某电厂烟气海水脱硫控制系统的应用研究
660MW燃煤机组海水烟气脱硫技术应用
660MW燃煤机组海水烟气脱硫技术应用摘要：海水烟气脱硫采用海水作为吸收剂，不需要使用石膏等其他化学产品，具有技术成熟、系统简单、运行成本低、不污染环境等特别。
本文对海水脱硫中国技术、脱硫工艺进行了简要分析。
关键词：海水脱硫；曝气；喷淋吸收塔1.电厂概述为满足越南经济发展的电力需求，建设越南沿海二期2×660MW燃煤电厂。
机组燃煤含硫量分别为：0.53％，烟气 SO2 浓度约为 1261mg/Nm3。
为满足当地环保要求，烟囱出口 SO2 浓度200mg/Nm3（越南环保要求SO2 浓度低于300mg/Nm3），需同步建设烟气脱硫装置。
脱硫效率≥90％，烟气脱硫采用海水脱硫工艺，海水脱硫用水来自机组凝汽器排水，HCO3—浓度为78mg/L，PH值为6.98。
越南环保要求海水排放指标：PH值6-9，溶解氧DO>3mg/L，∆COD<6mg/L。
海水脱硫用水来自机组凝汽器排水。
2.设计基础数据及主要设计原则2.1 设计基础数据2.2 吸收剂品质吸收剂采用海水，来自机组凝汽器排水，其主要水质指标如下：2.3 烟囱出口排放指标2.4 海水排放标准脱硫后的海水经曝气处理后水质满足越南环保标准（QCVN 40∶2011/BTNMT）排放，主要水质指标为：2.5 主要设计原则（1）本工程脱硫装置采用海水法脱硫工艺，全烟气脱硫，脱硫效率按≥90％设计，烟囱入口烟气 SO2 浓度低于 200mg/Nm3（干基，6％O2），满足越南环保排放标准要求（SO2 浓度低于 300mg/Nm3）。
（2）现阶段海水法脱硫工艺按国内自主技术设计，吸收塔型式按喷淋塔考虑，每台炉设置一座喷淋吸收塔，喷淋层按 3 层设计。
（3）烟气系统设置旁路烟道，单独设置脱硫增压风机，设置GGH。
烟囱入口烟气温度按 78℃考虑。
（4）吸收剂采用海水，脱硫后海水经曝气处理达标后排放。
现阶段海水恢复系统按每台炉设置 1 个曝气池和 2 台曝气风机考虑。
CEMS系统在烟气脱硫中的应用分析
与原有的技术相比，装有顶出工装的扩压器模具制作方法简 单、一致性好，尺寸精度高，同时也缩短了生产周期，降低 了成本，有效提高了生产效率和经济效益，成功地实现了量 化生产。
参考文献： [1] 张正来，夏天，冯光明等 . 多级涡轮增压器壳体压铸模具设计 . 铸
在 CEMS 系统中，采样泵是非常重要的应用设备，通常 在该设备处设置旁路阀门，要提升采样泵的承受能力，延长 该设备的使用周期。如果出现膜片损坏问题，也会造成采样 泵的损坏现象。 4.7 过滤器检查
CEMS 系统中的过滤设备较多，包括一级过滤器、二级过 滤器和疏水过滤器，主要应用目的是为了过滤掉气体中的水 分和杂质，要定期进行过滤器的检测工作，定期更换滤芯， 一般来说，滤芯的使用周期为 3 ～ 6 个月。 5 结语
分析设备仪器的实际情况时，要定期进行零点标定、量 程标定。CEMS 系统的检测物质中包含三种检测标准，包括高 中低三种浓度的标准气体和高纯度氮气。完成实际工作后， 在进行气体分析的过程中，会和标准器进行有效比对。每半 年要进行一次标定工作。要进行自动零点的校准工作，每隔
8 ～ 12 个小时进行实际操作，避免出现零点漂移现象，提升 检验数据的精准性。 4.2 参数量程保持一致
（2）分析仪器显示氧量过高或过低。如果显示含氧量 过高，则可能取样管道出现了泄漏。如果氧量显示过低，则 要进行传感器的检查工作，如果出现问题也要及时更换。
（3）气路中的水分含量过大。如果显示这种问题，要 进行取样探头的检测工作，进行管路中多余水分的清除工作。
