火力发电厂烟气脱硫装置自动控制系统方案.pdf

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1、 全 国 电 力 行 业 脱 硫 脱 硝 技 术 协 作 网 暨 技 术 研 讨 会 论 文 集 火力发电厂烟气脱硫装置自动控制系统方案 北京能源投资（集团）有限公司 王永亮 摘要：摘要：本文通过火电厂 FGD 装置自动控制系统采用独立式 DCS 或FGD-DCS 和单元机组 DCS 系统一体化方式进行了比较分析，指出FGD-DCS 与单元机组 DCS 一体化方式对于确保机组监控的整体性、连续性、可靠性和降低工程造价等方面具有较强的优势。对于国内新建和改造火电机组的烟气脱硫装置，通过设计和施工方案的优化，FGD-DCS 和单元机组 DCS 实现一体化是可能的，并且具有很强的现实意义。1、前言

2、上个世纪九十年代末以来，随着环境问题的凸显和环保意识的加强，解决日益严重的环境污染问题和应用清洁能源技术成为能源工业面临的主要课题之一。正是在这样的背景下，以石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺为主的烟气脱硫技术在国内火力发电厂开始逐步应用起来。与此同时，由于计算机网络和信息技术的发展，以“2000 年示范电站”为契机，以厂级自动化系统（SIS+MIS）的出现为标志，一场新的火力发电厂自动化领域中的技术变革已经酝酿成熟。毫无疑问，火力发电厂正在迈进信息网络时代。1 全 国 电 力 行 业 脱 硫 脱 硝 技 术 协 作 网 暨 技 术 研 讨 会 论 文 集 这场变革使火力发电厂自动控制系统呈现出如下

3、特点：单元机组自动控制系统全面计算机化、硬件智能化、分散化以及控制室小型化；辅助车间计算机监控网络产生，可实现若干辅助车间远方集中监控。这场变革不仅大大提升了火力发电厂的生产运行水平，而且深刻触及到了电厂的生产管理体制和管理模式，火力发电厂全面集中监控正在进一步变成现实的需求。在这种大的背景下，烟气脱硫装置的自动控制系统也不可能成为一座孤岛。但是，其在全厂自动控制系统总体结构中所处的位置及其自身的配置确实值得探讨。2、国内烟气脱硫装置控制系统现状 2.1 基本配置2.1 基本配置 目前，国内市场上应用的基本为石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，虽然它们在SO2的脱除工艺上有所差别，但控制方式和控制系

4、统的规模大体相同。脱硫装置的控制系统依据其 I/O 点数（相当于一台 200MW 机组）和工艺系统规模，国内用户基本要求采用 DCS 实现。并且由于其工艺系统在火力发电厂内相对独立、相对复杂，因此，烟气脱硫装置的DCS 系统（FGD-DCS）由脱硫装置的总承包商配置和供货。由于烟气脱硫装置间存在着大量的公用设备，如：石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水/工业水系统和脱硫工业废水处理系统等，所以一般均为两台（或几台）烟气脱硫装置配置一套 DCS，并且一般都留有与 MIS/SIS 的通讯接口。2 全 国 电 力 行 业 脱 硫 脱 硝 技 术 协 作 网 暨 技 术 研 讨 会 论 文 集 但

5、是，也有用户仿照单元机组的模式，要求两台机组的烟气脱硫装置配置三套 DCS（每台机组烟气脱硫装置各一套，烟气脱硫装置公用部分一套），从技术角度讲，这既不可取也没有必要，因为，不论从运行还是从厂用电配置方面来说，烟气脱硫装置都是被当作两台机组的公用辅助设施来对待的。对于新建项目，用户几乎都要求 FGD-DCS 与单元机组 DCS 的硬件一致或尽量一致，但两者之间的信息交换大多仅要求硬接线连接，并未要求实现两者之间实现硬件和软件的一体化。关于烟气脱硫控制室和 FGD-DCS 设备的布置，目前不论是改造机组还是新建项目一般均设有单独的烟气脱硫装置电气综合楼，烟气脱硫控制室和 FGD-DCS 设备均布

