ICS 27.100 F 20 DB52 贵州省地方标准 DB 52/T 7332011 贵州省节能发电调度 脱硫远程实时监测系统建设技术规范 Guizhou province energy saving generation dispatching desulfurization remote real time monitoring system construction technology standard 2011-11-16发布 2011-12-16实施贵州省质量技术监督局 发布 DB52/T 7332011 I 目 次 前言.III 1 范围.1 2 规范性引用文件.1 3 术语和定义.1 4 基本原则.3 4.1 设计和建设.3 4.2 结构与数据流程.3 5 系统功能要求.5 5.1 数据采集功能.5 5.2 数据采集范围及要求.5 5.3 数据管理.6 5.4 数据处理.6 5.5 实时监视及事项记录.7 6 报表管理.7 7 系统安全.8 8 指标与通信接口方法.8 8.1 性能指标.8 8.2 脱硫信息.8 8.3 电能量接口.8 8.4 其他通信接口.9 附录 A（规范性附录）从电厂采集的基础脱硫信息表.10 附录 B（规范性附录）指标计算公式.11 DB52/T 7332011 II 前 言 为规范烟气脱硫远程实时监测系统的建设和发展，更好的开展节能发电调度工作，特制订本标准。本标准按照GB/T 1.1-2009 标准化工作导则 第1部分 标准的结构和编写给出的规则起草。本标准由贵州电网公司电力调度控制中心归口。本标准主要起草单位：贵州电网公司电力调度控制中心。本标准主要起草人：郭翔、王庭飞、李保芳、李颖杰、刘明忠、沈冠全、孙斌、李赟、陈晓谨、张同钰、李军卫、李春喜。DB52/T 7332011 1 贵州省节能发电调度 脱硫远程实时监测系统建设技术规范 1 范围 本标准适用于烟气脱硫远程实时监测系统规划、设计、建设、施工、调试、运行维护过程，是开展节能发电调度工作的重要参考依据，对于开展节能发电调度工作具有指导意义。本标准适用于纳入贵州省节能发电调度的所有火电机组。2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB 13223 火电厂大气污染物排放标准 DL/T 964 循环流化床锅炉性能试验规程 DL 5003 电力系统调度自动化设计技术规程 HJ/T 75 固定污染源烟气排放连续监测技术规范（试行）HJ/T 76 固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法（试行）HJ/T 179 火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰-石膏法 中国南方电网电力二次系统安全防护管理规定 国家电力监管委员会5号令 电力二次系统安全防护规定 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20071176号）贵州省实施细则（黔价格2010225号）3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。3.1 单位发电量SO2排放量 unit power output of SO2 emissions 即燃煤发电机组SO2排放量与发电量之比。3.2 脱硫设施安装率 installation rate of desulphurization facilities 已经安装脱硫设施燃煤发电机组总容量与全网燃煤发电机组的装机容量的百分比。3.3 脱硫设施投运率 operaion rate of desulphurization facilities 统计周期内脱硫设施运行时间与燃煤发电机组运行时间的百分比。DB52/T 7332011 2 3.4 平均单位火电发电量SO2排放量 average unit of thermal power generation SO2 emissions 全网所有燃煤发电机组SO2排放量与全网所有燃煤发电机组发电量之比。3.5 平均单位发电量SO2排放量 average unit power output of SO2 emissions 全网所有燃煤发电机组SO2排放量与全网所有发电机组发电量之比。3.6 地区平均单位供电量SO2排放量 average unit power supply of SO2 emissions 本地区所有燃煤发电机组SO2排放量与本地区总供电量之比。