毕业论文火电厂烟气脱硫装置自动控制系统分析.doc

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1、吉林电子信息职业技术学院毕业论文（设计） 题 目： 火电厂烟气脱硫技术 系 部： 电气工程学院 专业班级： 13发电02班 指导教师： 宋 宇 姓 名： 姜晓辉 35摘 要本论文简要阐述了烟气脱硫的目的，比较了湿法、干法、半干法脱硫的优缺点，论证了石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术是脱硫效率最高且最常用的方法，分析了湿法烟气脱硫的工艺过程。介绍了烟气脱硫装置的运行参数检测和控制及连锁保护。特以韩城第二发电厂为例集中分析。经FGD处理后的烟气达到国家环保标准，其效率达95以上。根据湿式石灰石烟气脱硫工艺及方案，文中给出以参与采集数据与过程控制的可编程控制器（PLC）为现场控制级，通过以太网技术搭建集散

2、式控制系统，并以MCGS组态软件实时监控系统的设计方案。其中，针对湿式石灰石-石膏烟气脱硫过程具有的大惯性、时滞，非线性等特点，利用PLC的PID算法实现烟气脱硫中的吸收塔ph控制与流量控制。MCGS作为上位机软件提供友好的用户界面，实现了运行参数流程与列表数据显示。关键词：石灰石-石膏湿法烟气脱硫；吸收塔；石灰石；烟气脱硫Title：Flue gas desulfurization technology in thermal power plantAbstractThis paper briefly expounds the objective comparison of flue gas

3、desulfurization, wet, dry, semi-dry desulfurization advantages and disadvantages, discusses limestone - gypsum wet flue gas desulfurization technology is the desulfurization efficiency is highest and most commonly used method, analysis of wet flue gas desulfurization process. Introduces the flue gas

4、 desulfurization device operating parameters detection and control and interlock protection. Special to the Hancheng second power plant is exemple concentration analysis. After treatment of FGD flue gas to reach the national environmental protection standards, its efficiency is more than 95%. Accord

5、ing to the wet limestone flue gas desulfurization process and scheme, is presented in this paper in order to participate in the data collection and process control of the programmable logic controller ( PLC ) for field control level, through the Ethernet technology to build distributed control syste

6、m, and MCGS configuration software real-time monitoring system design. Among them, the wet limestone gypsum flue gas desulfurization process with great inertia, time delay, nonlinear, using PLC PID algorithm in flue gas desulfurization absorption tower pH control and flow control. MCGS as a host com

7、puter software with friendly user interface, to achieve the operation parameters of process and data display list.Key words: Limestone - gypsum wet flue gas desulfurization; absorption tower; limestone; desulfurization of flue gas 目 录摘 要IAbstractII第1章绪 论11.1 我国SO2排放现状和SO2的危害11.2 烟气脱硫的目的21.3 烟气脱硫FGD的

8、控制水平3第2章 火电厂烟气脱硫技术的概述42.1 FGD的分类42.1.1 湿法FGD技术42.1.2 干法FGD技术42.1.3 半干法FGD技术42.1.4 三种工艺的比较4第3章 石灰石石灰-石膏湿法烟气脱硫63.1 石灰石石膏-石膏湿法烟气脱硫的基本原理63.2 石灰石石灰-石膏湿法烟气脱硫的工艺流程73.3 烟气脱硫的工艺系统简述73.4 火电厂锅炉烟气脱硫的工艺特点8第4章 石灰石湿法烟气脱硫装置的构成9第5章 石灰石湿法烟气脱硫装置的运行参数检测105.1 脱硫装置运行参数检测的特点105.2 主要参数的检测105.3 主要检测参数的测点布置10第6章 脱硫装置的运行的主要控制

9、系统126.1 增压风机入口压力控制126.2 吸收塔PH值及塔出口SO2浓度控制126.3 吸收塔液位控制156.4 石膏浆液排出量控制166.5 石灰石浆液箱的液位与浓度控制176.6 真空皮带脱水机石膏层厚度控制17第7章 烟气脱硫装置的顺序控制、保护与连锁187.1 烟气脱硫主要SCS功能组187.2 烟气脱硫装置的保护连锁18第8章 工程实例198.1 烟气脱硫工艺概况198.2 烟气脱硫系统208.2.1 石灰石浆液制备系统208.2.2 脱硫吸收氧化系统208.2.3 烟气再热系统228.2.4 石膏脱水及存储系统228.2.5废水处理系统23结论25致 谢26参考文献27第1章

