蒸磷锅炉与磷回收装置设计

㈠ 急急急~锅炉烟气脱硫设计方案

现在有很多脱硫的方法 最常见的就是干法和湿法两种
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宋旭
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硫技术
通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。
其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD）,在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。
1．1脱硫的几种工艺
（1）石灰石——石膏法烟气脱硫工艺
石灰石——石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。
它的工作原理是：将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，然后用输送机送至石膏贮仓堆放，脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴，再经过换热器加热升温后，由烟囱排入大气。由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，钙硫比较低，脱硫效率可大于95% 。
（2）旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺
喷雾干燥法脱硫工艺以石灰为脱硫吸收剂，石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置，在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的SO2发生化学反应生成CaSO3,烟气中的SO2被脱除。与此同时，吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来。脱硫后的烟气经除尘器除尘后排放。为了提高脱硫吸收剂的利用率，一般将部分除尘器收集物加入制浆系统进行循环利用。该工艺有两种不同的雾化形式可供选择，一种为旋转喷雾轮雾化，另一种为气液两相流。
喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程较为简单、系统可靠性高等特点，脱硫率可达到85%以上。该工艺在美国及西欧一些国家有一定应用范围（8%）。脱硫灰渣可用作制砖、筑路，但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。
（3） 磷铵肥法烟气脱硫工艺
磷铵肥法烟气脱硫技术属于回收法，以其副产品为磷铵而命名。该工艺过程主要由吸附（活性炭脱硫制酸）、萃取（稀硫酸分解磷矿萃取磷酸）、中和（磷铵中和液制备）、吸收（ 磷铵液脱硫制肥）、氧化（亚硫酸铵氧化）、浓缩干燥（固体肥料制备）等单元组成。它分为两个系统：
烟气脱硫系统——烟气经高效除尘器后使含尘量小于200mg/Nm3，用风机将烟压升高到7000Pa，先经文氏管喷水降温调湿，然后进入四塔并列的活性炭脱硫塔组（其中一只塔周期性切换再生），控制一级脱硫率大于或等于70%，并制得30%左右浓度的硫酸，一级脱硫后的烟气进入二级脱硫塔用磷铵浆液洗涤脱硫，净化后的烟气经分离雾沫后排放。
肥料制备系统——在常规单槽多浆萃取槽中，同一级脱硫制得的稀硫酸分解磷矿粉（P2O5 含量大于26%），过滤后获得稀磷酸（其浓度大于10%），加氨中和后制得磷氨，作为二级脱硫剂，二级脱硫后的料浆经浓缩干燥制成磷铵复合肥料。
（4）炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺
炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850~1150℃温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应器内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟气中的二氧化硫反应。当钙硫比控制在2.0~2.5时，系统脱硫率可达到65~80%。由于增湿水的加入使烟气温度下降，一般控制出口烟气温度高于露点温度10~15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。
该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达30万千瓦。
（5）烟气循环流化床脱硫工艺
烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，也可采用其它对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。
由锅炉排出的未经处理的烟气从吸收塔（即流化床）底部进入。吸收塔底部为一个文丘里装置，烟气流经文丘里管后速度加快，并在此与很细的吸收剂粉末互相混合，颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈摩擦，形成流化床，在喷入均匀水雾降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应生成CaSO3 和CaSO4。脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，进入再循环除尘器，被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔，由于固体颗粒反复循环达百次之多，故吸收剂利用率较高。
此工艺所产生的副产物呈干粉状，其化学成分与喷雾干燥法脱硫工艺类似，主要由飞灰、CaSO3、CaSO4和未反应完的吸收剂Ca(OH)2等组成，适合作废矿井回填、道路基础等。
典型的烟气循环流化床脱硫工艺，当燃煤含硫量为2%左右，钙硫比不大于1.3时，脱硫率可达90%以上，排烟温度约70℃。此工艺在国外目前应用在10~20万千瓦等级机组。由于其占地面积少，投资较省，尤其适合于老机组烟气脱硫。
（6）海水脱硫工艺
