脱硫系统设备

脱硫系统设备（精选十篇）

脱硫系统设备 篇1

脱硫整个系统由以下几个分系统组成:1) 石灰石贮存及浆液制备系统;2) 烟气系统;3) SO2吸收系统;4) 排空及浆液抛弃系统;5) 石膏脱水系统;6) 工艺水及废水处理系统;7) 压缩空气系统。

从锅炉排出的烟气通过二台增压风机增压后, 进入吸收塔反应区, 烟气从下而向上, 被均匀分布到吸收塔的横截面上, 从吸收塔内喷淋管组喷出的悬浮液滴向下降落, 烟气与石灰石/石膏液滴逆流接触, 发生传质与吸收反应, 以脱除烟气中的SO2、SO3、HCL及HF。脱硫后的烟气经除雾器去除烟气中夹带的液滴后, 从顶部离开吸收塔进入通风烟道, 洁净烟气由烟囱排出。

吸收塔浆液池中的石灰石/石膏浆液由循环泵送至浆液喷雾系统的喷嘴, 产生细小的液滴沿吸收塔横截面均匀由上向下喷淋。每套FGD装置浆液循环系统设三台循环泵。

SO2、SO3与浆液中石灰石反应, 生成亚硫酸钙和硫酸钙。在吸收塔浆池中鼓入空气将生成的亚硫酸钙氧化成硫酸钙, 硫酸钙结晶生成石膏 (Ca SO4·2H2O) 。经过真空皮带脱水机脱水得到副产品石膏。吸收塔浆液池中的PH值由加入的石灰石浆液量控制, PH值维持在大约5.6~5.8。

二套FGD装置共设置一台事故浆液池, 事故浆液池用来储存吸收塔在停运检修或修理期间吸收塔浆液池中的浆液。

2 石灰石贮存及浆液制备系统

石灰石 (粒径≤20mm) 由卡车运至厂内, 卸入卸料斗, 经石灰石振动给料机送入斗式提升机, 然后由斗式提升机、皮带输送机送至石灰石贮仓内贮存。石灰石由皮带称重给料机送到湿式球磨机内进行研磨, FGD补给水或滤液按与送入的石灰石成定比的量加入球磨机的入口。石灰石在球磨机中被磨成粉末, 浆液自流至浆液循环泵, 然后再由浆液循环泵送至石灰石水力旋流器, 底流返回至湿式球磨机继续研磨, 从旋流器溢流出来的合格的石灰石浆液存贮于石灰石浆液箱中配置成30%的浆液, 经石灰石浆液给料机送至各吸收塔。

为防止铁件进入, 在皮带输送机上设有电磁除铁器。为防止石灰石仓下料不畅, 石灰石仓下部设计为锥斗外。给料机采用变频调节控制, 调节范围能达到从0~100%的可变给料量 (0~14t/h) 。给料机的计量精度为±0.5%, 控制精度为±1%。湿磨机出口物料粒径≤0.06mm (250目) (90%通过) 。

3 斗式提升机、仓顶皮带机改型

3.1 原设备结构参数

型号:TB250, 单链结构节距:100mm

料斗型式:J速度0.5m/s单条破裂载荷:160KN

3.2 存在问题

运行不到半年时间, 频繁出现断链故障。

2007年1月3日5∶20石灰石输送斗提机链子断, 检查为连接板制造缺陷 (有裂纹) , 重新加工连接板, 1月5日16∶50更换完, 试转链子又断, 检查有一边有原始裂纹, 另一边直接拉断。1月7日13∶30链子又断, 相同原因;1月8日全部检查斗提机, 发现张紧装置变形、驱动链子跳链, 进行处理, 同时将连接板由直角折边, 改为原弧过渡, 1月8日21∶25链子又断。

2007年3月11日链子断, 为料斗连接板断裂造成。

2007年3月21日链子断, 检查为开口销损坏造成销轴脱落, 链子脱开, 同时有2根销轴存在缺陷在吊出链条时断裂, 全面检查销轴、连接板、连接链, 恢复后又出现断链故障。

3.3 断链原因分析

1) 物料输送特性变差时:由于物料的不断粘结堆积振动给料机的出力下降, 斗提机料斗内的粘结料会越来越严重, 导致斗提机的出力快速下降;斗提机返料增加, 石灰石在斗提机尾部大量聚积, 斗提机内部循环严重, 输送能力和效率急剧降低。上述情况出现时, 若增大振动给料机的出力, 斗提机的问题会更为严重。

2) 尾部张紧装置未及时调整:当尾部的自动张紧机构不起作用时, 链条会变松, 链条与尾部改向轮啮合时会产生抖动、料斗在掏取物料时会产生挤压, 料斗与链条连接的耳板会频繁受到冲击导致疲劳, 料斗挂碰机壳变形的机率大为增加。

3) 设备逆止装置损坏设备倒转时大量的物料会返回下落到尾部, 设备再次启动时会极其困难并导致链条和料斗变形。

4) 连接链板设计安全系数低。

5) 料斗形状设计斗容小, 易回料。

6) 链条无防抖动装置, 设备运行时晃动太大, 经常出现跳链现象, 造成链条磨损和链板损坏。

仓顶皮带机为敞开式结构, 回料严重, 造成皮带底部积料过多, 皮带磨损、跑偏, 无法正常运行。

3.4 解决方案

针对物料方面采取加强物料质量验收, 改变物料特性;斗提机本身存在的缺陷无法通过更换链条及备件来彻底消除断链故障, 无法维持正常运行, 通过调研了解到型号为TB315型斗式提升机 (双链结构) 符合使用要求, 对原斗提机 (单链结构) 进行换型改造。

现有提升机拆除后重新安装全新的TB315斗式提升机, 新的提升机参数:提升能力—50T/h;驱动电机功率—15KW;牵引链条型号—MS160-100X2;牵引链条破断载荷—320KN (原设备为单链提升机, 破断载荷为112KN) 。更改后的机型对现有结构及空间布置影响不大, 只需适当更改。新的TB315提升机链条与料斗的连接方式为:两条链条是将料斗夹在中间通过8件高强度螺栓连接。

对于新提升机与工艺流程上下级的接口:进料口可与原提升机所配的完全相同, 对于提升机的出料口, 由于我公司原为分段供货, 因此本此改造只需配最上面的一段溜管。对于提升机顶部检修平台, 完全可利用原有平台, 只需加铺2组槽钢即可。

同时仓顶皮带机也存在清扫器不起作用, 有石灰石料回到皮带底部, 将皮带拱起、跑偏无法运行, 皮带损坏多处, 利用此次机会也应对其进行改造:将皮带机底部和侧面封闭, 拆除安装清扫链条, 彻底解决回料问题;将损坏皮带更换。

3.5 改造后效果

1) 斗式提升机改型后运行稳定。

2) 仓顶皮带机改造前后效果对比:

4 湿式球磨机入口密封改造

4.1 设备参数

型号:BM 21/45R01WC02筒体内径:2100mm

筒体有效工作长度:4500mm入口石灰石粒径要求:≤20m

赤圈速比:6.571设计转速:22.66rpm

磨机产量:6.2t/h环境温度:-11.3-38.1℃

磨机排料方式:溢流物料:石灰石

进料粒度:最大20mm出料尺寸:44um装球率:28%

研磨介质重量:14.3吨钢球堆积密度:4.65kg/dm3

4.2 存在问题

磨机入口为盘根密封, 大量浆液漏出, 造成磨机无法正常运行及磨机室内环境卫生极差。

4.3 改造方案

针对此项缺陷, 将磨机入口盘根密封改为机械密封。结构如下图:

4.4 改造前后效果对比

5 振动给料机改造

5.1 设备参数

型号:GZG40-4F电源频率:50HZ

生产率:30t/h电压:380V

给料粒度:60mm电流:2*1.94A

双振幅:2400mm额定功率:2*0.75KW

振动频率:14901/min总重:758kg

出厂编号:081

生产厂家:鹤壁市通用机械电气有限公司

5.2 存在问题

斗提机出力由27t T/h提高到50t/h, 振动给料机的出力不能满足要求。

5.3 改造方案

将水平布置的振动给料机倾斜10度以内安装即可大幅度提高设备出力 (至少可提高40%) , 根据目前设备的布置情况, 在振动给料机落料口不能降低的情况下可以将进料口进行抬高, 具体改造方案为将进料口的进料斗切掉250~300mm后重新制作溜斗, 以将进料口抬高, 让振动给料机中的石灰石加速向落料口流动, 增大设备出力, 进料口抬高后振动给料机的安装倾角必须控制在10度以内, 否则角度太大将造成石灰石的自流。

按照振动给料机进料溜筒图纸, 将原溜管缩短400mm, 下料口按照原尺寸重新制作, 使用原溜管上法兰;振动给料机头部支架用槽钢加高400mm, 相应向后移动100mm, 重新加固, 使振动给料机形成7°倾斜角。