10、 绪 论近10多年来，随着我国国民经济增长，对电力方面的需求也越大。大容量、高参数、高效率的大型机组在我国日益普及。作为主要电源供应的燃煤发电机组逐年增加，电力工业煤炭的消耗量约为全国原煤产量的40%。燃煤火力发电装置排放的对人类生存环境构成直接危害的主要污染物有粉尘、二氧化硫、氮氧化物及二氧化碳。我国火电厂动力用煤的特点是高灰分、高硫分煤的比例较大，而且几乎不经任何洗选等预处理过程，同时，火电厂硫氧化物排放的总量大而且集中。因此，火电厂的硫氧化物排放控制工作倍受重视。在锅炉炉膛内的燃烧环境下，几乎煤中所有的可燃硫分均会迅速转化成为SO2。对占绝大多数的常规燃煤粉电站锅炉，其炉内燃烧温度很高，

11、现在尚没有可以在炉内燃烧过程中高效脱除SO2的可行技术，也不可能通过改进炉内燃烧过程来抑制SO2的生成。通过湿法烟气脱硫技术控制硫氧化物的排放，是目前世界上应用最广泛的一种控制SO2排放技术。国外发达国家如美国、日本和德国等的大型火电厂已广泛安装了脱硫装置，其烟气脱硫技术已发展得很成熟。虽然我国烟气脱硫技术起步较晚，但在北京、重庆、广东等地的大中型火电厂已建立了石灰石/石膏湿法、循环流化床干法、海水脱硫湿法等主要脱硫工艺的示范工程。烟气脱硫装置布置在锅炉的尾部，对现有锅炉系统没有显著的影响，既可用于新装机组，也可用于现有机组的加装。近年来，烟气脱硫装置的采用和技术的发展非常迅速。大型电站燃煤锅

12、炉烟气脱硫技术已经历了30多年的发展过程，已经投入应用的烟气脱硫技术有几十种。在烟气脱硫技术数十年的发展和大量实际应用的基础上，通过对脱硫工艺反应过程的深人理解和工程实践，一些脱硫工艺由于技术和经济上的原因逐步被淘汰，一些先进的脱硫工艺随着技术的发展而不断改善脱硫率、运行可靠性和成本。我国从2004年1月开始实施国家环境保护总局与国家质量监督检验检疫总局2003年12月30日颁布的火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2003 ）。 1.1 我国SO2排放现状和SO2的危害我国已探明的一次能源储备中，煤炭约占总储量的90%。在我国一次能源的生产和消费构成中，煤炭约占2/3，是我国能源工业

13、的支柱。2004年，我国原煤产量接近17亿t，预计2005年我国的原煤产量将达到20亿t。我国的经济发展需要长期依赖煤炭提供可靠的能源供应，以煤炭为主的能源格局在今后相当长的一段时间内不会改变。燃煤排放对人类生存环境构成直接危害的主要污染物有粉尘、硫氧化物（大部分为SO2，极少部分SO3）、氮氧化物（NOX）及二氧化碳（CO2）。SO2是当今人类面临的主要大气污染物之一，其2/3以上来源于人类的生产活动，其余来源于天然污染源。SO2的污染属于低浓度、长期的污染，对人类的健康、自然生态环境、工农业生产等方面均造成很大的危害。（1）SO2对人体健康的危害SO2是一种无色具有强烈刺激性气味的气体，易

14、溶于人体的体液和其他黏性液中，长期的影响会导致多种疾病，如：上呼吸道感染、慢性支气管炎、肺气肿等，危害人类健康。SO2在氧化剂、光的作用下，会生成使人致病、甚至增加病人死亡率的硫酸盐气溶胶，据有关研究表明，当硫酸盐浓度在10g/m3左右时，每减少10%的浓度能使死亡率降低0.5%；（2）SO2对植物的危害研究表明，在高浓度的SO2的影响下，植物产生急性危害，叶片表面产生坏死斑，或直接使植物叶片枯萎脱落；在低浓度SO2的影响下，植物的生长机能受到影响，造成产量下降，品质变坏。（3）SO2对金属的腐蚀大气中的SO2对金属的腐蚀主要是对钢结构的腐蚀。据统计，发达国家每年因金属腐蚀而带来的直接经济损失

15、占国民经济总产值的2%4%。由于金属腐蚀造成的直接损失远大于水灾、风灾、火灾、地震造成损失的总和。且金属腐蚀直接威胁到工业设施、生活设施和交通设施的安全。（4）对生态环境的影响SO2形成的酸雨和酸雾危害也是相当的大，主要表现为对湖泊、地下水、建筑物、森林、古文物以及人的衣物构成腐蚀。同时，长期的酸雨作用还将对土壤和水质产生不可估量的损失。1.2 烟气脱硫的目的（1）减少二氧化硫的排放，从而减少酸雨对人体健康的危害，减少对植物的危害，减少对金属的腐蚀，减少对生态环境的影响，维持我国社会和经济的健康可持续发展。（2）回收利用资源，脱硫的过程中形成的石膏可以作为水泥或作为纸面石膏板的原材料，加以回收

