论文部分内容阅读
摘 要：文中介紹了600MW燃煤机组烟气超低排放改造工程热控部分改造所涉及的控制范围、控制方式、控制室及电子室的布置和热工自动化设备选型等问题，并且以本次改造中新增的最为重要的管式GGH系统和湿式电除尘系统为例，就其相对应的热控系统作了简要分析。
关键词：超低排放；热工控制系统；系统改造
本工程对乐清电厂一期2×600MW机组实施超低排放改造，对现有的除尘、脱硫、脱硝系统进行提效，采用高效协同脱除技术，使机组烟气的主要污染物（烟尘、二氧化硫、氮氧化物）排放浓度达到燃气轮机组的排放标准，并达到全负荷投运脱硝系统。
1 热控改造部分概述
本次烟气超低排放改造工程中热工自动化需改造范围包括：增加湿式电除尘器、管式换热器、低低温电除尘等改造部分的相关联锁控制部分，原有烟道上的热控测点进行移位改造，增加必要的测点。
1.1 控制范围
本次超低排放改造工程中DCS新增的控制范围包括：
（1）低低温系统管式GGH系统；
（2）整套湿式电除尘系统；
（3）低低温电除尘的热风吹扫系统、灰斗蒸汽加热系统；
（4）干式、湿度电除尘系统高压电源部分。
1.2 控制方式
（1）低低温电除尘系统改造中的管式GGH系统、低低温电除尘系统改造中的干式电除尘改造部分（包括含热风吹扫系统、灰斗蒸汽加热系统等）全部采用DCS控制，并纳入原有对应机组的DCS网络进行监控，并最终均能在机组脱硫DCS操作员站上完成控制和操作。
（2）干式电除尘系统的高频电源控制器需要和本工程DCS进行通讯。本工程将改造后的原干式电除尘重要的监控信号（如电除尘高压部分的电压、电流）通过通讯方式（标准Modbus TCP/IP 通信协议）送至DCS控制机柜，满足在原脱硫DCS操作员站上侧进行监视。双方分界点在业主电除尘PLC系统的交换机相关通信接口上。
（3）湿式电除尘器系统等全部采用DCS控制，并纳入原有对应机组的脱硫DCS网络进行监控，并最终均能在机组脱硫DCS操作员站上完成控制和操作。其中，湿电除尘器的高频电源采用DSP控制，该DSP控制器通过冗余交换机，采用标准的Modbus TCP/IP协议接入本工程的DCS，满足将高频电源的各类信号（如高频电源的电压、电流等）通过通讯的方式接入DCS中进行监控，且满足在DCS上位机对设备的运行参数（如电流脉冲宽度、频率等）进行设置。
（4）其他脱硫部分改造。新增水平烟道除雾器冲洗阀门纳入本工程DCS控制。此外，原脱硫GGH拆除、新增循环泵及相关管路阀门等均在原有脱硫DCS系统上进行增减调整。脱硫GGH拆除后，相关I/O点作为备用，备用点用于湿式电除尘的废水预澄清系统的新增I/O点。脱硫部分改造中新增加的控制点（如增加脱硫循环泵）纳入到原有脱硫DCS系统进行监控。#1、#2湿式电除尘备用废水预澄清器纳入原有脱硫公用DCS控制。
2 管式GGH系统
2.1 烟气冷却器出口水温自动模式
该自动模式主要在机组和管式GGH启动阶段或停运阶段或锅炉准备点火前的6h，所采用的方式。当烟气冷却器出口烟温低于85.6℃时，需要通过蒸汽对热媒水进行加热，控制烟气冷却器出口热媒水温度在80℃左右（环境气温高于25℃时，可适当调低至75℃），从而控制烟气冷却器和烟气加热器管壁温度在烟气露点温度以上。
2.2 烟气冷却器出口烟温自动模式
该自动模式主要在机组和管式GGH正常运行时所采用的方式。当烟气冷却器出口烟温高于85.6℃，通过1A1/1A2管式GGH冷却器进水调节阀、1B1/1B2管式GGH冷却器进水调节阀和旁路调节阀，控制烟气冷却器出口烟温在85.6～94℃，一般设定在90℃并自动跟踪。
2.3 烟囱进口烟温自动模式