3.7 烟气排放连续监测 flue gas continuous emission monitoring 对固定污染源排放的污染物进行连续地、实时地跟踪测定。3.8 燃烧前脱硫 desulfurization prior to combustion 是采用洗煤等技术对煤进行洗选，将煤中大部分的可燃无机硫洗去，降低燃煤的含硫量，从而达到减少污染的目的。3.9 燃烧中脱硫（即炉内脱硫）combustion desulfurization 是在煤粉燃烧过程中同时投入一定量的脱硫剂，在燃烧时脱硫剂与二氧化硫作用，将其脱除。典型的技术如循环流化床炉内脱硫技术。3.10 燃烧后脱硫（即烟道气体脱硫）desulphurization after combustion 是在烟道处加装脱硫设备，对烟气进行脱硫的方法，典型的技术有石灰石-石膏法、喷雾干燥法、电子束法、氨法等。3.11 烟气旁路通道 flue gas by-pass channel 是指烟气不通过脱硫装置，直接通往烟囱向大气排放的通道，其作用是脱硫设施发生故障时可以不影响发电机组正常运行。3.12 脱硫装置设计总量 desulfurization device design gross 脱硫装置最大设计脱硫处理量。3.13 脱硫电量 desulfurization power DB52/T 7332011 3 机组脱硫有效时段对应的电量。3.14 给料泵 feed pump 主要是指循环流化床脱硫方式中用于脱硫剂供给的设备，通过对其转速的测量可以计算获得脱硫剂的给量。3.15 脱硫总量 desulphurization aggregate 脱硫装置实际运行中的脱硫量。3.16 脱硫设施年投运率 installation rate of desulphurization facilities in a year 是指脱硫设施年运行时间与燃煤发电机组年运行时间之比。3.17 脱硫效率 desulfurization efficiency 针对燃烧后脱硫方式，是指烟气通过脱硫设施后脱除的二氧化硫量与未经脱硫前烟气中所含二氧化硫量的百分比。按HJ/T 179中3.7的公式计算。4 基本原则 4.1 设计和建设 应遵循以下基本原则：系统应满足国家污染物排放标准及节能发电调度有关规定中火力发电机组污染物排放在线监测的功能要求；系统应充分考虑国家污染物排放标准及节能发电调度政策的发展，具备数据处理以及功能的扩充能力，适应未来八至十年的发展需要；系统应具备高可靠性，主站关键设备应采用冗余配置，任一硬件或软件故障，不应导致信息丢失或主要功能丧失；系统建设应遵循二次系统安全防护规定的安全保障要求；系统软、硬件配置应满足相关功能、性能指标以及考核指标统计分析的要求；系统数据采集、处理必须满足脱硫在线监测信息及时、准确和完整的要求；系统中各种统计计算应遵照相关规定及规范和办法的要求，满足规范性、准确性和完整性的要求；系统建设必须采用标准化设备，具备良好的开放性，能够实现与其它系统及单位之间的数据交互共享，满足系统信息开放性的要求。4.2 结构与数据流程 4.2.1 烟气脱硫远程实时监测与脱硫考核系统由主站端、厂站端、电量采集系统和传输通信网等组成。系统设计应满足 DL 5003 的要求，主站系统可用双网冗余结构，各节点功能宜相对独立。4.2.2 系统基本结构推荐如图 1：DB52/T 7332011 4 图1 系统基本结构图 4.2.3 主站端数据流程如图 2：图2 系统数据流程图 4.2.4 厂站端脱硫接入 RTU 示意图，见图 3：B 网 100M网络交换机 以太网 通讯服务器 数据服务器 数据服务器 RTU 远动装置 脱硫信息 采集装置 1 GPS 脱硫信息 采集装置 2 MIS网络 网络硬件隔离 WEB服务器 A 网 100M网络交换机 前置服务器 A 前置服务器 B 机组脱硫系统是否运行 机组脱硫系统运行参数达不到要求的运行时间 脱硫运行参数达不到要求的机组上网电量 整个电厂上网脱硫电量 结算脱硫电量信息公布；报表 电能计量系统 TMR 电厂确认 电厂机组脱硫系统运行工况信息公布；曲线/报表 脱硫系统运行参数是否达到相关标准要求 DB52/T 7332011 5 图3 4.2.5 厂站端脱硫信息流程图，见图 4：图4 5 系统功能要求 5.1 数据采集功能 5.1.1 各燃煤机组脱硫信息的传送，必须满足直采直送的要求，每台机组烟气排放连续监测系统的主要技术指标满足 HJ/T 75和 HJ/T 76 的相关要求，脱硫信息量（开关量及 4MA20MA 模拟量）可通过电缆送至电厂远动系统 RTU，再由 RTU将此信息送至主站系统，主站以逻辑 RTU 区分远动和脱硫信息。