电厂环保方案

电厂环保方案（精选12篇）

1.电厂环保方案 篇一

二O一O年电厂环保工作总结

在公司党政及后勤部的正确领导下，市、区环保局的指导下，我厂始终把安全和环保工作放在首位，狠抓内部管理，积极主动协调政府环保职能部门和周边村社，完成了环保工作任务，现就今年的工作总结如下。

一、今年的工作

（一）领导高度重视，加强环保队伍配置。

领导高度重视，明确提出“环保是电厂生存的必须，环保无小事”，厂领导多次亲自组织召开环保方面的会议，对75t/h锅炉技改工程和环保上的工作，组织厂的力量下达任务，限期完成。今年专门成立了环保科，负责政策指导和环保管理，对环保车间的人员进行了加强。

（二）加强管理，努力完成工作任务。

1．按照市环保局要求，完成了每季度排污资料的申报、全国污染源资料的填报、环保应急预案的编写以及其他各项资料的及时准确填报。及时更新完善相关台账。

2.配合市环保监测中心、环保运营公司，认真组织，协调相关车间、部门，坚守现场，完成了每季度的节能减排监测和在线数据比对监测。

3.在线监测管理。烟气在线监测数据，是市环保局实时监控，由于我厂硫设施工艺和煤质硫份高、煤质不稳定的客观原因，造成烟气在线数据波动较大，不能稳定达标。在对线数据管理工作中，厂领导高度重视，多次亲自主持召开关于加强在线数据管理的会议。环保科人员也经常深入现场，了解脱硫设施的运行工况，配合环保运营公司对在线设施的维护，与车间、在线值班人员一起分析数据异常的原因，提出针对措施，尽力保证数据的平稳传输。

由于南桐地区环保容量有限，周边企业增多，煤质不稳、硫份高，实际SO2排放浓度大大超过排放标准，周边村社投诉多，市监察总队对我厂加强了监管，对我厂进行了突然检查，今年烟气在线数据仍然出现了超标排放现象。近期，厂对车间在线监督人员的力量进行了加强，环保科对数据监督进行指导，对出现的异常及时联系运营公司和设备厂方，及时排除故障。努力保证在线数据的平稳达标。

4.在环保建设项目75t/h锅炉技改工程的竣工验收工作上，主动收集、认真填写申报相关资料，积极与市环保局多次汇报联系，对内协调相关科室车间，于10月完成技改工程环保建设项目的监测验收和竣工验收。

5.按照是环保局要求，今年8月对11号锅炉进行了拆除，10月完成拆除工作，减少了废气排放总量。

5.完成了在线灰分检测仪辐射安全许可证的申办。由于今年辐射管理规定必须以法人单位申办，我们向公司汇报后，以我厂牵头收集有辐射源的相关二级单位的各项资料，通过多次向是环保局、矿业公司汇报联系，完成了辐射安全许可证的办理。

6.16号炉新的排污许可证的申办和12、13号炉排污许可证续办工作已完成，12月市环保局对我厂颁发了排污许可证。

（三）主动沟通，加强协调，促进工作。1.在日常的工作中，主动与市、区环保局、在线运营公司沟通，及时汇报我厂出现的环保情况。征求指导工作意见，求得对我厂环保工作的支持和理解。在对我厂的环保例行检查和突击检查上，提出预想，加强了协调，完成了各项检查、抽查工作。

2.加强与周边村社、政府的沟通。今年参加村社协调会5次，密切配合区环保局、农业局、林业局，协调周边村社，完成了今年的农赔工作。

正面宣传我厂情况，维护企业形象，努力减少企业与周边村社的矛盾。

二、存在的问题

1.煤质不稳、硫份高，烟气在线数据波动大。2.对内管理和对外协调需要加强。

三、整改措施

1.加强督查管理，对环保设施存在的故障，及时向车间、业务部门提出改进要求。

2.定期或不定期检查、督促在线设施的运行管理.3.对环保突发情况提出预想意见。4.认真总结经验教训，改进今后工作。

四、明年的工作思路

（一）做好环保宣传工作，树立环保意识。

1.国家新的环保政策的要求更加严格，监管加强，以及周边企业的增加和棚户区居民的入住，我厂将面临更加严峻的环保压力。我们必须认清所面临的环保形势，要不定时参加车间的学习，向职工宣讲环保对我厂的重要性，在员工中树立环保意识，一切影响到环保的如烟气的超标、灰、水的外泄等都要严格按要求操作和汇报。

2.随着全民环保意识的增强，网民的增多，在网络和平面媒体上有针对性的加强我厂的正面报道。维护我厂的企业形象，减小负面影响。

（二）继续加强环保设施的运行和维护管理，切实做到良好运行，减少环保投诉。

（三）严格在线数据管理。对外主动与政府环保部门、运营公司、厂家等保持沟通，及时了解政策动向和在线设施维护的新工艺新技术，对内严格在线数据的监督运行管理，确保在线数据的持续稳定达标。

（四）继续加强协调沟通。继续加强与市、区环保局、环保运营公司等相关部门的沟通协调，完成好政府部门对我厂的检查和指导工作。

做好排污费的申报工作。掌握排污费征收相关规定，与政府征收部门密切联系，请求对申报工作的指导，在法规范围正确申报。

加大污染农赔协调力度。密切配合区环保局，林业局，农业局，做好周边村社农赔的协调工作。遵照实事求是的原则，做好解释，力求使我厂的损失降到最少。

以国家环保政策为导向，按照厂党政的要求，努力做好明年的环保工作。

二O一O年十一月二十五日

2.电厂环保方案 篇二

江苏省从2007年开始对脱硫CEMS数据及相关辅助判据数据上传, 早期采用GPRS无线通讯方式, 但此方式存在数据量少, 实时性一般等问题, 不利于对于脱硫、脱硝投运率、效率及排放数据的实时统计分析及考核。近年来开始对电厂脱硫、脱硝、氨区及电除尘所有运行数据整合, 直接采用光纤传输, 通过电力系统强大可靠的网络, 上传到省环保监测及省能监办平台, 通过数据分析对电厂进行环保考核。

江苏国信协联能源有限公司响应环保要求, 于2014年4月开始对2×135MW机组进行脱硫、脱硝、电除尘改造。但由于脱硫、脱硝、氨区及电除尘分别采用不同品牌的控制系统, 存在信息的不互通, 有必要对各个控制系统数据进行采集整合。

1) 脱硫DCS控制系统。采用南京科远自动化公司的NT6000分散控制系统;此系统 (FGD-DCS) 按照功能分散和物理分散相结合的原则, 控制范围包括2×135MW机组脱硫系统及其公用系统, 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) 等, 其操作系统采用WIN-XP系统。硬件由操作员站、工程师站、冗余配置的数据高速公路及控制器等所组成。

按工艺系统分为:#8炉脱硫系统、#9号炉脱硫系统、吸收区公用系统、制浆脱水区公用系统。FGD的所有功能均由DCS系统来完成。FGD_DCS与主厂房分散控制系统之间的重要信号交换通过硬接线方式。

2) 脱硝DCS控制系统。SCR脱硝系统的控制纳入全厂原有主机DCS控制系统, 原控制系统为福克斯波罗的I/ASeries系列, 脱硝改造增加一个DCS机柜, 新增一对CP60控制器, 实现原有主厂房DCS操作员站对SCR脱硝系统进行监视和控制, 可完成对脱硝系统的启/停控制、正常运行的监视和调整、以及异常与事故工况的处理和故障诊断, 其操作系统采用UNIX系统。新增SCR区DCS机柜布置于原单元机组的电子设备间。

3) 氨区DCS控制系统。氨区脱硝剂存储、制备、供应系统为新增系统, 也采用南京科远自动化集团股份有限公司的NT6000分散控制系统;其作为脱硫DCS系统的一个远程I/O站;氨区I/O远程机柜布置于氨区电子设备间内, 就地设工程师站, 在集控室及化学控制室再设置2台操作员站, 氨区DCS控制系统数据储存至脱硫历史站。

4) 电除尘控制系统。原有电除尘内部全部拆除, 将原四电场电除尘器改为五电场, 采用高频电源;采用顶部电磁振打清灰技术, 其控制系统采用福建龙净环保股份有限公司配供的单片机及西门子S7-300系列PLC系统, 通过智能网络前端下位机把高频电源及低压控制部分相连, 再通过交换机实现两台机组电除尘控制部分互联。

2 存在的问题

由于脱硫、脱硝、电除尘控制系统分别采用不同的控制系统:科远的NT6000系统、福克斯波罗的I/ASeries系列、福建龙净环保的IPC系统。且操作系统也各不相同:WIN-XP系统和UNIX系统;各个系统均是一个信息的孤岛, 并且公司原来没有实施实时数据采集系统 (SIS) , 所以数据的全面整合存在一定的困难。

3 实施方案

3.1 氨区与脱硫系统之间

由于氨区与脱硫采用同一控制系统NT6000, 考虑采用光纤通讯使氨区DCS控制系统与脱硫DCS系统之间无缝对接, 采用对等式工业以太网 (e Net) 实现两个区域之间数据的共享, 数据储存至脱硫历史站。

3.2 脱硝与脱硫系统之间

由于操作系统 (UNXIX、WIN-XP) 及上位机系统软件 (I/ASeries、NT6000) 完全不同, 考虑在主厂房DCS侧增加一台OPC接口机, 通过其连接到主厂房5#机组DCS系统 (脱硝部分) 的网络交换机, 主厂房5#、6#机组DCS系统虽然分别采用两个独立的网段, 但其通过公用系统网段联接;所以OPC接口机取工程师站AW5001的数据即可实现对5#、6#机组DCS系统 (脱硝) 的共享。

