第一篇：纯凝汽机组改造为供热机组的可行
纯凝汽机组改造为供热机组的可行
1概述
热力发电厂主要的热负荷一般是该区域内的工业生产用汽和采暖用汽。目前一些城市受热电厂供热能力的限制，许多热用户还依靠中小锅炉供热；即使已使用热电厂汽源的用户，有不少还保留着自己的小锅炉，以备供热高峰时短期使用。为缓解这种供热紧张局面，彻底解决此问题，一般采取新建供热机组或将中小型纯凝汽机组改为供热机组的措施，以消除或减少城市的中小型锅炉，降低大气污染，提高社会整体效益。
下面对保定热电厂一台N50-8.83/535型纯凝机组改造为C50-8.83/0.98/535型供热机组的方案进行研讨，以便得到更好的技术经济性能。
1.1机组现状
该N50-8.83/535为单缸冲动凝汽式机组，由北京电力修造厂生产，投产于1973年3月。本机有7段抽汽，分别供4台低压加热器，一台除氧器，2台高压加热器。
1.2改造原则
a.安全可靠性第一采用的改造技术和结构部件安全可靠，消除原机组改造范围内的缺陷及薄弱环节。
b.根据国家四部委《关于发展热电联产的若干规定》和国家经贸委《关于关停小火电机组实施意见》文件的精神，确定退役凝汽机组改为抽汽机组后的年均热电比大于50%，总热效率大于45%。
c.以热定电，按配套锅炉设备的额定出力220 t/h时，力求尽量增大供热量，以满足工业抽汽的要求。
d.以运转平台基础和轴承跨距不变动进行结构设计，便于施工，利于降低成本。
e.尽量采用当前国内最先进的同类型机组成熟的改造技术，力求节能降耗，提高经济性。f.尽可能保留原凝汽机组的可用部件及附属设备，减小改造范围。
g.自动主汽门、调速汽门安装位置不变，与凝汽器接口形式不变，与发电机的连接方式不变。
h.改造后抽汽量在0～100 t/h范围内任意调节，纯凝汽工况最大连续运行功率为50 MW；在抽汽量100 t/h时，最大电功率为40 MW。
i.优化回热系统设计改造后不影响回热系统设备的安全运行，补水采用凝汽器补水方式。j.改造后的机组可以视同新机，可延长机组寿命。
2改造方案
2.1方案比较
2.1.1方案一：增大向外供热的非调整抽汽量
三段抽汽孔扩大，其余部分不变。据计算供热抽汽量能达到30 t/h，且抽汽量将随着负荷变化而变化。优点是改造费用低，约20 万元，但此改造抽汽量太小，远不能满足供热市场需求，且热电负荷调整不方便，供热压力也不稳定。
2.1.2方案二：改为调整抽汽机组
调整方式采用旋转隔板调整，即去掉压力级第七到第十级，改装为旋转隔板。为此需要更换前缸、中缸、转子、部分隔板套、前汽封环、调速器、转速变换器等。需要增加的部件
有旋转隔板、油动机、抽汽逆止门、压力变换器等。另外还有一些部件、调速系统及保安系统需要作相应改动。改造后，抽汽量可达60～100 t/h，随着抽汽量的增加，电负荷要下降，当热负荷到100 t/h，电负荷估计在36～38 MW范围内。
2.1.3方案三：改调整抽汽机组的同时对通流部分作优化设计
本方案改造范围与方案二基本相同，不同点是将机组改为可调整抽汽机组的同时，采用全三维技术对通流部分进行优化设计，使机组内效率达到90年代世界先进水平。改造后的抽汽量可在0～100 t/h范围内调整，热耗值比不采用全三维技术改造的机组下降627 kJ/kWh 以上，相当于煤耗下降6.98%。本方案的改造费用预计800万元左右。
2.2方案确定
考虑到机组改造后的运行稳定性、可靠性及经济性，经过对3种方案的技术比较，认为方案三较可行，即凝汽机组改为可调整抽汽机组的同时进行汽轮机通流部分改造，提高汽机内效率(典型工况见表2)。这样，可以在充分利用原有设备及其潜力的前提下，以最小的投资争取获得最大的收益。
2.3改造方案简述
通过热力计算初步确定，将原机组的一个调节级+21个压力级改造为一个调节级+9个压力级+抽汽调节级+9个压力级的形式。去掉的3个压力级改设一个进行抽汽压力调节的旋转隔板。新设计的调速系统在确保抽汽压力稳定的同时，对机组的转速或负荷自动控制。改造后设计抽汽压力在8～13 kg/cm2 范围内变化，采用调压器调整到所需要的抽汽压力，抽汽量根据需要在0～116 t/h 范围内变化，供热量最大可达100 t/h。最大热负荷时可带44 MW电负荷，热负荷低于60 t/h时，仍可带原设计额定电负荷，即50 MW。
2.4改造范围
2.4.1主系统部件的改造
a.调换的部件有转子、前汽缸、中汽缸、隔板套、前汽封环、隔板汽封、调速器、转速变换器。
b.增加的部件有旋转隔板、旋转隔板调节杠杆、抽汽油动机、油动机托架、调压器及其座架、抽汽逆止门及操纵座、安全阀、压力变换器、切换阀、接线盒等。
c.修改的部件有汽封管路、疏水管路、调节油管路、抽汽阀控制管路等。
d.调整的部件有左右两只高压调节汽阀，其流量特性曲线要做修正，在现场通过调整连接板而改变A值，从而改善4个阀的重叠度。由于前汽缸和中汽缸是新的，因此中汽缸与后汽缸连接垂直面的定位销必须重新扩配钻绞，其连接的销子及螺栓均需更新。
2.4.2附属设备的改造