海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中二氧化硫的一种脱硫方法。在脱硫吸收塔内，大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气，烟气中的二氧化硫被海水吸收而除去，净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放。吸收二氧化硫后的海水与大量未脱硫的海水混合后，经曝气池曝气处理，使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-，并使海水的PH值与COD调整达到排放标准后排放大海。海水脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。海水脱硫工艺在挪威比较广泛用于炼铝厂、炼油厂等工业炉窑的烟气脱硫，先后有20多套脱硫装置投入运行。近几年，海水脱硫工艺在电厂的应用取得了较快的进展。此种工艺最大问题是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响需要长时间的观察才能得出结论，因此在环境质量比较敏感和环保要求较高的区域需慎重考虑。
（7） 电子束法脱硫工艺
该工艺流程有排烟预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照射和副产品捕集等工序所组成。锅炉所排出的烟气，经过除尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔内喷射冷却水，将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度（约70℃）。烟气的露点通常约为50℃，被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发，因此，不产生废水。通过冷却塔后的烟气流进反应器，在反应器进口处将一定的氨水、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx浓度和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基作用下生成中间生成物硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状微粒（硫酸氨(NH4)2SO4与硝酸氨NH4NO3的混合粉体）。这些粉状微粒一部分沉淀到反应器底部，通过输送机排出，其余被副产品除尘器所分离和捕集，经过造粒处理后被送到副产品仓库储藏。净化后的烟气经脱硫风机由烟囱向大气排放。
（8）氨水洗涤法脱硫工艺
该脱硫工艺以氨水为吸收剂，副产硫酸铵化肥。锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至90~100℃，进入预洗涤器经洗涤后除去HCI和HF，洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。在前置洗涤器中，氨水自塔顶喷淋洗涤烟气，烟气中的SO2被洗涤吸收除去，经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴，进入脱硫洗涤器。在该洗涤器中烟气进一步被洗涤，经洗涤塔顶的除雾器除去雾滴，进入脱硫洗涤器。再经烟气换热器加热后经烟囱排放。洗涤工艺中产生的浓度约30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出售，也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。
1。2燃烧前脱硫
燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫分脱除掉，燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、煤的气化和液化、水煤浆技术等。洗选煤是采用物理、化学或生物方式对锅炉使用的原煤进行清洗，将煤中的硫部分除掉，使煤得以净化并生产出不同质量、规格的产品。微生物脱硫技术从本质上讲也是一种化学法，它是把煤粉悬浮在含细菌的气泡液中，细菌产生的酶能促进硫氧化成硫酸盐，从而达到脱硫的目的；微生物脱硫技术目前常用的脱硫细菌有：属硫杆菌的氧化亚铁硫杆菌、氧化硫杆菌、古细菌、热硫化叶菌等。煤的气化，是指用水蒸汽、氧气或空气作氧化剂，在高温下与煤发生化学反应，生成H2、CO、CH4等可燃混合气体（称作煤气）的过程。煤炭液化是将煤转化为清洁的液体燃料（汽油、柴油、航空煤油等）或化工原料的一种先进的洁净煤技术。水煤浆（Coal Water Mixture，简称CWM）是将灰份小于10%，硫份小于0.5%、挥发份高的原料煤，研磨成250~300μm的细煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和约1%的添加剂的比例配制而成，水煤浆可以像燃料油一样运输、储存和燃烧，燃烧时水煤浆从喷嘴高速喷出，雾化成50~70μm的雾滴，在预热到600~700℃的炉膛内迅速蒸发，并拌有微爆，煤中挥发分析出而着火，其着火温度比干煤粉还低。
燃烧前脱硫技术中物理洗选煤技术已成熟，应用最广泛、最经济，但只能脱无机硫；生物、化学法脱硫不仅能脱无机硫，也能脱除有机硫，但生产成本昂贵，距工业应用尚有较大距离；煤的气化和液化还有待于进一步研究完善；微生物脱硫技术正在开发；水煤浆是一种新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一样的流动性和稳定性，被称为液态煤炭产品，市场潜力巨大，目前已具备商业化条件。
煤的燃烧前的脱硫技术尽管还存在着种种问题，但其优点是能同时除去灰分，减轻运输量，减轻锅炉的沾污和磨损，减少电厂灰渣处理量，还可回收部分硫资源。
1．3 燃烧中脱硫，又称炉内脱硫
炉内脱硫是在燃烧过程中，向炉内加入固硫剂如CaCO3等，使煤中硫分转化成硫酸盐，随炉渣排除。其基本原理是：
CaCO3→CaO＋CO2↑
CaO＋SO2→CaSO3
CaSO3＋1／2×O2→CaSO4
（1） LIMB炉内喷钙技术
早在本世纪60年代末70年代初，炉内喷固硫剂脱硫技术的研究工作已开展，但由于脱硫效率低于10%～30％，既不能与湿法FGD相比，也难以满足高达90%的脱除率要求。一度被冷落。但在1981年美国国家环保局EPA研究了炉内喷钙多段燃烧降低氮氧化物的脱硫技术，简称LIMB，并取得了一些经验。Ca／S在2以上时，用石灰石或消石灰作吸收剂，脱硫率分别可达40%和60%。对燃用中、低含硫量的煤的脱硫来说，只要能满足环保要求，不一定非要求用投资费用很高的烟气脱硫技术。炉内喷钙脱硫工艺简单，投资费用低，特别适用于老厂的改造。
（2） LIFAC烟气脱硫工艺
LIFAC工艺即在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉，并在锅炉空气预热器后增设活化反应器，用以脱除烟气中的SO2。芬兰Tampella和IVO公司开发的这种脱硫工艺，于1986年首先投入商业运行。LIFAC工艺的脱硫效率一般为60%～85％。
加拿大最先进的燃煤电厂Shand电站采用LIFAC烟气脱硫工艺，8个月的运行结果表明，其脱硫工艺性能良好，脱硫率和设备可用率都达到了一些成熟的SO2控制技术相当的水平。我国下关电厂引进LIFAC脱硫工艺，其工艺投资少、占地面积小、没有废水排放，有利于老电厂改造。
