600MW燃煤发电机组采用“三塔合一”的技术研究

第一篇：600MW燃煤发电机组采用“三塔合一”的技术研究

600MW燃煤发电机组采用“三塔合一”的技术研究

马晓珑、吴寿贵、周刚

（西安热工研究院有限公司，西安市兴庆路136号，710032）THE THECHNOLOGY RESEARCH OF “THREE TOWER FOR A MERGER

TOWER” IN 600MW POWER PLANT MA Xiao-long、Wu Shou-gui、Zhou Gang(Thermal Power Research Institute, Xi’an 710032, China)【摘要】 “三塔合一”是将火电厂烟囱、冷却塔和脱硫吸收塔三塔合一。本文介绍了“三塔合一”电厂间接空冷系统、烟气系统、脱硫系统的合理巧妙布置，保证机组的安全稳定运行的措施，机组的启动调试要点及优势等方面的技术研究。

【关键词】三塔合一 间接空冷 节约

Abstract:“Three tower for a merger tower” is the chimney, cooling tower and desulfurization absorption tower merged for one tower in power plant.This paper introduces the technology research of the layout of the indirect air-cooled system, the flue gas system, the desulfurization system in a “Three tower for a merger tower” power plant, the measure of ensure the unit safe and stable operation , the start-up method and the advantages.Keywords:Three tower merge one tower

Indirect air-cooled system Economy

1三塔合一的概念

燃煤发电厂的“三塔合一”是将火电厂烟囱、冷却塔和脱硫吸收塔“三塔合一”，利用冷却塔排放烟气，将脱硫吸收塔、浆液循环泵、氧化风机、排浆泵等设备布置在冷却塔内的燃煤发电厂系统优化布置技术。

2三塔合一的系统布置 2.1 间接空冷系统

由于脱硫吸收塔及其它的一些设备布置在冷却塔内，因此机组一般采用表面式凝汽器间接空冷系统。汽轮机排汽以水为中间介质，将排汽与空气之间的热交换分两次进行：一次为蒸汽与冷却水之间在表面式凝汽器中换热；一次为冷却水和空气在空冷塔里换热。系统流程为：汽机排汽进入凝汽器，与流经凝汽器管束内的冷却水进行表面换热，蒸汽将热量传递给冷却水，并凝结为凝结水。吸收热量的冷却水经循环水泵增压后输送至空冷塔内的空冷散热器，将热量释放到大气，空冷塔冷却水出水再回到汽机房凝汽器内作闭式循环。系统流程示意图如图1所示。

图1： 间接空冷系统流程示意图

空冷塔塔体结构为自然通风、双曲线、钢筋混凝土塔身。为了增加空冷散热器的换热面积、提高散热效果，空冷散热器采用带孔翅片板热交换器。热交换器管束成对布置组成冷却三角，并由碳钢短支腿支撑布置在自然通风冷却塔外围一周。在冷却塔的抽吸作用下，空气通过空冷散热器，将热量带走，散发在大气中。

为了方便换热器的换热量控制，冷三角被划分为几个冷却扇段，并在冷却三角外面安装有百叶窗。这样，通过百叶窗的开闭来控制通过散热器的空气量，进而调节闭式循环水的温度。也可以通过控制投入扇段的数量来控制冷却水的温度。冬天，为了防冻，一般要求循环冷却水冷端温度不低于15℃。夏季，为了保证空冷机组满发，除空冷系统设计适当的裕度外，还要定期对散热器外表面进行清洗保证良好的换热效果。炎热季节还可通过向散热器外表面喷水以保证冷却效果。

2.2烟气系统

锅炉烟气经过锅炉尾部受热面后进入脱硝装置，脱硝后烟气进入空气预热器，经空气预热器换热后进入电除尘，经除尘后净烟气通过引风机出口烟道经冷却塔下部进风口接入布置于冷却塔内的脱硫吸收塔。

2.3 脱硫系统

脱硫采用石灰石—石膏湿法脱硫。湿法脱硫吸收塔集除尘、脱硫、氧化等多项功能于一体。烟气进入脱硫吸收塔后，通过喷淋吸收区，喷淋吸收区布置有多层喷嘴，将浆液均匀地喷射于充有烟气的塔中。在吸收塔内，烟气自下向上流动，与高效雾化喷嘴喷出的自上而下很细的雾状脱硫浆液形成高效率的气液接触，并发生化学反应，烟气中SO2转换生成亚硫酸钙后汇入吸收塔下部循环浆池，烟气中的95%以上的SO2被去除。浆液循环泵将石灰石浆液、亚硫酸钙和石膏混合浆液送入喷嘴进行雾化。氧化风机向循环浆池内鼓入氧化空气，将亚硫酸钙氧化成硫酸钙。循环浆池底部的石膏浆液通过石膏浆液排出泵打至石膏水力旋流站，从旋流器上部出来的溢流液返回吸收塔，下部浓度比较高的浆液脱水后形成石膏。经洗涤脱硫净化后的烟气为带液滴的湿烟气，在吸收塔上部出口段装有两级除雾器，湿烟气通过除雾器除去大部分液滴后通过吸收塔顶垂直烟道排放到冷却塔内。保证机组稳定运行的措施

3.1提高脱硫系统安全稳定运行的等级 引风机与脱硫增压风机合并，不设烟气旁路，脱硫系统与主机系统必须同步运行，脱硫系统的安全稳定运行对主机的安全稳定运行就显得至关重要，任何能够引起脱硫退出运行的因素，都会影响机组的稳定运行。