3.3 电除尘与脱硫系统之间

在脱硫DCS系统机柜配置一块MODBUS-485通讯卡, 通过一根光纤联到电除尘IPC系统, 通过标准的MODBUS通讯协议, 串行通信方式实现与NT6000系统通讯卡的互通, 在控制层实现数据共享, 获取电除尘系统数据。

3.4 脱硫、脱硝、氨区、电除尘系统的全面整合

上述三个不同的控制系统通过技术手段已能实现了两两之间的通讯, 在实施脱硫、脱硝、氨区、电除尘系统的全面整合方案时, 考虑把脱硫DCS侧的OPC接口机作为总的服务器, 其既是电除尘、氨区与脱硫的中枢, 又可与主厂房DCS系统 (脱硝DCS侧) 的OPC接口机相连, 单向传输, 全面实现了全部数据共享整合;服务器再通过单向网闸装置联到电气的调度三区路由器, 把脱硫、脱硝、氨区及电除尘全部数据上传到省环保厅及省能监办平台, 具体网络拓扑图如下:

4 联网调试及投运后存在的问题

由于电除尘侧监控电脑是单个配置, 其与脱硫DCS系统只能实现单网络传输, 无法实现通讯冗余, 降低了可靠性。

服务器 (脱硫DCS侧的OPC接口机) 采用DELL-3020系列, 对于海量数据的存储显得单薄。

5 结论

江苏国信协联能源有限公司2×135MW机组环保改造已于8月份全部结束, 通过技术方案优化调整, 完成数据全面整合, 实现了5#、6#机脱硫、脱硝、电除尘及氨区全部环保数据正常可靠上传, 为企业脱硫、脱硝、电除尘电价的考核提供了真实数据及技术保障。

参考文献

[1]何卫兵.I/A.S系统维护手册.

3.电厂环保方案 篇三

未来五年城市污水处理市场将增长近一倍

中国水资源紧缺，水质污染严重，在废水排放总量中，城市污水的排放比重不断上升。2004年废水排放量中，城市废水占比54．2％，工业废水占比45．8％，COD排放量中，城市污水占比61．9％，工业污水占比38．1％。虽然污染比较严重，但中国的城市污水处理率依然比较低。2004年，中国城市污水处理量162．8亿立方米，城市污水处理率为45．67％，虽然污水率较2003年上升了约3个百分点，但相对国外发达国家来说，中国的处理率水平还远远落后。截至2005年6月底，全国还有297个城市没有建成污水处理厂，其中，地级以上城市63个，包括人口50万以上的大城市8个，位于重点流域、区域“十五”规划范围内的城市54个。加大城市污水处理力度成为促进中国水污染防治工作的当务之急。

2004年，中国城市污水排放量为261．3亿吨，预计未来5—10年，城市污水排放量年均增长2．5％，2010年年排放量在300亿吨以上(图1)。假设城市污水处理率2010年达到60％，运行负荷75％，单位日处理量的污水处理厂平均造价1200元；处理每吨污水平均收费1．2元；到2010年新增污水处理能力2300万立方米／日，达到7215万立方米／日；新建污水处理厂市场容量达到280亿元；2010年污水处理运行市场容量230亿元／年，比2004年计算值增长近一倍。

政策措施大力扶持城市污水处理

加快城市污水处理市场化改革是中国推进城市污水处理、控制水污染的重要政策措施。市场化改革的主要内容是把以前由国家完全控制的水务资产推向市场，包括现有资产以及未来新建的项目。政府则依托征收的自来水或污水处理费保证介入水务行业的公司获取合理报酬，同时通过盘活现有水务资产，加速新的项目特别是污水处理项目建设。水务行业的市场化改革使得该行业商业化运营成为可能，并且为行业中的优势企业进入和发展提供机遇。

近年，随着中国水价改革措施的不断出台，水价呈上涨趋势。过去5年(到2005年7月)，36个大中城市居民生活用水价格由1．05元／吨上涨到1．5元／吨，居民生活用污水处理费由0．23元上涨到0．54元。但各个城市水价目前仍普遍偏低，还有上涨的空间。目前，中国的水价仅仅包含水的工程成本和水的处理成本，这与国际流行的全过程成本不符。世界水价的构成应该包括水资源的价格、水工程的成本、水处理的成本以及水管理的成本，而且还包括污水处理的成本。我们估计，未来5—10年，中国大中城市污水处理价格上涨空间大约在1—1．5倍。

未来五年电厂脱硫市场蛋糕约450亿元

2004年中国排放二氧化硫2255万吨，位居世界第一(1995年以来均如此)，占全球总排放量的约14％。从环境容量看，要使中国大部分城市的空气质量达到国家二级标准，全国二氧化硫排放量必须控制在1200—1400万吨左右，目前中国二氧化硫排放量超出中国大气环境容量的80％以上。据有关统计，由于酸雨和二氧化硫污染造成农作物、森林和人体健康等方面的每年经济损失在1000多亿元，国际上估计排放1吨二氧化硫造成的经济损失评估为3000美元。

4.电厂灰场环保管理措施论文 篇四

电厂灰场环保管理要做好，以下有几点措施：（1）灰场的作业面积要尽可能的缩小，在大风天气时，干灰飞扬的情况会有所减轻。（2）在灰场配备洒水车，可以更加机动的进行洒水，最好采用绞盘洒水车，能避免对灰面的破坏，这种类型的洒水车更加方便作业与大面积的灰场。（3）在灰场周围靠近居民区的地方设置隔离绿化带，绿化带能保护环境，还能降噪。（4）覆水压尘，根据灰面的脱水的情况进行此项工作，尽量在安全的情况下使灰水面积扩大。（5）淋水压尘，在比较干燥的天气状况下，派专人每天对灰场洒水，使取灰面达到不扬尘的目的。（6）植被压尘，在灰面上种植合适的植被，减少了灰面裸露的面积，扬尘现象就会减少。

4结束语

目前节能已经成为我们国家的一项基本国策。环保可持续发展也是世界性的问题。电厂进行改革，提高节能作用，降低各种能源损耗，促进其可持续发展。电厂环保管理要被我们重视，废渣的排放一定不能马虎，要符合国家规定，另外，可以运用一些系统对废渣进行处理，处理完干渣也能应用到其他行业中，实现可持续发展，电厂的环保管理相关系统要做到及时检查，在出现故障时要及时修理，不能拖延。灰场会对周围环境产生影响，一定要做好防护措施，避免不良现象发生。电厂环保管理需要我们时刻关注，国家要加强科研力度，使电厂的节能作用更加突出，环保效率得到提高，同时还能减少对环境的污染。总之，要积极的进行创新，使电厂的环保管理能得到更好的发展。

5.电厂环保方案 篇五

2013年上半年环保监督工作总结 锡林热电厂在上级主管部门关心和支持、指导下，上半年两台机组安全稳定运行。各项配套的环保设施稳定运行，现将我厂2013年上半年环保技术监督工作总结如下：

一、环保设施运行监督

1、废水处理系统监督

我厂一期工程的四种污水处理系统投运以来，运行状况良好。实现了全厂废水零排放。定期对这四种污水（工业废水、生活污水、含煤废水、含油废水）处理系统出水水质进行监督抽查，均符合国家标准。

2、静电除尘监督

对静电除尘器的二次电压、电流值、投运率等指标按时进行统计监督；上半年自治区环境监测中心站对我厂烟气出口浓度测试符合排放标准，除尘器投运率达到98%。

3、脱硫设施监督

今年上半年我厂脱硫系统运行较去年同期脱硫系统运行不太理想，#1机组脱硫系统投运率89.86%,#2机组脱硫系统投运率85.22%,均未达到国家要求脱硫系统投运率>90%的标准。#1机组脱硫系统上半年共停运6次，其中因GGH堵塞、检修达到3次。因增压风机震动超限，水冷壁泄漏停机、转动设备（增压分级、GGH、循环泵）冷却水母管泄露，各停运一次。#2机组脱硫系统上半年共停运6次，其中因GGH堵塞、检修同样达到3次，锅炉A一次风机跳闸，增压风机震动过大，锅炉水冷壁泄漏，各停运一次。#

1、#2机组脱硫系统上半年共计停运822小时，直接影响到我厂脱硫投入率。

自去年2012年11月起，环保专业每日登录SIS系统，对脱硫系统运行各项数据指标进行监督、审查，并按环保厅要求监测点（原烟气二氧化硫浓度、净烟气二氧化硫浓度、净烟气氮氧化物浓度、烟尘浓度、旁路挡板开度、增压风机电流、脱硫效率及机组负荷）的数据打印DCS历史曲线图，装订备案记入环保台账。期间发现数据值有超标现象、曲线不合逻辑时，及时通知运行人员、热工人员及三方运营单位到位，进行检修维护。并将引起超标原因，记入环保脱硫运行异常台账，同时上报环保厅。

4、烟气自动在线监测系统监督

每日对2套CEMS系统小间进行巡视、监察，打印每日烟气排放连续监测日报表，并检查各项通讯设备，确保监测数据实时传送入环保厅，检查各项数据的合格性，与环保厅接收到的数据进行比对。2013上半年1月至4月，我厂各项数据与环保厅接送的数据比对合格。

5、噪声监督

我厂加强管理运行，尽可能减少锅炉排汽次数，在必需排汽时尽量避免夜间排汽，减少排汽产生的噪声对周围环境的影响；主厂房门窗选用隔声性能好的材料，以减少厂房内

噪声回响反射或噪声向外传播；经过监测厂房、厂区内、厂界噪声均未超过标准。

三、报表台账工作

五、下半年环保工作安排

1、加强环保管理，做好环保设施运行维护工作，按时对环保设施处理情况进行监督监测，保证各项环保指标满足要求。

2、配合自治区环保厅完成第三、四季度在线监测数据的对比试验和有效性审核工作。

3、进一步加强环保技术学习，重视脱硫运行人员、化验人员和检修人员培训，采用多样化培训方法，走出去，请进来，有机会聘请业内专家进行系统培训，通过系统的理论讲课、现场讲解和业务考核，保障脱硫运行人员的素质，为脱硫设施稳定连续运行提供技术和人员保障。

