湖北松源发电厂综合利用矸石工程DCS系统调试总结

发表时间:20xx-8-28

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一、工程概述

湖北松木坪综合利用矸石电厂2×25MW机组，由湖北松源发电有限责任公司投资兴建,由湖北省电力勘测设计院承担工程设计，由湖北省电建二公司承担机组安装,主体调试由湖北省电建二公司调试所承担。

主设备选型为2台上海锅炉厂生产的130t/h中温中压循环流化床锅炉，2台上海汽轮机厂生产的31-25-7型中压冲击凝汽式汽轮机（额定功率为25000千瓦），及2台上海电机厂生产的TQC-2型汽轮发电机。

#1机组于20xx年x月x日锅炉水压试验一次成功，8月x日6kv、380V厂用电受电，9月x日热控DCS受电，机组开始分部试运，20xx年x月9

日松木坪1#机组进入整套启动调试，20xx年x月x日完成72+24h满负荷运行。

#2机组于20xx年x月x日锅炉水压试验一次成功，8月x日6kv、380V厂用电受电，11月x日热控DCS受电，机组开始分部试运，20xx年x月x日松木坪#2机组进入整套启动调试，20xx年x月x日完成72+24h满负荷运行。

二.DCS系统概述

本工程的热工自动控制系统选用上海新华电站控制工程有限公司生产的XDPS-400型分散控制系统（DCS），主要完成DAS、MCS、SCS、FSSS

等四大控制功能。

1)数据采集与处理系统（DAS）：主要包括生产过程中的所有模拟量和开关量参数的采集与处理，并以多种方式及时提供机组运行状态的各种信息。此外，可自动打印跳闸记录、各种报表记录以及提供报警信息等功能。

2)模拟量控制系统（MCS）：包括锅炉主控、燃料主控、床温、汽包水位、主汽温度、炉膛压力、燃油压力、一次风压、一次风量、二次风量、烟气含氧量、回料风量、最小流化风量、除氧器压力、除氧器水位等自动控制系统（1#机组21套，2#机组20套）。

3)顺序控制系统（SCS）：完成一次风机、二次风机、引风机、流化风机、给煤机、冷渣机、给水泵、凝结水泵、循环水泵、高加、主汽及给水电动门等辅机设备的顺序控制、联锁保护及键操启停。

4)炉膛安全监控系统（FSSS）：主要完成锅炉炉膛吹扫、主燃料跳闸（MFT）、跳闸原因首出记忆及显示、床温监视、旋风筒进出口温度监视、炉膛压力保护、启动燃烧器点火和熄火控制、油枪灭火保护、油跳闸阀的联锁控制及报警。

三、调试情况

DCS系统于20xx年x月底机柜就位，经硬件恢复、接地系统检查、UPS电源检查后1#机组DCS于9月x日一次上电成功,DCS系统进入现场调试阶段。因设备定货迟、到货晚,导致调试初期DCS系统外围系统不确定因素多，分步试运转阶段我们做了大量的逻辑及画面修改工作以适应现场实际需要。由于DCS系统逻辑组态在投运前经多次专家会议讨论通过,并且经过严格的逻辑检查验收,整套启动期间DCS系统未出现异常。两台机组的72+24小时试运也轻松通过。1#机组72+24小时试运期间自动投入率76%，保护投入率

100%，DAS参数点正常投运率100%。2#机组72+24小时试运期间自动投入率90%，保护投入率100%，DAS参数点正常投运率100%。

四、自动投入情况

主要的常规自动(如汽包水位、主汽温度、除氧器压力、除氧器水位、燃油压力等)投入效果非常好,能抵抗机组运行中出现的大幅度扰动,很受运行人员喜欢。

对循环流化床锅炉来说，密相层温度控制（床温控制）是比较特殊而又重要的一个自动。

正常运行中密相层温度应在950 20之间变化，控制循环流化床密相层温度有三种方法：a，调整一、二次风量；b，调整给煤量；c，控制循环灰量。 本次设计主要采用调整一、二次风量来调节床温。炉膛床温的控制将维持床温在规定值范围内，确保最高燃烧效率及最佳脱硫率。床温控制以运行人员所选定的负荷偏置值为依据，视床压、燃料量调整一、二次风之比率。负荷偏置站的输出值作为二个功能发生器模块的输入值，这二个模块分别调节一次风、二次风。

送入炉膛中的总风量由实际燃用燃料成分决定，控制流化床密相层温度可以通过调节一、二次风的配比来实现。密相区温度的高低是由密相区燃烧份额来决定的，而调节一、二次风的比例，可以有效地控制密相区的燃烧份额，从而达到控制床温的目的。例如当粒度较大的煤集中给入炉内时，会造成密相区燃烧份额增加，引起床温升高。此时可用增加一次风量，减少二次风量，保持总风量不变的方法控制床温。