塔内设备如浆液循环泵、氧化风机、浆液排出泵等设备及其附属设备，在选型、电源配置、考虑备用性等方面，应该提高其可靠性等级。含有油雾和灰尘的烟气通过脱硫系统后，会对石灰石浆液产生污染，浆液受到污染后，将使脱硫效果变差，如果浆液不能在线进行再生或者置换，就必须停机进行，因此设计脱硫系统时必须考虑到浆液受污染失效后的在线再生和置换问题。

延长事故烟温情况下，脱硫系统的运行时间，以减少脱硫系统故障退出运行的几率，从而减少脱硫系统对主机运行的影响。在进行系统设计时，一方面考虑尽量提高脱硫系统能够耐受的最高烟温，另一方面要考虑事故烟温下降低烟温的措施。

3.2提高除尘系统安全稳定运行的等级

除尘器效率差或者除尘器退出运行，烟气中会含有较多的烟尘，将会使脱硫浆液受到污染，影响到脱硫系统的稳定安全运行，进而影响到机组的安全运行。因此在选择电除尘设备时，要提高电除尘的安全稳定运行等级。在锅炉启动初期投油，或者锅炉燃烧不稳定需要投油助燃，这时烟尘中会含有一些油雾，在进行电除尘选型时，要考虑电除尘对油雾的耐受性。

3.3提高塔内设备耐高温的性能

冷却塔内，在夏季，其周围环境温度最高可达60℃左右，对相应塔内的仪表、设备及电气元件的耐温提出了更高的要求。

3.4提高脱硫装置对煤质的适应性

由于目前燃煤比较紧张，煤质不可能单一化，煤质差异性较大。因此要提高脱硫装置对煤质的适应性，减少脱硫装置故障率。

3.5塔上部的防腐

烟气从脱硫吸收塔顶部排出进入冷却塔，这股相对较细的烟气流柱被大量干燥空气流包裹，干燥的气流在具有腐蚀性的烟气和混凝土塔筒表面形成了保护层。在正常运转情况下，烟气流排放高度会远远高于冷却塔高度，塔筒受腐蚀、侵蚀的可能性很小。但在大风、雨水、潮湿和温度剧变等不利环境影响下，塔筒顶部可能受烟气中的二氧化碳及硫化物的侵蚀。为了更有效地降低湿烟气对塔筒壁的腐蚀破坏，在冷却塔上部高于吸收塔部分的内表面要求涂防护涂料。与“三塔合一”有关的启动调试 4.1 启动调试的逻辑关系

由于锅炉烟气从引风机出口直接进入了脱硫吸收塔，并经吸收塔顶部排放到冷却塔内。因此在锅炉引风机试转前，脱硫吸收塔内的工作必须完成，冷却塔顶部的工作必须完成，为引风机的试运提供通道。

4.2 安装完成后的检查

安装完后的检查主要针对于安装的完整性、管道容器的打压试漏、设备及系统的清洁度、设备安装的正确性等。

对于间冷系统来说，安装完成后的水压试验十分重要。水压试验要检查两个方面的内容，一方面要检查，系统阀门的内漏。旁路阀门的内漏，会使循环冷却水不经过空冷换热器，降低冷却效果。冷却扇段的隔离阀内漏，在冬天会使退出运行的扇段进水，造成冷却管内结冰。另一方面要检查系统的外漏。由于间冷系统的内部容积较大，而且使用的是除盐水。目前600MW机组间冷系统的水容积大约是8000 m³，而单台机组除盐水的制水能力一般为60t/h。在机组试运阶段，凝结水系统、高低压给水系统、锅炉受热面、间冷系统等系统冲洗都需要使用大量的除盐水，如果间冷系统有泄露，将会使机组的制水能力跟不上试运的要求，严重影响试运的进程。如果间冷系统的泄露率大于1%，将会使机组无法正常运行。

4.3 热控测点、阀门挡板的调试及检查验收试验

热控测点的调试主要是对测点元件进行校验，对接线检查、通电，对测点相关参数进行设定，使得测点能够在测量、控制系统中正常发挥作用。

阀门挡板的调试主要是对系统内的阀门挡板机械零位进行调整，对其执行机构接线检查、通电，连接挡板和执行机构后，进行力矩、限位的设定。

阀门挡板的验收检查试验是对阀门挡板进行就地及远方操作，检查其开度值与DCS开度的一致性，开关灵活性，开关方向正确性，全开、全关到位性，开度指示正确性。

4.4 冷态控制功能试验

冷态控制功能试验包括设备的连锁、顺控、保护试验等。连锁试验是通过模拟系统一些设备（例如阀门、挡板、信号等）动作引起系统另外设备的连锁动作能否满足设计要求，从而达到保护设备及系统的作用。顺控试验是验证设计的计算机顺序启停程序。保护试验是验证系统某些设备跳闸或者某些测量信号（油压、油温、轴承温度、线圈温度、风压、风温等）达到极限值状况下引起设备的保护动作，能否达到设计要求，起到保护设备的作用。

4.5 设备的试转

设备的试转分为两个阶段。第一阶段是电机的单体试转。这个阶段电机与设备脱开，电机送电，就地点动电机，确认电机的旋转方向，如果转向错误，进行倒线纠正。在远方和就地启动电机，记录电机的启动电流、稳定运行电流、电机线圈温度等参数，测量电机的振动情况。电机试转合格后，连接电机与设备。然后系统充水进行水压试验，消除系统漏点。进行系统重力冲洗。冲洗水质合格后，系统进水至工作状态，投入系统的相关表计，试转设备，检测设备的振动、进出口压力、电流、线圈温度等有无异常。在试转过程中，对系统进行压力冲洗。设备运行正常，各参数稳定后，连续运行8个小时，完成设备的试转。