4、做好环保设施建设及监督工作

为了今后切实有效的做好环境管理和监测工作，在2013年，对不足的监测仪器继续配备，保证环保监督工作的顺利开展。

6.电厂环保方案 篇六

结果的公告

根据《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》(国发〔2007〕15号)、《国务院批转节能减排统计监测及考核实施方案和办法的通知》(国发〔2007〕36号)、《国务院关于进一步加大工作力度确保实现“十一五”节能减排目标的通知》(国发[2010]12号)、《国家发展改革委国家环保总局关于印发〈燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法〉(试行)的通知》(发改价格〔2007〕1176号)、《排污费征收标准管理办法》(国家计委、财政部、国家环保总局、国家经贸委令第31号)、《污染源自动监控管理办法》(国家环境保护总局令第28号)和《排污费征收工作稽查办法》(国家环境保护总局令第42号)等要求，依据环境保护部组织实施的主要污染物总量减排现场核查和国家发展改革委员会等六部门组织开展的全国节能减排电力价格大检查结果，现将2009脱硫设施不正常运行的燃煤电厂核查及处理结果公告如下：

一、核查结果

(一)山西忻州广宇煤电有限公司

该公司现有两台燃煤发电机组，装机容量均为13.5万千瓦，2007年6月建成投运，烟气脱硫设施同步建成投运，采用一炉一塔半干法脱硫技术。2009年全年享受脱硫电价。该公司违反大气污染防治设施必须保持正常使用的法律要求和有关技术规范，脱硫设施长期不正常运行，不按操作规程添加足量脱硫剂，监测系统中脱硫剂消耗量、烟气入口和出口二氧化硫浓度数值人为作假，致使烟气在线监测数据失真，二氧化硫长期超标排放。经核查，该公司2009年全年发电量为15.1亿千瓦时，煤炭消耗量93.6万吨，平均硫分0.67%，脱硫设施全年投运率78%，综合脱硫效率61%，二氧化硫排放量为0.39万吨。

(二)广西方元电力股份有限公司来宾电厂

该厂现有两台30万千瓦燃煤发电机组，总装机容量60万千瓦，2007年6月建成投运，烟气脱硫设施同年建成投运，采用一炉一塔石灰石石膏湿法脱硫技术，2009年全年享受脱硫电价。该公司违反大气污染防治设施必须保持正常使用的法律要求，烟气脱硫设施经常开启旁路运行，二氧化硫经常超标排放。经核查核实，该公司2009年全年发电量为26.53亿千瓦时，煤炭消耗量112.6万吨，平均硫分4%，脱硫设施全年投运率90%，综合脱硫效率81%，二氧化硫排放量为1.37万吨。

(三)广西来宾法资发电有限公司

该公司现有两台36万千瓦燃煤发电机组，总装机容量为72万千瓦，分别于1999年和2000年建成投运，烟气脱硫设施于2009年10月建成投运，采用一炉一塔石灰石石膏湿法脱硫技术。该公司违反大气污染防治设施必须保持正常使用的法律要求，脱硫设施长期不能正常运行，无法实现全烟气脱硫，二氧化硫长期超标排放。经核查核实，该公司2009年全年发电量42.63亿千瓦时，燃煤量186.8万吨，燃煤平均硫份2.5%，脱硫设施全年投运率不足20%，二氧化硫排放量7.47万吨。

(四)广西柳州发电有限责任公司

该公司现有两台22万千瓦燃煤发电机组，总装机容量为44万千瓦，分别于1994年和1995年建成投运，烟气脱硫设施于2006年建成运行，采用两炉一塔石灰石石膏湿法脱硫技术。2009年全年享受脱硫电价。该公司违反大气污染防治设施必须保持正常使用的法律要求和有关技术规范，脱硫设施经常停运，开启旁路运行，脱硫效率低。经核查核实，该公司2009年全年发电量17.4亿千瓦时，燃煤量77.9万吨，燃煤平均硫份4%，脱硫设施全年投运率90%，综合脱硫效率75%，二氧化硫排放量为1.25万吨。

(五)四川嘉陵电力有限公司

该公司共有三台燃煤发电机组，总装机容量35.9万千瓦，其中11号和12号机组(单机装机容量均为14.2万千瓦)于1999年月建成投运，烟气脱硫设施于2007年12月建成投运，采用湿法石灰石-石膏脱硫技术。2009年5月开始享受脱硫电价。该公司违反大气污染防治设施必须保持正常使用的法律要求和有关技术规范，11号和12号机组脱硫设施运行不稳定，故障率较高，经常开启旁路运行，在线监测系统故障率高，测量数据失真，二氧化硫浓度超标排放严重。经核查核实，11号和12号机组2009年全年发电量6.84亿千瓦时，煤炭消耗量63.68万吨，平均硫份0.84%，脱硫设施投运率46%，综合脱硫效率为39.1%，二氧化硫排放量0.52万吨。两台发电机组自享受脱硫电价后烟气脱硫装置投运率分别为82.4%和83.8%。

(六)四川宜宾天原集团股份有限公司

该公司现有5台锅炉, 锅炉蒸发量450吨/时,其中1、2、3、4号为75吨/时，5号为150吨/时，采用氧化镁-电石渣浆湿法脱硫工艺，1、2、5号锅炉烟气脱硫装置为三炉一塔，3、4号为两炉一塔。该公司违反有关技术规范，原烟气无在线监测、出口在线监测数据人为设定上限，二氧化硫长期超标排放。经核查，该公司5台锅炉燃煤量41.6万吨，平均硫份为2.99%，综合脱硫效率为50%，全年二氧化硫排放量1万吨。

(七)贵州发耳发电有限公司

该公司共有三台60万千瓦燃煤机组，总装机容量为180万千瓦，分别于2008年和2009年建成投运，烟气脱硫设施与发电机组同步建成运行，采用一炉一塔石灰石石膏湿法脱硫技术，1号和2号机组从2008年开始享受脱硫电价、3号机组于2009年11月开始享受脱硫电价。经检查核实，该公司脱硫装置运行时间少于发电主机运行时间，却按主机运行时间所发上网电量享受脱硫加价收入。2009年，该公司发电量62亿千瓦时，煤炭消费量334万吨，燃用煤炭硫份2.1%，综合脱硫效率58%，二氧化硫排放量4.7万吨，二氧化硫排放浓度严重超标。2009

年2月至12月，1号和2号发电机组烟气脱硫装置投运率分别为85.78%和90.87%。

(八)湖南益阳发电有限公司

该公司共有四台燃煤发电机组，总装机容量为180万千瓦，其中一期两台30万千瓦于2000年建成投运、二期两台60万千瓦于2007年和2008年建成投运。一期和二期烟气脱硫设施分别于2007年和2008年建成运行，均采用一炉一塔石灰石石膏湿法脱硫技术，2009年四台机组全年享受脱硫电价。经检查核实，该公司脱硫装置运行时间少于发电主机运行时间，却按主机运行时间所发上网电量享受脱硫加价收入。2009年，该公司发电量59亿千瓦时，煤炭消费量280万吨，燃用煤炭硫份1.29%，综合脱硫效率72%，二氧化硫排放量1.62万吨，二氧化硫排放浓度超标严重。1号、2号、3号和4号发电机组烟气脱硫装置全年投运率分别为97.37%、94.83%、91.26%和94.43%。

二、处理措施及相关要求

(一)责成山西忻州广宇煤电有限公司等8家单位，自公告之日起30个工作日内编制完成烟气脱硫设施整改方案，报送环境保护部备案;2010年年底前，必须完成整改任务。

(二)山西忻州广宇煤电有限公司等8家单位所在地省级环境保护行政主管部门，应当自公告之日起15个工作日内，依据本公告核定的2009年二氧化硫排放量，确定各机组(锅炉)应全额缴纳的2009年二氧化硫排污费金额，核实已经征收的二氧化硫排污费，追缴差额部分。追缴情况向社会公布。

(三)自公告之日起15个工作日内，山西忻州广宇煤电有限公司、广西方元电力股份有限公司来宾电厂、广西柳州发电有限责任公司、四川嘉陵电力有限公司、贵州发耳发电有限公司、湖南益阳发电有限公司等6家单位所在地省级价格主管部门，要根据《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)》有关规定和上述公布的机组脱硫设施投运率，扣减停运时间上网电量的脱硫电价

款，对脱硫设施投运率低于90%的，按规定处以相应罚款。从发电企业扣减脱硫电价形成的收入，由省级价格主管部门上缴当地省级财政主管部门。处罚情况向社会公布。

(四)对不正常使用自动监控系统、弄虚作假的山西忻州广宇煤电有限公司、四川嘉陵电力有限公司和四川宜宾天原集团股份有限公司，由所在地县级以上环境保护行政主管部门依据《中华人民共和国大气污染防治法》第四十六条和《污染源自动监控管理办法》第十八条有关规定进行处罚。

(五)对不正常运行脱硫装置、超标排放二氧化硫的山西忻州广宇煤电有限公司等8家单位，由所在地环境保护行政主管部门依据《中华人民共和国大气污染防治法》第四十六条有关规定进行处罚。

山西忻州广宇煤电有限公司等8家单位所在地省级环境保护行政主管部门和价格主管部门，应将上述处理结果及时报环境保护部和国家发展改革委。

各省级环境保护行政主管部门和价格主管部门应严格执行《大气污染防治法》、《污染源自动监控管理办法》、《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)》等有关法律法规规定，加大燃煤脱硫设施运行监督管理和脱硫电价执行力度，按要求向社会公告所辖地区各燃煤机组脱硫设施投运率、脱硫效率、排污费征收以及脱硫电价扣减等有关情况，确保完成国家“十一五”二氧化硫减排目标。