a.高压除氧器改造该机组配套的高压除氧器，为早期的喷雾填料式结构，原设计只进凝结水和高压加热器疏水以及少量补充水。由于该厂冬季供热高峰时补水量大，补水温度低，常造成高压除氧器跑水过负荷现象。改为供热机组后，由于所补除盐水进入凝汽器，末级低压加热器出口温度将比原来低，预计其温度将降低26 ℃，为此需要对高压除氧器进行增容
改造。
b.除盐水系统及设备改造改为抽汽机组，对外供热量将加大，为了维持水量平衡需要补充除盐水。按供热量100t/h计算，需增加除盐水生产量为：100×1.25=125 t/h。为此，需要增加一台阴床、一台树脂装卸罐、一台除碳器及相应的阴阳离子交换树脂，在本次改造中，需对卡脖子的管道及相应的电气、热工设备增加或更新。
2.5改造后机组性能
a.纯凝50 MW工况下机组的热耗保证值不大于9 187.64 kJ/kWh，缸效率保证不小于85%。
b.额定抽汽工况下机组的热耗保证值不大于7 607.6 kJ/kWh，缸效率保证不小于85%。
c.最大抽汽量不小于100 t/h。
2.6改造应考虑的安全措施
a.除设置抽汽压力自动调整装置外，还必须设置安全阀，以防供热系统超压。
b.须加装抽汽逆止门及防止超速的热工保护装置，以防止汽缸进水及汽机超速飞车。
2.7效益分析及经济评价
2.7.1经济指标分析
由于调峰的原因，该机组改造前全年平均负荷为38 MW。如果单机煤耗按热耗率计算，全年发电煤耗419 g/kWh，供电煤耗453 g/kWh。改造完成后，该机组全年平均发电负荷取40 MW，发电煤耗341 g/kWh，供电煤耗369 g/kWh，供热煤耗42.71 kg/GJ，全年平均热电比1.51。
2.7.2经济性评价
该机组改造完后，全年供热增加180万GJ，按现在供热价格16.28元/GJ，去年供热单位成本13.65元/GJ测算，供热创收473.4万元，由于煤耗降低，节煤折合551.93万元，合计年创收1 025.33万元。以此计算大约可用16个月的时间可回收改造成本。3结论
将凝汽机组改为热电联产的抽汽机组，具有良好的经济效益、社会效益和环保效益，此措施是各热力发电厂解决供热紧张状况的措施之一。
保定热电厂进行的N50-8.83/53型机组改造为C50-8.83/0.98/535型调整抽汽供热机组的方案的特点为：
a.充分利用原有设备，减少投资和缩短工期。
b.利用现代新技术对通流部分及系统优化设计，达到降低热耗的目的。
c.运行方式考虑以热定电，优先满足热负荷的需要。考虑到该机组的实际现状，调整抽汽对外供热量以最大100 t/h为宜。
d.改为供热机组，减少了冷水塔造成的蒸发损失及其它几项损失，减少了水资源的消耗。
第二篇：机组检修热工工作总结
#1机组C级检修热控专业检修总结
1.概况
#1机组C级检修于2013年9月14日开始，计划用时12天，实际用时10天。从总的检修情况来看，我专业的检修进度紧随主设备的进度，从2013年9月14日至2013年9月23日止，正常的检修工作已全部完成。所有校验点均按检修工作计划表的要求全部完成。本次检修项目完成率100%，设备消缺率100%，整机启动一次成功。
2.工程工期
计划工期：2013年9月14日~2013年9月26日
实际工期：2013年9月14日~2013年9月23日
3.工作主要项目实际进度
烟气系统（CEMS）测点的检查及表计校验从9月14日开始，至9月23日全部完成。
压力变送器和开关及就地仪表校验从9月14日开始，至9月23日全部完成。
气动门的校验从9月17日开始，至9月23日全部完成。
4.检修过程中消除的主要缺陷
4.1烟气系统中的采样滤芯堵塞较严重，反复吹扫仍无法恢复后，更换采样滤芯两个。原烟气温度测量元件子检查过程中发现热
电阻的陶瓷部分已损坏，经工作负责人确认后，更换并检查合格后回装。CEMS净烟气温度测量元件（PT100热电阻）在检查过程中发现热电阻的护套腐蚀较严重，反复擦拭后仍无法恢复，经工作负责人确认后，更换并检查合格后恢复。
4.2吸收塔除雾器冲洗系统更换气动执行机构四套。利用检修时间
将#1吸收塔除雾器冲洗水母管压力表的信号线重新走线，满足现场文明生产的要求。
4.3#1机组检修现场发现有5处隔膜压力表隔膜损坏无法修复，更
换压力表5块：分别在3台循环泵出口、供浆泵出口母管、#1石膏排出泵出口母管压力。
4.4#1机组三台循环泵电机内部接线端子排由于长期使用已经老
化，利用本次检修机会对三台循环泵电机内部的接线端子排进行更换。
5.工作总体总结
5.1检修情况详介
5.1.1标准项目完成情况
压力变送器校验15台
气动门检查18台
就地仪表校验34只
采样箱检查2台
5.1.2检修过程介绍
本次#1机组C级检修我们热控专业的主要任务是表计的校验，利用检修时间可以将所有热控测点进行疏通并将运行中无法处理的问题进行解决。