6、置于此，或者烟气脱硫装置电气综合楼与除尘除渣控制楼合用。FGD-DCS 的配置及 FGD-DCS 与单元机组 DCS、电厂 MIS/SIS的关系见图一。就两台单元机组的石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置而言，因为其脱除工艺和辅助设备的配置不同，以及用户的不同要求，例如：采用电动还是气动执行机构、进入 FGD-DCS 的被控对象 I/O 点数、脱硫废水处理系统是否纳入 FGD-DCS 控制等等，所以其 I/O 点数量一般在 2500-4000 点之间不等。其基本配置如下：操作员站 24 台；工程师站/历史站 1 台；激光打印机（A3）2-3台；彩色拷贝机（A3）1 台；FGD-DCS 通讯网络及接口；

7、FGD-DCS 3 全 国 电 力 行 业 脱 硫 脱 硝 技 术 协 作 网 暨 技 术 研 讨 会 论 文 集 过程控制器；FGD-DCS 过程控制柜和 I/O 模件柜；与其它系统的通讯接口等。2.2 控制方式 2.2 控制方式 从全厂运行的角度，以及上述烟气脱硫装置控制系统的配置和控制楼的设置可以看出，目前火力发电厂烟气脱硫装置的运行模式和控制方式是作为单元机组的一个辅助车间来考虑的。然而，由于环境保护的需求，脱硫装置是否正常运行必将成为单元机组能否投入正常运行的一个直接条件，更重要的是：烟气脱硫装置作为锅炉出口后烟道的一部分与锅炉的运行有着密切的关系，烟气脱硫装置的切投、烟气压力和温度

8、的波动直接影响到锅炉的运行。因此，也可将脱硫装置视为单元机组的一部分来进行控制。对于辅助车间的监控，目前国内新建电厂一般趋向于采用在全厂形成煤、灰、水 3 个集中的控制网络、设置 3 个监控点的做法；然而国外也有采用设置一个辅助车间集中控制室，通过通讯网络对所有辅助车间进行监控的业绩，并且国内有的电厂也已经在实施同样的方案。因此，对于烟气脱硫装置的监控可以有三种方式：1)设置单独的脱硫装置控制室（包括与其它辅助车间控制室合用）；2)纳入辅助车间集中监控网络，在辅助车间集中控制室内进行监控；3)与单元机组 DCS 实现通讯或一体化，在单元机组集中控制室 4 全 国 电 力 行 业 脱 硫 脱 硝

9、 技 术 协 作 网 暨 技 术 研 讨 会 论 文 集 内进行监控。目前，由于国内烟气脱硫装置在电力行业的大规模应用还处于刚刚起步的阶段，因此其监控基本采用第一种方式。但是，正如本文前言中所提到的火力发电厂自动化领域的新变革，使得电厂全面集中监控已成为一项和现实的需求和最终的目标，因此笔者深信烟气脱硫装置的自动控制系统最终也不可能作为孤岛单独存在。上述第二种和第三种控制方式和运行模式是其可能的发展方向。然而，第二种方式较之于第三种方式没有考虑到烟气脱硫装置与锅炉运行的密切关系，并且，脱硫装置的系统远比其它辅助车间工艺系统复杂得多。因此，从便于电厂运行管理的角度考虑，第三种方式更具合理性和现实

10、意义。2.3 FGD-DCS 和单元机组 DCS 一体化的可能性和现实意义 2.3 FGD-DCS 和单元机组 DCS 一体化的可能性和现实意义 前面已经谈到，新建项目的用户几乎都要求 FGD-DCS 与单元机组 DCS 的硬件一致或尽量一致。目前，有的电厂已经明确要求在脱硫装置电控楼内不设脱硫就地控制室，FGD-DCS 的操作员站和打印机直接布置在单元机组的控制室内。天津大港发电厂一期燃油锅炉技术技改工程（2328.5MW）的脱硫系统已经采用了这种监控方式，目前两台机组的脱硫系统均已通过 168 试运行，情况良好。项目实例 天津大港发电厂一期燃油锅炉技术技改工程（2328.5MW），将原有的