（4）分析仪器的内部故障。如果分析仪器出现问题， 可能是由于气体样品的应用误差，要及时检测分析仪器，如 果出现故障问题，要及时更换，进行有效的维修管理。 3.2 样气流量异常
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用分析
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用分析关键词：烟气脱硫脱硝技术火电厂随着环境污染渐渐成为全球性的生态问题时，我国也开始加大了对环境治理课题的关注和研究，火力发电是我国目前使用最为广泛的发电形式，而煤矿燃烧产生的污染也是非常严重的，天然的煤矿中会含有一定的硫和硝，燃烧过程会将固体的硫和硝形成烟气飞散在大气中，形成对大气有破坏性质的污染。
因此文章将会对我国火电厂烟气脱硫脱硝技术的情况进行分析，为我国环境友好政策的稳定发展奠定良好的基础。
能源可分为一次性能源和二次能源，其中火电厂燃烧过程中使用的煤炭就在一次能源中占有很大的比重，而且煤炭在燃烧过程中所产生的的二氧化硫以及其他氮氧化合物都会对环境造成很大负担，因此开展火电厂烟气脱硫脱硝技术的研究可以为控制我国大气的污染程度做出很大的贡献。
一、火电厂烟气脱硫脱硝技术的发展情况我国目前大部分火电厂使用的烟气脱硫脱硝技术都是从国外引进来的成熟技术，有先后二十多个环保相关的部门和企业都引进了发达国家的烟气脱硝脱硫技术，而且还有一部分经济能力较强的企业已经开始逐步走向了自主技术研发和创新的改革之路，并且在烟气脱硫脱硝技术的研发上取得了很好的成绩和硕果。
据调查发现，我国目前已经有了百分之五十以上的火电企业的设备安装上了具有烟气脱硫脱硝效果的装置，其中使用的主要技术就是石灰石-石膏法的烟气处理技术。
其他相关形式的烟气脱硫脱硝技术还有海水脱硫法、烟气循环流化床法等等，但是不论是从规模上还是从数量上都比较缺乏，由于材料和环境的限制，很多省份和地区的火电厂根本无法用上该类型的烟气脱硫脱硝技术。
因此火电厂企业在选择烟气处理技术的时候一定需要根据因地制宜的原则，为环境污染的降低奠定良好的技术基础。
脱硫脱硝技术的研发是一个规模很大而且内容很复杂的项目，其配套设备的种类也比较多，目前除了大型设备中使用的除雾器、烟气挡板以及喷嘴等泵系统之外的设备都可以在国内生产，而中间的产业链化的生产关系也促进了我国在电机和相关产品的开发和腌制，国内新兴的环保产业链正在慢慢建立和发展。
烟气海水脱硫技术的研发与应用
烟气海水脱硫技术的研发与应用我国燃煤电厂SO2排放量占全国总排放量的50%左右，是大气污染控制的重点领域。
目前，我国大、中型火电厂的脱硫系统大多采用石灰石/石膏湿法工艺，运行需消耗大量淡水和矿石资源，成本很高，排放的废渣和废水还会带来二次污染等问题。
因此，有必要针对我国国情，因地制宜地开发其他切实可行的其他脱硫技术，烟气海水脱硫技术便是其中之一。
海水脱硫技术的实际工程应用表明，该工艺技术成熟、运行可靠，适宜在海滨电厂推广应用。
然而，烟气海水脱硫技术在国内的研发还处于起步阶段，工业化应用的主要核心技术和关键设备仍依赖进口，费用高昂，严重阻碍了该技术在我国的进一步应用和发展。
在此背景下，北京龙源环保工程有限公司在国家高技术研究发展计划（863计划）支持下，结合多年的工程经验，与有关科研院、所协作，开发出具有自主知识产权的烟气海水脱硫核心技术。
1、海水脱硫机理及工艺海滨电厂用于机组冷却的循环海水是一种天然碱资源，用其替代石灰石进行烟气脱硫，既保护了环境，减少了矿石资源浪费，又降低了能耗，符合循环经的济理念。
海水自然碱度为1.2-2.5mmol/l,pH值一般在8.0左右，海水中含有大量CO2和HCO3使其具有较强的酸碱缓冲和吸收CO2的能力，这是直接利用海水进行烟气脱硫的理论依据。
