准，并应按经规定程序批准的产品图样、技术文件制造、检验和验收，并确保总装的接口尺寸精度。4.2.2.6 脱硫设备内部防腐施工所选择的防腐材料应符合相应的行业标准规定，并具有出厂合格证和检验资料，必要时对原材料应进行抽查复检。4.2.2.7电厂应按照DL/T586对脱硫系统主要设备进行监造。4.2.3 脱硫设备的安装4.2.3.1脱硫设备的安装按照DL/T5417中规定及制造厂安装说明书执行。4.2.3.2湿法脱硫吸收塔的施工按照DL/T5418的规定执行。4.2.3.3 脱硫装置安装宜采取业主主导的非总承包的方式或其他有利于提高工程质量、加快工程进度、确保工程安

41、全、降低工程造价的方式进行。4.2.3.4钢结构的施工符合GB50205的规定。4.2.4脱硫设备的调试4.2.4.1 一般要求a) 脱硫设备的调试应按照电厂与调试单位签订的调试合同、设备制造厂的技术标准及相关资料执行。b) 石灰石/石膏湿法脱硫设备的调试按照DL/T5403执行。c) 海水脱硫设备的调试按照DL/T5436执行。d) 干法/半干法脱硫设备调试按照JB/T11263执行。e) 其它脱硫方式的调试可参照DL/T5403及DL/T5436执行。4.2.4.2 单体调试的主要内容a) 仪表的单体调校，信号和控制单回路调试检查。b) 设备电动机转向的确认和试转，其中主要包括：工艺水泵、

42、除雾器冲洗水泵、搅拌器、氧化风机、吸收塔浆液循环泵、石灰石仓顶布袋除尘器、石灰石称重皮带给料机、石灰石振动给料机、石灰石磨机、浆液箱搅拌器、GGH、脱水机、石膏排出泵、滤布冲洗水泵、滤液泵等。c) 检查和确认电动门、气动门、手动门、安全门等阀门的动作情况。4.2.4.3 分系统调试的主要内容a) 工艺系统调试。1) 工艺水系统。2) 压缩空气系统。3) 烟气系统冷调试。4) 吸收塔系统。5) 石灰石存储及浆液制备系统调试。6) 石膏脱水系统。7) 脱硫废水处理排放系统。b) 电气系统调试。c) 热控系统调试。实用标准文档4.2.4.4 整套启动调试的主要内容a) 检验调整系统的完整性、设备的可

43、靠性、管路的严密性、仪表的准确性、保护和自动的投入效果，检验不同运行工况下脱硫系统的适应性。b) 检验石灰石储存及浆液制备系统、公用系统满足脱硫装置整套运行情况。c) 进行烟气系统、SO吸收系统热态运行和调试。2d) 进行石膏脱水、脱硫废水处理等系统带负荷试运和调试。e) 完善pH值调节、密度显示与调节、增压风机热态动(静)叶调整、脱水调节、液位调节等。4.2.4.5 整套启动调试应达到的技术指标a) 各分系统试运验收合格率1OO%。b) 保护自动装置、热控测点、仪表投入率达到100%，热控保护投入率100%。c) 电气保护投入率100%、电气自动装置投入率100%、电气测点/仪表投入率100

44、%。d) 烟气排放连续监测系统(CEMS)能够准确实时监测进、出口烟气参数。e) 锅炉满负荷下，脱硫效率、出口SO2排放浓度、系统压力降、石膏品质、废水排放均达到设计保证值。4.2.5 脱硫系统的运行监督脱硫系统的运行监督应严格按照燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法(发改价格第536号)的规定执行。4.2.5.1 湿法脱硫系统a) 脱硫系统投运率应达到100%。b) 烟气系统1) 脱硫效率、出口S0浓度达到环保部门要求。22) 根据机组负荷变化调整增压风机出力，控制脱硫装置入口压力。c) S°2吸收系统1) 通过调节吸收塔浆液循环量，从而适应不同含硫量和不同机组负荷工况。2)

45、 根据吸收塔入口烟气流量、SO2浓度及石灰石浆液品质和石灰石浆液密度变化，调整石灰石供浆量以控制吸收塔浆液的pH值。一般pH值控制在5.06.0的范围。3) 通过控制吸收塔石膏浆液排出量来实现吸收塔浆液密度调整，一般吸收塔浆液密度控制在10801130kg/m3的范围。4) 通过控制吸收塔废水排出量来实现吸收塔氯离子含量控制，一般氯离子含量控制在2x10-2(1ppm=1x10-6)以下。d) 吸收剂制备系统1) 石灰石氧化钙含量、活性、细度等指标达到设计要求。石灰石氧化钙含量、细度等常规指标每批测量一次。2) 石灰石给料稳定，石灰石浆液浓度合格。3) 根据石灰石球磨机电动机电流应定期补充钢球