4.6 间冷系统的冲洗

间冷系统比较庞大，很多管道需要在现场施工，管道内的清洁度很难保证。管道内大的杂物会堵塞凝汽器及空冷换热器的管子。小杂物在管道内循环，加速了管道的磨损。灰尘在管道内沉积会影响到换热器的换热效果。因此间冷系统在试运初期的冲洗显得很重要。

4.7 系统联合试运 4.7.1 间冷系统的投运 在设备试转完成、系统冲洗完成后，系统全面放水，给间冷系统充水充氮，投入水位控制。开启间冷塔主环管旁路门，启动一台循环水泵，检查出口液控蝶阀联开正常，电流、振动、出口压力、轴承温度等正常。当进塔处的流量达到指定值，激活百叶窗控制。逐步加运第二、三台间冷循环泵并列运行及投入各扇段。扇段的投入通过打开扇段进出口阀门，关闭环路旁路阀门来实现。在循环水泵和扇段投入过程中，注意防止凝汽器超压及间冷循环泵过负荷。在系统的运行过程中，需要检查监视凝汽器、水箱、间冷循环泵、扇段、百叶窗、间冷塔等设备的相关运行参数。

4.7.2 脱硫系统的投运

按照程序依次启动工艺水系统和除雾器系统向吸收塔注水，吸收塔注水至高水位后，试投热工控制系统、仪器仪表，作调整校验；吸收塔水位调试并投自动；按程序启动浆液循环泵及氧化风机试运行；按程序启动石膏排出泵运行；按程序启动吸收塔排水坑系统，并投自动；检查系统、设备运行情况，对出现的问题进行处理；调整各个设备及系统运行状态。

4.7.3 烟风系统的投运

脱硫系统投用正常后，依次启动空预器、引风机、送风机，完成烟风系统的启动。在烟风系统运行过程中，注意检查各设备运行状况，检查调整锅炉炉膛负压、引风机入口压力、引风机出口压力，脱硫塔入口压力、脱硫塔内部压力、脱硫塔出口压力，并投入炉膛压力自动调节。

4.7.4 系统的停运

各系统投运正常后，记录各系统的运行数据，依次停止烟风系统、脱硫系统、间冷系统。

4.8 锅炉点火初期系统的维护

在锅炉纯烧油或者油煤混烧（投粉量较少、投油量较多）阶段，锅炉的电除尘不能够投入，烟气的含尘量较多，而且还可能携带一定量的油雾，这些烟尘和油雾会对脱硫系统的浆液造成污染。因此在这个阶段，脱硫塔先不要进浆液，只是利用除雾器向脱硫塔喷水，等待脱硫塔液位能够维持循环泵连续运行时，启动浆液循环泵运行，起到给脱硫塔降温、洗涤烟气油雾和烟尘的效果。在锅炉负荷增大，投油较少，电除尘投入运行后，再给脱硫塔输送浆液（如果此时脱硫塔中的水较脏，可以换掉脱硫塔中的水，再进浆液）。

4.9 三塔合一间冷机组的整套启动调试

在整套试运阶段，随着负荷的增加，烟气量也跟着增加，引风机入口、出口，脱硫吸收塔入口、吸收塔内部、吸收塔出口等处的烟气压力温度也随着变化。在此过程中，要严密监视这些参数，如有超限报警的参数，要及时调整。

脱硫系统要进行吸收塔水位的调整，吸收塔补充水阀、除雾器冲洗程序、石灰石浆液进料阀等与液位相关的设备随着液位的变化会有一些连锁动作，这个阶段要关注这些动作，看其与设定动作值有没有大的差异。随着时间的推移，吸收塔内浆液的密度在发生着变化，运行中严密监视吸收塔浆液密度，当密度达到设定值时，将浆液及时排至石膏浆液缓冲箱。浆液的PH值的调整控制通过调整石灰石浆液供给量来控制。随着负荷的增加，汽轮机排气量增加，通过循环水带走的热量也相应增加。因此在负荷增加过程中，要严密监视循环水温度的变化，根据扇段出水温度和环境温度，及时开启百叶窗、增开循环水泵。根据间冷塔出口水温和主机负荷情况，及时投入其它扇段运行。

5“三塔合一”燃煤发电技术的优势 5.1节约用地

由于烟气通过冷却塔排放，节约了烟囱的用地。由于将脱硫吸收塔及脱硫的一些设备布置在冷却塔内，并且采用引风机与增压风机合并，脱硫的不需要GGH，脱硫没有旁路烟道，节约了脱硫占地。

5.2节约投资

在“三塔合一”燃煤发电技术中，没有烟囱，脱硫系统没有增压风机、没有GGH、没有脱硫旁路烟道，空冷系统中不需要风扇，因此大大节约了投资。

5.3节约用水

循环冷却水和凝结水分成两个独立系统，其水质可以按照各自水质标准和要求进行处理，系统便于操作。循环水系统完全处于封闭状态，系统没有水量损失。

5.4 节能降耗

间冷系统空气的流动散热，利用了烟气和热空气的热力性质，相对于直接空冷系统来说，不需要风扇来散热，具有节能降耗的作用。

5.5 减少污染

烟气具有显著的含热量，冷却塔强大的空气上升力可以把烟气从吸收塔的出口带到很高的空中，由此形成在弱风情况下冷却塔排放的烟气有明显的抬升。污染物地面浓度与烟气抬升后的有效高度的平方成反比，因此在弱风条件下冷却塔排放相比烟囱排放而言地面浓度要小得多。在大风状况时，冷却塔排放烟气抬升高度可能低于烟囱排放烟气抬升高度。但在大风状况下，由于总背景适宜于污染物扩散，因而总体来说烟气通过冷却塔排放减少了地面的污染。