特此公告。

环境保护部

国家发展改革委

二0一0年九月十六日

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7.电厂环保方案 篇七

关键词：锅炉改造,煤泥矸石发电,灰渣综合利用,环保

0 引言

汪家寨洗煤厂矸石电厂原有2台35吨循环流化床锅炉,装机容量为:2×6 MW,设计标准煤耗720 g/k Wh、锅炉热效率78%,是20世纪50年代的产品,由于锅炉技术落后,设备老旧,存在以下问题。

(1)燃烧效率低下

原有AG-35/3.82-M型循环流化床锅炉,为单锅筒自然水循环、双层砖结构的循环流化床锅炉,锅炉高度:18.7 m。因返料器设计不完善,运行一段时间后,返料器故障频繁,烟气中的粉尘无法返回炉膛进行二次燃烧,大量煤粉还未充分燃烧就从尾部烟道排出,燃烧效率极其低下。加之锅炉设计不合理,锅炉难以维持稳定燃烧,经计算锅炉实际热效率仅有60%左右[1],远远低于78%的设计指标。

(2)发电亏损严重

由于原有锅炉技术落后、燃烧效率低下,生产过程中锅炉飞灰损失很高,锅炉排放的细灰呈黑色,细灰发热量高达1 800大卡以上,电厂发电实际标煤耗已经高达1 200 g/k Wh,大大高于720 g/k Wh的设计值,造成了严重的资源浪费,也导致发电成本居高不下,经测算,仅原煤成本就高达0.63元/度,2011年发电亏损额就达到2 655万元。

(3)环境污染严重

发电生产的污染物主要是烟气中的粉尘、SO2和NOX。由于电厂建成时间较早,烟气环保处理设备只有2套旋风除尘器和2套水膜除尘器,没有SO2和NOX处理设施,在除尘设备不完善、设施不健全的情况下,烟气排放的三项指标都超过了国家标准,对厂区及周边造成一定的污染,因此还多次受到环保处罚。

1 技术改造

(1)迫切性

面对汪矸电锅炉老旧、技术落后、生产成本过高、发电生产亏损以及污染严重等问题,尽快对汪矸电进行技术改造已迫在眉睫。如何降低发电成本,实现达标排放,成了汪矸电的首要任务、头等大事,也事关汪矸电的生死存亡。

(2)改造原则[2]

采用目前同类锅炉中技术成熟、工艺先进的可靠方案,结合汪选厂现有条件和资源,充分利用汪矸电现有设备,在确保实现改造目标的前提下,最大程度降低改造费用。

(3)改造目标

发电标煤耗下降到700 g/k Wh以下;发电成本降低三分之二以上,改后实现年发电盈利1 000万元以上;实现锅炉灰渣综合利用,节能环保生产;确保烟气排放达到国家火电烟气排放最新标准(GB13223-2011)[3],实现烟气达标排放。

(4)方案选定[2]

汪家寨洗煤厂在原煤的洗选加工过程中除产生精煤和洗混煤外,还有煤泥和煤矸石等洗选废料,这些洗选废料由于热值极低难以利用,长期以来都是排放到矸石山堆放,既造成了环境污染,又形成安全隐患。如果能够引进先进技术,用煤泥和煤矸石发电,既可以减少环境污染,又能够实现不烧原煤,降低发电成本,变废为宝,一举多得。由于煤泥和煤矸石都是洗选废料,主烧煤泥和主烧矸石是两个可选项。根据采样结果,湿煤泥发热量在1 800大卡左右,煤矸石发热量在500大卡以下。经过对国内类似锅炉调查了解,目前,最先进的类似锅炉可以燃烧1 000大卡以上的劣质燃料,对于发热量在1 000大卡以下的劣质燃料需要掺配原煤作为燃料。考虑到主烧矸石需掺配原煤,对降低发电生产成本效果不明显,且由于排渣量增大,相应的排渣系统工程量庞大,改造成本也将提高。在综合考虑了投入产出等多方面因素后选定主烧煤泥、掺配少量煤矸石作为锅炉底料的改造方案为最终方案。

(5)方案简述

洗煤厂煤矸石经筛分后,小于20 mm以下的矸石经过运输系统进入锅炉底部作为锅炉底料;煤泥经均浆仓搅拌均匀进入煤泥注塞泵,由煤泥注塞泵将煤泥输送至锅炉炉顶,进入锅炉燃烧。煤泥及矸石在锅炉中燃烧将锅炉中的水变成高温、高压过热蒸汽,高能量蒸汽冲转汽轮发电机,将能量转变成电能。煤泥和煤矸石在锅炉中烧尽后变成炉灰和炉渣,炉灰被锅炉烟气带到电袋除尘器中,由电袋除尘器将其捕收后进入储灰罐成为建材原料;极少量灰渣通过放渣管及渣车运输到堆渣场存放,为锅炉点火做准备。在理论上将实现发电生产过程对外无灰渣排放。改造方案如图1。

对烟气中主要污染物NOX、粉尘和SO2的处理如下。

Ⅰ)NOX处理

对NOX处理方法是从烟气中回收含氧量极低的烟气作为锅炉送风的一部分,严格控制锅炉内燃烧过氧量,控制好锅炉的燃烧温度,从源头上控制NOX产生量小于国家排放标准。

Ⅱ)粉尘处理

烟气中的粉尘随烟气经烟道带入电袋除尘器,由电袋除尘器进行两级捕收,实现高效除尘。

Ⅲ)SO2的处理

烟气经过除尘后,进入喷淋式脱硫塔,含有SO2的烟气在脱硫塔中与石灰水充分混合反应,生成石膏固化沉淀经压滤机处理后排除。

(6)煤泥燃烧原理

煤泥入口位于炉顶,采用专用煤泥管道输送系统将煤泥输送到炉顶,煤泥从炉顶进入锅炉,在下落过程中并不马上还原成细粉,而有凝聚结团现象,有效减少扬析损失。煤泥团下降过程中在足够的时间下得到预热,外层干结,内部的水分汽化使煤泥团爆裂,落到密相层时进一步碎裂后燃烧。

从锅炉下部往炉内加入适量颗粒状燃料(矸石)作为床料。由于比重大的床料和比重小的凝聚结团煤泥形成异比重循环流化床,防止了凝聚团在流化床内沉积,使颗粒状燃料(矸石),凝聚团(煤泥)在流化床内循环运动,稳定燃烧。高浓度细颗粒高温烟气在炉内形成三个回程充分燃烧后,进入高温分离器,细颗粒分离出来送回锅炉再次燃烧,形成循环流化燃烧,确保煤泥可燃部分全部烧尽。

2 方案实施

2.1 利旧部分

(1)煤泥泵房

煤泥泵房选址上主要有3个要求:一是距离洗煤厂煤泥水处理厂房近,运输方便;二是距离锅炉近,高度落差小;三是有足够的煤泥缓存空间。

根据选址要求,煤泥泵房选在废弃老干燥场为最佳方案。老干燥煤泥输送系统和厂房已经建成不需要重新构建,距离矸电锅炉距离和高度度适中,干煤棚可以作为煤泥缓存空间。选址老干燥场还可以利用上原有供配电系统和部分干燥设备基础。使闲置资产得到利用,有效降低改造投资。

(2)锅炉系统

锅炉系统改造是在原有基础上进行,可以对原有厂房进行改造,利用原有锅炉基础。锅炉本体上可以利用原有锅筒及内部装置、排污系统(含阀门)。锅炉辅助设备可以利用原有给水系统(含阀门)、鼓风机及电机、原煤斗、水泥斗、钢煤斗利旧。

(3)环保系统

烟气环保处理系统构建在原水膜除尘器位置,利用原有场地。

2.2 锅炉改造

(1)技术参数

额定蒸发量:35 t/h,主蒸汽压力:3.82 MPa,主蒸汽温度:450℃±5℃,给水温度:105℃,排烟温度:≤140℃,负荷调节范围:60%~110%,炉渣含碳量:≤2%,锅炉热效率85%。

(2)燃料特性

煤种:劣质煤,适用低位燃料热值:900~1 200 kcal/kg,燃料粒度:0~10 mm(不超过10 mm);煤泥,适用发热量范围:1 200~3 500 kcal/kg,水分35%。煤泥需参配部分煤矸石作为锅炉底料[4]。

(3)锅炉结构[5]

锅炉整体为“p”型布置,将汽包从原来的18.7 m提高至26 m,汽包中心线标高+21.8 m,在原来的基础上抬高了3.1 m,将点火平台下降到+4 m处。锅炉的宽度方向尺寸基本保持不变,锅炉的主体基础梁基本保持不变,锅炉尾部竖井向后移2.2 m,锅炉前墙位置保持不变。

炉膛:布风板有效面积:10.9 m2,直径50 mm,带台阶型风帽,节距为70 mm,风帽小孔分为8-ϕ5.2和6-ϕ5.2两种。密相区内布置ϕ57×10的埋管64根,上下4排,受热面积29.6 m2,埋管上焊有防磨片。

汽包:利用原来的汽包,增加6个导汽管孔[3]。

水冷壁管:前墙水冷壁管42根ϕ60×4组成膜式壁前墙,41根ϕ51×4水冷壁管组成膜式壁前隔墙,41根后隔墙,左右各68根ϕ51×4水冷壁管,后墙41根ϕ51×4水冷壁管。

过热器:分为高温过热器和低温过热器。高温过热器采用12Cr1Mo VG GB5310ϕ38×3.5的蛇形管组,受热面积102 m2,低温过热器GB3087ϕ38×3.5的蛇形管组,受热面积203 m2。

