600MW燃煤机组超低排放改造工程热控部分改造

北极星环保网讯:摘要：文中介绍了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”。

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