马晓珑，高级工程师，西安热工研究院有限公司电站调试技术部，长期从事电站启动调试工作，联系电话***，email： maxiaolong@tpri.com.cn

第二篇：辽宁省燃煤发电机组环保电价及实施细则

辽宁省燃煤发电机组环保电价及 环保设施运行监管实施细则

第一章 总

则

第一条

为规范和加强燃煤发电机组环保设施建设、运行的监督管理，减少污染物排放，切实改善大气环境质量，根据《国家发展和改革委员会环境保护部关于印发〈燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法〉的通知》（以下简称《监管办法》）（发改价格﹝2014﹞536号）的有关要求，结合我省实际，制定本细则。

第二条

本细则适用于全省符合国家建设管理规定的燃煤发电机组（含循环流化床燃煤发电机组，不含以生物质、垃圾、煤气等燃料为主掺烧部分煤炭的机组）脱硫、脱硝、除尘电价（以下简称“环保电价”）及脱硫、脱硝、除尘设施（以下简称“环保设施“）运行管理。

第三条

安装环保设施的燃煤发电企业，环保设施验收合格后，由省环保厅函告省物价局，省物价局通知省电网公司执行相应的环保电价加价。环保电价加价执行时间为燃煤机组污染治理设施、污染源自动监控设施稳定运行的次日。

新建燃煤发电机组同步建设环保设施的，执行国家发展改革委公布的包含环保电价的燃煤发电机组标杆上网电价。

第四条

燃煤发电机组排放污染物应符合《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）规定的限值要求。其中，大气污染防治重点控制区按照相关要求执行特别排放限值。火电厂大气污染物排放标准调整或地方政府制订更加严格标准时，执行环保电价应满足的考核限值相应调整。

第五条

燃煤发电企业应按照有关规定安装运行分布式控制系统（以下简称“DCS”）、烟气排放连续监测系统（以下简称“CEMS”），经环保部门验收合格，且CEMS及DCS数据与省环保厅、省电网公司及所在市环保局联网，实时传输数据。与环保部门联网的DCS数据传输方式应符合《电力二次系统安全防护规定》有关要求，实现单项隔离。

第六条

省级电网企业应建立辖区内发电企业的监控平台，实时监控发电企业的环保设施DCS和CEMS主要参数，分析污染物排放情况，并将相关数据提供给省级环境保护主管部门等作为确定各企业污染物排放达标情况的参考依据。

第七条 省环保厅、省物价局会同国家能源局东北监管局加强对燃煤发电企业环保设施运行情况及环保电价执行情况的跟踪检查。

第二章 环保验收规程

第八条

新建燃煤发电机组应按环保规定同步建设环保设施，不得设置烟气旁路通道。根据企业申请，具有相应审批管理权限的环保部门对其环保设施进行先期单项验收。

发电企业应在发电机组168小时满负荷运行测试后，按照环保部门有关要求，自行或委托有资质的机构在全面测试烟气流速、污染物浓度分布基础上确定最具代表性的点位安装CEMS，和省环保厅及所在市环保局进行联网。

发电企业完成验收监测后（验收监测要求见附件1），向负责审批的环保部门申请先期除尘、脱硫、脱硝装置的单项验收。单项验收应对环保设施运行情况、CEMS联网等情况一并进行验收，并对DCS数据联网情况进行确认（相关要求见附件2），对企业填报的污染源自动监控设施情况表（附件3）进行复核并盖章确认，对达不到要求的，不予通过单项验收。市（县）环保部门组织验收的，须将以下材料存档并报省环保厅：环保验收合格确认函（附件4）、单项项目竣工环保验收文件、污染源自动监控设施情况表、比对监测报告、CEMS系统验收文件等。

CEMS的主要设备或者核心部件更换、采样位置或者主要设备安装位置等发生重大变化的，发电企业应向所在市环保部门申请审核，审核通过后须将验收材料存档并报省环保厅。期间依据DCS和手工监测等数据综合核定环保设施运行情况。

第九条

现有燃煤发电机组开展环保设施改造不得设置烟气旁路通道。改造完成后，发电企业向负责审批的环保部门申请验收。母管制发电机组，母管连通的所有锅炉完成改造后方可申请相应的环保验收。

第十条

负责验收的环保部门应在受理发电企业环保设施验收申请材料之日起30个工作日内，对验收合格的环保设施出具环评验收合格文件及环保验收合格确认函。（验收要求和报省环保厅材料参见第八条）

第十一条

省环保厅收到企业环保电价申请和市环保局报送的材料后，对材料进行审核，必要时进行现场抽查。对不符合要求的，责令相关企业进行整改并重新进行审核。对符合要求的，函告省物价局燃煤机组污染治理设施、污染源自动监控设施稳定运行的时间。

第三章 环保设施运行情况考核规则

第十二条

环保设施运行情况按照污染物种类单项考核。

第十三条

考核以小时为最小计算周期，计算各考核单位环保设施运行和污染物排放情况。单元制发电机组环保设施运行情况考核以发电机组为考核单位。母管制发电机组环保设施运行情况考核以母管连通的所有锅炉为共同考核单位。

第十四条

污染物排放浓度小时均值以与省环保厅及所在市环保局联网的通过有效性审核的CEMS数据为准。

对自动监控设备未通过有效性审核的燃煤发电机组，环保部门根据日常检查结果、行政处罚记录、DCS数据和排污企业（或第三方运营单位）提供的有监测资质单位出具的人工监测数据来核实环保设施的运行情况。对提供人工监测数据时段，按照人工监测数据核定；对没有提供人工监测数据但满足环保设施投运判断规则的时段，按超限值1倍以下排放处理；对没有提供人工监测数据且不能满足环保设施投运判断规则的时段，按超限值1倍以上5倍以下排放处理。