省煤器:分为高温省煤器和低温省煤器,高温省煤器横向节距54 mm,纵向节距100 mm,管子规格:ϕ32×4,受热面积192 m2;低温省煤器横向节距42mm,纵向节距100 mm,管子规格:ϕ32×4,受热面积530 m2。

空预器由钢管组成,管子规格:ϕ48×2,受热面积790 m2。

锅炉的炉墙结构:炉膛四周膜式壁外采用180 mm厚的保温棉加0.4 mm厚的护板,尾部烟道上部(高温过热器和低温过热器处)采用113 mm厚的耐火砖层加247 mm保温层加2.5 mm厚的护板;尾部烟道下部(省煤器处)采用113 mm厚的耐火砖层加67 mm厚保温层加240 mm厚的红砖层。

锅炉结构简图如图2。

(4)煤泥输送系统

煤泥泵送系统由两个均浆仓和3台10 t/h煤泥注塞泵及输送管道组成,煤泥泵为两用一备。均浆仓负责对洗煤厂压滤车间输送来的煤泥进行搅拌,并通过预压螺旋给料机将搅拌好的煤泥浆输送到煤泥泵中,煤泥泵根据锅炉司炉人员的操作将煤泥输送至锅炉燃烧。

2.3 烟气环保处理系统

根据烟气处理要求,2台锅炉配套建设2套处理能力为7 t/h的电袋除尘器,2套低氮燃烧系统和一个脱硫塔。烟气处理工艺为1#、2#锅炉经低氮燃烧技术控制后的烟气分别进入各自的电袋除尘器中进行烟气除尘,然后共同进入一个脱硫塔,在脱硫塔中与石灰水反应,将烟气中的硫固化脱离。经过除尘、脱硫、脱硝的达标烟气通过烟囱排入大气。

烟气环保处理系统构建在原有除尘器位置,实施方案为拆除原除尘器,在原有位置构建2套电袋复合除尘器、2套低氮高效燃烧系统和一套脱硫系统。

汪家寨洗煤厂电厂锅炉节能环保改造工程,主要包括改造循环流化床锅炉2台,新建煤泥输送系统2套,新建烟气环保处理系统2套,新增DCS控制系统一套。工程分二期实施,于2012年7月开始施工,2015年11月全面完工,总共投入改造资金3 520万元,目前项目开始投入正常生产。

3 改造效果

由于引进了先进的锅炉燃烧技术,通过不断探索试验,在调试过程中由掺配少量原煤,逐步改为用煤矸石替代原煤,最终实现了原煤从燃料配比中全部退出,这种完全使用洗选废弃产物为燃料的生产方式填补了省内发电行业的空白,使汪矸电成为省内第一家掌握这项技术的矸石电厂。

新的锅炉、新的工艺,也使得汪矸电的发电生产效率显著提高,发电机组负荷由原来4 000 k W提升至6 000 k W,负荷能力提升了百分之三十以上;煤泥、煤矸石在经过三回程和二次回料燃烧后,在锅炉中将其热量“吃干榨尽”,锅炉燃烧效率达到85%以上[5],发电标煤耗下降至650 g/k Wh,节能效果显著。而燃烧殆尽的煤泥成为了优质的建材原料。新的环保处理设施投入使用,使得汪矸电的烟气环保处理水平大大提高,锅炉烟气也实现了达标排放。汪矸电节能环保改造的经济价值和环保效果十分显著。

3.1 经济效益

由于煤泥和煤矸石都是价格低廉的生产原料,是洗煤厂生产过程中的废弃产物,供应充足,加上锅炉效率提高和标煤耗大幅下降,改造项目使每度电的生产成本下降了0.55元,使发电生产从严重亏损中解脱出来,重新焕发生机。如果年发电量按照7 800万k Wh(月650万度)计算,则汪矸电将从年亏损2 655万元变为年盈利1 013万元,改造效益达到3 668万元。

3.2 环保效果

经环保部门检测烟气中污染物实际排放值为:粉尘25.98 mg/m3,SO2为100.7 mg/m3,NOx为106.3 mg/m3,低于国家标准烟气浓度≤30 mg/m3;SO2排放浓度≤400mg/m3;NOx排放浓度≤200 mg/m3,达到了《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)限值要求,使汪矸电SO2排放量消减为2 180 t/a,NOx排放量消减为1 227 t/a。同时做到脱硫废水循环利用不外排。使汪矸电成为省内同型自备电厂中第一家实现除尘、脱硫、脱销达标排放的矸石电厂。

由于全部使用煤泥和煤矸石来发电,为此,每年可实现燃烧利用煤泥16.8万吨;利用煤矸石1.92万吨;年节约标煤4.38万吨。有效利用了洗煤厂废弃物,减少洗煤废弃产物堆存土地占用量和安全隐患,同时也减少了煤泥运输过程中对周边地区的环境污染。高效燃烧后的煤泥变成烟气细灰,是水泥和制砖的理想材料,有广阔的市场,可以实现变废为宝,使得汪矸电的发电生产更加清洁环保,从而使汪矸电资源综合利用及节能减排效果更加显现。

4 结束语

作为建成较早的老企业,大多都存在设备老旧、技术落后、污染问题突出等问题。只有算好经济帐,找准问题所在,不断学习引进成熟可靠的先进技术,优化工艺,才能跟上时代发展的步伐,不被社会淘汰,成为新时代的最后赢家。

参考文献

[1]机械工业部上海发电设备成套研究所.各国锅炉热效率测定计算方法[Z].1987.

[2]赵伶玲,周强泰.锅炉课程设计[M].北京:中国电力出版社,2013.

[3]GB13223-2011.火电厂大气污染物排放标准[S].

[4]煤炭科学研究院北京煤化学研究所.煤炭化验手册[M].北京:煤炭工业出版社,1988.

[5]范从振.锅炉原理[M].北京:水利电力出版社,1986.

[6]孙学信.燃煤锅炉燃烧试验技术与方法[M].北京:中国电力出版社,2002.

[7]陈彰桥,龚凌诸,陈世旺,等.电站锅炉模糊风险评价方法研究与应用[J].机电工程,2015,32(1):89-95.

8.电厂循环水余热利用方案的研究 篇八

【关键词】电厂循环水；余热利用

引言

随着我国经济的发展，各行业日益增长的能源需求和储量越来越少的各类能源之间形成难以调和的矛盾。发展资源节约型、环境友好型经济，推行节能减排是实现可持续发展的必然要求。在这样的时代背景下，火电厂浪费的大量余热引起了人们的高度注意。相比于温度较高的烟气，循环水所蕴含的余热由于品位不高，有关其回收利用的进展相对较慢。近年来，热泵技术发展迅速并逐渐成熟，为循环水余热利用提供了有力的技术支持。此外，汽轮机组低真空运行供热也是实现循环水余热回收利用的重要技术。本文通过分析上述两种循环水余热回收技术，对电厂循环水余热利用方案展开了研究。

1.热泵回收余热技术

与常规低温热源相比，电厂循环水具有水质好、污染少，温度稳定等特点。由于电厂循环水蕴含的热量相当大，利用热泵对电厂循环水进行回收利用，可以有效对城市供暖需求进行补充。根据驱动能源的不同，热泵分为吸收式和压缩式。目前，热泵技术在我国的应用已经较为广泛。基于热泵技术的电厂循环水余热利用方案有分布式电动热泵供热、集中式电动热泵供热和集中式吸收热泵供热三种。

分布式电动热泵供热是将热泵分布于小区内的热力站中。电厂循环水经凝汽器出口进入热力站，在热泵机组中放热降温后，回到电厂凝汽器中并再次吸收汽轮机排出的热量，依此循环。热泵利用回收到的热量加热二次网热水，用于供暖或日常使用。这种方式虽然效率较高，但由于需要铺设专门的输水管道，基础建设成本不菲，故一般只适用于向电厂周边小区供热。

集中式电动热泵供热是将热泵机组集中布置于电厂内部。循环水自凝汽器中进入热泵放热降温后返回至凝汽器，形成循环。热泵回收循环水的热量用于加热一次网回水。但是该回水的温度一般低于90℃，所以还需汽—水换热器进行再次加热以供居民使用。这种余热利用方案不需要额外铺设循环水管，投资较少；但由于热网回水的温度达到了约70℃，使得热泵的能源利用效率相对较低，不具备良好的经济性。

集中式吸收热泵供热则是将上述方案的压缩式电动热泵改为吸收式热泵，同样面临着能效低的缺陷，而且利用余热对一次网回水的加热效果也更差，温度升幅不大。

从上述分析可以看出，采用电力驱动的压缩式热泵在布置时相对灵活，投资也较少，但是能源利用率也叫吸收式热泵低。考虑到电能与蒸汽能之间的成本差异，吸收式热泵供热的长期运行成本低于压缩式热泵。因此，在具备电厂循环水热源的附近区域应尽量选择采用吸收式热泵供热方式来实现余热利用。在电厂周围居民较多时，宜采用分布式供热以适应不同用户的用热需求，而在电厂周围居民较少时，采用集中式热泵供热可以降低成本，提高供热效果。

2.汽轮机低真空运行供热技术

汽轮机低真空运行供热技术可以直接将循环水用作供暖热媒。尽管这种改动会降低汽轮机的发电量和相对内效率，但是由于减少了余热浪费，整个系统的能效得到了显著提高。本文对传统低真空运行供热、低温供热和NCB供热模式进行分析。

传统低真空运行供热方式要求汽轮机排汽压力达到0.5×105Pa，需要将热网水加热到约70℃。目前这种供热方式的技术难题主要有两个，即发电功率与热负荷的分离以及汽轮机组的改造。传统低真空运行供热技术通过的蒸汽量由热负荷决定，机组的发电功率与用户热负荷紧密联系，难以分开调节。采用这种供热方案要求热负荷维持在一个相对稳定的状态。对于小型机组而言，为了实现低真空运行而进行改造具有一定的可行性，而对于大型机组，过高的凝汽压力可能会导致严重的安全问题。