虽然我们多次进行300MW机组的检修工作，但是我们检修人员还在检修之前做了大量的准备工作，包括技术资料的收集、检修缺陷的提前统计、向运行了解情况等等。为这次顺利完成检修任务奠定了良好的基础。此次检修为C级检修，工期为两个星期，工作量较大，为了确保检修进度，我们每天的工作相当饱满，还要配合施工队伍参加事故高位水箱的调试工作，这是考验我们的一道难题，对我们的检修工作提出了更高的要求。针对这种情况，我们从做好职工的思想工作入手，要求他们在思想上高度重视，严把安全和质量关。在安全生产部领导的动员下，我们的检修人员都自觉加班加点，毫无怨言，以紧抓工程进度为目标，当天的工作当天完成，确保每个工程节点有条不紊地完成。整个检修过程，我们始终紧随主设备的进度，尤其是在与机务的配合工作方面，我们努力做到接到配合工作任务，立即完成，决不影响总的进度。主设备检修完成，我们立即装复校验，以保证设备试运转的按时进行。在我们全体检修人员的共同努力下，最终圆满完成了这次检修任务，为机组的顺利启动贡献了一份力量。
5.2技术准备工作
5.2.1文件资料准备
在检修开始前，根据检修计划任务书及时进行人员分工。由各小
组人员对自己所管辖的设备范围进行整理分类。检修开始后，根据检修作业文件包进行工作，严格按照检修作业文件包的进行作业。组织参加检修的工作人员全面进行学习，特别是对个别细小环节进行了强调。对保证检修安全进行，起到了重要的保障作用。
5.3检修遗留问题及采取措施
由于#1机组两台分析仪使用时间接近两年应返厂校验,而目前#2机组属于停运状态，所以将#2机组分析仪装在#1机组分析仪机柜内，由于通道设置不同，所以目前#1机组的故障灯常亮，但不影响正常运行，等#1机组分析仪校验完立即回装。
热控专业
2013年9月30日
第三篇：浅谈新建机组生产准备热控人员培训
浅谈新建机组生产准备热控人员培训
（福建华电邵武能源有限公司 福建南平354000）
摘要：加强新建火电机组热控生产准备培训，对顺利接机、机组安全稳定运行有重大意义，本文针对福建邵武电厂新建2台660MW火电机组，介绍热控新人自基建开工以来，在建章立制、同类机组实践学习、厂内传帮带、所选设备厂家培训、基建调试跟踪等各类培训内容。
关键词：新建火电厂；生产准备；热控人员；基建；调试
引言：福建邵武电厂三期扩建项目规划建设2台66万千瓦超临界燃煤发电机组，可实现“超低排放”。项目建成后，将对闽北电网安全性、可靠性起到重要的支撑作用。两台机组计划分别于2017年12月底和2018年投产。随着其他新建机组的先期建设，二期2台125MW机组的关停，热控人才流失严重，技术出现断层现象。且作为新型机组，热控作为机组神经中枢，更当强化人员培训，为机组把好脉。
一、有的放矢，做好培训准备
公司切实贯彻“服务安全生产，满足岗位需求”的原则，始终把生产准备作为工程建设过程中的重要一环。
1、紧密衔接，落实培训计划
基建伊始，公司及部门领导、专责对专业的培训工作给予高度重视，根据基建规划、进度，针对热控专业自主维护模式，进行人员组织，对外联络商谈培训事宜，制定培训方向和培训大纲，制定了>并根据工程进度和实际情况，不断修改完善，旨在提高技术人员综合素质、安全意识、技能水平，做好“一岗一计划”。
2、遵章守制，做好培训保证
公司以进行专题汇报、查学员现场实习培训资料、查周（月）培训总结（含成绩统计表）、员工交流座谈、现场商定对策等方式进行培训督导。热控严格执行公司《检修公司生产准备培训管理办法》等培训制度，做好人员角色转变，以学生、学员进行约束，同时为激发热控参训人员的培训积极性，提高培训质量和效果，保证培训工作的正常开展，开展专业培训绩效管理制度，以个人操行、学习笔记、外出学习定期考试为基础进行奖惩。
3、进行培训动员、总结，明确培训目的
公司及部门就外出培训或同期、同类型培训进行培训动员，总结。让队员明确外出要求、注意事项，明白自己缺什么知识？要学什么知识？总结自己的学习所获，学习方向、重点、难点、生活点滴，掌握好学员培训动态，也让学员有一个明确的培训目的。
二、同类机组现场见习，循序渐进
在公司领导的安排协调下，热控队员先后三次外出到同类电厂学习。专业采取热控锅炉侧、热控汽机侧、热控环保侧三个小组进行分?M跟班学习，培训期间各小组可根据实际情况进行轮换。
1、从系统着手，对660WM机组进行感性认知
参训人员对热控就地设备如：压力开关、变送器、执行器、电动门等单体设备安装调试有一定程度的掌握，但对大型机组热力系统及系统热控设备布局缺乏感性认识，故在公司协调下在六安电厂开展了三周的现场跟班见习。从热控巡检到缺陷处理，利用单机停运，大家走现场，弄清每个设备的作用；找出设备中的进出管路，阀门；理顺设备前后连接设备；明白设备中介质成分、流向，将书本上的流程方框图同现场结合起来，来学习整个生产工艺流程及其热控设备。
2、培养队员会判断，有思维，能检修
在六安电厂完成660MW机组进行感性认知后，结合厂内自主培训检修，单体设备的调试。再次出发外出培训，专业以同类机组的控制逻辑、调节系统为基础，要求队员们在针对热控缺陷，能够多角度的进行思考，进行缺陷判断，能够从系统工艺出发，了解设备的逻辑控制，连锁保护，检修有自己的思维、想法，执行好工作票、做好隔离和安全措施，做到不影响机组安全稳定运行，形成一个良好安全氛围。同时结合可靠性评估，能够找出安装不规范之处。
3、借鉴经验才能少走弯路
学习系统工艺、检修技能固然是一重要部分，同样，针对其他已投运电厂在基建初期、调试方面、运行时出现的各种不安全事故，同样是我们借鉴的一部分。针对同类电厂告知的各类问题，我们热控专业设身处地的进行讨论，大胆假设，小心求证。例如：某电厂#2机组1B小机超速跳机分析报告，大家针对发生的经过及处理情况来判断原因，而后又根据我厂只有一台汽泵进行假设，来判断发生情况及处理方案及预防措施。