该自动模式主要在机组低负荷和管式GGH正常运行时所采用的方式。当烟气加热器出口烟温未达到设计值时，热媒水通过蒸汽进行加热，以控制烟囱烟温在80℃左右（环境气温高于25℃时，可适当调低至75～72℃）。
2.4 管式GGH保温模式
该方式在引风机未启动但即将启动前的10h，管式GGH准备投运，防止烟气冷却器和烟气加热器内的水温低于烟气温度。控制原则是：仅空气流动而未点火阶段，控制烟气冷却器出口热媒水高于环境空气露点。一旦步入点火前6h的时间段，热媒水通过蒸汽进行加热，采用“烟气冷却器出口水温自动模式”。
3 湿式电除尘系统
3.1 湿式电除尘系统启动控制顺序
（1）1脱硫系统正常运行；
（2）启动1绝缘子室电加热器，等待1A及1B湿式电除尘器绝缘子室温度（八取平均）到达100～160℃；
（3）投入1湿电循环水子组启动顺控；
（4）投入电动清洗过滤器自动控制；
（5）投入1湿电排水子组启动顺控；
（6）投入1湿电碱液计量自动控制；
（7）投入1湿电补水子组启动顺控；
（8）依次启动1A1～1A4、1B1～1B4高频电源。
3.2 湿式电除尘系统停运控制顺序
（1）依次停止1A1～1A4、1B1～1B4高频电源；
（2）投入1湿电补水子组停运顺控；
（3）撤除1湿电碱液计量自动控制；
（4）投入1湿电排水子组停运顺控；
（5）撤除电动清洗过滤器自动控制；
（5）投入1湿电循环水子组停运顺控；
（6）停运1绝缘子室电加热器。
实施烟气超低排放既是满足国家日趋严格的环保标准的需要，又是国有企业保证环境质量、保护公众健康的社会责任。同时项目有助于推广先进的高效协同污染物控制技术，推进环保产业链的发展。望烟气超低排放能在越来越多的燃煤电厂普及，为环保贡献一份力量。
参考文献
[1]王璐.关于600MW火电燃煤机组超低排放改造的研究[J].科技视界，2016，（10）：100.
[2]张玉铎，王满稼.热工自动控制系统[M].北京：水利电力出版社，1985.
关键词：超低排放；热工控制系统；系统改造
本工程对乐清电厂一期2×600MW机组实施超低排放改造，对现有的除尘、脱硫、脱硝系统进行提效，采用高效协同脱除技术，使机组烟气的主要污染物（烟尘、二氧化硫、氮氧化物）排放浓度达到燃气轮机组的排放标准，并达到全负荷投运脱硝系统。
1 热控改造部分概述
本次烟气超低排放改造工程中热工自动化需改造范围包括：增加湿式电除尘器、管式换热器、低低温电除尘等改造部分的相关联锁控制部分，原有烟道上的热控测点进行移位改造，增加必要的测点。
1.1 控制范围
本次超低排放改造工程中DCS新增的控制范围包括：
（1）低低温系统管式GGH系统；
（2）整套湿式电除尘系统；
（3）低低温电除尘的热风吹扫系统、灰斗蒸汽加热系统；
（4）干式、湿度电除尘系统高压电源部分。
1.2 控制方式
（1）低低温电除尘系统改造中的管式GGH系统、低低温电除尘系统改造中的干式电除尘改造部分（包括含热风吹扫系统、灰斗蒸汽加热系统等）全部采用DCS控制，并纳入原有对应机组的DCS网络进行监控，并最终均能在机组脱硫DCS操作员站上完成控制和操作。
（2）干式电除尘系统的高频电源控制器需要和本工程DCS进行通讯。本工程将改造后的原干式电除尘重要的监控信号（如电除尘高压部分的电压、电流）通过通讯方式（标准Modbus TCP/IP 通信协议）送至DCS控制机柜，满足在原脱硫DCS操作员站上侧进行监视。双方分界点在业主电除尘PLC系统的交换机相关通信接口上。