5.4 达到效果

振动给料机出力提高30%。

6 结语

通过对脱硫系统斗提机、振动给料机、仓顶皮带机、湿式球磨机入口密封的改型、改造, 使石灰石浆液制备系统能够可靠、稳定运行。

摘要：本文介绍了某电厂脱硫石灰石浆液制备系统, 为保证设备安全、稳定、可靠、经济运行而进行的改造情况及实施后的效果。

脱硫系统设备 篇2

湿法烟气脱硫系统及关键设备性能测试

摘要：为提高脱硫装置效率及系统可靠性,需要定期对脱硫系统及关键设备进行性能测试.为此,分析了烟气脱硫系统测试与电站锅炉烟气测量的.不同特点,着重介绍了脱硫系统的系统压耗、脱硫效率、石灰石利用率、气-气换热器漏风率、石膏品质分析、除雾器雾滴质量浓度等的测试方法,并指出只有充分考虑性能试验项目及现场实际情况,在试验方法、试验时间、试验次数等方面及时做出调整,才能保证试验数据准确可靠.作 者：张东平   李乾军    刘献锋    ZHANG Dong-ping    LI Qian-jun    LIU Xian-feng  作者单位：南京工程学院,环境工程系,江苏,南京211167 期 刊：广东电力   Journal：GUANGDONG ELECTRIC POWER 年，卷(期)：2010, 23(4) 分类号：X701.3 关键词：脱硫系统    性能测试    关键设备    脱硫效率   

脱硫系统设备 篇3

【关键词】锅炉房；脱硫除尘设备；选择和使用

1、锅炉房脱硫除尘设备的科学选择

1.1选择脱硫除尘设备时，应参考燃料的燃烧特点

一些单位在选择脱硫除尘设备时，其主要参考的是锅炉设计煤种中的相关数据，但是所取得的效果却并不理想，因此，应根据煤炭燃烧的实际特性来选择设备。如果锅炉是在某一特定负荷值状态下运行的，那么燃料的输入热量与鼓风量就是一定的，与设计的煤种相比，大同煤的发热量更高，其煤耗量就是较少的。在鼓风量不变的情况下，如果降低了薄炉排煤层的厚度，那么炉排风量就是不均匀的，燃料无法有效燃烧；而如果减少了鼓风量，那么就无法燃尽燃料。可见，要想燃煤的完全燃烧，就要保证设计煤种与煤层的厚度相同，还应适当的增加鼓风量。而要想保证锅炉的稳定运行，在保证给煤量的同时，还应增加鼓风量，这样就会增加炉膛的总产热量，从而提升了烟气的排放量和流动速度。

1.2烟尘的粒度

在燃煤燃烧的过程中，如果燃烧方式是有区别的，那么烟尘的粒度就也是有一定区别的，一般情况下，煤粉灰的飞灰颗粒中有40%都是小于10um的，而层燃炉中绝大部分的飞灰颗粒都是在50-200um的范围内的，颗粒越细，将其从烟气中分离出来的难度就越大，所以，烟尘的力度对于脱硫除尘设备的选型也是有重要的影响的。

1.3烟气的阻力

如果是正在使用中的锅炉，那么在为其选择脱硫除尘设备时，还应考虑到烟气阻力这一因素，如果烟气的阻力太小，那么就无法取得理想的脱硫除尘的效果，而如果烟气的阻力太大，那么引风机的烟气流量就会越来越少，锅炉就会出现正压燃烧的现象。所以，在选择脱硫除尘设备时，建议选择烟气阻力合适并且结构简单的设备，如果选择的设备无法取得理想的脱硫除尘效果，那么就建议更换引风机，这样就势必会增加投资的成本。

1.4烟尘排放量

如果工业锅炉所采用的燃烧方式是不同的，那么其所产生的烟尘量就也是有较大差异的，在对锅炉进行测试时，我们发现如果锅炉采用大同煤作为燃料，对于链条炉排锅炉和手烧炉排锅炉来说，在总灰分中飞灰的比例约为10%-25%，而初始的烟尘浓度通常是在1800-3000mg/Nm的范围内的。烟尘浓度与烟气排放量相乘所得到的就是烟尘排放量，这也是选择脱硫除尘设备最主要的参考指标。仅仅翻阅简单的理论资料，是无法正确的选择出脱硫除尘设备的，还必须参考测试的真实数据。

1.5安装场地

传统的锅炉只是安装简单的除尘设备，而现阶段工业锅炉安装的都是更加先进的脱硫除尘设备，如果锅炉房的结构是不会发生变化的，锅炉房辅机间的占地面积就会对脱硫除尘设备的选型产生影响，如果设备的体积太大，那么各个辅助设备的运行和操作就会受到影响，风道的布置难度就会大大提升，同时还会增加风道的烟气总阻力，在设备选型的过程中，不但要考虑到设备的外型尺寸，而且还要考虑到烟气接口的朝向和位置等因素。

1.6设备的型式

从理论上讲，脱硫和除尘是不同的概念，那么最合理的选择就是单设脱硫设备和除尘设备。对于脱硫设备来说，水浴式脱硫设备的效果最好，并且还具有除尘功能。而在众多的除尘设备中，效率最高的静电除尘器，但是投资的成本过高，其通常应用于电站锅炉中，而除尘效果最稳定的是过滤式除尘器，其安装简单并且能过滤掉极细的粉尘，但是其占地面积大并且通风阻力大，同时也无法过滤粘性大、含油和含水的烟尘。水膜除尘器的除尘效果也很好，但是其运行复杂并且占地面积大，同时会产生较大的耗水量。因此，在场地条件允许的情况下，应在原有除尘设备的后面串联上脱硫装置，那么就能够取得较好的除尘效果和脱硫效果。而如果场地条件不允许，那么就应选择同时具备除尘和脱硫功能的设备。

2、锅炉房脱硫除尘设备的正确使用

不但要科学的选择脱硫除尘设备，更要对其进行正确的维护和使用，举例来说，现阶段应用最广泛脱硫除尘设备是自激式脱硫除尘器，其工作原理为：烟气冲击水面，水滴就会飞扬并且吸附灰尘，而二氧化硫还会与水滴发生化学反应并且形成亚硫酸，以起到净化烟气的效果。在其使用过程中，应注意以下四个问题：（1）及时向设备中加药。在脱硫除尘的工作过程中，二氧化硫与水滴生成的亚硫酸是一种有着较强腐蚀性的液体，其存在也可能会损坏设备本身以及烟道和风机，那么就要用碱来中和亚硫酸，因此，应向设备中及时的加药。应通过测定水的容积以及化验出亚硫酸的浓度后，准确的计算出应投放的加药量，同时应根据负荷的变化情况以及实际的煤种特性来实时的调整加药量。（2）保持水位。在使用脱硫除尘设备的过程中，操作人员必须保证水位的波动是符合设计要求的，如果水位太低，那么就会出现声响，脱硫除尘设备的运行性能就会受到影响，而如果水位太高，那么排烟管口就会被掩没。（3）定时除灰。通常情况下，烟气中的灰分都是沉积在脱硫除尘设备的底部的，因此，为保证将这些灰分顺利的排出，就必须将其定期的清除，一旦烟气中的灰分凝聚在底部，激水效果就会更加的恶劣，脱硫除尘设备就会出现堵塞甚至是失效的问题。（4）准确的控制烟速。在对设备进行实际测试的过程中，要想取得最佳的脱硫除尘效果，建议将烟气冲向水面的速度控制在12m/s左右。如果锅炉的负荷是远远小于额定的出力的或是使用的煤种是偏离设计煤种的，那么随着烟气量的不断变化，烟速就也会随之变化，那么就无法取得最佳的脱硫除尘效果。所以，应在征得设备生产厂家同意的前提下，进一步的优化排烟管的数量和管径。

对于小型的锅炉房来说，如果能够较好的保证脱硫除尘的效果，那么建议选择机械化程度不是太高的脱硫除尘设备，与大型的锅炉房相比，此类设备的运行条件更为恶劣，机械工作的过程中也容易出现故障，出现故障后设备就不得不停止运行，会产生一定的经济损失。对脱硫除尘设备进行维护时，应保证其不会漏风并且防腐层是完好的，锅炉停止工作后，应采用干法的保养方法，同时严禁清灰和放水。

3、结束语

通过以上的论述，在国家全面实行可持续发展和环境保护战略的形势下，我们应充分的认识到保护大气环境的重要性，对于工业锅炉房来说，应深入的研究影响影响锅炉房脱硫除尘效果的各类因素，科学的选择脱硫除尘设备，并对其进行正确的维护和使用，从而有效的保护大气环境。

参考文献

[[1]林一凡.燃煤锅炉烟气脱硫除尘系统的技术改造[J].供热制冷，2010.