46、。4) 石灰石旋流器入口压力正常。e) 石膏脱水系统1) 脱硫石膏品质达到设计值。实用标准文档2) 石膏旋流子投入数量及入口压力正常。3) 真空皮带脱水机滤饼厚度符合要求。4.2.5.2 海水脱硫系统a) 投运率应达到100%。b) 脱硫效率、出口SO浓度达到环保部门要求。2C)外排海水pH值满足设计要求，一般不应小于6.8，符合当地海水水质标准。d) 外排海水COD增加值和溶解氧含量等达到设计要求，符合当地海水水质标准。e) 全厂外排废水温升符合设计要求。4.2.5.3 干法脱硫系统a) 投运率应达到100%。b) 脱硫效率、出口SO浓度达到环保部门要求。2C)生石灰石中氧化钙含量、活性、细

47、度等指标达到设计要求。氧化钙含量、细度等常规指标每批测量一次。d) 脱硫塔出口烟气温度满足后续除尘装置安全稳定运行。4.2.5.4 其它要求a) 石灰石/石膏湿法脱硫系统的运行参照DL/T1149及中国华能集团公司燃煤电厂烟气脱硫装置运行导则执行。b) 烟气干法/半干法脱硫设备运行参照JB/T11263执行。c) 新投产机组在投运6个月后，进行脱硫设备性能验收试验；现役机组在脱硫设备技术改造或A修1个月后，进行脱硫设备性能验收试验。脱硫设备性能验收试验按照GB/T21508及DL/T1150执行。4.2.6 脱硫系统的检修监督4.2.6.1 湿法脱硫系统a) 烟气系统1) 增压风机：检查外壳、

48、衬板、叶片、出口导叶的磨损情况；检查调整液压驱动装置，校对叶片开度；检查传动装置；检查失速及喘振探头；检查液压缸、轴承箱、轮毂；对油系统进行检查、清理；校对叶片实际角度与刻度盘角度是否相符。检查润滑油过滤器前后压差。2) GGH：定期检查GGH原、净烟气侧差压情况，及时清理积灰；检查GGH密封系统，进行各向密封间隙测量、调整；定期检查中心筒密封；检查导向、支撑轴承；扇形板检查及间隙调整；减速箱各齿轮传动齿面磨损检查及间隙的调整；检查吹灰器、喷嘴堵塞处理；检查密封风机系统。3) 检查烟道各处膨胀节应无开裂和漏烟现象；检查烟道内防腐脱落及磨损情况。b) SO2吸收系统1)吸收塔：检查塔本体有无漏浆

49、、漏烟及漏风现象；检查塔内损坏的部件并对其进行更换；检查吸收塔的内壁、钢梁、支撑件和喷淋层的防腐；检查、清理更换喷嘴；检查、清理塔内件的结垢物。实用标准文档2) 除雾器：检查除雾器元件是否脱落、变形；检查除雾器元件是否堵塞，表面是否清洁；检查冲洗水喷嘴是否脱落、角度是否正确；检查除雾器冲洗管道是否堵塞、是否泄露；除雾器支撑件是否正常，如有必要进行局部更换。3) 吸收塔搅拌器：检查油封；减速机内部清理；轴承检查更换；叶轮检查修理，必要时更换；搅拌器轴检修；检查更换润滑油；检查搅拌器的震动情况，机封是否泄露，皮带是否松动。4) 浆液循环泵：检查紧固地脚螺栓；检查联轴器螺栓；检查中心及轴承间隙；检查

50、轴承、机封、衬胶泵壳、密封环、叶轮，必要时更换；检查修理吸入端泵盖、护板；检查出入口管道膨胀节；检查修补叶轮，必要时更换；检查入口滤网堵塞、破损情况；检查滤网紧固连接件部件腐蚀情况。5) 氧化风机：检查油封、联轴器、轴承及轴承箱；检查入口滤网、出口消声器是否堵塞；检查叶轮间隙是否正常。6) 石膏浆液排出泵：检查地脚螺栓；检查对轮及泵的附件；检查中心及轴承间隙。c) 吸收剂制备系统1) 振动给料机：检查整体机件的紧固程度；调整双质点连接弹簧板组；整定电磁铁铁芯与衔铁间的间隙。2) 石灰石斗式提升机：检查溜槽衬板；检查传动齿轮、传动链条；检查顶部轴承磨损情况；检查减速箱油质情况；检查料斗及料斗固定

51、螺栓；检查料斗传动轴平行度；检查落料口及配重情况。3) 卸料斗专用除尘器(仓顶袋式除尘器)：检查更换滤袋；检查风机；内部清理，消除漏风；滤袋筒架检查、修理；电磁阀膜片检查、更换。4) 石灰石料仓或粉仓：检查内部密封情况；检查料位计是否准确。5) 湿式球磨机：检查大牙轮、联轴器及其防尘装置；检查钨金瓦、选补钢球；检查润滑系统、冷却系统、进出螺丝套椭圆管及其他磨损部件；检查滚动轴承；检查球磨机减速箱装置；球磨机人孔检查；轴端唇形密封检查；入口锥形密封盘更换；出口滚筒滤网检查；检查入口短节衬胶；检查筒体内衬；检查端盖螺栓及筒壁；检查大小齿轮磨损情况；检查小齿轮油封；检查齿轮箱、离合器；检查润滑油喷射