烟气中CO2被海水吸收转化为HSO3和SO3，此过程所产成的H 与海水中的SO3、HCO3反应生成CO2和H2O，这就使得海水具有较大的SO2吸附容量。
海水吸收SO2及氧化：SO2(g)====SO2(L)SO2(L)+H2O====HSO3+HHSO3=====SO3+HSO3+I/2O2--SO4海水的缓冲作用：CO3+H====HCO3HCO3+H====CO2(g)+H2O本项目所研发的海水脱硫技术的特点是只用海水和空气而不添加任何化学物质，脱硫过程中不产生有害副产物。
脱硫系统主要包括：烟气系统、SO2吸收系统、海水供应系统和海水水质恢复系统。
海水烟气脱硫工艺在火电厂的应用
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２ 工艺流程及 主要设备
锅炉烟气通过排烟脱硝装置、 ５个 电场 静 电除
阳电业有限公 司在对世界上大中型火电厂采用的石 尘器 处理 后 ． 引风 机 导 人脱 硫 装 置预 冷 段 进 行 喷 经 灰石／ 石膏 、 旋转喷雾 、 炉内喷钙加尾部烟道活化、 碱 水冷 却 。冷却 后的烟 气 进 人 Ｍ Ｒ Ｔ Ｎ 吸 收塔 ， Ｏ ＥＡＡ 自 ／ 海水 、 海水及循环流化床锅炉脱硫法等一大批技术 下而 上 直 接 进 人 Ｓ ｚ吸收 段 ， 水 由吸 收塔 顶 部 自 Ｏ 海 成熟 、 可靠的烟气脱硫 工艺调查研究与论证 的基础 上而下喷淋 ， 烟气与海水在吸收塔 板上进行剧烈的 上， 本着符合环保法规 、 费用最省、 因地制宜的原则 ， 气液逆 流 接 触 ， 到 有 效 除 去 ｓ：的 目的 。处 理 后 达 ｏ
燃煤电站烟气海水脱硫技术浅析
燃煤电站烟气海水脱硫技术浅析引言：烟气海水脱硫工艺与石灰石-石膏工艺相比，具有投资与运行费用低、不需要吸收剂制备和副产品处理系统、不结垢等特点。
我国海岸线漫长，沿海地区经济发达，燃煤电厂众多，海水脱硫技术应用于海滨电厂前景广阔积累了较成熟的经验,海水脱硫系统简洁，性能优良、运行可靠、投资节省、运行成本较低等优点，结合越南永新电厂一期工程项目海水脱硫技术进行浅析。
一、海水脱硫原理烟气海水脱硫是利用海水的天然碱性吸收烟气中SO2的一种脱硫工艺。
由于雨水将陆地上岩层的碱性物质（碳酸盐）带到海中，天然海水通常呈碱性，PH值一般大于7，其主要成分是氯化物、硫酸盐和一部分可溶性碳酸盐，以重碳酸盐（HCO3-）计，自然碱度约为1.2～2.5mmol/L，这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。
烟气进入吸收塔的底部，向上流动与下沉的海水反应。
海水具有与SO2中和反应所需的碱性。
烟气与海水密切接触。
烟气在吸收塔内的流速≤4.0m/s。
烟气从GGH进口至烟囱出入口的，整套系统（包括GGH）的脱硫率≥90%。
烟气中SO2与海水接触发生以下主要反应：SO2(气态)+H2O→H2SO3→H++HSO3-HSO3-→H++SO32-SO32-+1/2O2→SO42-上述反应为吸收和氧化过程，海水吸收烟气中气态的SO2生成H2SO3，H2SO3不稳定将分解成H+与HSO3-，HSO3-不稳定将继续分解成H+ 与 SO32-。
SO32-与水中的溶解氧结合可氧化成SO42-。
但是水中的溶解氧非常少，一般在7～8mg/l左右，远远不能将由于吸收SO2产生的SO32-氧化成SO42-，吸收SO2后的海水中H+浓度增加，使得海水酸性增强，PH值一般在3左右，呈强酸性，需要新鲜的碱性海水与之中和提高PH值，脱硫后海水中的H+与新鲜海水中的碳酸盐发生以下反应：HCO3-+H+→H2CO3→CO2↑+H2O在进行上述中和反应的同时，要在海水中鼓入大量空气进行曝气，其作用主要有：（1）将SO32-氧化成为SO42-；（2）利用其机械力将中和反应中产生的大量CO2赶出水面；（3）提高脱硫海水的溶解氧，达标排放。