低真空运行低温供热方式主要适用于大型机组，其特点是直接将温度不高于45℃的电厂循环水用于辐射供暖。通过采用以热定电的方式，可以极大的提高系统的热效率。这种方案可以实现热电负荷的分离，不过也存在两个明显的缺陷。首先，供热温度低，可利用的范围有限；其次，温差也较低，余热利用效率不高。

何坚忍等提出的NCB新型专用供热机是在抽凝机的基础上，利用低压缸调节阀和供热抽汽控制阀对汽轮机组的工况进行控制，以适应不同的热负荷。在非供热期，汽轮机组处于纯凝工况，保证了高发电效率；在正常供热期，汽轮机组处于抽汽工况，可以根据热负荷调节抽气量，发电效率也能维持在不错的水平；在供热高峰期，汽轮机组处于背压工况，实现供热能力的最大化。

结语

电厂循环水蕴含巨大的热量，研究如何利用这些余热可以提高电厂的能源利用率，实现节能减排的目的。在利用水源热泵技术时应综合考虑输送距离、运行成本等因素合理选择方案；传统汽轮机低真空运行技术目前仍有较大的缺陷和技术瓶颈，NCB供热模式也仍处于理论阶段，有待进一步的研究。

参考文献

[1]彭汉明，杨敏林，蒋润花等.分布式能源系统中低温余热回收技术[J].节能，2011，（3）：4 -8.

9.火电厂防汛应急演练方案 篇九

一、演练目的

目前，我市已全面进入汛期，据气象部门预测，今年我市气候为中等偏差年景，旱涝并重，区域性、阶段性的旱涝灾害较为明显，降水时空分布不均，长江以北地区降雨量比往年正常略多，台风影响我市个数可能多于常年，防汛防台形势不容乐观。为有效应对极端天气造成的突发暴雨及各类防汛突发事件，保证工程排得出、挡得住、引得进。经研究，由处防汛工作领导小组组织开展本次防汛演练，检验预案执行的可操作性、现场抢险指挥和技术水平、预案启动的`效果和后勤保障能力，为防大汛、抢大险积累实战经验，提高对防汛突发事件的应变能力和处置能力。

二、组织机构

处防汛工作领导小组负责演练活动的组织。

三、演练时间和地点

为保证抢险演练的实战效果，此次防汛应急演练时间为6月中下旬，时间由处防汛工作领导小组临时通知。地点：润扬河闸、仪扬河闸、西堤徐庄桥南侧堤防处(K2+030-K2+583)。

四、演练程序

(一)模拟场景

因突发强降雨，扬州城区出现大面积内涝，仪邗地区山洪倒灌城区，接市防指调度指令，仪扬河闸关闸挡洪，润扬河闸开闸泄洪;受暴雨影响，润扬河水位上涨较快，润扬河西堤徐庄桥南侧堤防出现小管涌，防汛抢险队伍上堤抢险。

(二)演练科目

1、应急供电，保证闸门正常启闭

(1)仪扬河闸。管理处接到市防指关闭仪扬河闸的指令，在闸门启闭过程中，线路开关跳闸，引发区域输电线路出现小范围停电，启闭机停止工作，仪扬河闸闸门不能正常关闭。控制运用组接令后，迅速启用备用电源，关闭仪扬河闸挡洪。

(2)润扬河闸。润扬河闸区在强降雨过程中，输电线路变压器遭雷击，闸区停电，管理处接到市防指开启闸门指令，闸门因停电无法开启。控制运用组接令后，迅速应急发电，保证闸门正常启闭。

2、管涌抢险

润扬河在强降雨期间，巡堤人员发现西堤徐庄桥南侧堤防处(K2+030-K2+583)出现小管涌，堤防有坍塌的危险。

3、处防汛工作领导小组可根据现场反应情况，对照《预案》，临时增加演练科目。

(三)抢险队伍集结

突发事件发生后，立即启动《预案》，全体抢险小组成员在润扬河管理处集结，由处防汛工作领导小组组长徐海中下达抢险任务，各小组接令后，迅速赶到事发地点执行抢险任务。

(四)任务分工

1、领导小组分工

徐海中总负责，指挥抢险、上下协调，李建春负责现场，周玉梅负责后勤。

2、控制运用组负责应急供电。

3、应急抢险组负责管涌抢护。

4、后勤保障组负责应急抢险行动所需的车辆调配和人员生活等保障。

5、信息报送组负责抢险数据信息收集、统计和上报。

(五)抢险任务

1、仪扬河闸应急电源供电

(1)控制运用组接令后40分钟内到达仪扬河闸集合待命。

(2)启动电房备用电源，开启100KW柴油发电机发电，恢复闸区供电。

(3)按指令要求，继续关闭仪扬河闸挡洪，组织人员监视闸门、机电设备运行情况。

(4)及时向市防指报告输电线路跳闸停电，闸门不能正常关闭，已启用应急备用电源等情况，请求协调市供电部门，紧急抢修，保证防汛应急供电。

(5)同供电部门取得联系，配合供电人员抢修电源线路，查明原因，尽快排除故障，恢复正常供电。

2、润扬河闸应急电源供电

(1)控制运用组接令后20分钟内到达润扬河闸集合待命。

(2)立即启动电房备用电源，开启120KW柴油发电机发电，恢复闸区供电。

(3)按指令要求，开闸前检查上下游河道内有无船只，开启润扬河闸泄洪，组织人员监视闸门、机电设备运行情况。

(4)及时向市防指报告输电线路变压器被雷电击中，闸区停电，闸门不能正常启闭，已启用应急备用电源等情况，请求协调市供电部门，紧急抢修，保证防汛应急供电。

(5)同供电部门取得联系，配合供电人员查明原因，抢修电气设备，尽快恢复正常供电。

3、润扬河堤防管涌抢险

(1)应急抢险组接令后30分钟内到达西堤徐庄桥南侧堤防处(K2+030-K2+583)集合待命。

(2)调运物资。应急抢险组负责调运铁揪10把，编织袋50条、部分碎石等防汛物资到现场。

(3)人员分工。堤防管涌抢险编成3组，第一组负责装土袋，第二组负责运土袋，第三组负责垒土袋。

(4)实施方法。用砂包以管涌为中心砌一个直径为3-4米、高0。5米的圆圈，往圆圈内倒碎石或渣土，人工用铁揪把碎石或渣土铲平，边部再压2排砂包即可。

(5)险情排除后，组织巡查人员加强对险情段堤防重点巡查，监视水情。

演练结束后，各小组集合整队，向演练防汛工作小组报告科目演练情况，由防汛小组组长宣布防汛应急演练结束。

五、工作要求

1、各科室、水闸项目部全体人员要重视本次防汛演练，抓好组织落实，从现在起即进入临战状态，时刻保持高度戒备，确保一声令下，迅速到位，完成任务。

2、各小组人员要熟悉防汛预案、演练方案、机电设备操作规程和抢险技术，提前做好准备工作，备足演练所需器材和物资，确保演练各项准备工作落到实处。

3、演练期间，请各位参加演练人员依照《预案》安排的岗位和职责分工，按实战要求作出工作部署，受令人员迅速响应并保证各类防汛，做好相关记录、信息传递，各项防汛指令落到实处。

10.发电厂治安防范整治活动方案 篇十

实施方案

为进一步消除治安隐患，完善各项制度，夯实队伍建设，切实稳定厂区治安环境，按照北营安保中心统一安排，决定在全厂范围内利用一个月的时间开展一次治安防范整治活动。具体方案如下：

一、指导思想

以科学发展观为指导，以净化厂区治安环境为基准，本着“统筹管理、强化职能、健全机制、服务企业”的原则，在生产安全科的统一指挥下，充分发挥兼职护长队的作用，加强厂区巡查力度，集中精力，综合治理，加强联勤联动工作机制建设，积极调动职能科室和作业区（维检站）的主动性，提高工作效率，提升管理层次，创新服务水平，优化经济发展环境，确保厂区环境治安稳定和生产秩序顺利进行。

二、组织领导

为确保此次活动取得实效，厂成立治安防范整治工作领导小组。

组长：

副组长：

组员：

办公室设在生产安全科。

三、主要任务和工作目标

（一）严把物资出厂倒运关。

进一步完善物资出厂倒运流程，强化物资出厂倒运监管制度，并落实好监管工作。对施工物资倒运、废旧钢铁上缴过程设专人进行监管和押运。

（二）根据厂区特点，打击盗窃企业资材行动。在各厂区易发案区域，加强治安防范措施，组织人员巡检巡查，发现异常情况及时上报。完善健全工作制度，认真查找管理漏洞，加强对重点设备设施、备品备件、有色金属、重要库房的看管，加大人防、物防和技防的投入力度，做到严防死守，加强巡逻检查，有效制止各类案件上升及重大事故的发生，形成高压态势，达到辖区治安秩序稳步提升的工作目标。

（三）做好施工工程治安保卫工作，确保各项工程项目按期保质完成。落实好各项制度职责，建立健全重点工程安全保卫制度、安全保卫责任制度、日常保卫工作巡查制度。各级保卫组织要加强施工队伍和施工人员的安全保卫教育管理工作，要积极配合公安机关，同当地公安机关协作，预防和打击违法行为，保证重点工程备品备件不发生丢失被盗现象，确保施工现场良好的施工秩序，实现“不发案”或“零发案”的工作目标。

（四）完善基层治安保卫组织，打牢安保基础工作。

进一步完善各作业区（维检站）保卫各项工作制度，明确各级人员治安防范职责，加强内部员工法制教育，牢固树立爱企护厂的责任感和使命感，提升治安防范能力和水平。

四、行动步骤

此次行动共分三个阶段。

第一阶段为宣传发动阶段（4月11日至4月17日）

各作业区（维检站）利用板报、班前会等形式，向广大职工群众深入宣传开展此次整治活动意义和目的，鼓励职工群众广泛参与到活动中来，营造声势，扩大影响，强化管理，震慑罪犯。