三、根据设备，进行厂家培训
根据设备招标、工程进度，热控参与热控设备及汽机、小机等厂家培训。热控重点参与新设备、新技术的培训。例如DCS控制系统，我厂DCS为南自美卓控制系统（maxDNA）。专业分两个阶段进行培训。第一阶段为概念、操作上培训，旨在队员们能够掌握maxDNA控制系统的组装，设置、maxDNA控制系统操作软件、maxDPU控制系统组态；第二阶段各小组抽人（按热控锅炉、热控汽机、热控环保4组）轮换进入，完成导点、逻辑组态、画面组态、机柜卡件安装、通道校验、电源切换、DPU切换。全程参与我厂DCS全过程逻辑画面组态及设备监造。
四、厂内自主培训，全面提高热控专业技术、管理水平
利用回厂休整之际，无外出任务，专业组织开展厂内自主培训，老队员们积极引导新员工开展压力开关、变送器、执行器、电动门等单体设备安装、调试、检修。大家针对外出学习成果，以逐一授课形式，互相交流，由公会、部门组织，开展“学习之星”竞技活动，通过技能实操、理论学习来检验培训成果。
鉴于目前专业青年员工多，热控设备的安装、调试、维护等方面存在差距，同时在大容量、高参数下，控制系统功能和范围进一步扩大，为保证新建火电机组热控控制的可靠性，厂内后期培训主要以《新建火电机组热控可靠性管理导则》的学习，已经历年兄弟电厂可靠性评估报告的学习为主。
五、着眼未来，加强机组基建、调试全过程管理
随着机组建设进度，专业已不再单一的进行厂内外培训。同工程部衔接，热控专业分小组，设备区域划分到个人，已经全面进入介入基建，进入生产调试，遇到问题及时汇报相关部门、人员，进行更正，调整。
1、重点关注厂供热控设备质量问题
厂供如存在厂家不按合同要求的品牌、型号供货，部分厂家采用假冒伪劣产品等等问题。由于开箱验收时没有热控人员在场，这些问题不能被及时发现，而要等安装到现场后才知道，此时再处理则比较被动。因此一定要重视厂供热控设备的质量问题，在主设备开箱验收时若配有热控设备一定要及时通知热控人员参与验收。
2、重视热控设备的保管和成品的保护
由于热控设备对环境要求较高，如DCS、变送器、压力开关、温度元件等都比较注意保管，不应造成老化、进水等现象，做好防尘、防雨，避免交叉作业损坏设备。
3、注重安装细节
（1）设备朝向问题
（2）取样测点的正确性
（3）电源电缆、控制电缆的接线问题
（4）排污管道的敷设问题
4、加强调试管理
（1）DCS系统安全管理
确保DCS系统的安全，在调试初期就必须建立严格的DCS管理制度并认真执行，使计算机密码只能由专业调试人员掌握并不定期修改，同时注意做好组态备份工作。
（2）现场设备标识问题
现场设备标识的正确与否对减少误操作有非常重要的意义，特别是所有进入热控保护系统的就地一次检测元件以及可能造成机组跳闸的就地元件，一定要做好正确、明显的标识，以防止人为原因造成保护误动作。邵电二期为区分动作接点，在FSSS、TPS系统动作端子均采用红色端子加以警示。
结语
扎实有效的热控生产准备，前期充分的实践培训，让新人尽快成长，后期积极参与基建全过程，为安全、顺利接机奠定了坚实基础。
第四篇：2x600MW机组脱硫热工控制说明书
xx电厂2×600MW机组
烟气脱硫工程
初步设计阶段
热工自动化部分说明书
xx锅炉（集团）股份有限公司
二○○六年六月
xx电厂2×600MW机组烟气脱硫工程 初步设计阶段 热工自动化初步设计说明书
xx电厂2×600MW机组烟气脱硫工程
目录 概述.................................................2 2 热工自动化水平和控制室（楼）的布置....................3 3 仪表及控制系统的选型.................................6 4 闭路电视系统.........................................7 5 电源和气源...........................................7 6 控制级别描述.........................................8 7 控制框图.............................................9 8 仪表设备接地........................................11 9 热工实验室及专用工具................................11 xx电厂2×600MW机组烟气脱硫工程 初步设计阶段 热工自动化初步设计说明书 概述 1.1 设计依据
1.1.1xx锅炉（集团）股份有限公司与xx发电有限责任公司签定的《xx电厂2×600MW新建机组B标段烟气脱硫装置合同》。
1.1.2 《火力发电厂初步设计文件内容深度规定》（DLGJ9-92）、《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）及各专业有关设计技术规程和技术标准。1.2 设计范围