1．4 燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD）
燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。对燃煤电厂而言，在今后一个相当长的时期内，FGD将是控制SO2排放的主要方法。目前国内外火电厂烟气脱硫技术的主要发展趋势为：脱硫效率高、装机容量大、技术水平先进、投资省、占地少、运行费用低、自动化程度高、可靠性好等。
1．3．1干式烟气脱硫工艺
该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初，与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点：投资费用较低；脱硫产物呈干态，并和飞灰相混；无需装设除雾器及再热器；设备不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。其缺点是：吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺；用于高硫煤时经济性差；飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用；对干燥过程控制要求很高。
（1） 喷雾干式烟气脱硫工艺：喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD)，最先由美国JOY公司和丹麦Niro Atomier公司共同开发的脱硫工艺，70年代中期得到发展，并在电力工业迅速推广应用。该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触，石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物，最后连同飞灰一起被除尘器收集。我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验，取得了一些经验，为在200～300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。
（2） 粉煤灰干式烟气脱硫技术：日本从1985年起，研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术，到1988年底完成工业实用化试验，1991年初投运了首台粉煤灰干式脱硫设备，处理烟气量644000Nm3／h。其特点：脱硫率高达60%以上，性能稳定，达到了一般湿式法脱硫性能水平；脱硫剂成本低；用水量少，无需排水处理和排烟再加热，设备总费用比湿式法脱硫低1／4；煤灰脱硫剂可以复用；没有浆料，维护容易，设备系统简单可靠。
1．3．2 湿法FGD工艺
世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸钠(Na2CO3)等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2。这种工艺已有50年的历史，经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且具有脱硫效率高(90%～98％)，机组容量大，煤种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等优点。据美国环保局(EPA)的统计资料，全美火电厂采用湿式脱硫装置中，湿式石灰法占39.6％，石灰石法占47.4％，两法共占87%；双碱法占4.1％，碳酸钠法占3.1％。世界各国(如德国、日本等)，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰／石灰石-石膏法烟气脱硫工艺流程。
石灰或石灰石法主要的化学反应机理为：
石灰法：SO2＋CaO＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O
石灰石法：SO2＋CaCO3＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O＋CO2
其主要优点是能广泛地进行商品化开发，且其吸收剂的资源丰富，成本低廉，废渣既可抛弃，也可作为商品石膏回收。目前，石灰／石灰石法是世界上应用最多的一种FGD工艺，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上。
传统的石灰／石灰石工艺有其潜在的缺陷，主要表现为设备的积垢、堵塞、腐蚀与磨损。为了解决这些问题，各设备制造厂商采用了各种不同的方法，开发出第二代、第三代石灰／石灰石脱硫工艺系统。
湿法FGD工艺较为成熟的还有：氢氧化镁法；氢氧化钠法；美国Davy Mckee公司Wellman-Lord FGD工艺；氨法等。
在湿法工艺中，烟气的再热问题直接影响整个FGD工艺的投资。因为经过湿法工艺脱硫后的烟气一般温度较低(45℃），大都在露点以下，若不经过再加热而直接排入烟囱，则容易形成酸雾，腐蚀烟囱，也不利于烟气的扩散。所以湿法FGD装置一般都配有烟气再热系统。目前，应用较多的是技术上成熟的再生(回转)式烟气热交换器(GGH)。GGH价格较贵，占整个FGD工艺投资的比例较高。近年来，日本三菱公司开发出一种可省去无泄漏型的GGH，较好地解决了烟气泄漏问题，但价格仍然较高。前德国SHU公司开发出一种可省去GGH和烟囱的新工艺，它将整个FGD装置安装在电厂的冷却塔内，利用电厂循环水余热来加热烟气，运行情况良好，是一种十分有前途的方法。
1．5等离子体烟气脱硫技术
等离子体烟气脱硫技术研究始于70年代，目前世界上已较大规模开展研究的方法有2类：
（1） 电子束辐照法(EB)
电子束辐照含有水蒸气的烟气时，会使烟气中的分子如O2、H2O等处于激发态、离子或裂解，产生强氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。这些自由基对烟气中的SO2和NO进行氧化，分别变成SO3和NO2或相应的酸。在有氨存在的情况下，生成较稳定的硫铵和硫硝铵固体，它们被除尘器捕集下来而达到脱硫脱硝的目的。
（2） 脉冲电晕法(PPCP)
脉冲电晕放电脱硫脱硝的基本原理和电子束辐照脱硫脱硝的基本原理基本一致，世界上许多国家进行了大量的实验研究，并且进行了较大规模的中间试验，但仍然有许多问题有待研究解决。
1．6 海水脱硫
海水通常呈碱性，自然碱度大约为1．2～2．5mmol/L，这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。国外一些脱硫公司利用海水的这种特性，开发并成功地应用海水洗涤烟气中的SO2，达到烟气净化的目的。
海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统等组成。