烟气海水脱硫系统运行研究分析
海 水温 度 ℃ 海 水 Ｐ 值 Ｈ 海 水 含 盐 量 ％ 吸 收 塔 海 水 流 量 ｍ／ ｈ ２３ ．
２ ．～ ０７ ７１ ４ ． ７５ ． １８ ． ６５ ５０
２ 烟气海水脱硫工艺及 系统概况
２１ 烟气 海水脱 硫 系统主 要流 程和 工艺 ．
从锅 炉 引 风 机 出来 的 烟 气 经 增 压 风 机 （Ｇ ） 压 、 气 烟 ＦＦ升 烟 气换热器 （Ｇ ） Ｇ Ｈ 降温 后 进 入 吸 收 塔 内， 吸 收塔 内烟 气 与 来 自 在 凝 汽 器 出 口 的部 分 海 水 逆 向充 分 接 触 混 合 ， 气 中 的 Ｓ ， 海 烟 Ｏ被 水吸收形成亚硫酸 盐和氢离 子，脱硫后 的烟气经 Ｇ Ｈ升温后 Ｇ 排 入 烟 囱 。 吸 收塔 底 部 吸 收 了 Ｓ ， 酸 性 海 水 流 入 曝 气 池 ， Ｏ的 与 碱 性 的海 水 充 分混 合并 利 用 曝 气 风 机 往 海 水 中鼓 入 大 量 空 气 ， 使 有 害 的 亚 硫 酸 盐 Ｓ 氧 化 为 原 海 水 大 量 存 在 的 硫 酸 盐 Ｏ： 一 ｓ ２， ｏ －同时 利 用海 水 中 的碳 酸 根 离 子 与氢 离 子 反应 ， 成 的 Ｃ ， 生 Ｏ 从海 水 中 释 放 出来 ， 一 步提 高 海 水 的 Ｄ 进 Ｈ值 ， 足 三 类 海 水 排 满 放 标 准 。烟气 海 水 脱 硫 系 统 主要 流程 见 图 １ 。
妈 湾 电厂 在 ｝ ｝ 组 烟 气 海 水 脱 硫 系 统 试 验 的基 础 上 进 行 ４机
Ｈ Ｏ＿Ｈ＋＋ ０ （ ＋ 于 海 水 ） Ｈ ０ Ｃ ３ ＿ Ｃ ２气 溶 ＋ ＋ ２ 总 的化 学 反 应 方 程式 如下 ： Ｓ ２气 ） Ｈ ０ １ ０ （ － Ｓ ４＋ Ｈ Ｏ （ ＋ ２ ＋ ／ ２气）－ ０２ ２ ２ － － － ￣ Ｈ Ｏ－Ｈ－｝Ｏ （ ＋ 于海 水 ） Ｈ０ Ｃ ３ ＋ Ｃ ２气 溶 ＋ － － ＋ ２
发电厂烟气海水脱硫系统设计与应用
发电厂烟气海水脱硫系统设计与应用2011年第1期Design and Application of Seawater Flue Gas Desulphurization Systemin Power PlantsYANG Zhen -li 1，SHEN Xiao -qun 2（1.Zhoushan Langxi Power Generation Co.,Ltd,Zhoushan Zhejiang 316012，China ；2.Electrical andMechanical Engineering College ，Zhejiang Ocean University ，Zhoushan Zhejiang 316004，China ）舟山朗熹发电有限责任公司（舟山发电厂）现有装机容量为260MW ，是舟山电网主力发电厂，每年消耗标准煤60万t 以上，所排放的SO 2占舟山市总排放量的70%左右。
为减少硫化物排放，利用发电厂位于海边的优点，在浙江省内首次对现有的2台机组配套建设海水脱硫装置。
1海水脱硫工艺原理与传统湿法烟气脱硫工艺相比，海水脱硫工艺的洗涤介质是海水而不是石灰石或碳酸钠等浆液。
海水通常呈弱碱性，具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO 2的能力，烟气大面积与海水接触，使烟气中的SO 2溶于水，从而降低其含量。