16、利用，提高火电厂经济效益。1.3 烟气脱硫FGD的控制水平在控制系统的选择上，用户都会倾向于采用分散控制系统（DCS）而不采用（PLC）进行控制。且用户一般都会要求脱硫DCS 硬件配置与主机控制系统DCS保持一致性，主要原因有：（1）减少备品备件，减少维护量；（2）便于与主机实现通信联网，实现DCS主机脱硫一体化。脱硫DCS主要功能包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）电气控制系统（ECS）。第2章 火电厂烟气脱硫技术的概述所谓烟气脱硫，就是把烟气中的二氧化硫及少量的三氧化硫转化为液体或固体化合物，令其从排出的烟气中分离出去。世界各国烟气脱硫技术达200多

17、种，但能够商业应用的不超过20种。2.1 FGD的分类2.1.1 湿法FGD技术采用易和二氧化硫进行反应的碱性化合物，溶解于水或形成悬浊液作为吸收剂来洗涤排出的烟气，称为湿式脱硫法。该方法具有脱硫反应速度快、脱硫效率高脱硫效率达95%、吸收剂利用率高、技术成熟可靠、烟气脱硫系统的运行可靠性达99%以上等优点，但也存在初投资大、运行维护费用高、需要处理二次污染等问题。常见的脱硫工艺有：石灰石石灰石膏湿法工艺，海水烟气脱硫工艺，氨法烟气脱硫工艺。应用最多的湿法烟气脱硫技术为石灰石湿法，如果将脱硫产物处理为石膏并加以回收利用，则为石灰石石膏湿法，否则为抛弃法。抛弃法的设备简单、操作较容易，设备投资及

18、运行费用可降低。2.1.2 干法FGD技术干法烟气脱硫是指反应在无液态介入完全干燥状态下进行，反应产物也为干粉状。无污水排放，烟气无明显温降，设备腐蚀较轻，但存在脱硫效率较低脱硫效率达到70%75%、反应速度慢、石灰石利用率较低等问题，有些方法在设备大型化进程中遇到很大的困难，技术尚不成熟。常见的脱硫工艺有：炉内喷钙加尾部增湿活化法（LIFAC）、高能电子活化氧化法、荷电干粉喷射脱硫法等。2.1.3 半干法FGD技术半干法FGD技术是指利用烟气加热蒸发石灰石浆液滴中的水分，同时在干燥过程中，石灰石与烟气中的SO2反应生成亚硫酸钙等，并使最终产物为干粉状。半干法通常具有在湿态下进行脱硫反应，在干

19、态下处理脱硫产物的特点，可以兼备干法与湿法的优点。常见的脱硫工艺有：增湿灰循环脱硫技术，旋转喷雾干燥法。旋转喷雾干燥法的脱硫率达70%95%。2.1.4 三种工艺的比较参数方法石灰石石膏湿法喷雾干燥法LIFAC适用煤种含S量（%）1.5132Ca/S1.11.21.522.5脱硫率（%）9080906085占电厂总投资的（%）1520101547钙利用率9040453540运行费用高较高较低设备占地面积大较大小灰渣状态湿干干 图 2-1在所有分类当中，相比较而言，石灰石石灰-石膏湿法烟气脱硫是目前世界技术上最为成熟、效率最高、应用最多的脱硫工艺，特别是在美国、德国和日本，应用该脱硫工艺机组容量

20、约占电站脱硫装机总容量的90%，已应用的单机容量达1000MW。石灰石石灰石膏湿法烟气脱硫具有在大型发电机组上应用的业绩，可以满足大容量机组和高脱硫率的要求，其脱硫副产品石膏可以作为水泥或作为纸面石膏板的原材料得到有效的利用。因脱硫系统布置在除尘器之后，不会对灰渣的成分造成影响，不影响电厂粉煤灰的综合利用。第3章 石灰石石灰-石膏湿法烟气脱硫3.1 石灰石石膏-石膏湿法烟气脱硫的基本原理（1）吸收反应烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触，SO2被水吸收后生成H2SO3，H2SO3电离成H和HSO3，一部分HSO3被烟气中的氧气氧化成H2SO4；SO3溶于水生成H2SO4。 SO2H2OH