脱硫系统设备 篇4

某厂1999年引进SIEMENS公司TELEPERM XP控制系统 (以下简称TXP系统) , 对脱硫设备进行集散控制。脱硫设备TXP系统由OM650 (操作与监视系统) 、AS620 (自动化系统) 、XU以及通信系统等组成 (图1) , 其中OM650由冗余配置OT1、OT2及PU/SU A、PU/SU B组成。通信系统由终端总线、现场总线组成, 采用星型耦合器连接方式。AP1和AP2中分别配置有冗余的控制器, 用以控制处理现场数据。

TXP系统投用以来, 由于设备长期运行, 老化程度加剧, 不断出现影响设备安全运行的缺陷。2005年1月20日, 因通信系统故障造成PU/SU、OT失去冗余, 2006年2月14日, PU/SU均死机, 造成脱硫操作画面失去监控时间长达4h。虽然TXP系统的现场总线和终端总线是各自独立的环节, OM650系统的故障不会直接影响AS620系统的工作状态。但是OM650系统死机是很严重的事故, 操作员会失去对运行机组的监控, 特别是长时间失去监控状态和被迫停机, 给机组设备的安全带来极大隐患。在处理OM650系统死机过程中, SIEMENS公司采用补丁文件弥补OM650系统应用软件的缺陷, 仅解决一时的故障问题, 治标未治本, 同样故障仍时有发生, 出现一些解释不通的异常现象和报警信息。分析故障主要原因如下。

OT1、OT2——操作员站PU/SU A、PU/SU B——过程处理服务站ES680——工程维护系统DS670——诊断系统XU——数据采集服务器AP1、AP2——自动处理单元

(1) PU (过程处理单元) 与每个AP (控制器) 之间的数据交换为打包后对接发送, 任何一方出现异常都会使PU检测为不同等级和类型的通信错误, 老版本的PU-CPU速度偏慢, 容易造成通信阻塞, 引起数据交换的瞬间故障。

(2) OM650系统应用软件的设计不够完善, 缺乏诊断和自动处理瞬间故障的能力。PU长期运行后存有很多故障碎片不能自动复位, 当PU内某个数据块参数溢出后容易引起OM650系统数据交换停止且无法自行恢复, 引起OM650系统通信阻塞和PU停运, 会逐个停运OM系统的硬件设备 (OT、SU、PU) 。

针对上述问题, 对TXP系统进行升级优化, 确保脱硫设备安全运行, 优化后的TXP系统网络布置见图2。

二、TXP系统优化过程

1. 通信网络优化

将上层网络终端总线通信方式由冗余配置的星型耦合器通信方式优化为冗余配置的OSM (工业以太网) 通信方式。调试时利用串口电缆连接笔记本和OSM, 通过超级终端程序与OSM通信, 在冗余配置的OSM上分别进行数据配置。OSM1的IP地址设为142.124.88.1, 子网掩码为255.255.0.0;OSM2的IP地址设为142.124.88.2, 子网掩码为255.255.0.0。设置完成后重新启动OSM, 设置生效。在ES680中修改通信系统组态图, 设置相应参数。在ES680上设定其中PU/SU功能块的功能区为“00”之后, 保存设置并退出拓扑图, 生成系统数据。将旧网络内PU/SP B停止运行后拔下其连接的现场总线电缆接口接至新升级的PU/SP B主机。在ES680上采用ping的测试方式, 验证ES680与PU/SP A、PU/SP B的通信状态正常。

2. 服务器调试

(1) OM650系统中各个服务器中的license分别进行更新。将新的license文件txp.lic和OPT.conf拷贝到ES680内, 在菜单上选择transfer license files, 将新的license文件分别传送到OT1、OT2、PU/SU A、PU/SU B、XU上, 传送完成后再次启动OM650系统中各主机的OM软件, 则OM主机license更新完成。

(2) PU/SU调试。修改用户txpom和txpproj下的特权文件.rhosts, 使ES680可直接与PU/SP A、PU/SP B通信。传送系统数据到冗余的PU/SU, 之后执行Om.Start将其OM软件启动。待启动正常后, 传送BDM (标示码) 到冗余的PU/SU。

(3) OT调试。分别连接通信电缆到冗余OT上, 将冗余OT分别上电启动。修改操作系统时区为CEST (时区名) ;修改用户txpom和txpproj下的特权文件.rhosts, 使ES680可直接与冗余OT通信。传送系统数据到冗余OT后执行Om.Start将其OM软件启动。待启动正常后, 传送OT登录用户和密码文件。最后传送MMI到冗余OT中, 传送完成后登录OT, 检查数据通信的正确性。

(4) XU调试。将XU上电启动, 修改操作系统时区为MET (时区名) ;修改用户txpom和txpproj下的特权文件.rhosts, 使ES680可直接与XU通信。传送系统数据到XU, 之后执行Om.Start将其OM软件启动直至启动正常。将网线的一端连接XU上Friend Bus网口, 另一端连接到工厂管理网脱硫数据接口机。配置XU的hosts文件, 向其中加入XU连接工厂管理网的网卡地址映射。修改XU的客户端配置, 向其中加入客户端的主机名。完成后, 重新启动XU, 实现脱硫数据传送给工厂管理网接口机。

3. 打印机调试

(1) ES680打印机的设置。首先在ES680上的hosts文件中设定打印机的机器名为EsPrint;然后在打印机上设定其机器名为EsPrint, 设定其IP地址为142.124.19.1;最后将打印机连接到终端网络, 打印机设置完成。

(2) 添加硬拷贝打印机。将硬拷贝打印机连接到网络后启动, 设定OM650系统内OT1为打印服务器, 因此在OT1内添加硬拷贝打印机。其中, 设置硬拷贝打印机为网络打印机, 打印脚本为PostScript。添加完成后, 重新启动OT1, 然后登录操作员画面, 测试硬拷贝打印机打印工作正常。

4. 离线代码下载

(1) ES680上项目数据生成。生成Processing Function代码、Protocol代码、AP的硬件和软件代码及LAN代码, 保证数据生成无误。

(2) AP离线代码传送。首先在ES680上利用pgmaster工具测试其与AP的连通性, 连接正常后, 退出连接。分别对AP1和AP2进行overeset, 清空AP中运行代码, 然后在ES680上选择AP的离线传送, 传送完成后AP自动启动并运行正常, 再次检查机柜内各卡件工作是否正常, 检查OT画面上数据通信是否恢复正常。

5. 项目备份与恢复

(1) 备份OT

(2) 恢复OT备份

(3) 备份PU/SU、XU

(4) 恢复PU/SU、XU备份

(5) 备份ES680

(6) 恢复ES680备份

三、TXP优化过程中遇到问题的处理

1. ES680无法识别网络各主机

在ES680的工作菜单中生成系统数据, 系统提示InfDevInst.proj文件丢失, 无法识别网络各主机。对此文件进行手动编辑。文件内容为主机PU/SP A、PU/SP B的MOD设备标识;主机OT、PU/SP A、PU/SP B和XU的UPS设备标识。编辑完成并保存文件后再次对系统数据进行生成, 保证数据生成没有发生错误。在ES680上对项目数据生成, 生成BDM (标示码) ;生成MMI (操作画面) ;编辑和生成登录用户和密码文件。修改完成后问题解决。

2. OT初始时区设置与系统不一致

OT时间与PU/SU、ES680不一致, 并且无法跟随主时钟进行自动校准。检查发现OT时区选择为德国标准时间。根据需要修改OT时区。在OT上, 首先选择系统时区为都柏林时区, 由于OT在OM的启动运行过程中会与PU进行同步, 而此时PU的时区设定为MET时区 (欧洲中心时间) , 两个时区相差1h, 再次校正时间, 使OT显示时间与当前系统的运行时间一致。

3. 逻辑图生成时报错

生成MMI时, 系统提示2HTK30 EJ001A和2HTK60EJ001两张图形的container发生冲突, 应予以修改。创建新的2HTK30 EJ001A, 将旧图中所有图符拷贝到新的2HTK30EJ001A, 再对各图符重新进行过程信号连接。在FUP图中将信号送到操作画面, 最后生成AP1和AP2的在线代码并下载。生成MMI代码并传送到冗余OT, 登录后问题解决。

4. 顺控步序跳步无法正常实现

检查系统内所有顺控步序都无法实现跳步操作, 经检查是登录用户的权限设置引起, 为此在编辑用户功能设置中更改登录用户的权限, 修改完成后进行保存并将保存后的用户功能设置项传送到冗余OT, 传送完成后用新用户登录, 问题解决。

5. 系统报警功能异常

首先启动冗余主机PU/SU中的OM软件, 使其处于运行状态;其次将生成好并且没有任何错误的Processing Function代码分别传送到冗余PU/SU主机当中;然后重新启动1次冗余OT的OM软件, 并登录OT, 系统报警功能显示正常。