舟山发电厂的烟气脱硫采用海水脱硫工艺，用海水作为脱硫剂，不设置气-气换热器（GGH ），2台炉共用1座钢筋混凝土吸收塔，1座曝气池，脱硫效率≥90％。
整套脱硫装置主要包括：烟气系统、SO 2吸收系统、海水供应系统、海水恢复系统及与之配套的电气、仪表及控制系统，如图1如示。
从冷凝器过来的海水由升压泵升压后，通过喷淋系统在吸收塔里喷洒形成雾状液滴，与含有SO 2的烟气充分接触、混合，可溶解的SO 2被海水吸收形成亚硫酸根离子（SO 32-）和氢离子（H +），吸收塔排出的海水依靠重力流入海水恢复系统。
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某电厂烟气海水脱硫控制系统的应用研究X马欣欣1,路永军1,王利红2(11国电华北电力设计院工程有限公司,北京 100011;21深圳市西部电力有限公司,广东 深圳 518052)摘 要:详细介绍了深圳西部电厂烟气海水脱硫工艺及控制系统的设计和运行方案,并通过对系统试运行和调试过程的分析,研究烟气海水脱硫控制系统的设计和应用。
关键词:烟气;二氧化硫;海水;脱硫;控制中图分类号:T M621 文献标识码:B 文章编号:1671-9913(2003)02-0054-06 The Application R esearch of Control System ofFlue G as DesulphurizationMA X in2xin,LU Y ong2jun,WANG Li2hong(11North China Power Engineering(Beijing).Co.,Ltd.,Beijing 100011,China;21Shenzhen West Power Limited company,Shenzhen 518052,China)Abstract:Describing the design and operation for the flue gas desulfurization system by sea in the Shenzhen West P ower Plant,analyzing the problem during commissioning and operating,studying the design and apply for the control system of the flue gas desulfurizating system by sea.K ey w ords:flue gas;S O2;sea;desulfurization;control1 工程概况深圳西部电厂工程为2×300MW国产燃煤机组,控制系统采用ABB公司的PROC ONTRO LP分散控制系统。
两台机组已分别于1996年10月和1997年7月并网发电。
根据电力工业部对该工程环境影响报告书预审意见和国家环保局对该工程环境影响报告书的批复意见,要求在第二台机组上安装烟气脱硫装置(FG D)。
通过反复论证比较,电力工业部和国家环保局同意深圳西部电厂工程作为采用烟气海水脱硫工艺的工程试点和示范项目,在深圳西部电厂4号锅炉上加装烟气海水脱硫系统。
经过多轮谈判,最终该工程主设备采用挪威ABB环境公司的烟气海水脱硫技术和设备,并采用与主机组控制系统一体化的控制系统,即ABB公司的PRO2 C ONTRO L-P分散控制系统。
2 烟气海水脱硫工艺系统深圳西部电厂烟气海水脱硫工艺是属于Flakt2Hydro工艺类,即不添加任何化学物质,仅利用纯海水洗涤烟气的脱硫工艺。
因此,该工程的海水烟气脱硫系统(Flue G as Desulfurization,X收稿日期:2003-05-09作者简介:马欣欣(1956-),女,北京人,高级工程师,从事火力发电厂自动控制系统设计和研究工作。