本专业负责xx电厂2×600MW新建机组B标段烟气脱硫工程热工自动化部分设计。1.3 采用的标准和规范 1.3.1 中国标准和规范
《火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路及电缆设计技术规定》 DL/T5182-2004 《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》 DL/T 5175-2003 《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》
SDJ26-8《自动化仪表工程施工及验收规范》 GB50093-2002 《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》 DL/T659-1998 《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》 DL/T658-1998 《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》 DL/T657-1998 《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》 DL/T5196－2004 闭路电视系统相关的设计、安装、调试、验收规范
1.3.2 其他标准和规范
（1）美国防火协会（NFPA）
ANSI/NFPA 70 美国国家防火协会电气规范（2）美国电气和电子工程师协会（IEEE）
ANSI/IEEE 472 冲击电压承受能力导则（SWC）
xx电厂2×600MW机组烟气脱硫工程 初步设计阶段 热工自动化初步设计说明书
ANSI/IEEE 488 可编程仪表的数字接口（3）美国电子工业协会（EIA）
EIA RS－232－C 数据终端设备与使用串行二进制数据进行数据
交换的数据通信设备之间的接口
EIA RS－485 数据终端设备与使用串行二进制数据进行数
据交换的数据通信设备之间的接口
（4）美国仪器学会（ISA）
ISA RP55.1 数字处理计算机硬件测试（5）美国科学仪器制造商协会（SAMA）
SAMA PMS 22.1 仪表和控制系统的功能图表示法（6）美国电气制造商协会（NEMA）
ANSI/NEMA ICS4 工业控制设备和系统的端子排 ANSI/NEMA ICS6 工业控制设备和系统外壳（7）美国保险商实验室（UL）
UL 1418 电视用阴极射线管的防内爆 UL 44 橡胶导线、电缆的安全标准（8）瑞典专业雇员联盟（TCO）
TCO 99（9）国际电工学会（IEC）
TCP/IP 网络通讯协议 热工自动化水平和控制室（楼）的布置 2.1热工自动化水平
本项目脱硫系统自动化水平达到运行人员能在脱硫系统控制室内通过FGD_DCS的LCD操作员站对脱硫系统进行启/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。采用DCS作为整个FGD的控制系统后，其控制水平可达到如下程度：
（1）在机组正常运行工况下，对脱硫装置的运行参数和设备的运 xx电厂2×600MW机组烟气脱硫工程 初步设计阶段 热工自动化初步设计说明书
行状况进行有效的监视和控制；
（2）机组出现异常或脱硫工艺系统出现非正常工况时，能按预定的顺序进行处理，使脱硫系统的运行情况与相应的事故状态相适应；
（3）出现危及单元机组运行以及脱硫工艺系统运行的工况时，能自动进行系统的联锁保护，停止相应的设备甚至整套脱硫装置的运行。同时对引起FGD事故的原因进行事件顺序记录（SOE），以便于运行人员及时分析故障。2.2控制室（楼）布置
脱硫装置单独设置FGD控制楼，控制楼的底层均为FGD电气间，布置有关的电气设备，二楼为电缆夹层（控制室及电子设备间下）。工程师室、控制室及电子设备间设在FGD控制楼的三楼。电动门配电柜5面，热工仪表配电柜3面。2.3控制系统的总体结构
主系统即脱硫DCS系统单独设置。I/O信号采用硬接线方式直接进入FGD-DCS系统，实现整个控制系统在FGD_DCS操作员站上控制与监控的功能。FGD的所有相关的数据采集、闭环回路控制、联锁保护、逻辑顺序控制均由FGD_DCS系统来完成。
FGD_DCS与机组分散控制系统之间的信号交换通过硬接线方式，并预留与机组分散控制系统的通讯接口；脱硫FGD_DCS预留与电厂SIS系统的通讯接口，向SIS提供需要的信息。
辅助系统即所有服务于烟气脱硫，相对独立的附属工艺系统。对于这些系统的控制，可以使用随辅助系统工艺设备配供的可编程控制器 xx电厂2×600MW机组烟气脱硫工程 初步设计阶段 热工自动化初步设计说明书
（PLC）进行控制。PLC通过硬接线和数据高速公路与FGD_DCS系统接口，来实现数据检测和与脱硫控制室的数据传递以便在脱硫控制室接线监控。
2.3.1 FGD_DCS系统监控范围
（1）烟气系统（所有设备包括增压风机、烟气换热器、烟气档板、密封风机等）；
（2）二氧化硫吸收系统（所有设备包括吸收塔、除雾器，氧化风机、吸收塔循环泵、脉冲悬浮泵、吸收塔石膏浆液排出泵、石膏浆液缓存箱、石膏浆液缓存箱排出泵、事故浆液箱）；