11、燃油锅炉拆除，新建两台 1050t/h 燃煤锅炉，同期建设两台机组的脱硫系统，采用一炉一塔形式的石灰石石膏湿法烟气脱硫技 5 全 国 电 力 行 业 脱 硫 脱 硝 技 术 协 作 网 暨 技 术 研 讨 会 论 文 集 术。FGD 的监控采用前文提到的第三种方式，即采用了 FGD-DCS 与单元机组 DCS 一体化方式，在单元机组集中控制室内进行监控。单元机组 DCS 和 FGD-DCS 统一采用 ABB 公司的 Symphony 系统，在脱硫电气综合楼设置脱硫电子间，布置脱硫系统 DCS 机柜。在单元控制室和脱硫 DCS 电子间环绕设置通讯环路电缆，单元机组 DCS 和FGD-DCS 系统

12、的各个 PCU（过程控制单元）同样是环路上的若干结点，具有相同的通讯等级和控制可靠性。软件的访问和组态可在单元控制室完成。通过工程实施和投产运行的验证，可以看出该工程采用FGD-DCS 与单元机组 DCS 一体化方式具有一定的优势：充分利用了 DCS 系统的通讯优势，并充分考虑了通讯可靠性 该工程中采用的 Symphony DCS 系统采用环路通讯方式，网络通讯结构为环形，各个 PCU 同时挂在环路上进行信息交换，该环路最大支持的距离为 1500m。工程中将环路光缆从单元机组电子间延伸至脱硫电气综合楼电子间后再反向敷设至单元机组电子间形成环路，光缆长度为 256m（远小于 1500m），数据的

13、交换和传递仅通过两根光缆，从而避免了将大量控制电缆敷设到单元机组电子间。同时，考虑到环路电缆的可靠性，对两根冗余设置的环路通讯电缆布置了不同的走向和路径，并在主电缆通道上单独设置了封闭式电缆桥架进行保护。脱硫电气综合楼距单元电气综合楼较近，为采用一体化方案提供了客观条件 6 全 国 电 力 行 业 脱 硫 脱 硝 技 术 协 作 网 暨 技 术 研 讨 会 论 文 集 该工程为技改项目，是在原有厂区内进行改造，布置较为紧凑，脱硫电气综合楼布置在炉后烟囱前的位置，距离单元控制室控制室直线距离约 20 米，电缆敷设条件较好，电缆桥架的布置简单。客观上为实现脱硫 DCS 和机组 DCS 一体化提供了

14、条件。而新建机组的脱硫电气综合楼一般布置在烟囱后，距离单元机组控制室较远，电缆敷设的条件较为复杂。采用一体化方案在一定程度上降低了工程造价 经过方案优化，该工程采用FGD-DCS和单元机组DCS一体化方案，不设置单独的脱硫控制室，同样运行人员值班室、休息室等也未设置，减少脱硫电气综合楼建筑面积约 150m2，相应的结构、暖通、配电等工程量也有较大的减少，此部分降低工程造价计 28.5 万元。工程师站、历史站、打印机等设备与单元机组 DCS 系统共用，不单独配置，节约设备费 18.4 万元。操作员站与单元机组共用，仅在单元主控增加 2 台（两台机组），而单独设置脱硫控制室一般需要配置操作员站4台