四、TXP系统优化效果

脱硫脱硝设备市场前景 篇5

2012年，脱硫脱硝设备生产企业生意红火，火电厂是其重要的客户来源，但大部分火电厂却对脱硫脱硝的改造能拖就拖，火电脱硫脱硝一直处于被动推着走的状态，进展缓慢。火电企业抱怨政府财政补贴的力度太低。

国家发改委能源研究所能源系统分析研究中心研究员姜克隽在接受中国经济时报记者采访时表示，推进脱硫脱硝，重点在于增加成本覆盖，当政策施压限值和企业的承受能力相平衡时，企业才会积极主动地落实脱硫脱硝，对控制氮氧化物排放和PM2.5有直接贡献。“既要电价低又要环境好是不可能的，解套管制电价并适当提高，既能覆盖成本又可以增强节约能源的意识。”

日前，环保业上市公司披露的2012年业绩预告频频报捷。其中，从事脱硫脱硝业务的国电清新、雪迪龙、聚光科技、龙净环保、九龙电力等公司实现净利润增长10%—285%。记者对包括龙净环保、九龙电力等在内的8家从事脱硫脱硝业务的公司进行电话调查发现，各公司的订单量从去年开始大幅增长，国有火电厂、企业自备中小火电厂等火电厂为主要客户。

这些公司因环保要求日益严格，国家利好政策频出而普遍被业

内分析人士看好，但它们的如火如荼正是建立在火电企业的不愿意之上。火电企业在脱硫脱硝中一直是被动地慢落实。

中电联统计数据显示，截至2012年底，累计已投运火电厂烟气脱硫机组总容量约6.8亿千瓦，占全国现役燃煤机组容量的90%;已投运火电厂烟气脱硝机组总容量超过2.3亿千瓦，占全国现役火电机组容量的28%。

中投顾问能源行业研究员任浩宁认为，受经济利益驱使，火电企业几乎不会主动、积极地选择性能和效果最佳的技术和设备，脱硫脱硝效果不如人意也在“情理之中”，单凭火电企业的自觉性很难有效开展脱硫脱硝改造工作。本文由江西金阳钢艺有限公司（新钢搪瓷钢配送中心）提供。与此同时，火电企业因近年持续亏损，在跨过频频加高的节能减排门槛时表现得“心有余而力不足。”

杭州一家电力环保公司的设备销售主任以脱硫脱硝监测设备为例给记者算了这样一笔账：30万千瓦机组的脱硫脱硝在线监测设备投入最低在280万元以上，而每套监测设备的维护费约3万元/年。有电厂为节省成本，每套机组只安装脱硫监测仪器和脱硝监测仪器各两套，这使得脱硫和脱硝的效果大打折扣。

根据《国家环境保护“十二五”规划》，30万千瓦以上的机组都应配套脱硫脱硝在线监测设备，一般每套机组脱硫监测仪器3套、脱硝监测仪器6套，而机组的大小并不影响仪器的数量选择。

火电厂抱怨每度电0.8分钱的补贴难抵消上涨的成本压力。两者究竟相差多少?

中国电力投资集团公司总经理陆启洲曾在接受媒体采访时表示，火电厂对于PM2.5也是一个重要来源，在能源价和电价的形成体制当中要把环境保护的成本算进去。“测算达到目前国际上最先进的标准，大概每千瓦时不会超过三分钱，现在国家已经给了两分了，脱硫给了一分二，脱硝给了八厘，电价只要再涨一分钱，那就基本上可以覆盖成本了，也即解决PM2.5的问题。”

中国大唐集团总经理陈进行预计，全国需要完成脱硝改造的现役燃煤机组容量高达6亿千瓦。每千瓦投资约150元—200元，全国脱硝改造费用约1000亿元，每年增加运行费用约400亿元。

受电厂地域、采购煤质、水质、电费、石灰石价格等多重因素影响，即使相同容量的机组脱硝成本差价很大。

重庆能源集团的任先生透露，因为价格高的原因，重庆的电厂并不愿意采购洗煤，即使经过洗选的煤含硫量和灰分都比较低。为电厂配置的洗煤厂产能闲置，因折旧甚至出现大幅亏损。“经济效益战胜了环境效益，并不是一家电厂不买洗煤，全国还有很多家。”

脱硫系统设备 篇6

按照大气污染治理的相关要求, 火力发电厂已基本上全部安装了烟气脱硫装置, 以减少锅炉燃烧后尾气中SO2的排放 [1]。目前各钢铁企业烧结机正在陆续安装烟气脱硫设施, 采用的技术及方法均借鉴在火力发电厂使用的比较成熟的技术, 并进行设计改进, 其中石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺技术是常用的脱硫技术之一 [2]。在烧结机烟气系统中, 为补偿烟气在该工艺FGD装置及相关风道中的阻力损失, 一般设置增压风机, 与原烧结主抽风机串联使用。近年来随着环保要求的不断提高, 各地环保部门均要求将烟气脱硫装置的旁路挡板门拆除, 从而使得主抽风机后的烟气必须经过增压才能够进入烟气脱硫装置中脱硫。本文针对某钢厂烧结烟气脱硫出现的增压风机、烟道剧烈振动, 并伴随着火车一样的轰鸣声, 自风机沿烟道传递到脱硫塔的现象, 通过研究分析烧结脱硫运行的实际情况, 得出烧结烟气脱硫工艺条件有别于火电厂烟气脱硫, 在烧结烟气脱硫中, 通过优化运行条件和对系统改造, 可以取消增压风机, 节省投资及运行成本。

2 情况简介

本工程为360m2烧结机烟气脱硫工程, 设计总烟气量为2000000m3/h, 采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术。烧结机单机双烟道设置, 为适应烧结机运行负荷范围和运行工况, 每个烟道设置单独的脱硫增压风机, 单台设计烟气量1000000m3/h。增压风机选用离心风机加变频, 型号为JF16000/3KB、No2×27F。烟气经增压后合并进入一套烟气脱硫塔脱除SO2, 从塔顶烟囱排放, 增压风机后烟道总长度约为150m, 其工艺流程如图1。

由于钢铁行业目前没有出台详细的烟道设计规程, 目前烧结烟气脱硫技术主要参照电厂比较成熟的烟气脱硫技术, 其烟道设计是依照《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》及其配套设计计算方法来进行。

在调试阶段, 为了保证烟气脱硫系统的调试不影响原烧结工艺的运行, 旁路挡板门一直未关闭。由于烧结工况的复杂性, 系统总烟气量比设计值小, 只有设计值的60%左右, 即单台套600000m3/h。因此需要调节风机频率, 以达到系统的匹配。在调试中正常频率设置在30Hz左右即可满足要求。而根据后续工艺调试的需要, 风机频率运行在20Hz左右, 运行一段时间后, 突然出现烟道剧烈振动, 伴随着火车一样的轰鸣声, 自风机一侧沿烟道传递到烟气脱硫塔。甚至附近的操作室都能感觉到剧烈的振动, 有如间歇性的地震一样。在调整风机频率无果后, 为了安全起见, 烟气脱硫系统停止运行, 查找原因。

3 振动原因及分析

烟道振动的情况比较复杂, 引起震动的可能原因有风机共振引起烟道振动、卡门涡流引起的烟道内撑杆共振、风机的喘振等等 [3]。由于增压风机采用变频调速, 认为发生喘振的可能性比较小, 所以在振动情况发生的初期, 未考虑喘振的因素。下面依照可能的原因进行逐个分析。

3.1 风机共振

每台风机在制造、组装完成之后, 其共振频率就固定了下来, 在达到某一个转速的时候, 会激发风机的共振, 使得整个风机的振动剧烈地增大, 这一点的转速称为临界转速。临界转速和风机的固有共振频率, 是一台风机的特性 [4]。启动的转速从0~1000, 必然有一个频率是风机的固有频率或1/N固有频率, 因此风机在启动中发生共振是必然的, 但这是短暂的, 调高和调低转速即可以立即消除共振。

由于工程中电机具有变频功能, 而且运行中将频率调低到20Hz左右, 在理论上是有可能使得风机的固有共振频率与临界转速接近, 从而导致风机的共振, 进而振动沿烟道传导, 导致烟道也发生振动。但通过试验发现在发生烟道振动情况以后, 就马上调整电机的频率, 短时间的调高和调低电机频率, 振动的情况没有立即消失。由此可以排除烟道振动是由风机共振引起。

3.2 卡门涡流引起内撑杆共振

内撑杆在烟道中产生振动的主要原因在于卡门涡流激励而诱发振动, 由于烟气横向流过内撑杆的两侧, 产生不稳定的漩涡脱落所致, 如图2所示。由于两侧旋涡交替产生脱离, 故两侧的流体阻力不相同, 并有周期性的变化 [5]。