（3）吸收剂制备系统（包括石灰石粉仓、流化系统、计量式给粉机及输送机、石灰石浆池与工艺水混合搅拌系统、石灰石浆液泵等）；
（4）石膏脱水及储存系统（所有设备包括石膏皮带输送机、真空皮带脱水机、真空泵，滤液箱等）；
（5）排空系统；
（6）工艺水及冷却水系统；
（7）脱硫装置电气系统（包括所有电厂至FGD装置电源进线的联锁、保护及控制的设备）；
（8）各种排水池，集浆池及箱的搅拌器。2.4控制系统的可靠性
控制系统采取以下措施增加系统的可靠性:（1）信号检测
对重要的过程检测参数如FGD入口烟温、FGD入口烟压、吸收塔液 xx电厂2×600MW机组烟气脱硫工程 初步设计阶段 热工自动化初步设计说明书
位、PH计、烟气挡板限位开关等测点作了冗余配置。详见如下：
烟气挡板限位开关（双冗余）增压风机入口压力（三取二）增压风机入口温度（三取平均）吸收塔液位（三取二）
吸收塔排浆泵出口母管pH（双冗余）
（2）联锁保护
FGD_DCS系统设计有必要的联锁保护，以保证系统能安全、可靠地运行。如FGD入口烟温、烟压异常时，自动打开旁路挡板，以保护锅炉的安全远行。
（3）系统在FGD控制室内设有旁路挡板的手动操作按钮，在事故情况下，也能由操作员在控制室将旁路挡板打开。
（4）FGD_DCS与单元机组DCS间的信号交换采用硬接线方式。这些措施能确保系统运行的安全、可靠。3 仪表及控制系统的选型 3.1现场仪表
现场仪表的选型基于可靠、先进、经济、适用的原则。压力/差压变送器采用智能变送器，采用二线制，输出4～20mADC信号，由FGD-DCS直接供电。在罗斯蒙特3051S、Honeywell ST3000、SIMENS等三家制造厂中选择。
对于有悬浮物介质，在箱体或筒仓内料位测量使用超声波料位计或差压变送器，对石灰石粉仓的测量采用雷达物位变送器。对石膏浆液箱内的液位测量使用超声波等非接触式测量，采用E+H、SOR、SIEMENS产品。
xx电厂2×600MW机组烟气脱硫工程 初步设计阶段 热工自动化初步设计说明书
PH值测量系统应采用双路冗余方式,且有自动切换功能，并提供充裕的自动清洗系统和自动地进行远方标定。
本工程采用电磁流量计测量液体流量。浓度计测量采用质量流量计。
执行机构采用电动执行机构。
国产的电动头采用引进技术生产的就地控制一体化产品，调节型电动执行机构采用伺放一体化的进口产品。
闭环控制回路中用于调节的电动执行机构为连续型, 接受4～20mADC的控制信号。并装有带4～20mA DC输出信号的电子位置传感器和0～100%标度的就地位置指示器。
在工艺过程上需要测量开关量信号时采用进口产逻辑开关。与介质接触的仪表部件采用适合于工作环境的材质。3.2 FGD_DCS控制系统
采用有优良业绩、性能可靠的先进产品。4 闭路电视系统
为了便于现场运行环境的监视，脱硫岛内设有一套彩色闭路电视监视系统。该系统两台机组配置一台LCD监视器(21英寸)、设置足够数量（不少于15点）的摄像头（带电动转动装置，如云台），LCD置于FGD控制室DCS操作台上，摄像头应能通过键盘切换监视，摄像头具有远方手动/自动切换监视功能。其布置应与FGD_DCS相协调。5 电源和气源 5.1电源
脱硫岛仪表和控制设备所用各类电源由脱硫岛内部提供。热工电源等级有380/220VAC。
UPS电源和厂用保安段电源可自动切换以提供FGD_DCS系统可靠 xx电厂2×600MW机组烟气脱硫工程 初步设计阶段 热工自动化初步设计说明书 的220VAC电源。
现场仪表（PH计、密度计、电磁流量计、电磁阀等）由仪表电源盘供电，仪表电源盘内UPS电源和厂用保安段电源可自动切换。二线制变送器的电源由FGD_DCS系统提供。5.2气源
脱硫装置的控制系统考虑采用电动方式。仪用压缩空气用于测量管路、个别检测仪表的吹扫，这部分气源从老厂引接。6 控制级别描述
本项目的检测与控制系统分为以下两个级别：
总的来讲，本项目的检测与控制系统分为以下两个级别：（1）现场级；
包括各种检测仪表和执行器。（2）过程控制级；
采用FGD_DCS系统来实现对脱硫系统的实时监视和控制。过程控制级采用FGD_DCS软逻辑来完成有关的联锁保护、顺序控制和闭环回路控制，采用模块式的控制结构。有以下的控制模块类型：
a.功能组（FG）；
由若干的FGM、SFGM、SCM、DCM、ACM组成。包括：脱硫系统、石灰石粉制浆系统、脱水机系统、排空系统等。
b.功能组模块（FGM）；
由若干SFGM组成。用于多个设备或单个大设备的顺控。包括：增压风机、GGH、除雾器、脱水机等。
c.子功能组模块（SFGM）；
xx电厂2×600MW机组烟气脱硫工程 初步设计阶段 热工自动化初步设计说明书
由若干SCM组成。用于少量设备的顺控。d.子控制模块（SCM）；
用于一个或几个设备的顺控。e.驱动输出模件（DCM）；
用于单个设备的启停或开关操作。f.自动控制输出模块（ACM）。
用于闭环回路控制。7 控制框图
闭环控制回路
FGD有以下主要控制回路：（1）增压风机调节系统