㈡ 锅炉燃烧自动控制系统设计是什么样的

燃烧控制系统是电厂锅炉的主控系统，主要包括燃料控制系统、风量控制系统、炉膛压力控制系统。目前大部分电厂的锅炉燃烧控制系统仍然采用PID控制。燃烧控制系统由主蒸汽压力控制和燃烧率控制组成串级控制系统，其中燃烧率控制由燃料量控制、送风量控制、引风量控制构成，各个子控制系统分别通过不同的测量、控制手段来保证经济燃烧和安全燃烧。如图1所示。

图1 燃烧控制系统结构图

2、控制方案

锅炉燃烧自动控制系统的基本任务是使燃料燃烧所提供的热量适应外界对锅炉输出的蒸汽负荷的要求，同时还要保证锅炉安全经济运行。一台锅炉的燃料量、送风量和引风量三者的控制任务是不可分开的，可以用三个控制器控制这三个控制变量，但彼此之间应互相协调，才能可靠工作。对给定出水温度的情况，则需要调节鼓风量与给煤量的比例，使锅炉运行在最佳燃烧状态。同时应使炉膛内存在一定的负压，以维持锅炉热效率、避免炉膛过热向外喷火，保证了人员的安全和环境卫生。

2.1 控制系统总体框架设计

燃烧过程自动控制系统的方案，与锅炉设备的类型、运行方式及控制要求有关，对不同的情况与要求，控制系统的设计方案不一样。将单元机组燃烧过程被控对象看作是一个多变量系统，设计控制系统时，充分考虑工程实际问题，既保证符合运行人员的操作习惯，又要最大限度的实施燃烧优化控制。控制系统的总体框架如图2所示。

图2 单元机组燃烧过程控制原理图

P为机组负荷热量信号为D+dPbdt。控制系统包括：滑压运行主汽压力设定值计算模块（由热力系统实验获得数据，再拟合成可用DCS折线功能块实现的曲线）、负荷—送风量模糊计算模块、主蒸汽压力控制系统和送、引风控制系统等。主蒸汽压力控制系统采用常规串级PID控制结构。

2.2 燃料量控制系统

当外界对锅炉蒸汽负荷的要求变化时，必须相应的改变锅炉燃烧的燃料量。燃料量控制是锅炉控制中最基本也是最主要的一个系统。因为给煤量的多少既影响主汽压力，也影响送、引风量的控制，还影响到汽包中蒸汽蒸发量及汽温等参数，所以燃料量控制对锅炉运行有重大影响。燃料控制可用图3简单表示。

图3 燃料量控制策略

其中：NB为锅炉负荷要求；B为燃料量；F(x)为执行机构。

设置燃料量控制子系统的目的之一就是利用它来消除燃料侧内部的自发扰动，改善系统的调节品质。另外，由于大型机组容量大，各部分之间联系密切，相互影响不可忽略。特别是燃料品种的变化、投入的燃料供给装置的台数不同等因素都会给控制系统带来影响。燃料量控制子系统的设置也为解决这些问题提供了手段。

2.3 送风量控制系统

为了实现经济燃烧，当燃料量改变时，必须相应的改变送风量，使送风量与燃料量相适应。燃料量与送风量的关系见图4。

图4 燃料量与送风量关系

燃烧过程的经济与否可以通过剩余空气系数是否合适来衡量，过剩空气系数通常用烟气的含氧量来间接表示。实现经济燃烧最基本的方法是使风量与燃料量成一定的比例。

送风量控制子系统的任务就是使锅炉的送风量与燃料量相协调，可以达到锅炉的最高热效率，保证机组的经济性，但由于锅炉的热效率不能直接测量，故通常通过一些间接的方法来达到目的。如图5所示，以实测的燃料量B作为送风量调节器的给定值，使送风量V和燃料量B成一定的比例。