在某一瞬间, 阻力大的一侧, 流体速度较慢、静压较高;而阻力较小的一侧, 即旋涡脱离的一侧, 流体速度较快、静压较低。漩涡自内撑杆后周期性地交替脱落, 形成对内撑杆的横向交变作用力。由于漩涡脱落的一侧, 柱面的绕流情况得以改善, 使侧面的总压力降低;而漩涡形成的一侧, 柱面的绕流情况恶化, 使侧面总压力升高。交变作用力的方向总是自漩涡形成中的一侧指向漩涡脱落的一侧, 它交变的频率与漩涡交替脱落的频率相同, 它的作用将在内撑杆内引起交变应力。正是由于这种交替改变方向的横推力, 使内撑杆在与烟气流向相垂直的方向上形成激励, 其激励频率就是卡门涡流形成或脱离的频率。如果该频率与内撑杆系统的自振频率相等, 便会引起内撑杆的共振, 产生振动力和内应力[6,7]。

内撑杆的共振依然具有共振的特性。它不会是间歇性的振动, 如果改变流体的性能, 如微调增压风机的频率, 可以改变流体状态, 进而改变振动的频率, 共振也就不再发生。但实际中, 改变电机频率, 共振现象依然会发生, 而且共振也不会如火车一样的轰鸣声传导过来。因此, 也排除了这种可能性。

3.3 风机喘振

在分析是否由风机喘振引起的振动时, 大多数设计者认为风机是变频控制的, 出现喘振的可能性非常小[8], 经查阅了大量的资料进行了深入分析, 这种认识有待完善。

首先, 风机在不同频率下的性能曲线如图3所示。不管风机频率是多少, 都会有一个驼峰曲线的临界点K (K1、K2、K3、K4) 点 [9]。正常情况下风机变频一般控制在30~50Hz运行, 本工程中要求风机厂家提供30、35、40、50Hz四种频率下的风机性能曲线。风机运行于K点右侧, 一般不会发生喘振。但如果将不同频率下的K点值连起来, 得到如图4所示的近 似趋势线 , 从趋势线 中可以得 出多项式方 程 (y=-0.02x3+0.5x2+163x-2940) , 从而可以近似推算出如果频率继续降低, 假设降到20Hz, 则风机的压力值为680Pa。同样方法可以得出如图5所示的流量与频率的近似趋势线 (y=-2x3+190x2+1600x+85000) , 取频率值为20Hz, 则近似计算出该状态下流量值为177000m3/h。而根据工程实际中烟气量为600000m3/h左右, 则有423000m3/h的烟气从旁路挡板门排出。由于烟气温度达到140℃, 烟囱高度为80m, 对于从旁路挡板门排出的烟气就有很大的抽力, 可粗略计算出为305Pa, 这样风机前负压值只有 (680-305=375) Pa左右, 这样风机还需要克服其它的阻力, 导致风机很有可能已经运行于风机性能曲线的K点左侧区域, 从而出现风机喘振, 同时会由风机一侧沿烟道传递, 而且喘振本身就是带有巨大的响声, 这样就可以解释本工程中烟道振动如火车轰鸣声一样从风机一侧传到烟气脱硫塔。

其次, 风机出口后烟道足有150m, 烟气温度约140℃, 它就相当于一个高能量的大容器。风机喘振引起的气流不能及时排出, 而风机的喘振还在继续, 这样就造成喘振的气流富集, 造成的破坏力增大。风机及烟道发生喘振后, 短暂的调高频率, 喘振不会马上消失, 有一个过程;风机频率调高后, 转速慢慢增加, 从旁路挡板门排出热烟气的烟囱抽力逐渐降低, 等风机运行于驼峰曲线临界点K点右侧之后, 风机喘振逐渐消失, 而烟道这个大容器内的喘振气流也才会慢慢排出, 这个过程可能需要数分钟甚至更长时间。这样就可以解释, 调整风机的频率, 风机和烟道的振动不能马上消失。

4 消除振动的措施

从以上分析的情况可以看出, 消除工程中振动的措施就是消除风机喘振, 可以从以下几个方面综合预防和控制:

4.1 设计

在进行设计时, 风机后的烟道尽量短, 这样即使发生风机的喘振, 也会在瞬间将喘振的气流排出去, 不至于给风机的喘振造成富集, 不会造成破坏力更大的烟道喘振。

4.2 控制风机频率

由于脱硫增压风机的特殊性, 在调试时尽量控制增压风机的频率不要过低, 保证从旁路挡板门排出的烟气的量不要超过临界值。针对本工程中, 经过分析粗略计算, 风机频率不能低于25Hz。

4.3 关闭旁路挡板门

从旁路挡板门排出的热烟气经烟囱排放产生巨大的抽力, 会给增压风机系统造成额外的阻力, 消除这个阻力就如消除风机前入口调节门的阻力一样, 可以减少风机发生喘振的机会。

5 烧结烟气脱硫工艺中建议取消增压风机

增压风机是整个烟气脱硫系统中进行增压的重要设备, 它与烧结主抽风机串联运行, 一旦配合不好或者发生故障, 会给整个烧结工艺及烟气脱硫系统造成停产和停运。

增压风机的设置, 最初是在火电厂烟气脱硫技术中 , 为了克服 湿法烟气 脱硫系统 中的阻力损 失而设计 的。如火 力发电厂 原引风机 全压在4000~5000Pa, 建设烟气脱硫系统新增的阻力损失在3000Pa左右, 烟气脱硫系统占整个系统阻力的30%~40%, 必须设置增压风机。而随着烟气脱硫技术的不断发展, 烟气脱硫系统取消了GGH等大阻力设备、改用烟塔合一等新技术, 系统的阻力损失要小了许多。在烧结烟气脱硫工艺中, 烧结主抽风机的全压为17~18k Pa, 而现在的湿法烟气脱硫工艺按照最大工况下设计阻力为1700~2000Pa左右, 这还包括增压风机前后高流速的变径管的阻力, 如果取消增压风机, 用烟道代替增压风机, 则烟气脱硫工艺的总阻力基本可以控制在1500Pa以内。这样, 烟气脱硫系统只占整个系统阻力的8%~10%。而烧结主抽风机的全压设计一般都有15%以上的富裕, 即2500Pa左右。经过脱硫后的烟气虽然只有60℃左右, 但80m高的烟囱仍然有将近100Pa的抽力。这样烧结主抽风机是完全可以克服烟气脱硫工艺所增加的阻力。即便是原主抽风机无法完全克服系统阻力, 也可以通过改造风机的电机, 提高转速的方法来实现增压风机的效果。

在作者经历的一套180m2烧结烟气脱硫工程中, 设计了增压风机 (1120k W) 。按照环保部门要求, 业主已经拆除了旁路挡板门。增压风机属于大流量、低压力, 经常出现故障, 这已经严重影响了烧结工序的运行稳定。在认真分析烧结主抽风机的运行情况后, 通过对增压风机的叶轮拆除的改造, 发现烧结主抽风机电流会上升的情况并未发生, 反而降低了10~15A左右 (原风机运行电流330~340A) , 即减少电耗3%~4%左右。如果加上增压风机减少的电耗, 则每小时可以降低1200k W的能耗, 每天可以节约28800k W, 按平均每度电0.7元计算, 即是20160元/天, 一年可以节约600多万元。

通过以上分析, 认为在一般的烧结烟气脱硫工艺中, 建议取消增压风机, 既节省了很大一笔投资, 又节约了运行成本。

参考文献

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[2]王兴连.国内外烧结烟气脱硫现状及存在的问题[J].冶金管理, 2012, (8) :38-41

[3]柴锡强, 熊建国, 朱云水.锅炉尾部烟道振动原因分析及对策[J].浙江电力, 2004, (6) :6-9

[4]杨绍宇.脱硫增压风机振动故障分析与处理[J].风机技术, 2010, (2) :73-75

[5]黄伟, 谢国鸿, 宾谊沅等.大型锅炉引风机失速、喘振异常的分析与探讨[J].电站系统工程, 2009, (4) :27-29

[6]彭宜藻, 郭福明.烟气脱硫系统阻力增大原因分析及处理措施[J].华电技术, 2010, (4) :74-78

[7]吴柏杨.大型电站锅炉尾部烟道声学振动机理及消振措施[J].锅炉技术, 2000, (10) :23-25

[8]高忠升, 田质广, 王法国.高压大容量风机和泵类设备的变频节能与防喘振控制[J].山东轻工业学院学报, 2002, (6) :25-29

脱硫系统设备 篇7

关键词：燃煤锅炉,脱硫设备,分析选用

环境污染会导致酸雨的产生, 直接危害到人类身体健康, 其中燃煤过程中排放的硫氧化物为酸雨产生的主要因素;我国煤炭使用量较大, 严重危害到环境安全。针对这种情况, 需要科学有效的处理燃煤锅炉排放的烟尘气体, 合理选用燃煤锅炉除尘脱硫设备。