21、2SO3（溶解） H2SO3HHSO3（电离）HSO3+ HSO32+ 2HSO3+H2OH2SO4（2）溶解反应CaCO3+2 HCO2+ H2O+Ca2+（3）中和反应吸收剂浆液被引入吸收塔内中和H反应，使吸收液保持一定的pH值。中和后的浆液在吸收塔内再循环。中和反应如下：HCO3HH2OCO2（4）氧化反应一部分HSO3在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的HSO3在反应池中被氧化空气完全氧化，反应如下：HSO31/2O2HSO4HSO4HSO42（5）CaSO4晶体生成由于浆液在反应器内有足够的停留时间，可以促成硫酸钙晶体的增长。浆液中所残余的HSO3被空气氧化生成H2SO4后，在将

22、浆液中的CaCO3中和形成CaSO42H2OCaSO42H2O2HSO42+ CaCO3+ H2OCaSO42H2O+ CO23.2 石灰石石灰-石膏湿法烟气脱硫的工艺流程3-2 流程图3.3 烟气脱硫的工艺系统简述本工艺是以石灰石（CaCO3 ）为脱硫剂，石灰石仓中的石灰石，经石灰石仓下的1台封闭式称重皮带给料机，将石灰石颗粒送至湿式球磨机，并加人合适比例的工业水，磨制成石灰石浆液，流入球磨机浆液箱。由球磨机浆液泵输送至石灰石浆液旋流站，经水力旋流循环分选，不合格的返回湿式球磨机重磨；合格的石灰石浆液送至石灰石浆液箱储存。再根据需要由石灰石浆液箱配备的浆液泵输送至吸收塔。为了防止石灰石在浆液

23、箱中沉淀，设有浆液循环系统和搅拌器。烟气系统设置了旁路挡板和出、入口挡板门，FGD上游热端前置增压风机和回转式气气热交换器（GGH）。原烟气经增压风机增压后，由GGH将原烟气降温至90100送至吸收塔下部，经吸收塔脱除SO2后，将净烟气送回GGH升温至高于80后经烟囱排放。其中部分原烟气和全部净烟气通道内壁需要防腐设计。进入吸收塔的热烟气经逆向喷淋器的循环浆液冷却、洗涤，烟气中的SO2与浆液进行吸收反应，生成亚硫酸氢根（HSO3）。 HSO3-被鼓入的空气氧化为硫酸根（SO42）， SO42与浆液中的钙离子（Ca2）反应生成硫酸钙（CaSO4），CaSO4进一步结晶为石膏（CaSO42H2O）

24、。同时烟气中的C1， F和灰尘等大多数杂质也在吸收塔中被去除。含有石膏、灰尘和杂质的吸收剂浆液的一部分被排入石膏脱水系统。脱除SO2后的烟气经除雾器去除烟气中的液滴，排出吸收塔。由于吸收浆液的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。吸收塔中装有水冲洗系统，将定期进行冲洗，以防止雾滴中的石膏、灰尘和其他物质堵塞元件。由吸收塔底部抽出的浆液主要由石膏晶体（CaSO42H2O）组成，经一级水力旋流器浓缩为40%-50%的石膏浆液，并自流至真空皮带式脱水机，脱水至小于10%含水率的湿石膏后进石膏仓暂时储存。为了控制石膏中的C1等成分的含量，确保石膏的品质，在石膏脱水过程中用工业水对石膏及滤布进行冲洗。石膏过

25、滤水收集在滤液水箱中，然后用滤液泵送至吸收塔和湿式球磨机。在固体含量低时，石膏水力旋流器底流切换至吸收塔循环使用。石膏水力旋流器溢流液送至废水箱。FGD的工艺水一般来自电厂循环水，并输送至工艺水箱中。工艺水由工艺水泵从工艺水箱输送到各用水点。工艺水由除雾器冲洗水泵输送到除雾器，冲洗除雾器，同时为吸收塔提供补充用水，以维持吸收塔内的正常液位。如GGH的高压冲洗水和低压冲洗水、各浆液管路冲洗水、各浆液泵冲洗水以及设备密封水。FGD冷却水主要用户有增压风机电机、氧化风机电机、循环浆液泵电机、磨机主轴承、减速器电机。3.4 火电厂锅炉烟气脱硫的工艺特点（1）烟气脱硫技术的基本原理都是以一种碱性物质作为