15、，节约设备费28.32万元。采用一体化的 DCS 系统后，DCS 系统和 MIS/SIS 的通讯接口数量由 5 个减为 3 个，节约设备费 30.46 万元。通过工程设计优化，将脱硫系统的 DCS 机柜布置在脱硫电气综合楼中，采用网络联结方式，将环路通讯电缆以冗余的方式环绕敷设至脱硫电子间实现通讯一体化。相比把脱硫 DCS 机柜布置在单元控制室的过度集中方式节约控制电缆大约 102KM,仅此一项即可降低工 7 全 国 电 力 行 业 脱 硫 脱 硝 技 术 协 作 网 暨 技 术 研 讨 会 论 文 集 程造价近 220 万元。综合以上几项，天津大港发电厂一期燃油锅炉技术技改工程采用FGD-D

16、CS 和单元机组 DCS 一体化方案，相比单独设置脱硫控制室的方案降低工程造价约 325 万元。提高了机组的运行可靠性 从该工程投产后的情况看，采用这种一体化的方式充分保证了对机组和脱硫系统控制的可靠性和连续性。运行人员的集中操作方式不但可以监控单元机组和脱硫系统，而且可以在最短的时间内对发生的紧急情况进行处理，从而在最大程度上避免了因脱硫装置的切投、燃烧工况变化、炉膛压力和温度的波动给两个系统带来的不利影响，实现了更广泛意义上的协调控制。工程试运初期，在单元机组和脱硫系统尚未经过联调和扰动试验的情况下，曾出现过两次因脱硫辅机跳闸引起脱硫装置切除的情况，由于采用了这种集中监控的方式，运行人员及

17、时对锅炉的运行方式进行调整和处理，未引起炉膛压力的大幅波动和锅炉跳闸。可以说明，这种监控方式对提高机组的运行可靠性提供了有效的手段。有效的降低了运行成本 采用这种一体化的方式，实现了运行人员的集中监控，不需要单独配置脱硫运行人员。该工程投产后的单元机组运行人员每班仅设置为 4 人，仅比该厂同等规模的二期机组（暂未建设脱硫装置）多配置1 人。若单独进行脱硫系统的运行监控，则一般需要每班另外配置 4人。按该厂五班三运转的方式，运行人员可少配置 10 人，从而大大 8 全 国 电 力 行 业 脱 硫 脱 硝 技 术 协 作 网 暨 技 术 研 讨 会 论 文 集 降低了人员成本。这一点对于目前的新建

18、电厂更有借鉴意义。从该工程投产后的 DCS 系统检修和维护工作看，采用一体化的方案，电厂的 DCS 系统的关键备件实现了统一计划，降低了库存数量，维护和检修人员也没有增加。更为重要的是由此带来的维护便利性和检修可靠性大大提高，大大降低了由于不当维护和检修对单元机组和脱硫系统带来的不利影响，降低了运行成本，而新机投产初期常常因此出现较多问题。采用 FGD-DCS 与单元机组 DCS 一体化方式存在以下问题。环路通讯电缆的可靠性 在该工程的设计和实施中发现，采用此种方式必须将环路通讯电缆敷设至脱硫现场，而单元机组和脱硫系统的监控和数据传递都是通过环路通讯电缆完成的，若有异常情况造成环路通讯电缆的损

19、坏（例如外力破坏、火灾等），必然会使运行人员对单元集组和脱硫系统失去监控。因此该工程将脱硫系统和机组公用系统设计联结成一个单独的厂环，这样即使出现问题不会影响单元机组的运行；同时采取了通讯电缆冗余、分别设置电缆路径和单独加装保护桥架的措施。这种设计和措施在很大程度上避免了事故情况的发生，但仍存在一定的风险。同时我们也看到，对于采用环形通讯网络形式的 DCS 系统（例如该工程采用的 Symphony 系统）这种问题较为突出，而对目前大多数 DCS 系统采用的星形网络结构来说，这种问题影响较小，即使通讯电缆出现以上所述的异常情况，也只会对脱硫系统的监控带来影 9 全 国 电 力 行 业 脱 硫 脱