1燃煤供热锅炉的基本炉型

1.1链条炉

本种锅炉在煤供给方面利用的是炉前煤斗, 可以实时调整煤层厚度、炉排运行速率、进风量等, 以便有效控制热功率; 在选择燃煤种类时, 需要充分依据炉膛结构开展;煤层主要在炉排内燃烧, 因此, 需要控制煤层粒度的均匀性之外, 还需要保证燃烧、不结焦等条件得到实现。本种锅炉具有较低的成本, 对除尘装置没有较高要求, 能够安全可靠运行, 操作难度较小。

1.2循环流化床锅炉

进入新时期后, 逐渐开始运用循环流化床锅炉, 其效率较高, 污染较低, 煤种适应性较强, 可以在炉内实现脱硫, 可以有效调节负荷状态性能。但是具有较高的造价成本, 对除尘装置具有较高要求, 具有较大的耗电量与维修成本等, 且运行操作难度较大。

2除尘脱硫装置及一体化技术

通常情况下, 可以用旋风除尘器、多管除尘器、水膜除尘器、布袋除尘器以及静电除尘器等类型来划分常用的除尘装置, 划分依据为锅炉烟气中粉尘原始排放浓度的差异;链条炉及循环流化床锅炉分别适宜采用前三种及后两种装置。 而脱硫装置方面, 常用的也可以划分为燃烧前脱硫装置、燃烧中脱硫装置以及燃烧后脱硫装置三种类型。燃烧前采取的主要为洗选法、强磁分离法、燃烧中则主要采用的为炉内喷钙、 循环流化床燃烧技术, 燃烧后则主要有石灰石- 石膏湿式脱硫技术和氨法脱硫技术。

通常情况下, 可以用干式和湿式两种来划分除尘脱硫一体化技术, 可控超强湍流传质除尘脱硫技术为干式, 其具有明显的脱硫效果, 但是需要较高的造价成本及运行成本, 推广范围受到制约和影响。

水浴高效除尘脱硫器的除尘效率、脱硫效率较高, 能够达到99%、84% 左右, 实际需求能够有效满足, 经过不断的发展, 技术日趋成熟, 可以安全稳定的运行。钢制及麻石高效除尘脱硫器的工作原理是相同的, 将锅炉烟气和循环碱液之间的化学反应充分利用起来, 促使除尘脱硫效果得以实现。 这两种除尘脱硫设备具有成熟的技术, 能够稳定运行, 和静电除尘器相比, 不需要较高的投资成本;通过本技术装置的运用, 可以显著降低烟气中的含尘量与含硫量, 得到了社会的认可。

工作原理:按照一定的流速, 向除尘器内通入高温含尘含硫烟气, 冲击水面, 有水花及水雾形成, 水滴紧密接触尘粒, 因为受到了水表面张力粘附作用, 尘粒质量增大, 融合水滴, 在除尘器底部沉降聚集, 有泥浆形成。但是, 也有一些尘粒粒径较小, 会随着烟气上升, 挡水板发挥拦截作用, 再次落下。 为了更加高效的处理烟气, 可以以适当的流速向旋流式除水器中排入烟气, 通过高速旋转, 向筒壁上甩入烟气中的尘粒, 之后借助于排污阀来有效排除掉沉淀于溢水槽中的尘粒。烟气中的SO2则经过多层旋流板形成的碱性水膜和水雾旋转充分混合, 达到多次洗涤脱硫。

相较于麻石高效除尘脱硫器, 钢制高效除尘脱硫器投资成本较低, 但是需要较大的维修成本, 一般不要布置在室外; 对于中型燃煤锅炉来讲, 因为提高了锅炉排烟量, 会增加设备体积, 占用的厂房面积较大, 也不能够采用本种装置。在中型燃煤锅炉中, 通常会在室外布置麻石高效脱硫水浴除尘器, 这样工业厂房土建施工需要的费用成本就可以得到降低, 但是需要科学开展灰水沉降池施工。对比发现, 麻石高效脱硫水浴除尘器具有较高的造价成本, 但是不需要在运行维护方面投入较多成本, 且具有较长的使用寿命。

3结束语

综上所述, 现阶段出现了诸多的除尘脱硫设备, 有着各自的适用范围与优缺点;要紧密结合燃煤锅炉实际情况, 从技术、经济等因素综合考虑, 科学选择燃煤锅炉除尘脱硫设备, 提升脱硫除尘效果。

参考文献

[1]解艳.试论燃煤锅炉除尘脱硫设备的分析和选用[J].科技与企业, 2015, (10) :123-125.

[2]罗志明.试论燃煤供热锅炉除尘脱硫设备的分析与选用[J].科技展望, 2015, (19) :66-68.

脱硫系统设备 篇8

关键词：自动化,DCS控制,环保

1脱硫DCS控制系统介绍

东滩矿电厂脱硫系统DCS改造的实现可分为两步走:第一步, 首先实现在线监测数据的自动上传至脱硫DCS系统, 实现SO2浓度等参数的在线显示和存储;第二步, 实现脱硫DCS对氨水系统的远程控制;在实现氨水远程控制的基础上, 针对SO2析出和脱除过程的大滞后、非线性, 受负荷扰动较大的特点, 采用模糊控制策略以实现SO2浓度的自动稳定控制。控制系统图如图1所示:

2脱硫DCS系统主要功能设计

2.1控制系统通过DCS进行被调量闭环控制, 即由变送器检测被调量, 送入DCS进行自动调节运算, 其输出控制调节阀, 达到保证被调量在正常范围内的目的, 并且得到较好控制效果。

2.2控制系统有三种工作方式, 即远方自动、手动和就地手动。

远方自动方式, 即由DCS模糊控制器调节信号进行自动控制。

远方手动方式, 即在DCS操作员站上进行手动控制。

就地控制是在就地控制箱面板进行操作或应急处理。

2.3报警设定:变频器故障, 被调量高/低, 失电报警, 偏差报警。

3实时监控系统的组成

3.1控制系统软件

DCS系统的WindowsXP作为功能码进行系统组态的软件平台, 主控单元采用专用的多任务实时控制软件。

3.2多任务实时控制软件, 此软件固化在现场控制站的主控单元上, 可以完成信号转换与处理, 控制运算, 通信, 自诊断, 自动切换等功能。

3.3 I/O板级软件

固化在输入/输出 (I/O) 功能模板中, 一般仅完成信号处理、与主控单元通信等较低层次的处理功能。

3.4采用这些系统软件, 可按控制系统图, 组态出DCS控制所需要的实用控制回路。

4实时控制软件的设计

实时控制软件采用基于WindowsNT环境的AdvanTrol-pro软件, 以功能图块语言进行开发的, 充分利用DCS强大软件功能。采用图形化编程软件及逻辑功能模块和模糊控制。软件设计系统软件设计包括控制程序设计、监控画面设计、报表设计三个部分。

4.1控制程序设计

控制程序设计采用类C语言SCX, 包括功能块图 (FBD) 、梯形图 (LD) 、顺控图 (SFC) 。

控制程序主要包括氨水液位控制程序设计、电机控制程序设计、流量累计程序设计、系统运行条件程序、脱硫系统运行程序设计、紧急停车程序设计。

4.2监控画面设计

根据本系统具体情况, 主要设计了脱硫系统总貌图、水泵流程图, 回收结晶工艺流程图, 主要参数的历史趋势图、调整画面及分组控制图等。通过实时监控画面, 可以清晰的掌握脱硫系统的运行情况, 画面上有动态的工艺显示, 实时、历史的报警记录窗, 实时、历史的曲线记录窗, 以及各种参数设定的弹出窗。流程图绘制主要包括工艺流程画面、趋势画面、操作监视画面。使操作人员通过画面可监控整个生产过程、设备启动停止、监控参数、观察趋势和查询历史记录。

4.3报表设计

脱硫系统中的自动报表系统分从功能上分为制表和报表数据组态两部分。根据本系统实际情况, 制作脱硫系统运行日报表及周报表。

5经济及社会效益分析

5.1提高发电设备利用小时, 提高设备可靠性, 延长脱硫设备运行周期, 按安全可靠性、检修难易程度、影响设备出力和效率、环保、工期及费用等方面的重要程度, 对转动设备进行明确分类为计划检修、状态检修及事故检修的设备, 更多地变计划检修为状态检修, 减少事故检修概率, 最大程度地延长设备运行周期, 2013年实现发电设备利用小时7605小时, 创出历史最好水平。

5.2节约厂用电量, 优化运行方式, 根据参数变化及时调整设备运行台数及运行方式。

5.3降低辅助材料费, 不断加大技术创新、管理创新力度, 采用新材料、新工艺、新技术, 对消耗量大、损坏频繁的脱硫材料配件及时进行改造升级或使用不锈钢产品替代, 调整辅助材料结构。