图5 燃料量空气调节系统

在稳态时，系统可保证燃料量和送风量间满足

选择使送风量略大于B完全燃烧所需要的理论空气量。这个系统的优点是实现简单，可以消除来自负荷侧和燃料侧的各种扰动。

2.4 引风量控制系统

为了保持炉膛压力在要求的范围内，引风量必须与送风量相适应。炉膛压力的高低也关系着锅炉的安全和经济运行。炉膛压力过低会使大量的冷风漏入炉膛，将会增大引风机的负荷和排烟损失，炉膛压力太低甚至会引起内爆；反之炉膛压力高且高出大气压力的时候，会使火焰和烟气冒出，不仅影响环境卫生，甚至可能影响设备和人生安全。引风量控制子系统的任务是保证一定的炉膛负压力，且炉膛负压必须控制在允许范围内，一般在-20Pa左右。

控制炉膛负压的手段是调节引风机的引风量，其主要的外部扰动是送风量。作为调节对象，炉膛烟道的惯性很小，无论在内扰和外扰下，都近似一个比例环节。一般采用单回路调节系统并加以前馈的方法进行控制，如图6所示。

图6 引风量控制子系统

图中为炉膛负压给定值，S为实测的炉膛负压，Q为引风量，V为送风量。由于炉膛负压实际上决定于送风量和引风量的平衡，故利用送风量作为前馈信号，以改善系统的调节性能。另外，由于调节对象相当于一个比例环节，被调量反应过于灵敏，为了防止小幅度偏差引起引风机挡板的频繁动作，可设置调节器的比例带自动修正环节，使得在小偏差时增大调节器的比例带。对于负压S的测量信号，也需进行低通滤波，以抑制测量值的剧烈波动。

3、系统硬件配置

在锅炉燃烧过程中，用常规仪表进行控制，存在滞后、间歇调节、烟气中氧含量超过给定值、低负荷和烟气温度过低等问题。采用PLC对锅炉进行控制时，由于它的运算速度快、精度高、准确可靠，可适应复杂的、难于处理的控制系统。因而，可以解决以上由常规仪表控制难以解决的问题。所选择的PLC系统要求具有较强的兼容性，可用最小的投资使系统建成及运转；其次，当设计的自动化系统要有所改变时，不需要重新编程，对输入、输出系统不需要再重新接线，不须重新培训人员，就可使PLC系统升级；最后，系统性能较高。硬件结构图如图7所示。

图7 硬件结构图

根据系统的要求，选取西门子PLCS7-200 CPU226 作为控制核心，同时还扩展了2个EM231模拟量输入模块和1个CP243-1以太网模块。CPU226的IO点数是2416，这样完全可以满足系统的要求。同时，选用了EM231模块，它是AD转换模块，具有4个模拟量输入，12位AD，其采样速度25μs，温度传感器、压力传感器、流量传感器以及含氧检测传感器的输出信号经过调理和放大处理后，成为0～5V的标准信号，EM231模块自动完成AD转换。

S7-200的PPI接口的物理特性为RS-485，可在PPI、MPI和自由通讯口方式下工作。为实现PLC与上位机的通讯提供了多种选择。

为实现人机对话功能，如系统状态以及变量图形显示、参数修改等，还扩展了一块Eview500系列的触摸显示屏，操作控制简单、方便，可用于设置系统参数， 显示锅炉温度等。还有一个以太网模块CP243-1，其作用是可以让S7-200直接连入以太网，通过以太网进行远距离交换数据，与其他的S7-200进行数据传输，通信基于TCPIP，安装方便、简单。

4、系统软件设计

控制程序采用STEP7-MicroWin软件以梯形图方式编写，其软件框图如图8所示。

图8 软件主框图

S7-200PLC给出了一条PID指令，这样省去了复杂的PID算法编程过程，大大方便了用户的使用。使用PID指令有以下要点和经验：

（1）比例系数和积分时间常数的确定。应根据经验值和反复调试确定。
（2）调节量、给定量、输出量等参数的标准归一化转换。
（3）按正确顺序填写PID回路参数表（LOOP TABLE），分配好各参数地址。

5、结束语

单元机组燃烧过程控制系统在某火电厂发电机组锅炉协调控制系统中投入使用。实际运行情况表明：由于引入负荷模糊前馈，使得锅炉燃烧控制系统作为协调控制的子系统，跟随机组负荷变化的能力显著提高，风煤比能够在静态和动态过程中保持一致；送、引风控制系统在逻辑控制系统的配合下运行的平稳性和安全性提高，炉膛负压波动减小，满足了运行的要求；在机组负荷不变时，锅炉燃烧稳定，各被调参数动态偏差显著减少，实现了锅炉的优化燃烧；采用非线性PID调节方式，解决了引风挡板的晃动问题。

采用西门子的PLC控制，不仅简化了系统，提高了设备的可靠性和稳定性，同时也大幅地提高了燃烧能的热效率。通过操作面板修改系统参数可以满足不同的工况要求，机组的各种信息，如工作状态、故障情况等可以声光报警及文字形式表示出来，主要控制参数(温度值)的实时变化情况以趋势图的形式记录显示， 方便了设备的操作和维护，该系统通用性好、扩展性强，直观易操作。