第二阶段为全面排查整改阶段（4月18日至4月27日）对各治安防范重点部位、各类材料库房、废旧钢铁存放处等部位防范设施隐患进行自检自查工作，同时，生产安全科在此阶段开展排查工作，对问题及时下达限期整改通知书，不能按时整改的加大考核力度。

第三阶段为整治活动总结阶段（4月30日至5月9日）各作业区（维检站）于5月5日之前通过OA办公系统上报本单位整治活动总结，生产安全科对本次活动治安隐患整改情况进行复查。

五、工作要求

（一）此次整治活动各作业区（维检站）要统一思想，高度重视。加大宣传力度，在厂区营造良好氛围，与职能科

室、公安机关相互配合，发挥协同作战的作用，全面开展整治活动。

11.电厂环保方案 篇十一

关键词地方电厂 变压器保护 线路保护 自动装置

图1为地方电厂通过35kV线路与系统并网的一个典型接线图，这些地方小电源的接入给系统安全运行带来了一些问题，同时对继电保护和安全自动装置的配置和整定也提出了一些新的要求。

1110kV主变后备保护与地方电厂的配合和整定

图1的“系统与地方电厂联络图”，对于中压侧有小电源的110kV变电站，为了保持110kV系统零序电流分布相对稳定且尽可能地降低系统的短路电流水平，110kV主变中性点可能一台接地或两台主变均不接地

引言

在地区110kV电网网络中，存在一些小水电或利用废气发电的小电厂，这些电厂由于装机容量较小，一般通过35kV并网线路在110kV变电站并网，其典型接线图如图1所示。运行。

1.1两台主变均经放电间隙接地运行

如果采用两台主变均不接地运行，当110kV线路发生单相接地短路时，若电源侧开关A跳开而负荷侧开关B未动作，由于地方电源不能及时解列，这时就可能是地方小电源带着110kV中性点不接地系统运行时发生单相接地故障，110kV系统非故障相相电压升高到线电压，而中性点的电压要升高到相电压，这种电压的升高将危及到110kV变压器的绝缘安全。因此必须装设间隙放电装置，并采用间隙零序过电压和零序过流保护。

(1)间隙零序电流保护：间隙零序电流的动作电流与变压器的零序阻抗、间隙放电时的电弧电阻等因素有关，很难准确计算。由于正常运行时间隙不放电，流过保护的电流为零。所以间隙零序电流的定值可以整定得很灵敏，根据经验一次动作电流可取为100A(一次值)，以短时限0.2s跳地方电厂联络线，0.5s跳主变各侧。

(2)间隙零序电压保护：在中性点不接地电网中发生单相接地短路时，故障相电压为零，两个非故障相电压升高到相电压的／3倍，折合到TV的开口三角绕组处的相电压数值理论上应为173.2V。由于TV饱和实际上只能输出130～135V。考虑到两个非故障相电压的相位相差60°，所以3U_o=3(130～135)=(225～233)V。间隙零序电压保护一般取值为150～180V，可保证在此情况下灵敏地动作，以短时限0.2s跳地方电厂联络线，0.5s跳主变各侧。

1.2一台主变中性点直接接地，另一台不接地

对于中性线直接接地的变压器，采用中性点的零序过电流保护，保护动作以短时限跳开小电厂联络线，长时限跳主变各侧开关，其电流和长时限定值与110kV电源进线开关的零序Ⅲ段配合，保护不经方向元件闭锁。

对于中性点不接地的变压器，采用间隙零序过电压和零序过流保护。与上述1.1分析相同，间隙零序电压定值可取150～180V(二次值)，间隙零序电流定值取100A，时限以0.2s短时限跳开小电源联络线，以0.5s长时限跳开主变各侧开关。

210kV线路保护的配置

如图1所示，110kV变电站以220kV变电站一条110kV线路为主电源，地方电厂通过一条35kV线路在该变电站并网。110RV线路两侧开关A、B配以纵差、距离、零序等保护，按常规考虑，220kV变电站侧开关A重合闸按“检无压方式”投入，110kV变电站侧开关B重合闸按“检同期方式”投入。但是根据对负荷和线路故障时的情况进行分析，一旦110kV线路发生故障保护动作跳开开关A、B，若线路为瞬时性故障，开关A检无压重合成功后，开关B在多时情况下不能重合成功。因为如果110kV线路开关A、B跳开后，如果地方电厂能带110kV变电站所有负荷，110kV线路开关B检线路同期三相重合闸就能动作。如果地方电厂不能带110kV变电站所有负荷，地方电厂自动装置动作与系统解列引起母线电压及频率下降，不能满足同期条件，造成重合闸拒动。大多数情况下，由于地方电厂不能独立带110kV变电站负荷，所以开关B重合闸不能成功。

解决该问题的方案有以下几种：

2.1方案一

110kV线路故障时，开关A、B跳闸同时联跳开关C，开关A投检无压重合闸，开关B投无检定重合闸(可与A开关有延时配合)。待开关A、B跳闸后重合闸正确动作，重合成功后，再对35kV并网线路送电，通知地方电厂并网。

2.2方案二

110kV线路故障时，不跳开关B，而直接跳开关C，保证将地方电源切除，开关A投检无压重合闸。待开关A跳闸后重合闸正确动作，重合成功后，再对35kV并网线路送电，通知地方电厂并网。

2.3方案三

对110kV线路保护的重合闸功能进行改造，增加检母线无压重合方式，开关A采用常规检线路无压重合闸方式，开关B采用检110kV变电站110kV母线无电压三相故障鉴别重合闸，具体分析如下：在110kV线路发生瞬时性故障时，保护装置发三跳令将断路器A、B三相断开，主电源侧开关A线路保护重合闸采用检线路无压方式，先重合成功，而110kV变电站侧开关B保护装置则不断检测110kV母线线电压。若当时的地方电厂能满足变电站负荷时，装置检测母线电压(大于70％的母线额定电压)和相角(差值小于30。)均满足检同期条件，则发重合令将开关B三相重合；若当时的地方电厂不能满足变电站负荷需求而电压和频率下降，造成低频低压自动解列装置在规定时间内动作，切除地方小电厂，装置检测母线电压(小于30％母线电压)满足检母线无压条件，仍发重合令将开关B三相重合，迅速恢复对用户的供电。系统稳定后在将地方电厂并入主系统，整个系统恢复正常运行方式。

综合以上方案的比较说明：

(1)对于小电厂装机容量较小，110kV线路跳闸后小电厂出力无法满足孤网负荷的应优先采用方案二，因为方案二不跳负荷侧开关B，从保证供电可靠性方面更优于方案一，而且方案简单明了，可靠性高。

(2)对于小电厂装机容量较大，110kV线路跳闸后小电厂负荷有可能满足孤立电网负荷的应采用方案三。方案三有效地解决了小电厂并网后保护重合闸部分存在的问题，满足了电网的实际运行的需要，同时也提高了自动重合闸装置的工程设计和运行水平，提高了电网的安全稳定运行水平和供电可靠性。

3地方电厂解列装置

对图1所示110kV变电站35kV母线上的小电厂，在

110kV电源线路故障跳闸频率和电压低于一定值时应要求小电厂能可靠解列，因此应在小电厂35kV并网线路电厂侧安装低频低压解列装置，必要时在系统侧装设低频低压解列装置，其动作定值和时限与电厂侧相同。

3.1低频定值

当110kV电源线路出现故障，两侧开关A、B跳开后，小电厂带110kV变电站运行时，一般情况下此时孤立系统将有较大功率缺额，频率降低，引起110kV变电站馈线低频减载装置动作。低频定值的整定应保证低频解列装置先于负荷线路的低频减载装置动作，还要躲过系统正常运行时的频率波动。根据规程规定和电网运行经验，频率定值一般整定为48.5～49Hz，时间定值取0.2-0.5S。

3.2低压定值

低电压定值按保证解列范围有足够的灵敏系数整定，一般整定为额定运行电压的0.6～0.8倍。为确保其它35kV线路故障引起系统电压降低时，不会造成低压解列装置误动作，动作时限应躲过本母线35kV线路有灵敏度的保护段(一般为II段)时限，即比有灵敏度保护段时限长一个时间级差△t，对微机保护，此时限一般不大于0.8s。

4结束语

12.电厂环保方案 篇十二

近几年来,随着国家经济的快速发展,环境保护也日益受到政府相关部门的重视。环保控制系统被自然应用于广大电厂及其他相关的工业、工厂尾气处理当中。工业废气中以二氧化硫所造成的污染尤为严重,不经处理的二氧化硫排放在大气中产生大面积酸雨区,对农作物及建筑物构成严重的威胁。因此控制锅炉二氧化硫的排放是控制酸雨的根本措施。笔者通过工程实践,以NID脱硫环保控制系统为背景,介绍了一种基于S7-400H的电厂环保脱硫控制系统,已在国内很多电厂中运行多年,效果理想。

1 NID脱硫法简介

NID脱硫技术是ABB公司开发的新技术,1996年在波兰Laziska电厂2×125MW机组上脱硫示范工程建成后,目前已有10多套装置在欧洲各国运行。NID法是将CaO粉与除尘器收集的大量的循环灰进行混合增湿,然后将含5%水分的循环灰导入烟道反应器,与延期进行脱硫反应。大量的脱硫循环灰具有很好的流动性和极大的蒸发表面,在很短的时间内使烟气温度从140℃降至70℃左右,烟气相对湿度增加到40%~50%,此时有利于SO2分子溶解,对脱硫有利。由于让脱硫灰多次循环,使脱硫剂的利用率大大提高[1]。NID环保脱硫系统是高脱硫效率的系统,主要由反应器、石灰的储存及输送计量装置、电除尘器或布袋除尘器、循环灰及终产物处理系统、流化风系统、水系统、电气、仪表控制系统等部分组成。