五、调试心得

循环流化技术是一种先进的高效环保燃烧技术,在中国近几年才刚起步。从本文作者调研的几个运用该技术的电厂来看其效果并不理想,最主要表现在床温的不易控制导致炉床极易结焦。循环流化的理论先进性无用置疑,但实际运用却多次的失败,问题症节何在?松源电厂两台130T/H循环流化锅炉异常顺利地投产,质量通病-结焦现象无一次出现,运行极为稳定,机组可持续高效满发。循环流化燃烧技术在松源电厂的成功应用使得该厂具备极大的调研价值。 经历了松源电厂的整个调试过程,我们发现循环流化床并不神秘,同一些失败电厂相比较,她的成功得益于配备有先进的DCS系统.那些失败电厂采用的热工控制及检测手段陈旧,运行人员能监控到的生产过程参数非常有限并且不一定有效,因而使其操作带有极大的盲目性,有的电厂甚至认为点火成功与否靠手感,靠"火气". 松源电厂凭借先进的DCS系统,对生产过程的参数状态了如指掌,这些便于运行人员不断改进运行方式以摸索出最佳运行模式,从而保证了其控制参数的精度和运行的稳定可靠.由于DCS系统提供了直观而详尽的现场运行参数状态显示,以及简便快捷的操作方式,尤其是自动、保护系统的投入极大地减轻了运行人员的劳动强度、操作的准确性和及时性；强大的适时趋势和历史趋势功能,使得检修维护、事故分析、系统优化工作变得简单、及时和准确.这些极大地方便了我们的调试工作,缩短了调试时间,也相应提高了调试质量.正是因为有了DCS系统的这些功能,使得床温控制得异常稳定,试运期间一直维持在900±50度,同时烟气含氧量控制在3%～5%,保证了锅炉运行的安全性和经济性.

六、结束语

由于我们的精心调试,DCS系统成功地应用于松木坪电厂,这在循环流化床

锅炉历史上是一次突破,对以后投建的同类锅炉具有极大的示范意义.

第二篇：瑞金电厂#2机脱硫系统调试总结

华能瑞金电厂#2机脱硫系统调试小结

#2机FGD主要包括SO2吸收系统、烟气系统、工石灰石储存及浆液制备系统、石膏脱水系、工艺水系统、压缩空气系统及脱硫废水处理系统。脱硫岛不设置烟气换热器。其中石灰石储存及浆液制备系统、石膏脱水系、工艺水系统、压缩空气系统及脱硫废水处理系统属#1、#2机FGD公用系统，在#1机FGD整套启动试运期间已完成。因此在#2FGD整套启动试运期间，主要进行了烟气系统、SO2吸收系统的热态调整试验，内容包括： ? 增压风机入口压力调整 ? 吸收塔pH值调整 ? 吸收塔液位调整 ? 石灰石供浆量调整

? ?

吸收塔运行方式调整 脱硫效率的调整

#2FGD于12月x日1：40首次通烟气整体启动，12月x日2：20因机组停运退出

运行；12月x日21：55#2脱硫系统全面启动，12月x日8：00，#2脱硫随机组开始168试运，18日完成168试行。至19日14：00#2FGD随#2机实现满负荷运行168小时，目前保持运行状态。 1、脱硫系统热态试运概况

在12月x日-12月x日热态调整试运期间，#2FGD各分系统运行时指标正常，均符合设计要求。并在12月x日对旁路2A/2B/2C进行了全关和快开试验，结果表明不会对机组锅炉运行产生影响。

12月x日进行168小时试运期间，入口SO2浓度1500-1800mg/m3左右，出口SO2浓度50 mg/Nm3左右，脱硫效率95%以上，吸收塔pH值控制在5.5左右运行，吸收塔浆液浓度达1160kg/ m3开始投脱水系统运行。12月x日6：16，#2脱硫系统出石膏；化验石膏各项指标，均正常。 2、脱硫系统热态试运中出现的问题

2.1#2脱硫挡板密封风机电加热器漏水。经检查发现脱硫电动旁路挡板全关时挡板密封风机至旁路挡板的门机械自开，启动密封风机后正常。

2.22A氧化风机卸载阀处跑水，经查在氧化风机停运时，风机出口母管空气加湿手

动阀仍处于开启状态，且由于母管位置水平向风机侧倾斜，导致水回流至风机。经过将加湿手动阀安装位置改至向吸收塔侧倾斜段解决此问题。

2.3增压风机静叶导片处漏水，经查是由于石膏排出泵打至石膏回流阀处的浆液直接喷射到入口烟道内，不断积浆所致。重新对石膏回流电动阀处中装内套管改造，改变浆液进入的方向，使石膏浆液不会喷射到烟道，而是向下流入吸收塔中。 2.4石膏浆液密度误差偏差大，导致吸收塔中的液位计显示误差大，导致发生吸收塔浆液溢流现象。加强浆液密度计的冲洗、校准。

表1 #2FGD 168小时运行期间主要指标情况

江西电科院环保专业

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