㈢ 中压锅炉为什么要加磷酸盐

中压锅炉加入磷酸盐的目的是为了防止生成钙垢，因为钙是水中最主要的生垢物质。当炉水中含有足够的PO43-浓度时，在一定的PH值条件下，Ca₂+会与PO43-会生成碱式磷酸钙，碱式磷酸钙在锅炉中不会生成水垢，而是呈水渣状，可随炉水排污排出炉外。炉水内添加磷酸盐是一种补救性的、预防性的措施，以防止在脱盐处理过程中漏出的钙离子产生危害。

显然，根本性的措施应是提高给水脱盐处理的质量，尽量杜绝（实际上难免有微量Ca₂+漏过）生垢物质漏入脱盐精制水，因为即使生成水渣，过多的水渣也会影响蒸汽的质量。

(3)蒸磷锅炉与磷回收装置设计扩展阅读：

中压锅炉炉龄存在的问题：

1、由于除氧器运行不正常，锅炉补水含氧量超标，锅炉存在氧腐蚀安全隐患; 热力除氧蒸汽对空排放，造成严重的蒸汽浪费和热污染。

2、凝结水系统的凝结水未经处理直接回用，存在腐蚀隐患。

3、锅炉水采用磷酸三钠处理，存在碱隐藏的安全隐患。

4、受当前技术制约，锅炉排污水无法回收，造成排污热和排污水的极大浪费。

㈣ 锅炉磷酸盐加药装置的结构及原理

锅炉磷复酸盐加药装置的质量不制仅要看主体质量如何还要看配件质量是否可靠，锅炉磷酸盐加药装置连云港助利机械设备有限公司质量比较好，用的是，锅炉磷酸盐加药装置的结构组成：主要部件有：溶药箱、液位计、溶液箱、搅拌器、计量泵、安全阀、缓冲罐、压力表、控制柜、阀门及管路集中布置在底座上，还配有扶梯和平台。 A book iron-grey and chill is this that I have written, the tale 望采纳！

㈤ 锅炉定排 连排 罐排 放点蒸汽 及水回收利用工程设计

可以为您提供闪蒸气回收利用技术，使废蒸汽得到合理利用，节约能源与资金。符合国家号召，有需要可登录：www.zgjngy.com 一次投资受益良多。

㈥ 凝结水回收装置开式系统和闭式系统的区别

很荣幸能为你解答！ 大连蒸汽凝结水回收装置工作原理如下： 用户系统运行正常时，冷凝水从用热设备中排出，经专用疏水装置、共网装置等专用疏水装置顺利引入闪蒸罐。根据需要可进行二次汽分离利用。分离后的冷凝水被热泵引入回水罐，经消汽蚀处理后高温冷凝水被高温水泵直接送到锅炉汽包内。回水罐液位和水泵均采用自动控制，基本实现锅炉产多少汽便可回多少水的水—汽平衡(不考虑系统中跑、冒、滴、漏现象)。系统不会产生氧腐蚀，冷凝水也不会被二次污染。整个回收率过程在密闭状态下运行。 凝水回收采用的是闭式回收方式。在回收过程中设备一直处于承压状态，具有冷凝水回收温度高，热量基本做到完全回收。因不与大气接触，冷凝水不会被污染，使锅炉的排污量大幅降低，同时也有效地防止了锅炉水垢的生成。 1、该装置取代了部分用热厂家冷凝水的开式回收。开式回收即用热设备产生的冷凝水通过疏水器直接排出，排出的汽水混合物直接引到水泥池或铁罐中，然后加水降温到80℃以下，再用水泵送到锅炉的做法。此种方法仅能回收部分热量，约占排放量的30%～50%，而冷凝水在回收过程中与大气接触，水中的杂质大幅增加，丧失了冷凝水(蒸馏水)的优良品质。 2、针对瓦楞纸板生产线各设备的用热特点，对疏水工艺进行了合理改造，采用本设计的专用疏水装置，单面机和热板的温度在不同车速下均比改造前有所提高。 3、回收冷凝水系统采用了自控变频技术，冷凝水直接回锅炉汽包。如不考虑系统的泄漏，可实现锅炉汽水平衡，即锅炉产多少汽便可回多少水。而且回水温度高(最高可达160℃)，锅炉的汽压、汽温得到了保证，从而改善了锅炉的然烧状况，增强锅炉对煤种的适应能力。 希望能帮到你！

㈦ 锅炉炉水磷酸根与水质有什么关系

水磷酸根高，水质好。水磷酸根低，水质坏。

汽包炉进行磷酸盐-pH协调控制时，其炉水的Na+与PO3-的摩尔比值，应维持在2.3～2.8。若炉水的Na+与PO3-的摩尔比低于2.3或高于2.8时，可加中和剂进行调节。检测不到磷酸根确实是因为给水硬度高结垢了。