26、SO2的吸收剂（脱硫剂）。石灰石是大规模烟气脱硫较为有效、廉价的理想吸收剂之一，用石灰石制成的吸收剂浆液与烟气接触来进行脱硫反应。目前，以石灰石作为SO2吸收剂的脱硫装置在国内外火电厂烟气脱硫中得到最广泛的应用。（2）烟气脱硫是指脱除烟气中的SO2，有的脱硫工艺在脱除SO2的同时也脱除SO3，有的工艺则不能有效地脱除SO3。但由于烟气中SO3的含量仅为SO2的3%5%，在锅炉烟气中SO3一般只占到几十万分之几（按容积）。因此，通常并不考虑SO3的脱除率。（3）由于燃煤电厂所产生的烟气量巨大，一般达每小时数十万到数百万立方米，烟温通常为120150，而烟气中的SO2浓度却十分低，通常每标准立方米

27、烟气中只有数千毫克的SO2，而SO2脱除率通常要求在90%以上。因此，烟气脱硫装置庞大，运行费用也较高。（4）烟气脱硫工艺均会产生脱硫副产品，因此，实施烟气脱硫技术的同时还需考虑脱硫产物的有效回收与处理，以防止二次污染。第4章 石灰石湿法烟气脱硫装置的构成第4章 石灰石湿法烟气脱硫装置的构成（1）石灰石浆液制备系统。制备并为吸收塔提供满足要求的石灰石浆液。石灰石浆液制备系统的主要设备包括石灰石储仓、球磨机、石灰石浆液罐、浆液泵等。（2）烟气系统。为脱硫运行提供烟气通道，进行烟气脱硫装置的投入和切除，降低吸收塔入口的烟温和提升净化烟气的排烟温度。烟气系统的主要设备包括烟道挡板、烟气换热器、脱硫（

28、增压）风机等。（3） SO2吸收系统。通过石灰石浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸产物，氧化空气将其氧化，并以石膏的形式结晶析出。同时，由除雾器将烟气中的液滴除去。SO2吸收系统的主要设备包括吸收塔、石灰石浆液循环泵、氧化风机、除雾器等（4）石膏脱水及储存系统。将来自吸收塔的石膏浆液浓缩、脱水，生产副产品石膏，储存和外运。石膏脱水及储存系统的主要设备包括石膏浆液排出泵、石膏浆液箱、石膏浆液泵、水力旋流器、真空皮带脱水机、石膏储仓等（5）废水处理系统。处理脱硫系统产生的废水（正常情况下主要是石膏脱水系统产生的废水），以满足排放要求。系统的主要设备包括氢氧化钙制备和加药设备、澄清池、絮凝剂加药设备

29、、过滤水箱、废水中和箱、絮凝箱、沉降箱、澄清器等。（6）公用系统。为脱硫系统提供各类用水和控制用气。公用系统的主要设备包括工艺水箱、工艺水泵、工业水箱、工业水泵、冷却水泵、空压机等。（7）事故浆液排放系统。包括事故储罐系统和地坑系统，用于储存FCD装置大修或发生故障时由FGD装置排出的浆液。事故浆液排放系统主要设备包括事故浆液储罐、地坑、搅拌器和浆液泵。（8）电气与监测控制系统。主要由电气系统、监控与调节系统和联锁环节等构成，其主要功能是为系统提供动力和控制用电；通过DCS系统控制全系统的启停、运行工况调整、联锁保护、异常情况报警和紧急事故处理；通过在线仪表监测和采集各项运行数据，还可以完成经

30、济分析和生产报表。电气与监测控制系统的主要设备包括各类电气设备、控制设备以及在线仪表等。第5章 石灰石湿法烟气脱硫装置的运行参数检测第5章 石灰石湿法烟气脱硫装置的运行参数检测在石灰石湿法烟气脱硫装置的运行中，需要检测与控制的参数，除了温度与压力外，还包括浆液流量、液位、烟气成分（SO2， CO， O2， NOx， CO2等）、烟尘浓度和浆液pH值、浆液浓度等物性参数。5.1 脱硫装置运行参数检测的特点运行参数的检测是脱硫装置自动控制系统的一个基本组成环节。脱硫装置的工作过程实际上是一典型的化工过程，因此，其运行参数的检测与控制均与化工过程参数的检测与控制类似，而与火电厂热力设备明显不同。脱硫