增压风机用以克服FGD系统引起的烟气压降。为了保证机组安全运行，通过调节增压风机动叶开度，维持增压风机入口压力稳定。为了获得良好的动态特性，引入了炉膛负压（经过滤波处理）和引风机导叶开度信号，两种信号中的大值微分后作为前馈信号，以消除因机组负荷变动引起烟气流量波动导致的FGD入口压力变化。
（2）PH值调节系统
PH值调节系统控制进入吸收塔的石灰石浆液流量，维持吸收塔浆液的PH值在一定范围内，以保证FGD的脱硫效率。PH值调节器接受4个信号：PH设定值；PH测量值；进入吸收塔的石灰石量；吸收塔需要除去的SO2负荷量。当前后两个量相互平衡后，进入吸收塔的石灰石浆液流量为一个定值，上述平衡一旦被打破，进入吸收塔的石灰石浆液 xx电厂2×600MW机组烟气脱硫工程 初步设计阶段 热工自动化初步设计说明书
量改变，以维持吸收塔浆液的PH值和保证脱硫效率。SO2负荷量是由原烟气流量（经压力，温度校正），原烟气SO2浓度，净烟气SO2浓 度，吸收塔浆液循环泵投运台数综合计算得到；进入吸收塔的石灰石量由石灰石浆液流量和浆液密度计算得到。这两者之间由钙/硫比相联系。（3）石灰石浆液调配系统
石灰石浆液调配系统的任务是保证石灰石浆液的储备量（～6h），石灰石浆液密度符合脱硫工艺要求。该系统相关设备见PID图：回收水箱系统；石灰石浆液系统；石灰石粉仓系统。相关的被控设备有称重皮带运输机，工艺水调节阀，回收水调节阀。相关的变送器有：皮带机转速，工艺水流量，回收水流量，石灰石浆液密度，石灰石浆液流量。此外，工艺要求：首次兑浆用工艺水，FGD运行后，用回收水兑浆，仅当回收水量不足时，用工艺水补充。
石灰石浆液调配系统由两个相对独立的系统组成。一个是浆液箱给水；一个是浆液箱给石灰石粉。由于从浆液箱排出的石灰石浆液的部分数量和进入浆液箱的水量有对应关系，石灰石浆液流量经系数修正后是调节器的一个输入信号，给水流量（回收水流量和工艺水流量之和）是调节器的反馈信号。当两个信号平衡后，进入浆液箱的水量保持恒定，达到维持浆液箱～6h储备量的要求。进入石灰石浆液箱的水量乘一个比例系数后，基本设定了加入浆液箱的石灰石量，该信号由皮带机的速度反馈与之平衡；浆液密度设定值和密度测量值比较后，进一步调节加入的石灰石量，保证浆液密度满足工艺要求。RS触发器用于工艺水阀和回收水阀的切换，回收水阀最大开度19mA xx电厂2×600MW机组烟气脱硫工程 初步设计阶段 热工自动化初步设计说明书
和工艺水阀最小5mA是可以调整的，可以根据阀门的流量特性，选取选取线型好的开度区间进行配合，保证好的调节特性。
首次兑浆可以手动；也可以给水手动，给石灰石粉用自动。
（4）旁路挡板调节系统
四川泸州电厂2×600MW机组B标段脱硫工程是一炉一塔布置。旁路挡板快速开启（<25S）由顺控系统控制。
（5）石膏滤饼厚度调节系统
为了保证石膏滤饼的厚度稳定，皮带脱水机的速度根据超声波物位变送器的测量值进行控制，皮带脱水机的电机由变频器调整转速，转速变送器作反馈。8 仪表设备接地
FGD-DCS接地采用与电气共用地网的方式，接地电阻应满足厂家要求；所有控制器机柜和I/O机柜均设电缆屏蔽层接地用的专用端子排。9 热工实验室及专用工具
本机组烟气脱硫工程不单独设置热工实验室，只配置个别必要的脱硫分析专用实验室设备。
第五篇：2x350MW机组供热改造可行性报告2
2X350MW 机组供热改造
可行性报告
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2X350MW 机组供热改造
可行性报告
一、概述
×装机容量为4×155MW＋2×350MW汽轮发电机组，工程分两期建设完成。
一期4×155MW机组，锅炉为武汉锅炉股份有限公司生产的410t/h自然循环煤粉炉，汽轮机为武汉汽轮发电机厂生产的高温、高压、具有一次可调整抽汽的凝汽式汽轮机。机组为母管制设置，3台锅炉配置2台汽轮发电机组。二期2×350MW机组，锅炉为武汉锅炉股份有限公司生产的1065t/h、亚临界、一次中间再热、自然循环煤粉炉，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热凝汽式汽轮机，机组为单元制设置。
电厂一期工程于2007年投资建设供热首站，对包头市昆区南部区及稀土高新区进行城镇居民采暖集中供热，承担社会责任，产生了巨大的社会效益。电厂一期工程生产的工业抽汽供片区生物公司、铝厂、海平面公司、建材公司生产使用，同时承担片区的采暖供热。电厂发电机出口接至厂内220KV升压站，经过输电线路分别供铝厂、海平面公司，进行正常生产。
为适应地区集中供热的要求，为企业自身节能减排、降低发电成本的要求，根据目前国内广泛采用的350MW机组供热改造的成熟技术，可以电厂二期2台350MW机组实施供热改造，增设供热抽汽，对周边地区实施集中供热。
二、改造理由
根据包头供热总体规划和部署，某某自备电厂一期和二期供热首站最终将保证区域2×800万m2采暖面积的供热要求，需对2X350MW 机组供热进行改造。
2.1在北方城市周边地区建设或改造大型热电厂，既能提供城市工业蒸汽，又能提供城市冬季采暖用热，同时还可以向城市供电，以缓解大中城市电力紧缺的局面，不仅大大地提高了煤炭资源的利用率，也符合能源综合利用和可持续发展的战略要求。本改造实施后,某某自备电厂可供城市采暖面积1600万m2。