2 NID脱硫控制系统的组成

NID脱硫PLC主控系统配置图如图1所示。

(1)反应器

NID反应器是一种经特殊设计的截面为矩形的反应装置,体积较小。烟气携带着锅炉飞灰进入反应器,与混合器输送的新鲜脱硫吸收剂及循环物料充分接触,在烟气夹带所有固体颗粒向上流动的过程中完成脱硫反应。只有极少数因增湿结团而变得较粗的颗粒在重力的作用下落在反应器底部(不超过总量的0.5%),最后经反应器底部螺旋输送机送出,并经倾斜螺旋和旋转给料器排到输灰系统。反应器中的烟气温度从进口的150℃冷却到出口的70℃左右。反应器上装有两只压差检测仪,以监测反应器的运行状况。

(2)石灰的储存及输送计量装置

锅炉机组对应一个石灰储仓,粉状CaO由密封罐车泵入石灰储仓,石灰储仓下设插板阀,粉料经过两个石灰变频给料机的计量给料,两路共4根石灰螺旋输送机的输送,均匀地把CaO送到两个消化器中。

消化器是一个独特设计的装置,每个消化器配有2个温度检测仪,并设定安全温度。经过消化反应,Ca(OH)2通过溢流方式进入增湿混合器。

(3)电除尘器或布袋除尘器

脱硫除尘岛的电除尘器安装在反应器出口,收集脱硫灰和烟气中的飞灰。反应器出口的烟气在电除尘器进口封头内特殊均布板的作用下,被除掉部分粉尘,然后进入电场;粉尘在高压电场作用下被进一步除去,电除尘器出口烟气中粉尘排放浓度小于150mg Nm3。

(4)循环灰及终产物处理系统

电除尘器脱除的循环灰经过船型灰斗、空气斜槽,在流化底仓中得到收集,然后经过循环灰旋转给料器被送入混合器中,经过加水均匀增湿,使循环灰的含湿量由初始的2%升高到5%左右。

消石灰在重力的作用下流入混合器,与循环灰在此混合、增湿成为混合灰。最后,混合灰借助流化风的动力和系统负压的引导进入反应器,与烟气中的SO2反应,从电除尘器排脱除的灰大部分作为循环灰参与循环,小部分则作为终产物(脱硫灰渣)排出系统,从而完成脱硫过程。

另外,为保证流化斜槽、流化底仓等不至于在系统冷启动和临时停车时受酸冷凝腐蚀,在流化斜槽、流化底仓和除尘器底部螺旋输送机的外侧增设电加热装置,工作状态为:流化槽、流化底仓部份电加热装置仅在锅炉冷启动和临时停车时使用,整个脱硫除尘岛正常投运时关闭;除尘器底部螺旋输送机外侧部份常开。

锅炉机组对应1只流化底仓,流化底仓设有四个出灰口,三个为工作状态,一个为备用状态,用旋转给料器控制出料。终产物最后排入箱式冲灰器,通过水力除灰排走。

(5)流化风系统

为了保证整个灰循环系统的顺畅进行,增加脱硫灰的流动性,在电除尘底部的流化底仓和循环灰混合加湿器中,设计了流化风系统,该系统的风源由两台性能良好的高压风机提供(一用一备)。在风机进口设置有带一定过滤作用的消音器,不同用气部位的用气量可根据孔板压差计测量,并通过手动蝶阀加以调节使其达到设计风量。各路流化风作用为:

(1)用于吹扫混合器中的水喷嘴。

(2)用于为消化器及混合器轴端提供密封风。

(3)用于空气斜槽中循环物料的流化,使其便于输送。

(4)用于流化底仓中循环物料的流化,使其处于流态化,便于向混合器中给料和外排。

(5)用于混合器中物料的流化,便于向反应器中物料的输送。

(6)水系统

水系统由消化水、工艺水及相应的管路组成。消化水被吸收剂石灰的消化及热量散失所消耗;工艺水用于增湿循环灰,降低反应器中的烟气温度。整个水系统共设两台水泵(一用一备),并设置了1个有效容积为10m3的储水箱。水箱中水位计显示水位高低,通过调节控制阀进行流量的控制。

(7)电气、仪表控制系统

脱硫除尘岛内所有的工艺、电气、控制均为一炉一(多)套。脱硫除尘岛内电气负荷均为低压负荷情况,脱硫除尘岛内只设低压配电装置,低压系统采用380 220V动力和照明共用中性点直接接地系统。脱硫装置的控制系统采用PLC控制,控制对象包括:吸收剂的加料、反应器、流化风系统、消化水、增湿水系统、系统出灰和烟气监测系统等,并有多处断、满、堵等联锁保护装置。

3 NID脱硫控制系统的PLC实现

NID脱硫PLC主控系统主要分为:

(1)PLC主控系统

如图1所示,主控系统采用冗余电源,CPU配置,提高了系统运行的可靠性,从而使得系统基本上处于无故障运行环境。主控系统在工艺控制过程中主要是进行逻辑连锁,并对系统中需要进行控制的主要设备进行集中控制和时序控制,使得系统能够按照工艺的要求启动或者停止。

通常情况下,脱硫自动控制系统主要采用分布式控制系统DCS来实现对工艺过程的控制,本系统选用了西门子S7-400H系列PLC对脱硫控制系统进行控制。S7-400H是最新一代的具有容错技术的可控制编程器,满足高可用性的需要,是一种智能化和分布性达到了最新技术水平的可编程控制器,该系统在控制调节与监视单元和系统的全部功能以及获取和准备过程数据的全部功能中都起着重要的作用。S7-400H按照冗余方式设计,其所有的主要器件都是双重设计的,在任何事件发生后能够继续使用。按照方案设计成双重器件的有中央处理器CPU电源模板以及连接两个中央处理器的硬件用户,可以自行决定在即将使用的自动化系统中是否需要更多的双重器件以增强设备的可用性。图2展示了联接在一个冗余系统的总线上并带分布式I O设备的S7-400H的配置形式。

(2)NIDIC

NIDIC内部是一个小型可控制编程器,是脱硫控制系统中必不可少的一部分,起到了核心的控制作用。NIDIC通过上位机连接CP5611卡,将数据送入OPCserver,然后再由上位机通过MPI通讯送入PLC主控系统。PLC主控系统内部是具有专利的控制工艺的计算模型程序。所有下位机采集的现场数据,都需要通过NIDIC来读取和计算,然后通过人为设定的需要达到的实际工况值计算出实际需要的给定值,从而控制整个系统达到工艺要求。主要控制功能为:脱硫效率控制;烟气温度控制;石灰给料量控制;消化水给水量控制。

(3)CEMS烟气分析装置

烟气分析仪通过对锅炉出口烟气SO2、NOx、粉尘和辅助参数O2、湿度、流量、温度和压力等过程值的测量,送到主控系统当中进行分析处理。烟气分析仪主要分入口和出口烟气分析仪。在脱硫控制系统中有着广泛的应用。

(4)HMI上位机操作显示系统

上位机分为工程师站,操作员站两部分。通常情况下,工程师站主要用于调试工程师在系统调试的时候做程序和上位组态使用,有较高的操作权限。操作员站则只是用于现场操作员对系统进行在线实时监控和控制,没有修改,编程等权限。

(5)FF布袋或电除尘控制系统

通常情况下,NID电厂脱硫系统可以分别配有电除尘ESP或者布袋除尘系统FF两种除尘装置。主要用于对锅炉出口排放烟气中含有大量的粉尘和飞灰进行吸收,循环利用。其控制器典型的有Alstom的EPPIC3用于ESP电除尘控制,还有EFFIC用于FF布袋除尘脉冲喷吹的控制。对于布袋的控制又分为时序控制和差压控制两种常用的控制方式。

4 结束语

在工程实际应用过程中,依照PLC的特点采用典型的方法来实现对电厂烟气脱硫系统进行控制,可以保证不出现误操作事故,还增加了相当部分条件和I O测点,这种方式可以较方便地对PLC系统进行检查,同时增大了控制的可靠性。

摘要：据联合国环境规划署1988年公布的统计资料显示,SO2已成为世界第一大污染物,人类每年向大气排放的SO2达118亿吨。我国1995年SO2排放量为2 341万吨,超过美国,已经成为二氧化硫排放大国。介绍一种基于SIEMENS S7-400H的电厂环保脱硫控制系统,扼要介绍了环保脱硫系统的组成,阐述了主控系统的组成和功能。该系统依照PLC的特点采用典型的方法来实现对电厂烟气脱硫系统进行控制,可以保证不出现误操作事故,还增加了相当部分条件和I/O测点,这种方式可以较方便地对PLC系统进行检查,同时增大了控制的可靠性,已经成功应用于某电厂环保脱硫系统,可达到预期效果。

关键词：环保,脱硫,S7-400H,PLC

参考文献

[1]张海燕,许星.国内外烟气脱硫技术的发展和我国现状[J].昆明:有色金属设计,2003.

[2]阎维平.电站燃煤锅炉石灰石湿法烟气脱硫装置运行与控制[M].北京:中国电力出版社,2005.

[3]钟肇基.可编程控制器原理及应用[M].广州:华南理工大学出版社,2006.

[4]吴忠智,黄立培,吴加林.调速用变频器及配套设备选用指南[M].北京:机械工业出版社,2001.

[5]王志明.烟气脱硫系统的自动控制[J].广州:机电设备,2003,20(3).

[6]张晓刚,王亮,周超,等.PLC在钢厂烧结烟气脱硫系统设计中的应用[J].太原:太原理工大学学报,2007,38(3).