5.4提高了综合利用电厂设备安全可靠性, 增加供电、供热能力, 降低事故率。DCS控制技术的应用带来设备可靠性提高, 事故应急处理水平提升。增强了生产协调控制能力, 能保证系统稳定在经济性较高的水平上运行, 无形中增加了电厂产量, 对系统的安全稳定运行方面意义重大, 大大增强了东滩矿电厂安全供电、供暖、供汽能力, 减少生产事故的发生。

5.5 DCS控制技术的应用改善了综合利用电厂控制室环境和生产系统环境, 降低了工人劳动强度, 改善员工作业条件。系统改造后, 提高了现场安全工作环境, 改造后运行人员在控制室内就可以启动脱硫系统, 不在就地手动操作, 工作环境得到改善。

5.6 DCS控制技术的应用降低了工人劳动强度。DCS系统控制自动化程度提高, 免维护设备、设施增多, 操控难度降低, 大幅度降低运行及检修人员的劳动强度, 最终达到降低事故率的目的。

5.7 DCS控制技的应用提高电厂管理、测控能力, 有效达到节能降耗提效减排的目的DCS控制技术为数字化电厂的实施奠定了物理基础, 通过在集中控制网络平台上的数据开发利用, 更多的达到节能、环保、降耗提效减排的目的, 可以降低电厂的发电标煤耗, 相应减少废气、废物排放。

6结束语

通过脱硫系统DCS改造方案的实施, 节约了电能, 减少了水耗、电耗、煤耗, 提高了产量, 降低了设备损耗, 改善了工作环境, 保护了职工身体健康, 提高了工作效率, 降低了生产成本, 使企业取得了巨大的经济效益和良好的环境效益, 为企业的发展注入了新的活力。

实践证明, 此系统稳定可靠、操作简单、节约能源、完全满足生产要求、可提高电厂的经济和技术指标。电厂DCS控制的实现进一步提高了电厂的技术水平, 提高了员工技术素质, 为华聚能源公司打造两支人才队伍的有机载体, 将为华聚能源公司及兖矿集团电力事业的发展提供有力的技术支持和示范推广作用。东滩矿电厂真正体现了生产、安全、高效管理理念, 更加具有方向性, 其产生的社会效益有着深远的意义。

参考文献

脱硫系统设备 篇9

八钢公司二炼钢2#脱硫项目工程由宝钢冶金建设有限责任公司承建调试的, 开始于2010年7月于2010年12月27日热试车成功。使得工程完工后遗留问题点很多, 脱硫原料伸缩下料管就是特例[1], 脱硫自热试车后问题凸现出来了, 发现其伸缩下料管无法正常伸缩, 脱硫原料不能按时按量的加入, 使其脱硫工艺系统无法正常工作, 即将造成生产事故。经过积极思考, 实践证明选用液压伸缩缸来代替电动机械螺旋伸缩缸, 是行之有效的方法。

2 供料系统改进前工艺流程及系统设备概述

2#号脱硫站系统为搅拌式脱硫, 是将耐材浇注形成的十字型搅拌浆 (耐火材料) , 经烘烤后插入定量的铁水罐中旋转, 使铁水产生漩涡, 然后向铁水漩涡区投入定量的脱硫剂, 使脱硫剂和铁水中的硫在不断搅拌的漩涡中发生脱硫反应[3]。

脱硫原料由A, B两工位旁侧各一根伸缩下料管供给。该伸缩下料管的工作机构是有一部电动机械螺旋伸缩缸 (图 (1) ) 来控制, 脱硫自热试车后经过一周的连续热试, 问题凸现出来了, 发现其伸缩下料

管无法正常伸缩, 脱硫原料不能按时按量的加入, 使其脱硫工艺系统无法正常工作, 即将造成生产事故。经多次维护修理后仍然无法正常使用;经过我们的几次抢修检查, 电动伸缩缸机械上任有问题, 且两个工位都是同样的毛病, 以至于瘫痪无法正常投入工艺生产。

3 面对 (脱硫原料不能按时按量加入) 问题的改进措施

目前从厂家发货备件时间有限, 而且厂家反映该型号电动机构存在质量问题, 属于淘汰产品, 即使更换了其备件, 伸缩下料管任然存在着无法正常伸缩的情况, 脱硫原料不能按时按量的加入, 还是不能保证其持续正常工作[[]]。面对这样的“治表不治本”的状况, 为了保证该系统能尽快的投入使用, 经过大家多次讨论, 最后大胆的提出改造意见。即使用液压伸缩缸来代替这种电液推杆, 相比原来电动伸缩缸结构复杂, 造价高, 易损坏, 不便修理来说, 液压缸结构简单, 工作平稳, 便于维修且型号很多, 相应的选择性也广。加上目前需配套的动力部分小型液压站有闲置的设备, 只需找到相同行程的单作用液压缸[[]], 加工一个油缸底座焊接上和一个活塞杆与下料管的连接头, 就可以投入使用。

具体实施如下简图 (2) 。

4 结论

小型液压站、液压伸缩缸及加工件等备件准备到现场, 精确安装到位, 开机调试伸缩下料管正常伸缩, 及时将脱硫原料加入铁水包, 为稳定生产奠定了基础, 同时也实现了远程集中控制。经过近一周的多次反复使用, 设备性能良好, 伸缩反应准确, 完全达到了生产工艺的需求。

参考文献

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[3]卢春生;;首钢第二炼钢厂铁水预处理工艺优化与捞渣机改造生产实践[A];2008年全国炼钢———连铸生产技术会议文集[C];2008年

烟气脱硫电气系统设计 篇10

关键词：供配电系统,直流系统,保安电源

1 高压电源的引接

某电力有限公司4台300MW机组,在电厂主体设计时高压厂用工作变分裂绕组均预留了脱硫系统用电负荷容量,脱硫系统高压电源直接接于主厂房高压厂用工作变。

2 6kV供配电系统

工程电气系统采用两个电压等级(6kV和400V电压等级),高压6kV母线按炉分段,每炉单独设置一段6kV工作母线,6kV系统设计为单母线分段系统。工程共引入8回6kV电源,每回电源容量不小于5 000kV·A。每段6kV母线供给对应脱硫岛的6kV电压等级的电动机负荷(6kV增压风机和6kV浆液循环泵)及对应的低压脱硫变压器。6kV脱硫母线为双电源供电,电源引自对应机组厂用电6kV工作母线A段和6kV工作母线B段,两路电源一用一备,互相闭锁,当工作电源失电时投入备用电源。从而保证系统供电的可靠性。脱硫岛的6kV系统原则性电气接线图如图1(图为#1机6kV脱硫段,其他3段类同)。

3 低压400V供配电系统

1)脱硫400V电气系统采用PC(动力中心)、MCC(电动机控制中心)两级供电方式。75kV及以上电机直接由PC母线一级供电到用电设备,75kV以下电机经MMC母线二级供电到用电设备,供电系统简单可靠,有利于实现上下级选择性保护的配合。减少了因配电层次过多而导致的管理不便、操作繁复和因元件故障和操作错误而产生事故的可能。

2)低压PC采用单母线分段带母线联络开关接线,由4台脱硫变低压侧供电。1号~4号脱硫变低压侧设400V脱硫动力中心A,B,C,D段,分别向1号~4号机组的380V/220V低压脱硫负荷供电;其中脱硫动力中心A、B段和C、D之间分别设母线联络开关,正常运行时联络开关打开,当某一段进线电源故障时,跳开该段进线电源开关,闭合联络开关,确保为两段母线上的重要负荷的供电。两电源进线开关和母线联络开关间实现机械和电气双重闭锁,在任何时候只能同时闭合两个开关。低压400V系统为中性点直接接地系统。PC(动力中心)原则性接线图如图2(图为动力中心A段、B段,C段、D段类同)

3)低压MCC采用单母线分段接线。脱硫动力中心A段和B段下设1号炉脱硫MCC段和2号炉脱硫MCC段;B段和C段下设石灰石制浆系统MCC段;C段和D段下设3号炉脱硫MCC段和4号炉脱硫MCC段;A段和D段下设石膏脱水及废水处理MCC段。各MCC段均采用双回路供电,电源分别引自脱硫动力中心A、B、C、D段,两路进线电源互相闭锁.采用ATS双电源自投装置。运行表明,采用这种配电方式保证了供电系统稳定安全运行,提高了系统的可靠性与灵活性,同时接线简洁,单元性强。各MCC(电动机控制中心)原则性接线图如图3所示。