20、 硝 技 术 协 作 网 暨 技 术 研 讨 会 论 文 集 响，不会影响单元机组和公用系统的监控。由于该项目脱硫电气综合楼距离单元电气综合楼较近，电缆通道条件较好，在一定程度上保证了通讯电缆的可靠性。同时，也为运行人员的现场巡视检查和事故处理提供了便利条件。对于一些布置较为分散新建电厂来说，由于单元机组到脱硫电气综合楼和脱硫现场的距离较远，对通讯电缆的敷设提出了更高的要求，同时可能会给运行人员的现场操作和检查带来一些不便。因此，从该项目可以看出，在一定条件下，采用 FGD_DCS 与单元机组 DCS 一体化方式具有多方面的优势，但也有一些情况需要在今后的工程中认真参照考虑，并结合工程的实际条

21、件确定方案。对于可能存在的问题，应在设计阶段、工程实施和投运过程中研究并确定有效的具体方案和措施，随着 DCS 系统技术水平和可靠性的不断提高，这些问题的解决方案也会越来越成熟。全面考虑，采用这种方式利大于弊，对于新建和改造机组的脱硫工程具有很强的借鉴意义。3、结束语 从以上来自生产现场的需求和已投产项目的建设和运行情况来看，采用 FGD-DCS 和单元机组 DCS 一体化的方案反映了项目建设和生产运行人员的直接需求，是火力发电厂集中监控的实际要求，在技术上也是切实可行的。熟悉 DCS 应用技术的人都明白，如此配置 FGD-DCS，对于将来实现 FGD-DCS 和单元机组 DCS 的一体化非常

22、简单，具体措施大致如下。10 全 国 电 力 行 业 脱 硫 脱 硝 技 术 协 作 网 暨 技 术 研 讨 会 论 文 集 硬件一体化 物理连接措施非常简单，只需将 FGD-DCS 的通讯网络和单元机组 DCS 公用部分的通讯网络连接在一起或将 FGD-DCS 和中央交换机相连即可。对于改扩建项目，由于项目资金或者其他一些具体情况的限制，没有必要强求脱硫装置 DCS 与单元机组 DCS 硬件一致。并且由于 DCS 开放式网络通讯协议的应用，通过加入网关/网桥进行通讯连接，同样也可实现在单元机组控制室内监控脱硫装置。软件一体化 对 DCS 控制器内的系统软件进行组态和修改。由于目前 DCS 设

23、备技术水平的不断提高，基本都支持在线组态和下装，因此在机组和脱硫系统运行时考虑一定的安全保证措施即可完成，不必担心脱硫系统进行此类工作对机组带来的不利影响。综上所述，笔者认为：从火力发电厂自动化水平的发展看，火力发电厂全面集中监控正在进一步变成现实，自动控制技术和 DCS 系统硬件水平的发展以及计算机网络和信息技术的应用，正在为这一需求提供强大的技术平台和有力的保障；从烟气脱硫装置的运行模式看，纳入单元机组的监控范围有利于电厂的安全经济运行，实现了从锅炉燃烧到烟气排放的连续控制。由于烟气脱硫工艺的规模和在电厂中所起的作用，两者的一体化的实现必将向火力发电厂全面集中监控迈出重要的一步。总体上看采用这种 FGD-DCS 与单元机组 DCS 一体化方式对于确保机组监控的整体性、连续性、可靠性和降低工程造价等方面具有 11 全 国 电 力 行 业 脱 硫 脱 硝 技 术 协 作 网 暨 技 术 研 讨 会 论 文 集 较强的优势。因此，对于国内新建和改造火电机组的烟气脱硫装置，通过设计和施工方案的优化，FGD-DCS 和单元机组 DCS 实现一体化是可能的，并且具有很强的现实意义。作者 王永亮 男 1965 年 10 月 13 日出生北京能源投资（集团）有限公司电力能源建设部经理 高级工程师 华北电力工程院 A 级专家 12