2.2有利于改善城市环境和提高市民生活质量
包头市以煤为主的能源消费格局仍未改变，煤耗量约占总能耗量的75%，这势必造成包头市的大气严重污染，冬季尤为严重，实现热电厂的集中供热，实现环境的集中、高效治理，减少分散小锅炉及多烟囱排放，有利于保护环境、改善大气质量和提高市民的生活质量。2.3某某自备电厂节能减排、降低发电成本
实现区域集中供热，变单纯发电为热电联供，会有效地降低企业发电煤耗，增加供热收益，有效的提升企业竞争力和提高经济效益。
三、项目实施方案 3.1 供热抽汽系统
供热蒸汽来自汽轮机中压缸末级排汽，抽汽由中低压缸导气管引出，引出管径DN900，单台机组抽汽量300t/h，抽汽参数为0.82MPa、360℃。抽汽管道设置快关调节阀、抽汽逆止阀、关断蝶阀。管道引至背压机及热网首站，接入背压机，背压机排汽接入热网加热器，每台机组抽汽对应2台背压机及2台热网加热器。为了保证一期首站和二期热网首站在采暖期能够安全连续运行。在一期与二期主蒸汽管道之间加装双管联络并设置联络门，可以在350MW或150MW不能为对应的供热站提供供热蒸汽时，打开联络门可以共享蒸汽，保证对市区供热不间断。
抽汽压力和供汽量通过汽轮机中低压缸之间导气管上的抽汽调节阀和抽汽管道上快关调节阀进行，抽汽调节阀主要控制中压缸分缸压力，防止压力过低，对中压缸末级叶片造成损伤。快关调节阀主要用于控制热网对外供热量，控制热网循环水的温度。
背压机排汽为2根DN900的管道，由于热网加热器直接布置在背压机下，因此排汽管路很短，排汽直接接入热网加热器的2个进汽口（2-DN700）。3.2 热网加热器疏水系统
每2台热网加热器设置3台热网加热器疏水泵，疏水泵2运1备。热网加热器设有疏水冷却段和疏水箱，将加热器疏水冷却到90℃，再由热网加热器疏水泵加压后送入机组除氧器。
热网加热器疏水泵后设疏水再循环管，需要时热网加热器疏水返回热网加热器，热网加热器运行初期疏水量较小时，使疏水泵的运行流量始终大于泵的最小流量，避免疏水泵发生汽蚀，保证泵的安全运行。为降低能耗，热网加热器疏水泵采用变频调速来调节水量。3.3 热网循环水系统
计算本期工程热网循环水量10803t/h。热网供、回水管道设计管径DN1200，设计压力1.6MPa，热网供、回水温度130/70℃，对外连接点供回水压力1.45/0.25MPa，热网循环水回水由外部热网进入热网站，经热网循环泵升压，进入热网加热器。热网加热器采用并联加热方式。在一期供热首站与二期热望首站循环水管道之间建立联络，可以在系统压力不足时互相补偿，确保对市区居民的正常供暖。
热网循环水系统设置热网循环泵4台，3运1备。运行时以量调为主，质调为辅，可以更好地随着热负荷的变化，调整热网循环水量和水温，降低热网运行的能耗。热网循环水总管入口设置热网循环水入口滤网，滤除水中杂质，保持热网循环水的清洁。对外供、回水母管设流量测量装置，设温度、压力、流量测点，作为供热计量测点。3.4 热网补水系统
补水量按1%热网循环水量计算，正常补水不超过110t/h，热网补水设备容量按2%的热网循环水量选择。热网补充水采用化学软化水。化学水车间来的软化水通过大气式热网除氧器除氧，除氧水经补水调节阀补入热网回水管。
补水管设流量测量装置（记录式流量计），以监视热网系统补充水量。补水管再设一路由事故水管道直接补入，用作热网事故时大量失水软化水量不足时应急补充水源，事故补水量按2%的热网循环水量考虑。事故补水采用生水还是自来水待下一步与业主单位进一步最终确认。为保证热网循环泵事故停运时，系统压力稳定，防止热网管道汽化，设置补水箱和热网补水泵。3.5 热网调节
热网采用量-质并调的控制方式。
热网对质的调节通过联通管调节阀和抽汽快关调节阀调节进汽量、进汽压力调整供水温度。热网对量的调节反映在循环水量的变化。循环水量通过调节热网循环泵的投运台数和通过改变热网循环水泵的转速调节水量。3.6汽轮机发电系统
4×15MW后置背压机组，总容量为60MW。机组采用发电机出口直接接入包铝电厂二期厂用电系统接线方式接入6kV系统。采用单母线接线，具有接线简单清晰，设备少，操作方便的特点，担当母线或母线隔离开关检修或发生故障时，整个系统都将停止运行。采用单母线分段接线，当有一段母线发生故障时，通过母线分段断路器将故障段切除，缩小事故或检修范围，其运行可靠性及灵活性明显优于单母线接线。
四、效益分析 4.1经济效益
本工程的建设加快了城区建设步伐，为城区居民提供一个干净、舒适的居住生活环境，到2012年底可供热负荷412MW，供热面积720万m2。本工程静态投资5846万元，供热总成本约15元/GJ，对外供热收费为17元/GJ，一个采暖期共对外供应270万GJ的热量，每年共收益540万元，具有较好的经济效益。4.2社会效益
实现热电厂的集中供热，实现环境的集中、高效治理，减少分散小锅炉及多烟囱排放，有利于保护环境、改善大气质量和提高市民的生活质量。
电厂检修部
2012年3月20日
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