31、装置运行中需要检测的过程参数包括温度、压力、流量、液位、烟气成分、石灰石浆液与石膏浆液pH值、浆液浓度（或密度）等。温度、压力与流量参数的检测在火电厂热力设备中广泛采用，在脱硫装置中这类参数的测量原理与方法没有明显区别，且不涉及高温、高压条件下的参数检测。不同之处主要是脱硫装置运行中需要测量、控制高浓度石灰石、石膏浆液，参数检测时，需要考虑被测介质的氧化性、腐蚀性、高黏度、易结晶、易堵塞等特殊性。譬如，在浆液温度检测时，需要选择适当的保护套管、连接导线等附件；测量腐蚀性、黏度大或易结晶的介质压力时，必须在取压装置上安装隔离罐，利用隔离罐中的隔离液将被测介质与压力检测元件隔离开来，以及采取加热保

32、温等措施。测量石灰石、石膏浆液的流量时，需要采用适合于高浓度固液两相流的测量装置。各个参数的具体检测系统由被测量、传感器、变送器和显示装置组成。传感器又称为检测元件或敏感元件，它直接响应被测量，经能量转换并转化成一个与被测量成对应线性关系的便于传输的信号，如电压、电流、电阻、力等。从自动控制的角度，由于传感器的输出信号往往很微弱，一般均需要变送环节的进一步处理，把传感器的输出转换成如0l0mA或者420mA等标准统一的模拟信号或者满足特定标准的数字量信号，这种仪表称为变送器，变送器的输出信号或送到显示仪表把被测量显示出来，或同时送到控制系统对其进行控制。5.2 主要参数的检测（1）压力（压差）

33、检测（2）流量检测（3）液位检测（4）烟气成分检测（5）浆液PH值检测（6）石灰石、石膏浆液浓度（密度）检测5.3 主要检测参数的测点布置下图标明了典型石灰石湿法烟气脱硫装置主要工艺过程运行检测参数检测表计的布置位置，包括温度、压力、压差、液位、PH值、浓度（密度）、流量、烟气成分、石膏层厚度等，这些参数均实时显示在控制系统的计算机画面上，并用于运行参数控制。5-3 典型石灰石湿法烟气脱硫装置主要测点布置示意图注：当石灰石浆液经在循环泵补入吸收塔，PH计布置在浆液箱出口管道；当石灰石浆液经直接补入吸收塔，PH计可布置在再循环泵出口管道。P压力；P压差；T温度；PH计；D浓度计（密度计）；F流量

34、计；L液位（物位）；H石膏层厚度；A烟气成分：O2，SO2，CO，NOX粉尘为了检测送入脱硫塔中的石灰石浆液质量流量，通常需要布置体积流量计（如电磁流量计）和浓度计（如核射线式浓度计）；PH值是脱硫装置运行与控制的重要参数，通常需要采用冗余设计，布置两台PH值计，并采用清洗维护措施；检测浆液的压力或压差的取压装置必须安装隔离装置。第6章 脱硫装置的运行的主要控制系统6.1 增压风机入口压力控制为了克服脱硫装置所产生的额外压力损失，通常需要增设一台独立的增压风机（比如动叶可调轴流式风机）。由于锅炉的负荷变化，流过脱硫装置的烟气量及其造成的压力损失也随之变化，因此，需要设置专门的控制回路来控制增压

35、风机的叶片调节机构，以控制脱硫装置进口烟道的压力值。增压风机压力（流量）控制回路采用复合控制系统。为了跟踪锅炉负荷的变化，采用锅炉负荷作为控制系统的前馈信号，采用增压风机入口烟道压力测量值作为反馈信号。将压力测量值与不同锅炉负荷下的设定值进行比较，得到的差值信号与锅炉负荷信号相叠加，前馈与反馈控制共同作用产生一个调节信号，来控制增压风机的叶片调节机构，使增压风机入口烟道压力值维持在设定值。6-1 所示为增压风机压力（流量）复合控制回路6.2 吸收塔PH值及塔出口SO2浓度控制吸收塔内浆液pH值是由送入脱硫吸收塔的石灰石浆液的流量来进行调节与控制的，也常被称为石灰石浆液补充控制，其控制的目的是获

36、得最高的石灰石利用率、保证预期的SO2脱除率及提高脱硫装置适应锅炉负荷变化的灵活性。吸收塔内的石灰石浆液pH值在一定范围内时，pH值增大，减小输入的石灰石浆液流量，脱硫效率提高；pH值降低，需要增大输入的石灰石浆液流量，脱硫效率降低。通常浆液pH值应维持在5.05.8范围内。脱硫装置运行中，可能引起吸收塔浆液pH值变化或波动的主要因素为烟气量烟气中SO2的浓度，还有石灰石浆液的浓度和供给量等。（1）烟气量。如果送入脱硫吸收塔的石灰石浆液的流量不变，烟气量的增加会使浆液的pH值减小，反之会使pH值增大。烟气量变化是最主要的外界干扰因素。（2）烟气中SO2。的浓度。即使烟气量维持不变，由于锅炉所燃