由于燃煤发电机组停机导致自动监控设备未能进行比对监测的，燃煤发电企业在启机后,应及时向环境保护主管部门提交书面补测申请。环境监测部门在接到环境保护主管部门通知后，应按照有关规定及时完成比对监测，或委托有资质的监测单位开展补测。

第十五条

超限值时段根据CEMS和DCS等数据校核。

单元制燃煤发电机组脱硫、除尘启停阶段30%额定及以下负荷段、脱硝50%额定及以下负荷段，母管制机组对应考核锅炉脱硫、除尘启停阶段30%额定及以下蒸发量段、脱硝50%额定及以下蒸发量段，以及其他不可抗拒的客观原因导致环保设施不能正常运行等情况，按因客观原因超限值排放处理。

发电企业应负责CEMS系统的安全稳定运行。CEMS及DCS设备发生故障不能正常运行时，应在12小时内向省环保厅和所在地市环保局报告，5个工作日内完成检修、恢复正常联网，并经所在地市环保局确认。

CEMS出现连续故障时间不超过24小时的，在恢复正常运行后24小时内向所在地环保部门申请数据修约；连续超过24小时不正常运行的，发电企业应当按照有关规定和技术规范向环境保护部门出具的人工监测数据。维修时段内，对提供人工监测数据的，按人工监测数据核定；对未能提供人工监测数据但环保设施正常运行的时段，按超限值1倍以下排放处理；对未能提供人工监测数据且环保设施不正常运行的时段，按超限值1倍以上5倍以下排放处理。

第十六条

发电企业应每日查看烟气监控系统中DCS和CEMS数据，负责保障本厂基础资料、实际运行工况与烟气监控系统生成数据一致。如现场资料、数据与烟气监控系统不一致，发电企业运行值班人员应在24小时内传真报告省环保厅和市环保局，并做好记录、查明原因；对于未能在24小时内报告的，考核将以烟气监控系统生成数据为准。

如因传输网络或无线信号等客观原因，导致自动监控数据无法上传到省、市环保部门自动监控平台的，发电企业应在24小时内将缺失数据上报所在地市环保部门，并申请手工修约。对于未能在24小时内申请修约的，考核将以自动监控平台生成数据为准。环保部门应在接到申请后3个工作日内完成数据审核和修约工作。

第十七条

发电企业应负责CEMS数据的准确性，要按照有关要求按时申请有效性审核。要按照国家规范要求标定CEMS并进行记录，二氧化硫、氮氧化物或烟尘排放浓度≤0mg/m3，氧量不在0%-19%范围内，未按规范标定或现场检查时偏差超出规范要求，存在以上情况的相应时段，按因客观原因超过限值排放处理。

第十八条

环保设施投运判断规则。

CEMS数据异常和未通过有效性审核时段，根据DCS数据进行校核。

（一）脱硫设施投运判断规则

石灰石-石膏等湿法脱硫工艺需同时具备以下条件

以脱硫系统对应的升压风机电流小时均值大于等于空负荷电流；对于已完成引风机、升压风机合并的机组，取脱硫系统对应的任一浆液循环泵电流小时均值大于等于空负荷电流。

（二）脱硝设施投运判断规则

1、SCR脱硝工艺

（1）对于液氨作还原剂的机组需同时具备以下条件

①任一侧喷氨流量小时均值大于5kg/h；②任一稀释风机电流小时均值大于5A。

（2）对于氨水作还原剂的机组需同时具备以下条件

①任一侧氨水流量小时均值大于5kg/h；②任一稀释水泵电流小时均值大于5A或处于运行状态。

（3）对于尿素热解工艺的机组需同时具备以下条件

①尿素热解电加热器运行电流小时均值大于额定值的40%；②尿素循环泵电机电流小时均值大于5A。

（4）对于尿素热解工艺的机组需具备以下条件

任一侧喷氨流量小时均值大于5kg/h。

2、SCR-SNCR/SNCR脱硝工艺需同时具备以下条件

①任一区尿素流量小时均值大于5kg/h；②稀释水泵处于运行状态。

（三）除尘系统投运判断规则

1、电除尘、电袋复合除尘工艺需同时具备以下条件

电除尘器运行电场数量不低于75%，电袋复合除尘器运行电场数量不低于50%（电除尘器、电袋复合除尘设施除尘变压器二次电压大于额定值的25%及二次电流大于额定值的5%）。

2、布袋除尘及其他除尘工艺需同时具备以下条件

具备烟气除尘设施，且要保证设施的正常运行。

第十九条

燃煤发电企业通过改装CEMS或DCS软、硬件设备，修改CEMS或DCS主要参数，篡改CEMS或DCS历史监测数据或故意损坏丢失数据库等手段，以及其他原因人为导致数据失实的，经省环境保护厅核实，按超限值5倍排放处理。无法判断燃煤发电企业人为致使监测数据失真起始时间的，自检查发现之日起至上一次检查结束时间止计算。

第四章 日常管理

第二十条

各市环保局应于每季度初3个工作日内，将对辖区内执行环保电价机组的日常检查问题、CEMS不正常运行情况、行政处罚情况送省环保厅。

省环保厅每季度核定燃煤发电机组环保设施运行情况，确定发电机组分项污染物的小时浓度均值不同超标倍数的时间段、因客观原因致环保设施不正常运行时间累加值以及认定人为数据作假的事实等，于季度初15个工作日内在省环保厅网站公示。