4 保安电源系统

根据脱硫工艺特点及要求,在厂用电失电时,为了确保设备的安全停运,脱硫系统一些辅机需要在厂用电失电时仍需继续进行,如工艺水泵、原烟气挡板旁路烟气挡板,吸收塔搅拌器,除雾器冲洗水泵,增压风机密封风机等负荷;另外,对于热控的DCS系统以及电气的UPS系统、事故照明等同样需要提供保安电源。设计考虑在脱硫系统设置独立的事故保安PC段,以便向脱硫岛事故保安负荷集中供电。而保安电源的引接是关键问题,按DL/T5153-2002《火力发电厂厂用电设计技术规程》规定,容量为200MW及以上机组主厂房均设置了柴油发电机组,因此,在主厂房柴油发电机容量满足要求的情况下,可以考虑从主厂房事故保安段引接。本烟气脱硫工程由于是老厂改造工程,主厂房原有的柴油发电机组备用容量不够,故本次设计为脱硫系统设置柴油发电机组。柴油发电机的负荷计算,采用换算系数法,按最大计算负荷选择,并考虑保安负荷的投运规律,对于在时间上能错开运行的保安负荷不全部计入。根据脱硫系统保安电源负荷统计,对厂用电失电后,关闭旁路烟气挡板,原烟气挡板,净烟气挡板,增压风机密封风机,DCS系统,UPS系统,火灾报警,事故照明等和失电30min后需运行的设备,如吸收塔搅拌器,除雾器冲洗水泵等进行分类,按取其大者选择柴油发电机容量,其容量为500kW。在柴油发电机组出线后设独立的脱硫400V事故保安PC段,为#1~#4机400V脱硫事故保安MCC段提供事故保安电源,#1~#4机400V脱硫事故保安MCC段正常情况由PC动力中心A、B、C、D段供电,事故情况下由脱硫400V事故保安PC段分别引入一路保安电源供电。各保安MCC段两路进线电源互相闭锁,采用ATS双电源自投装置。当工作电源失电后,其失电信号连锁启动柴油发电机组,ATS自动切换到柴油发电机组供电。保证了在电网失电后,重要负荷的供电可靠性。保安电源系统原则性接线图如图4。

5 直流系统

由于脱硫岛布置在炉后,距电厂主厂房较远。脱硫岛单独设置一套220V直流系统,不设端电池,设置微机型电压绝缘监察装置,集中监控器和蓄电池巡检仪。主要为脱硫岛内电气控制,信号,继电保护,6kV及380V断路器跳合闸,UPS,直流事故照明等负荷供电。直流系统采用单母线分段接线,两机设置一段直流母线,#1,#3机共用220V直流母线A段,#2,#4机共用220V直流母线B段。直流系统包括2组800AH密封阀控铅酸蓄电池,3套高频充电装置(N+1热备份),一套直流配电屏(2个馈电柜,2个联络柜),这样可保证在一组蓄电池放电维修时,系统仍能安全运行。直流装置的供电电源采用两路交流供电,3套高频充电装置的两路交流电源分别引自#1机400V脱硫保安MCC段和#1机400V脱硫MCC段,#2机400V脱硫保安MCC段和#2机400V脱硫MCC段,#3机400V脱硫保安MCC段和#3机400V脱硫MCC段。蓄电池容量按阶梯计算法选择.蓄池组以浮充电,均衡充电方式运行,其浮充电压为2.23V,均充电压为2.32V,终止电压为1.90V.交流事故停电时间按1h设计,可在全厂失电后继续维持其所有负荷在额定电压下连续运行不小于60min。从直流系统接线图可看到:系统的电池为800AH两组电池,互为备用;充电装置为三套,两用一备;充电装置的进线电源为双电源且自动投切;直流A,B两段母线互为备用,当一段母线失电时,由另一段母线通过电源切换装置供电。从而保证了直流系统供电的可靠性。直流系统原则性接线图如图5所示。

6 不停电电源系统(UPS)

为了保证不停电电源系统供电的可靠性,本工程4台机组脱硫岛设4套30kV·A交流不停电电源系统(UPS),即备用UPS装置、公用UPS装置、UPS装置A(#1,#2机组公用)和UPS装置B(#3,#4机组公用)。由于直流系统有两组蓄电池,UPS设计为不带蓄电池。UPS系统主要向脱硫DCS控制系统、脱硫环境连续监测装置(CEMS)、热控配电柜、工业电视电源柜、脱硫段交流小母线、转子停转报警检测盘、脱水系统就地控制站、火灾报警电源柜、球磨机就地控制箱等负荷供电。UPS系统包括整流器,逆变器,静态转换开关,隔离变压器,旁路开关和交流配电屏等。UPS装置的正常输入电源分别取自脱硫400V PC A、C、D段及制浆系统400V MCC段,旁路输入电源取自#1机400V脱硫保安MCC段,直流输入电源引自脱硫直流系统220V直流母线A、B段;UPS输出为单相交流220V,50Hz电源。从UPS系统接线图可看到,UPS系统的三路进线电源一路引自UPS母线备用段配电柜(其电源取自#1机400V脱硫保安MCC段,#4机400V脱硫PC段,脱硫220V直流母线B段),一路引自400V脱硫PC段,一路引自脱硫220V直流母线,从而确保了UPS输入电源的可靠性。UPS的选择主要考虑UPS容量及逆变器容量。逆变器应能满足所有负荷连续运行的要求,并能适应负荷在额定值的0%~100%之间波动.UPS在全厂失电后继续维持其所有负荷在额定电压下连续运行不小于30min,一般正常负载率不大于70%,静态切换时间5ms。UPS系统接线图如下:(图为UPS装置A,其他类同)

7 照明及检修电源系统

1)本工程设置正常照明和一般事故照明,电厂在正常运行和事故情况下,各类照明设施为脱硫系统各车间和脱硫室外工作场所提供满足规范要求的照明。交流照明系统采用380V/220V(三相四线制)中性点直接接地系统,灯泡电压为220V。各正常照明配电箱电源分别引自#1~#4机400V脱硫MCC段、石灰石制浆系统MCC段、石膏脱水及废水处理MCC段。在脱硫控制室及工程师站内装设事故照明。事故照明和正常照明可同时点燃,事故照明在正常情况由脱硫400V公用保安MCC段供电,事故时自动切换到直流母线供电。在脱硫6KV、380V配电室、UPS及直流馈线屏室、制浆配电室、制浆DCS机柜间设置事故照明,为自带蓄电池灯具,正常工作时为自充电装态,事故时能维持照明60min。在正常照明因故障熄灭后,对需要确保人员安全疏散的出入口和通道,装设自带蓄电池的疏散应急照明,应急时间大于60min。

2)本工程共设3个检修电源网,#1,#3机组及其辅助用房设一检修电源网,其电源引自#1机400V脱硫MCC段和#3机400V脱硫MCC段;#2、#4机组及其辅助用房设一检修电源网,其电源引自#2机400V脱硫MCC段和#4机400V脱硫MCC段;综合楼、石膏筒仓区、石灰石贮运区设一检修电源网,其电源引自#1机400V脱硫MCC段和#3机400V脱硫MCC段。各检修电源网的两路进线电源采用环网接线,机组正常运行时,作为分段的检修箱NO断路器应为常开状态,保证检修系统网络中间断开,不并列运行。如某一机组停运检修时(该机组MCC段失电),应先断开该机组MCC段上至检修电源的断路器,断开此断路器后才能将分段检修箱的NO断路器合上,以防止该机组突然来电后与另一系统电源并列。在脱硫岛#1~#4机组处、综合楼每层、#1~#4综合泵房、石膏筒仓区、石灰石贮运区设置检修电源箱,供移动式维护电气设备用电。检修电源系统接线图如图7:(图为#1、#3机组检修电源系统,其他类同):

8 结语

在烟气脱硫工程供配电系统设计中,需要在以下几个方面引起重视。

1)在设计前应收集高压厂用电各母线处的短路容量及出线断路器各保护的整定参数(主要为整定电流和整定时限),以便进行脱硫系统的短路电流计算和6kV配电装置保护的上下级合理配合.实现保护的安全性,灵敏性,可靠性和选择性。

2)脱硫系统电动机参加成组自起动时,需校验主厂房高低压厂用母线电压是否满足规程要求,否则需限制脱硫系统电动机参加本体工程高压电动机成组自起动;另外,还需考虑脱硫最大1台电动机起动时对脱硫高压母线电压的影响。

3)需计及脱硫电动机的反馈电流对主厂房高压开关短路电流及动热稳定的影响并采取相应措施。

4)400V系统采用PC(动力中心)、MCC(电动机控制中心)两级供电方式,两级供电的进线开关及重要馈出线回路的开关应为选择性开关,并应做好上下级间的合理配合以减少事故停电范围。

参考文献

[1]戈东方.电力工程电气设计[M].北京:水利电力出版社,1989.

[2]GB50052--95供配电系统设计规范[S].

[3]GB50053-9410kV及以下变电所设计规范[S].