52、泵；检查弹性联轴器；检查油站高压气泵冷油器喉部密封；检查油站润滑油泵进出口滤网；检查齿轮轴承；检查油站油质、油雾器、检查油管及接头。6) 检查输送设备及管道。d) 石膏脱水系统。1)石膏/废水旋流器：检查、清理旋流器内部各部件的磨损情况；检查溢流嘴、沉砂嘴的磨损情况；检查筒体、锥体、锥体延长体及其进料口是否结垢，并及时清理；检查各管道连接是否牢固。2) 真空皮带脱水机：检查修补真空皮带脱水机滤布、脱水皮带；检查、清理冲洗水喷嘴；滚筒轴承、托辊轴承更换；检查耐磨皮带磨损程度；检查皮带跑偏开关、冲洗水流量控制系统和调偏气囊；检查真空盘；检查真空泵。e) 石灰石/石灰一石膏湿法烟气脱硫装置检修监督按

53、照DL/T341及中国华能集团公司燃煤烟气脱硫装置检修维护导则执行。实用标准文档4.2.6.2 其它方式的脱硫系统a）海水脱硫、干法/半干法脱硫及其它脱硫方式的脱硫系统的检修监督参照DL/T341、DL/T748.10、中国华能集团公司燃煤烟气脱硫装置检修维护导则及电厂脱硫系统检修规程执行。b）烟气干法/半干法脱硫设备检修监督参照JB/T11263执行。4.3 脱硝系统监督4.3.1 脱硝系统设计4.3.1.1 脱硝工艺的选择a）烟气脱硝工艺应根据国家环保排放标准、环境影响评价批复要求、锅炉特性、燃料特性、还原剂的供应条件、水源和气源的可利用条件、还原剂制备区废水与废气排放条件、场地布置条件等

54、因素，经全面技术经济比较后确定。b）优先使用燃烧控制技术，在使用燃烧控制技术后仍不能满足NOx排放要求的，可因地制宜、因煤制宜、因炉制宜地选择技术上成熟、经济上可行并便于实施的选择性催化还原技术（以下简称“SCR”）或选择性非催化还原技术（以下简称“SNCR”）。c）低氮燃烧器（LNB）是减少炉外SCR脱硝运行费用的有效手段，当低氮燃烧器降低NO幅度超x过100mg/m3时应优先考虑低氮燃烧系统改造，否则不建议改造低氮燃烧系统。d）为达到100mg/m3以下的NO控制指标，可选择的脱硝技术包括：LNB+SCR；SCR；LNB+SNCR/SCR。xe）新建、改建、扩建的燃煤机组（除循环流化床锅炉

55、外）脱硝工艺宜采用SCR烟气脱硝工艺。f）对于循环流化床锅炉脱硝工艺优先采用SNCRog）脱硝工艺的选择按照DL/T296执行。4.3.1.2 还原剂的选择a）还原剂主要有液氮（NH）、尿素CO（NH）、氨水（NHH0或NHOH）。322324b）还原剂的选择应根据其安全性、可靠性、外部环境敏感度及技术经济比较后确定。c）电厂地处城市远郊或远离城区，且液氨产地距电厂较近，在能保证运输安全、正常供应的情况下，宜选择液氨作为还原剂。d）电厂位于大中城市及其近郊区或受液氨运输条件限制的地区，宜选择尿素作为还原剂。e）SNCR脱硝系统一般采用尿素或氨水为还原剂。f）液氨应符合GB536的要求。液氨运输

56、工具应采用专用密封槽车。g）尿素应符合GB2440的要求。尿素溶解罐宜布置在室内，各设备间的连接管道应保温。所有与尿素溶液接触的设备等材料宜采用不锈钢材质。h）当采用尿素水解工艺制备氨气时，尿素水解反应器的出力宜按脱硝系统设计工况下氨气消耗量的120%设计。i）采用氨水作为还原剂时，宜采用质量浓度20%25%浓度的氨水溶液。j）还原剂储存、制备和使用应符合町562和町563的规定。4.3.1.3 催化剂的选择a）催化剂的形式及特性：1）蜂窝式催化剂是以二氧化钛为载体，以钒（V）为主要活性成分，将载体与活性成分等物料充分混合，经模具挤压成型后煅烧而成，比表面积大。实用标准文档2) 平板式催化剂是以金属板网为骨架，以玻璃纤维和二氧化钛为载体，以钒(V)为主要活性成分，采取双面碾压的方式将载体、活性材料等与金属板网结合，后经成型、切割、组装和煅烧而成。3)