37、煤的含S量发生变化，烟气中SO2的浓度也将随之波动。但由于煤质变化幅度不会如负荷变化那么大，因此，烟气中SO2浓度的变化通常不会很大。所以，输入吸收塔的新鲜石灰石浆液的量取决于锅炉的原烟气量、烟气SO2浓度（二者乘积运算结果为送入吸收塔的SO2质量流量）及实时检测的吸收塔浆液pH值，这些参数为检测参数；被控对象为吸收塔内石灰石浆液pH值，调节量为输入吸收塔的新鲜石灰石浆液流量。采用锅炉烟气量与烟气中SO2的浓度作为控制系统的前馈信号。锅炉的送风量即反映锅炉负荷的变化，也反映燃烧煤质及过量空气系数的变化，总是与烟气量成线性关系，而且锅炉侧通常设置检测送风量的表计，因此，可以将锅炉负荷与送风量一起

38、连同实时检测的原烟气中SO2的浓度作为控制系统的前馈信号。复合控制系统有单回路加前馈和串级加前馈两种构成方式，在吸收塔浆液pH值控制系统设计中均有采用。1-4所示为吸收塔内浆液pH值单回路加前馈的复合控制系统，图4中前馈控制器起前馈控制作用，用来克服由于烟气量与烟气中SO2浓度的变化对被控变量pH值造成的影响；而反馈控制器起反馈控制作用，将浆液pH测量值与设定的pH值进行比较，得到的差值信号与作为前馈信号的锅炉烟气中SO2浓度的综合信号（为进入吸收塔的SO2质量流量）相叠加，前馈与反馈控制共同作用产生一个调节信号，来控制石灰石浆液供给阀门的开度，使吸收塔内浆液pH值维持在设定值上。 6-2 吸

39、收塔浆液pH值单回路加前馈的复合控制系统6-3是吸收塔浆液pH值单回路加前馈复合控制系统的方框图，是由一个反馈闭环回路和一个开环的补偿回路叠加而成。6-4所示为吸收塔内浆液pH值串级加前馈的复合控制系统，其主要区别在于增加了石灰石浆液流量测量仪表，流量测量值要比pH测量值更快、更直接。为了防止依据pH测量值可能造成的过调，采用流量测量值构成一个副反馈回路，pH测量值仍构成主反馈回路。在串级系统中，有两个调节器（主、副）分别接收来自被控对象不同位置的测量信号，主调节器接收浆液pH测量值，副调节器接收送入吸收塔的石灰石浆液流量测量值，主调节器的输出作为副调节器的设定值，副调节器的输出与前馈信号（进

40、入吸收塔的SO2质量流量）相叠加，来控制石灰石浆液供给阀门的开度，使吸收塔内浆液pH值维持在设定值上。串级回路由于引入了副回路，改善了对象的特性，使调节过程加快，具有超前控制的作用，并具有一定的自适应能力，从而有效地克服滞后，提高了控制质量。6-3 吸收塔浆液pH值单回路加前馈复合控制系统的方框图6-4 吸收塔内浆液pH值串级加前馈的复合控制系统6-5是吸收塔浆液pH值串级加前馈复合控制系统的方框图，是由两个反闭环回路和一个开环的补偿回路叠加而成。另外，该控制系统的设计中还应合理考虑浆液pH值测量仪表的纯滞后时间的影响。由于pH值测量元件安装位置引起的测量纯滞后通常很显著，一般情况下，被调量（

41、浆液pH取样口设置在循环泵的出口管道或石膏浆液排出管道上，从取样口到吸收塔内的浆液有一段距离，取样口到测量电极之间的取样管也有一段较长长度，因此，吸收塔浆液pH值的分析测定需要较长的工作周期，从而造成纯滞后，这一滞后使测量信号不能及时反映吸收塔中浆液的pH值的变化。pH值计电极所测得的pH值的时间延迟可按下式估计，即式中：，分别为出口管道与取样管道中浆液的流速； ，分别为出口管道与取样管道的长度。6-5 吸收塔浆液pH值串级加前馈复合控制系统的方框图6.3 吸收塔液位控制吸收塔浆池的液位是由调节工艺水进水量来控制的，由于浆液中水分蒸发和烟气携带水分的原因，流出吸收塔的烟气所携带的水分要高于进入