二级反渗透+混床系统标准：

硬度：≤2.0μmol/L。

溶解氧：≤13µɡ／L。

这些离子在锅炉中若不及时除去就会在水冷壁管中结成钙镁水垢，从而影响汽水循环工况，危及热力设备的安全运行和其寿命，甚至造成爆管停炉，后果是相当严重的。

科学家们通过长期的科学实验总出一种方法：向炉水中加入磷酸三钠盐(Na₃PO₄·12H₂O)溶液的办法，使锅炉水中经常维持一定含量的磷酸根离子(PO₄-) 。

(7)蒸磷锅炉与磷回收装置设计扩展阅读：

在锅炉正常运行的情况下，炉水的pH值通常控制在9一11之间，过高或过低对锅炉腐蚀都有影响。

①在低pH值(pH<9)的情况下，水对钢材的腐蚀加快，因为H+起了去极化作用。而且此时的腐蚀产物都是可溶的，不易生成保护膜。

②炉水中PO3-与cf,+的反应，是在pH值足够高的情况下，才能生成容易通过排污排除的杂质。

③炉水保持适当的pH值，也有利于抑制炉水中硅酸盐的水解，减少硅酸在蒸汽(特别是高压蒸汽)中的溶解性携带量。

㈧ 锅炉烟气余热回收系统如何设计

酸露点太高，没有多少设计的价值啊！你的进水温度起码要保证115度啊，采用翅片管，才能保证不积灰腐蚀。采用115度的进水温度，烟气温度能降低到130度就不错了。不然低于露点温度，管子就报废了！ 你还要弄85度的热水温度，只能采用再循环方式，保证入口热水温度达到115度！

㈨ 300MW机组锅炉排污DCS控制系统设计

其实都是大同小异，改一下吧

DCS在轻烃分馏系统中的应用

【摘要】轻烃分馏采用多塔蒸馏分离技术，利用各组分之间相对挥发度的不同进行分馏。反应装置为塔式，塔内装设有塔板或填料，以提供传热和传质场所。加热设备为加热炉，以导热油为介质为塔底重沸器提供热源。冷凝设备为冷凝器，以水为介质为塔顶冷凝器提供冷源；根据工艺要求，设置DCS系统实现轻烃分馏工艺的自动控制。
【关键词】轻烃分馏、DCS系统、自动控制
1.工艺流程概述
轻烃原料→脱水器（脱水）→预热器（预热）→脱硫化氢塔（脱硫化氢）→脱硫醇塔（脱硫醇）→1#塔（脱丁烷）→2#塔（脱戊烷）→3#塔（脱己烷）→4#塔（脱庚烷）→5#塔（脱辛烷）→6#塔（脱壬烷）
轻烃在1.4Mpa下进入工序，原料通过聚结器脱水，再经预热器预热30℃～35℃，然后进入脱硫化氢塔和脱硫醇塔，之后进入1#、2#、3#塔底预热器预热，汇总后进入1#塔（脱丁烷塔）进料口。由于每个塔系构成及工艺原理相似，所以以下只对1#塔系（脱丁烷塔系）工艺做详细叙述。
1#塔系（脱丁烷塔系）的目的是将原料C4以下的轻组分与C5以上的重组分分离，汇总后的原料进入1#塔（脱丁烷塔）中部，1#塔（脱丁烷塔）塔顶物料经1#塔冷凝器后进入1#塔回流罐，通过1#塔回流泵一部分打回流，另一部分作为液化石油气产品进入储罐待售，塔底物料在塔内压力的作用下，一部分经过1#塔重沸器与导热油换热后重新回到塔底，另一部分经原料与1#塔底预热器换热后进入2#塔（脱戊烷塔）中部。
2.系统的主要控制要求
根据工艺要求，该系统主要实现轻烃分馏工艺的自动控制包括：物料进塔控制、塔温度控制、塔液位控制、塔压力控制；重沸器控制、冷凝器控制、回流罐控制、回流量的控制、采出量的控制、向下一塔的出料量的控制。
3.系统的控制方案分析
影响分馏塔的重要因素是温度、压力、回流量、液位，其中压力对温度和产品质量影响很大。所以压力是平稳操作的主要因素，塔的压力取决于塔顶产品的组分及冷却后的温度。系统中要求控制对象的工艺特性及要求不同，为了达到最佳控制效果，针对不同的对象，往往需要采用不同的控制方案。
3.1物料流量（FC1）控制
物料是塔中进料所以对塔中温度、压力都有一定影响，所以在物料本质不变的情况下，控制物料流量使其恒定在一定范围内，对塔系稳定是必要的。由于物料经预热器预热所以温度基本恒定，而且是由原料泵输送所以压力也是一定的，所以物料流量控制只需采用单回路前馈控制方案。前馈控制可使受控变量连续维持在恒定的给定值上，即总进料量恒定。如图1-1
3.2塔温度(TC1)控制
塔底的温度是由物料在重沸器中被导热油加热上升至塔底的温度，所以塔底的温度是随重沸器中导热油温度而改变的。塔底温度控制可以选择导热油出口流量为操作变量的控制方案。如图1-1
3.3塔压力(PC1)控制
恒定压力的方法就是固定进料量(FC1)、回流量(FC2)、塔底温度(TC1)和冷却器负荷，使塔顶产品具有稳定的冷后温度与组分，以保持与回流罐的恒定压差。所以选择冷却后到回流罐的产品流量作为操作变量。回流罐出现负压可以通过（PC2）补充氮气。如图1-1
3.4塔底液位（LC1）控制
塔底液位主要是受塔底温度（TC1）、向下一塔的出料量（FC3）的影响。由于塔底液位不光对本塔系构成影响还会波及下一个塔系，所以必须使向下一塔的出料量（FC3）恒定在一定范围，还要满足液位高度控制在要求范围内。这样简单的单回路控制就无法满足要求，所以应该选用塔底液位（LC1）与向下一塔的出料量（FC3）串级控制。如图1-1
图1-1 1#塔（脱丁烷）工艺控制流程图
氮气线
产品采出线
TC1
导热油出
冷凝器
导热油进
FC1
FC2
LC2
FC3
PC2
LC1
原料
物料进2#塔
回流线
回流罐
重沸器
泵
泵
1#塔
PC1