发电企业对公示数据有异议，应在公示之日起3个工作日内向省环保厅或市环保局提起正式书面申诉，并提交CEMS数据和DCS历史曲线等申诉材料，省环保厅根据申诉材料进行复核。

第二十一条

省环保厅于每季度初20个工作日内将环保设施运行情况函告省物价局，并每年初在省环保网站上向社会公告各燃煤发电机组污染物排放情况。

省电网公司及时根据省环保厅提供的环保设施运行情况，核算相关发电机组对应时段的上网电量，并函告省物价局、环保厅，并于次年1月底向省物价局提交发电企业上网电量（费）结算统计明细表（详见附件5）。

第二十二条

燃煤发电企业应把环保设施、污染源自动监控设施作为主体设备纳入企业发电主设备管理系统统一管理，建立相应的管理制度。

应建立机组生产运行、环保设施运行台账。按日记录设施运行和维护情况、燃料分析报表（硫分、干燥无灰基挥发分、灰分等）、脱硫剂用量、脱硝还原剂消耗量、喷氨系统开关时间、电场电流电压、除尘压差、旁路挡板门启停时间、环保设施运行事故及处理情况等，运行台账应逐月归档管理。

应建立自动监控设施运行管理制度，包括设备故障预防与应急处置制度；设备操作、使用维护保养记录；运行、巡检、定期校准校验记录；标准物质易耗品定期更换记录；设备故障状况及处理记录；自动监测数据分析记录、统计与信息发布制度。

应建立发电机出口电能表、出线关口表计量的小时电量原始电子记录档案按日逐月归档备查。

第二十三条

发电企业脱硫、脱硝及除尘DCS之间应可实现通讯，在DCS中可查看脱硫、脱硝及除尘环保设施的主要参数。新建、改造电厂除尘系统监控参数应按照直接接入DCS设计。

第二十四条

燃煤发电企业应按要求于每季度初5个工作日内将上一季度的DCS历史数据报送省环保厅、所在市环保局和环保部东北督查中心。燃煤发电企业必须存储保留完整的DCS历史数据一年以上。脱硫脱硝除尘DCS主要参数应逐步设置于同一集控室内。

第二十五条

省环境监测中心及各省辖市、县（市、区）环境监测机构应按季度对辖区内发电企业开展一次比对监测，比对监测结果按季上报省环保厅。

第二十六条

燃煤发电企业应按照《国家重点监控企业自行监测及信息公开办法（试行）》（环发〔2013〕81号）要求，在省环保厅组织的平台上及时发布自行监测信息。

第五章 环保电价监管

第二十七条

省物价局根据环保厅函告的环保验收情况确认函，通知省电网公司开始或停止执行相关机组的环保电价。

第二十八条

省物价局负责发电机组超限值排放时段环保电价款的核算、没收和罚款，并将处罚结果抄送省环保厅。

燃煤发电机组二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放浓度小时均值超过限值要求不应执行环保电价的，由省物价局依据《监管办法》对超限值时段的环保电价款予以没收并处罚款，其中：因客观原因超过限值或超过限值1倍以下排放的，免予罚款；超过限值1倍以上5倍以下排放的，按照《规范价格行政处罚权的若干规定》（发改价监〔2014〕1223号）中的相关规定，并处超限值时段环保电价款5倍以下罚款。超过限值5倍以上(含5倍)排放的，并处超限值时段环保电价款5倍罚款。

第二十九条

发电机组超限值排放时段以省环保厅提供的各燃煤发电机组环保设施运行情况为准；相关上网电量，以省电网公司提供的发电机组超限值排放时段对应的上网电量为参考，通过现场抽查、核实后确认的电量为准。对不能确认单机执行环保电价上网电量的发电企业，各机组的月结算上网电量或单位时段上网电量按该机组发电量占厂内同等级机组发电量的比例进行计算；非基数类别电量的单位时段上网电量，按当月对应上网电量与该机组运行小时数之比进行计算。

第六章 附

则

第三十条

省环保厅、省物价局应对上全省燃煤发电企业涉及环保电价的典型违法案件按各自的职能分别进行公告。

第三十一条

本细则由辽宁省环保厅、辽宁省物价局按照职能分工负责解释。

第三十二条

本细则自发布之日起实施。《辽宁省燃煤发电机组脱硫电价监督管理办法》同时废止。

附件：1.验收监测有关要求

2.需联网的CEMS数据及DCS关键辅助参数

3.污染源自动监控设施情况表

4.关于XXXX电厂#X机组除尘（脱硫、脱硝）环保验收合格确认函

5.XX发电企业20XX年上网电量（费）结算统计明细表

第三篇：燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法

燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）

近日，国家发展改革委和国家环保总局联合会下发了《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》（以下简称《办法》）。本文由江西金阳钢艺有限公司（专业生产脱硫设备用搪瓷钢）提供。

制定《办法》的目的是贯彻落实国务院节能减排工作部署，加快燃煤机组烟气脱硫设施建设，提高脱硫设施投运率，减少二氧化硫排放。《办法》从脱硫设施建设安装、在线监测、脱硫加价、运行监管、脱硫产业化等方面提出了全面、系统的措施。

《办法》规定，新（扩）建燃煤机组必须按照环保规定同步建设脱硫设施，其上网电量执行国家发展改革委公布的燃煤机组脱硫标杆上网电价；现有燃煤机组应按照国家发展改革委、国家环保总局印发的《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》要求完成脱硫改造，其上网电量执行在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分钱的脱硫加价政策；煤炭平均含硫量大于2％或者低于0.5%的省（区、市），脱硫加价标准可单独制定，具体标准由省级价格主管部门提出方案，报国家发展改革委审批。