42、吸收塔的烟气水分，因此，需要不断地向吸收塔内补充工艺水，以维持脱硫塔的水平衡。在维持液位的同时也起到调节补水量调节吸收塔浆液浓度的作用，控制吸收塔浆液浓度的主要手段是控制石膏浆液的排放量。吸收塔浆池液位控制系统的被调量为浆池液位；调节量为输入脱硫塔的工艺水流量，该补充水均是以除雾器冲洗水送入。吸收塔浆池液位是通过控制除雾器冲洗间隔时间来实现的，采取间歇补水方式，吸收塔浆池液位控制系统为闭环断续控制系统。吸收塔浆液池液位控制系统将烟气量（锅炉负荷）作为水位调节的提前补偿信号，来补偿烟气量变化对液位的影响，以克服液位调节的较大惯性，加快调节速度。6-7为吸收塔浆液池液位闭环断续控制系统原理框图。控

43、制系统的作用是启动除雾器冲洗顺控，冲洗水阀门为电动门，接受开关量信号形，在w=1时开启补水门，进入除雾器冲洗顺控，结束后关闭补水门。6-7 为吸收塔浆液池液位闭环断续控制系统运算回路首先将进入吸收塔的烟气量测量值进行运算变换得到A，然后A经乘法器与液位测量值h相乘，再经除法器除以液位设定值，得到一个经烟气量补偿的比较值B；液位设定值h0，经积分器输出积分值C，用比较器比较B与C的值，当B=C时，触发器输出w=1，启动除雾器冲洗顺控，同时将C清零，除雾器冲洗顺控结束后进入新一轮等待时间。C的上升速率由积分器设定的积分时间常数T来控制。该系统为单向补水调节，运行调整中需要根据吸收塔中水分实际消耗量

44、调整除雾器阀门开启最长等待时间（即积分时间常数T），延长等待时间，可相应减少吸收塔的补充水量，避免液位上涨。6.4 石膏浆液排出量控制脱硫吸收塔运行中，需要从浆池底部排放浓度较高的石膏浆液，以维持脱硫塔的质量平衡及合适的浆液浓度。过高的浆液浓度将会造成浆液管道堵塞，过低的浓度会降低脱硫效率。吸收塔石膏浆液为断续排放，因此，石膏浆液的脱水系统也是以间歇方式运行的，吸收塔石膏浆液排放的开关指令同时送给石膏浆液脱水控制系统。该控制系统为单回路闭环断续控制系统。目前，常采用两种石膏浆液排出流量控制方式，区别在于所依据的检测参数不同。（1）依据石灰石浆液供给量。根据进入吸收塔的石灰石浆液量与流出吸收塔的

45、石膏浆液量的质量平衡关系，由检测的石灰石浆液质量流量计算出应排出吸收塔的石膏浆液的质量流量，依据计算得到的二者之间的线性比例关系，通过开、关石膏排出泵与阀门来控制吸收塔石膏浆液排出。（2）依据浆液浓度检测参数。需要在浆液循环泵出口的管道上或者石膏浆排放泵出口管道上布置浆液浓度计，实时检测浆液的浓度值，根据检测值与设定值的差值来控制石膏浆液排出泵与阀门的开启与关闭。还可以进一步采用进入吸收塔的石灰石浆液量作为前馈信号，构成单回路加前馈的控制系统。也有依据吸收塔浆液的液位来控制石膏浆液排放量的，但必须同时有其他检测或计算参数作为辅助参数，如浆液浓度、石灰石浆液补给流量等。6.5 石灰石浆液箱的液位

46、与浓度控制石灰石浆液箱液位是依据检测的液位信号，采用单回路闭环控制系统进行控制的。石灰石浆液浓度的控制可通过保持石灰石给料量和工艺水（与过滤水）的流量的比率恒定来实现，以开环方式控制石灰石浆液的浓度；也有依据布置在石灰石浆液泵出口管道上的浓度计检测的浆液浓度，来实现闭环控制。6.6 真空皮带脱水机石膏层厚度控制在石膏脱水运行中需要保持皮带脱水机上滤饼稳定的厚度，因此，根据厚度传感器检测的皮带脱水机上滤饼厚度，采用变频调速器来调整和控制皮带脱水机的运动速度。该系统为单回路反馈控制系统。第7章 烟气脱硫装置的顺序控制、保护与连锁7.1 烟气脱硫主要SCS功能组脱硫系统的主要SCS功能组包括脱硫系统启动、停止顺序控制、除雾器清流、石灰石破碎输送系统、石灰石制浆系统顺序控制、石膏脱水系统以及浆液管道顺序控制功能组等，宜设置的主要控制功能组如下：（1）石灰石破碎输送系统功能组；（2）烟气挡板控制功能组；（3）除雾器清洗控制功能组（4）吸收塔液池搅拌及