4．控制方案在DCS上的实现
4.1MACSV系统介绍
MACS系统是通过一抬网和基于现场总线技术的控制网络连接的由工程师站、操作站、现场控制站、通讯站、服务器组成的综合信息系统。
MACS系统硬件由网络、工程师站、操作员站、系统服务器、高级计算机站、现场控制站（包括控制器、电源模块、I/O模块）、管理网网关、通信控制站组成。网络分监控网络、系统网络、控制网络三个层次，监控网络实现工程师站、操作员站、高级计算机站、系统服务器的互连，系统网络实现系统服务器与现场控制站互连，控制网络实现现场控制站与过程I/O单元的通讯。
4.2控制系统配置
4.2.1 I/O的配置
根据系统监控要求，需要确定出系统中要检测的量和控制的量（即I/O点），列出系统I/O测点清单并说明信号类型。在该系统中采用热电阻、温度变送器、压力变送器、浮筒液位变送器、质量流量计、涡街流量计等将压力、温度、液位、流量信号转换成模拟电流信号输入DCS中，利用模拟输出信号控制各种调节阀来实现输出控制。
4.2.2 硬件配置
根据控制方案所需的I/O点及工艺要求，结合MACS系统模块特点配置模块，还需要配置一个控制站、一个工程师站、二个系统服务器和三个操作员站。
4.2.3软件配置
工程师站配置MACSV 组态软件、MACSV操作员站软件；服务器配置MACSV服务器软件、现场控制器运行软件；操作员站配置MACSV操作员站软件。
4.3系统组态
系统组态是在工程师站上利用组态软件完成，然后下装到控制站执行的。
4.3.1系统配置组态
应用系统的硬件配置通过系统配置软件完成。系统设备组态的任务是完成系统网和监控网上各网络设备的硬件配置。I/O设备组态是以现场控制站为单位来完成每个站的I/O单元配置。软件采用从主画面进入各组态画面的方式完成各部分组态。
4.3.2数据库组态
数据库组态就是定义和编辑系统各站的点信息，这是形成应用系统的基础。
4.3.3算法组态
算法组态由变量定义、变量使用、编制控制运算程序三部分构成。MACSV系统提供五种算法组态语言：SFC、ST、FBD、LD、FM。
4.3.4图形、报表组态
图形组态包括背景图定义和动态点定义，其中动态显示其实时值或历史变化，因而要求动态点必须同已定义点相对应。通过把图文连入系统，就可以实现图形的显示和切换。
4.3.5编译、下装
系统联编功能连接形成服务器下载文件，成为操作员站、现场控制站上的在线运行软件运行基础。服务器下装文件生成后，其中系统库、图形、报表文件通过网络下传到服务器和操作员站。
结束语
本文叙述讲解了DCS系统在轻烃分馏装置中如何分析、设置、安装、控制的应用过程。
参考文献
1 杨丽明 张光新 化工仪表及自动化 北京：化学工业出版社 2004
2王树青 赵鹏程 集散型计算机控制系统（DCS） 杭州：浙江大学出版社 1991
3 周泽魁 控制仪表与计算机控制装置 北京：化学工业出版社 2002

㈩ 制浆造纸碱回收锅炉的ESP（静电除尘）装置设计及其工作原理

不了解 当观众