《办法》要求，发电企业安装的烟气脱硫设施必须达到环保要求，并安装烟气自动在线监测系统，由省级环保部门和省级电网企业负责实时监测。

《办法》规定，发电企业要保证脱硫设施的正常运行，不得无故停运。脱硫设施投运率达不到要求的，由省级价格主管部门扣减脱硫电价，并向社会公告。

《办法》鼓励新（扩）建燃煤机组建设脱硫设施时不设置烟气旁路通道；鼓励专业化脱硫公司承担污染治理或脱硫设施运营并开展烟气脱硫特许经营试点；规定了对发电企业、电网企业、省级环保部门、价格主管部门违法违纪行为的处罚措施；要求加强对电厂脱硫的监督检查和新闻舆论监督，鼓励群众举报。

据悉，《办法》是国务院《节能减排综合性工作方案》下发后第一个贯彻落实的文件。此前，《办法》曾通过新闻媒体和互联网等渠道广泛征求社会各界意见和建议。《办法》的制定，将为实现“十一五”二氧化硫削减10%的目标发挥重要作用。

第四篇：变速恒频双馈风力发电机组控制技术研究

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变速恒频双馈风力发电机组控制技术研究 作者：张凤 张晓红 卢业蕙

来源：《科技创新导报》2012年第35期

摘 要：该文分析了变速恒频双馈风力发电系统的运行区域，并针对高低风速区采取不同的控制策略，实现低风速区最大风能追踪和高风速区的额定功率保持。

关键词：风力发电机组 变速恒频 控制策略

中图分类号：TM614 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2012）12（b）-00-0

1在当今新能源技术开发中，风电成为最成熟、最具开发利用的发电技术。风电机组是风电系统的重要装置，直接影响输出电能的质量和效率，因此选取合适的控制策略是保证系统安全、高效运行的关键。变速恒频双馈感应风力发电系统

变速恒频双馈感应风力发电系统中，风力机通过齿轮箱与发电机转子相连，发电机定子直接连接到电网，转子通过变频器并网。“双馈”是指发电机的定、转子同时向电网馈电。

根据不同的风速，风力发电机组主要有五个运行区域，如图1所示，每个运行区域机组的输出功率不同。

图1 双馈风力发电机组的运行区域

其中，A为并网区；B为最大风能追踪（MPPT）区域；C为过渡区；D为功率限制区。E为切出停机区。

由于风速的不断变化，风电机组运行在不同的运行区域。通常将发电机组的运行策略确定为：低风速区域，实现最大风能的追踪或使发电机的转速最大。高风速区域，实现发电机组保持额定功率输出。低风速区风力发电机组的控制策略

（1）矢量控制双馈发电机组矢量控制的目标是对发电机中复杂变量间的关系解耦，使实现控制变得简单。基于双馈发电机的动态数学模型利用基于定子磁链定向的矢量控制实现有功功率P和无功功率Q的解耦控制，再分别对其施行闭环控制，实现风电系统的变速恒频运行和最大风能捕获[1]。

（2）直接转矩控制（DTC）直接转矩控制是通过对感应发电机的磁链和转矩做滞环比较，再适当选择逆变器的开关状态实现对发电机转矩的控制，进而实现对发电机最大转速的控制。

直接转矩控制的磁链轨迹有两种形式，一种正六边形，六条边对应于六个电压矢量，通过切换逆变器的开关状态，实现对磁链轨迹的控制[2]；另一种圆形，通过实时计算发电机的转矩和磁链的误差，结合定子磁链的空间位置选择相应的开关矢量。

（3）滑模变结构控制滑模变结构控制是利用其高速开关特性将系统的相轨迹引导到一个设计好的曲面上，使系统的状态变量在设计好的的曲面上做滑模运动。双馈感应发电系统以功率相对误差作为切平面，实现误差跟踪和风能最大捕获[3]；以力矩为控制信号，解决滑动模切换抖动的问题。高风速区风力发电机组的控制策略

当风速达到或超过额定风速后，风力发电机组进入功率限制区。变桨距控制技术是指通过调节桨叶的节距角，改变气流对桨叶的攻角，进而控制风轮捕获的转矩或者功率，在高风速区域通过对桨叶节距角的调整，调节发电机的输出功率保持

恒定。

（1）模糊PID控制。模糊PID控制在双馈风电系统的应用是将控制规则利用模糊集表示成规则库存入到计算机，计算机根据实际响应状况进行模糊推理，实现对PID参数的最优调整，改善了系统的动态性能，提高系统的抗干扰性和鲁棒性。给定信号为发电机的限制功率或转速，反馈信号与给定信号比较，对误差和误差的变化率进行模糊推理，对PID参数进行调整后发出桨叶节距角信号，控制节距角增大或减小[4]。

（2）H∞鲁棒控制。H∞鲁棒控制是指在Hardy空间中通过一些性能指标的无穷范数将被控系统的设计问题转变为H∞范数最小化的问题。在风速和风向不断变化的情况下，利用鲁棒控制器设计的转速控制器使发电机在设定好的风速范围内运行，实现在低风速区的最大风能追踪和高风速区的保持额定功率控制[5]。结语

该文针对不同运行区域的控制目标，分析了风力机特性，研究了实现最大风能追踪的控制策略，通过调节机组转矩或转速，保持最佳叶尖速比，追踪最佳功率曲线。在高风速区域，对发电机组的变桨距控制技术进行研究，并对各控制方式进行分析总结。

参考文献

[1] 张志，清灵，朱一凡.变速恒频双馈风力发电系统最大风能捕获[J].电机与控制应用，2010，37（4）：18-21.[2] 邢作霞，郑琼林.双馈变速恒频风力发电机组直接转矩控制[J].辽宁工程技术大学学报，2006，25（4）：556-559.[3] 刘远涛，杨俊华，谢景凤，等.双馈风力发电机有功功率和无功功率的滑模解耦控制[J].电机与控制应用，2010，37（4）：39-43.[4] 王江.风力发电变桨距控制技术研究[D].合肥：合肥工业大学，2009.[5] 张先勇，吴捷，杨金明，等.额定风速以上风力发电机组的恒功率H∞鲁棒控制[J].控制理论与应用，2008，25（2）：321-324.