（3）湿式电除尘器系统等全部采用DCS控制，并纳入原有对应机组的脱硫DCS网络进行监控，并最终均能在机组脱硫DCS操作员站上完成控制和操作。其中，湿电除尘器的高频电源采用DSP控制，该DSP控制器通过冗余交换机，采用标准的Modbus TCP/IP协议接入本工程的DCS，满足将高频电源的各类信号（如高频电源的电压、电流等）通过通讯的方式接入DCS中进行监控，且满足在DCS上位机对设备的运行参数（如电流脉冲宽度、频率等）进行设置。
（4）其他脱硫部分改造。新增水平烟道除雾器冲洗阀门纳入本工程DCS控制。此外，原脱硫GGH拆除、新增循环泵及相关管路阀门等均在原有脱硫DCS系统上进行增减调整。脱硫GGH拆除后，相关I/O点作为备用，备用点用于湿式电除尘的废水预澄清系统的新增I/O点。脱硫部分改造中新增加的控制点（如增加脱硫循环泵）纳入到原有脱硫DCS系统进行监控。#1、#2湿式电除尘备用废水预澄清器纳入原有脱硫公用DCS控制。
2 管式GGH系统
2.1 烟气冷却器出口水温自动模式
该自动模式主要在机组和管式GGH启动阶段或停运阶段或锅炉准备点火前的6h，所采用的方式。当烟气冷却器出口烟温低于85.6℃时，需要通过蒸汽对热媒水进行加热，控制烟气冷却器出口热媒水温度在80℃左右（环境气温高于25℃时，可适当调低至75℃），从而控制烟气冷却器和烟气加热器管壁温度在烟气露点温度以上。
2.2 烟气冷却器出口烟温自动模式
该自动模式主要在机组和管式GGH正常运行时所采用的方式。当烟气冷却器出口烟温高于85.6℃，通过1A1/1A2管式GGH冷却器进水调节阀、1B1/1B2管式GGH冷却器进水调节阀和旁路调节阀，控制烟气冷却器出口烟温在85.6～94℃，一般设定在90℃并自动跟踪。
2.3 烟囱进口烟温自动模式
该自动模式主要在机组低负荷和管式GGH正常运行时所采用的方式。当烟气加热器出口烟温未达到设计值时，热媒水通过蒸汽进行加热，以控制烟囱烟温在80℃左右（环境气温高于25℃时，可适当调低至75～72℃）。
2.4 管式GGH保温模式
该方式在引风机未启动但即将启动前的10h，管式GGH准备投运，防止烟气冷却器和烟气加热器内的水温低于烟气温度。控制原则是：仅空气流动而未点火阶段，控制烟气冷却器出口热媒水高于环境空气露点。一旦步入点火前6h的时间段，热媒水通过蒸汽进行加热，采用“烟气冷却器出口水温自动模式”。
3 湿式电除尘系统
3.1 湿式电除尘系统启动控制顺序
（1）1脱硫系统正常运行；
（2）启动1绝缘子室电加热器，等待1A及1B湿式电除尘器绝缘子室温度（八取平均）到达100～160℃；
（3）投入1湿电循环水子组启动顺控；
（4）投入电动清洗过滤器自动控制；
（5）投入1湿电排水子组启动顺控；
（6）投入1湿电碱液计量自动控制；
（7）投入1湿电补水子组启动顺控；
（8）依次启动1A1～1A4、1B1～1B4高频电源。
3.2 湿式电除尘系统停运控制顺序
（1）依次停止1A1～1A4、1B1～1B4高频电源；
（2）投入1湿电补水子组停运顺控；
（3）撤除1湿电碱液计量自动控制；
（4）投入1湿电排水子组停运顺控；
（5）撤除电动清洗过滤器自动控制；
（5）投入1湿电循环水子组停运顺控；
（6）停运1绝缘子室电加热器。
实施烟气超低排放既是满足国家日趋严格的环保标准的需要，又是国有企业保证环境质量、保护公众健康的社会责任。同时项目有助于推广先进的高效协同污染物控制技术，推进环保产业链的发展。望烟气超低排放能在越来越多的燃煤电厂普及，为环保贡献一份力量。
参考文献
[1]王璐.关于600MW火电燃煤机组超低排放改造的研究[J].科技视界，2016，（10）：100.
[2]张玉铎，王满稼.热工自动控制系统[M].北京：水利电力出版社，1985.