简称FG D )是一套利用海水作为脱硫剂脱掉电厂烟气中的二氧化硫成分的工艺系统,其工艺流程见图1。
FG D 能在发电机组运行过程中投入或切除,并且对机组的主系统基本没有影响。
FG D 包括一套烟气处理系统和一套海水处理系统。
图1 烟气海水脱硫系统工艺流程示意图211 烟气系统如图1所示,锅炉烟气从引风机出口经烟道进入脱硫系统,再经专用的烟气增压风机升压后,进入气-气热交换器(GGH )降温,然后从吸收塔底部进入,自下而上流经吸收塔,与自上而下的海水充分混和以达到洗涤的目的,吸收塔出口的清洁烟气经GGH 加热升温至70℃以上,然后经FG D 出口挡板进入烟囱,排入大气。
另外,在FG D 入口挡板和出口挡板间设有100%旁路烟道及旁路挡板门,以便在FG D 系统停运或检修时不影响机组的正常运行。
212 海水系统凝汽器冷却水从紧贴虹吸井的吸水池经海水升压泵增压后送入吸收塔顶部,自上而下通过吸收塔。
酸化的吸收塔废水依靠重力流入海水处理厂的混合池,与来自虹吸井的海水进行充分混和,然后进入曝气池。
两台曝气风机将空气鼓入曝气池,细碎的气泡使曝气池内海水的溶解氧达到饱和,并将亚硫酸盐氧化成硫酸盐。
同时,通过曝气加快了海水中重碳酸根离子(HC O -3)中和氢离子(H +)并释放出二氧化碳(C O 2)的速度,将海水PH 值及其他有关的指标恢复达标后通过排水沟排入大海。
213 烟气海水脱硫原理在吸收塔中,通过向下喷射与烟气逆向流动的海水洗涤脱去烟气中的二氧化硫(S O 2),因此S O 2被带入海水。
进入海水的S O 2在排入大海前被氧化成硫酸盐,在海水处理厂,通过向海水鼓风去除S O 2。
烟气中的二氧化硫(S O 2)在吸收塔中被海水吸收生成亚硫酸根离子(S O 32-)和氢离子(H +),然后作为吸收塔废水进入海水处理厂混合池和曝气池中;在曝气池中,向吸收了二氧化硫(S O 2)的酸性海水中通入大量空气,使亚硫酸根离子(S O 32-)与空气中的氧(O 2)反应生成稳定的硫酸根离子(S O 42-)和一部分硫酸盐;同时,利用海水中的碳酸根离子(C O32-)和重碳酸根离子(HC O3-)中和氢离子(H+)使海水PH值得以恢复。
其反应过程的主要化学方程式如下:S O2(气)]S O2(液)S O2(液)+H2O]S O32-+2H+S O32-+1/2O2(气)]S O42-C O32-+H+]HC O3-HC O3-+H+]C O2(气+液)+H2O214 FG D系统主要性能指标煤的含硫量 0163%烟气量11×105Nm3/h烟气含尘量190mg/Nm3海水用量43200m3/h海水盐度213%海水PH715脱硫效率90%3 烟气海水脱硫控制系统311 仪表控制系统概况本工程FG D控制系统选用与主机组分散控制系统(DCS)相同的设备。
FG D控制系统作为#4机组DCS的一个站,挂在#4机组PROC ON2 TRO L-P过程控制级的一条Rem ote Bus总线上(PROC ONTRO L-P的过程控制级上,一共可以接八条Rem ote Bus总线,#4单元机组DCS接在其中一条Rem ote Bus总线上),并且与主机组共用单元控制室的操作员站和工程师站(就地不设值班人员),其过程控制柜放在FG D电气楼内。
FG D系统共有I/O信号281点,其中AI:91点, AO:2点,DI:119点,DO:68点,PI:1点。
312 监视系统FG D系统正常运行所需要的监视参数,除烟气系统和海水系统的温度、压力、流量等常规测点外,主要有以下几项:(1)FG D入口烟气S O2含量;(2)FG D入口烟气O2含量;(3)FG D出口烟气S O2含量;(4)FG D出口烟气O2含量;(5)曝气池出口海水O2含量;(6)曝气池出口海水PH。