第五篇：《大气污染防治行动计划》对新上常规燃煤发电机组的要求

《大气污染防治行动计划》对新上常规燃煤发电机组的要求

常规火力发电燃煤电厂按照《GB 21258-2013常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》 600MW超临界机组单位产品能耗限定基础值306g/kW·h、先进值302g/kW·h，300MW机组不可能达到每千瓦时平均煤耗低于310克。600MW超超临界限定基础值297克、先进值284克，国务院总理李克强12月2日主持召开国务院常务会议，决定全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，大幅降低发电煤耗和污染排放；会议指出，按照绿色发展要求，落实国务院大气污染防治行动计划，通过加快燃煤电厂升级改造，在全国全面推广超低排放和世界一流水平的能耗标准，是推进化石能源清洁化、改善大气质量、缓解资源约束的重要举措。会议决定，在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停，东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。改造完成后，每年可节约原煤约1亿吨、减少二氧化碳排放1.8亿吨，电力行业主要污染物排放总量可降低60%左右。会议要求，对超低排放和节能改造要加大政策激励，改造投入以企业为主，中央和地方予以政策扶持，并加大优惠信贷、发债等融资支持。中央财政大气污染防治专项资金向节能减排效果好的省份适度倾斜。同时，要结合“十三五”规划推出所有煤电机组均须达到的单位能耗底限标准。

“在燃煤电厂的超低排放问题上，这次国务院常务会议在《行动计划》的基础上提出了更高的要求。”环保部总量控制司司长刘炳江对记者解释。

在华北地区刚刚送走令人心悸的重污染天气之后，国务院再出重拳，治理雾霾。

12月2日召开的国务院常务会议决定，在2020年之前对燃煤电厂全面实施超低排放和节能改造，大幅降低发电煤耗和污染排放。

所谓超低排放，即燃煤电厂的主要污染物排放低于我国现行的《火电厂大气污染物排放标准》这一法定标准，而接近或达到天然气燃气轮机组的排放标准。

国务院常务会议指出，按照绿色发展要求，落实国务院大气污染防治行动计划，通过加快燃煤电厂升级改造，在全国全面推广超低排放和世界一流水平的能耗标准，是推进化石能源清洁化、改善大气质量、缓解资源约束的重要举措。“这是一个积极的信号，体现了国务院坚决治霾的决心。”中国环科院副院长柴发合对21世纪经济报道记者分析，全面实施燃煤电厂的超低排放和节能改造，意味着我国燃煤电厂污染治理水平有望达到世界先进水平。

超低排放“提前”和“扩围”

会议决定，在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停，东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。

此前，2014年5月，发改委、环保部和国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》(以下简称《行动计划》)，针对燃煤电厂的超低排放和节能改造，曾提出过具体的目标。

其中，到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310 克/千瓦时，其中现役60万千瓦及以上机组(除空冷机组外)改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时。东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值。

全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时：东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。

“在燃煤电厂的超低排放问题上，这次国务院常务会议在《行动计划》的基础上提出了更高的要求。”环保部总量控制司司长刘炳江对21世纪经济报道记者解释。

其中，现役燃煤机组的超低排放改造由原来的东部地区扩围至东中部地区，同时东部和中部地区的燃煤机组超低排放改造时间大大提前，由原来的2020年分别提前至2017年和2018年底。

刘炳江进一步解释，对现役燃煤机组的超低排放改造做了具体安排，东部地区10万千瓦以上的燃煤机组都要在2017年年底实现超低排放，中部地区30万千瓦以上的燃煤机组都要在2018年年底实现超低排放。

加大政策激励

根据预计，燃煤电厂超低排放和节能改造完成后，每年可节约原煤约1亿吨、减少二氧化碳排放1.8亿吨，电力行业主要污染物排放总量可降低60%左右。

国务院常务会议要求，对超低排放和节能改造要加大政策激励，改造投入以企业为主，中央和地方予以政策扶持，并加大优惠信贷、发债等融资支持。

21世纪经济报道记者获悉，各地为了鼓励和推广超低排放，在对达到超低排放标准并通过绩效审核的燃煤机组，在原有脱硫、脱销、除尘共计2.7分钱/度的环保电价补贴的基础上，根据国家有关规定再进行奖励、电价补贴和发电量鼓励。

柴发合强调，对燃煤机组的超低排放改造要加强监管，确保其真实、持续达到超低排放，要防治燃煤电厂以超低排放之名骗取政府补贴的事情发生。

国务院要求，中央财政大气污染防治专项资金向节能减排效果好的省份适度倾斜。同时，要结合“十三五”规划推出所有煤电机组均须达到的单位能耗底限标准。

此外，柴发合亦提醒，在解决燃煤电厂污染排放问题的同时，我们还要关注非电力行业燃煤锅炉排放和原煤散烧排放的问题，以全面攻克煤烟型污染。