313 模拟量控制系统FG D系统的模拟量被控对象有两个,即烟气旁路挡板和增压风机动叶。
FG D系统设有一台增压风机,在气-气热交换器(GGH)热烟气入口与引风机串联运行。
增压风机为动叶可调轴流式风机,压头4086Pa,流量为1212×105Nm3/h,设计烟气流量为11×105Nm3/h。
如图1所示,FG D入口挡板和出口挡板之间设有100%旁路烟道。
FG D正常运行期间,入口挡板和出口挡板打开,旁路挡板关闭。
当FG D 停止运行或故障时,旁路挡板将打开,入口挡板和出口挡板关闭。
旁路挡板是单层百叶窗型,上、下叶片可单独操作,上叶片占烟道截面积的4/5,为全开全关挡板,下叶片为调节挡板。
整个FG D系统的运行要保证下列的设计值:T-ECR工况,低硫煤,海水质量为设计值,总脱硫效率为90%。
T-ECR工况,高硫煤,海水质量差,总脱硫效率为70%。
海水处理系统排水的PH值总大于615。
单元机组的T-ECR工况,相当于11×105 Nm3/h的锅炉烟气量。
为了达到上述的保证值, FG D系统只考虑处理T-ECR工况所对应的烟气量,超过T-ECR工况的烟气量将被FG D旁路掉;同时为了保证海水处理厂排水的PH值大于615,当煤的含硫量大于设计值时,FG D系统将自动地旁路部分烟气。
增压风机控制器接受四个控制信号,即锅炉负荷信号、引风机出口压力信号、FG D入口S O2浓度信号和海水处理厂排水PH信号(见图2)。
这四个信号综合作用的结果,是使得增压风机控制器的设定值是一个计算值,并且FG D将有以下两种运行工况:(1)烟气量小于或等于FG D设计烟气量:旁路挡板全关,风机在低于正常运行设定值的工况运行,由锅炉负荷控制增压风机。
(2)烟气量大于FG D设计烟气量:旁路挡板打开,风机在正常运行设定点运行。
图2 烟气海水脱硫模拟量控制系统示意图 314 开关量控制系统FG D的开关量控制系统包括以下几个子系统,具有简单的顺序控制和单操功能。
31411 FG D电气系统主要控制对象有:6kV开关柜进/出线断路器、380V开关柜进/出线断路器等。
31412 烟气挡板系统控制对象包括:FG D入口挡板及密封风机、出口挡板及密封风机、旁路挡板等。
为了防止操作员因误操作闭锁了烟气通道或在运行工况不满足要求时将FG D投入运行,FG D 采用顺序控制自动投入和退出。
FG D正常运行期间,入口挡板和出口挡板是打开的,旁路挡板是关闭的。
当FG D停止运行或故障时,旁路挡板将自动打开,入口挡板和出口挡板关闭。
一旦入口挡板和出口挡板关闭,相应的密封风机自动投入运行。
31413 气-气热交换器(GGH)控制对象包括:GGH电动机A/B、GGH密封风机A/B、GGH空气吹扫系统、高低压清洗系统及停机干燥单元等。
其中GGH电动机和密封风机、空气吹扫系统、高压清洗系统由DCS 进行控制,低压清洗系统及停机干燥单元在就地控制盘进行控制。
(1)GGH的驱动GGH装配有两台驱动设备,在正常运行时,两台都应运行,而且对GGH仅一台运行即可驱动,但是这样会使该马达和齿轮出力过大,故不建议该方式运行。
GGH的运行信号包括了密封风系统运行和GGH驱动马达运行。
(2)密封风系统当GGH启动时,密封风系统将自动启动。
它的目的是建立一个帘栅,以阻止烟气外漏。
(转子和清洗枪的驱动都由外部来完成,所以会造成向外的泄漏)。
密封风系统由两台密封风机(两台互为备用)和两个逆止挡板门组成,密封风机出口的逆止门保证了两台风机随时可以启动,而不会造成逆流。
密封风还用于干燥。
(3)清洗系统①清洗盘接口GGH包括了一个独立的P LC系统,它被称为GGH清洗设备控制盘(C DCP)。