5.1.2 每台机组变压器（发变组）高压侧应安装电量计量电子表，由主站端电能计量采集装置采集并传送到主站端电能计量系统 TMR。5.1.3 实现与各电厂远动系统 RTU 之间的通信，支持专线、网络等通信方式。5.1.4 通信规约要求采用目前主流的各种远动通信规约，包括循环式远动规约和问答式规约。5.1.5 数据采集周期应满足 3s5s 的要求。5.2 数据采集范围及要求 DB52/T 7332011 6 5.2.1 根据燃煤机组脱硫所处阶段，燃煤机组脱硫方式可分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫三种类型。建设煤耗在线监测系统的，脱硫系统须采集煤耗在线监测系统计算出的烟气流量作为脱硫是否有效的一个判定参数。具体采集信息见附录 A 脱硫信息采集表。5.2.2 每个固定污染源的总测定小时数不得小于锅炉、炉窑总运行小时数的 75%；每小时的测定时间不得低于 45min。5.3 数据管理 5.3.1 参数管理。系统必须具备完善的参数管理功能，至少能够实现以下基本机组参数的录入与管理：a)机组类型；b)机组设计时间；c)机组建成时间；d)燃料品种；e)锅炉类型；f)脱硫方式；g)脱硫装置设计总量；h)机组设计煤耗；i)燃煤含硫量；j)旁路挡板执行器个数。5.3.2 历史数据管理 对采集到燃煤机组的各种运行信息能够自动的存储到历史数据库中，实现方便的历史数据管理。以下是对历史数据管理的基本功能要求：a)对采集的每一个数据点可按照 1min、5min、15min、60min 等时间间隔选定存储周期，实现历史数据的存储记录，历史数据库应具备定时存储和在异常状态下存储历史数据的功能；b)能够进行统计、累计、积分等综合数据处理；c)提供访问历史数据库的接口并可随时检索和使用；d)保存的数据可用报表、画面以及曲线的方式显示；e)对于存储的修改过的数据应具有修改标志；f)历史数据修改后应具有重新统计分析的功能；g)历史数据保存的时间至少应满足 2年的需要。5.4 数据处理 5.4.1 有效脱硫判定 火电厂大气污染物的监测应在机组额定运行负荷的50%以上进行，并能根据采集到的电厂脱硫信息，按照10秒的周期自动进行相应的计算，至少应实现以下数据的计算和统计：a)脱硫设施投运率：按照国家发展改革委、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20071176 号）执行；b)脱硫有效性判断：按照脱硫运行合格参数的计算方法，对各机组的脱硫有效性进行判断。c)脱硫设施运行不合格判定标准应遵循贵州省实施细则（黔价格2010225 号）的要求。d)脱硫效率：按照 HJ/T 179 的规定执行，DB52/T 7332011 7 e)循环硫化床机组：按照 DL/T 964 的相关公式计算。f)排放标准：按照 GB 13223 或环保部门的审批报告为准；g)应采集如下参数进行脱硫的辅助判断：1)旁路烟气挡板开度；2)脱硫系统主要辅机的电流，如增压风机电流、石灰石风机电流。具体计算公式参见附录B。5.4.2 无效脱硫电量计算 处于无效脱硫状态的机组的上网电量定义为无效脱硫电量。电能计量系统以每15min间隔采集电能量数据，采用公式（1）算法计算每15min内的无效脱硫电量D：1515001Edt Pdt PDttitit.(1)式中：tP 1机组处于无效脱硫状态时由数据处理得到的瞬时功率；tP从脱硫RTU采集到的机组瞬时功率；it机组处于无效脱硫状态的持续时间；15E电能计量系统获取的机组每15min电量。5.4.3 脱硫电量计算 脱硫电量=总发电量脱硫运行参数不合格的机组发电量。脱硫运行参数不合格的机组发电量以电厂每台机组发变组高压侧电量计量电子表的电量数据统计计算。5.5 实时监视及事项记录 系统必须能够提供便捷的操作界面实现对于所辖各发电机组脱硫信息的在线实时监视功能，并能够对各电厂脱硫系统的实时运行状态进行报警，基本要求如下：a)应提供系统接线图、实时曲线图等方便灵活的画面显示方式，实现对电厂脱硫系统运行状况的便捷监视；b)应提供灵活、方便的手段定义告警的发生以及告警引发的后续事件，并能够控制告警的流向；c)根据不同的需要，选择不同的告警方式，如画面、音响、语音等；报警事项可自动或手动存储到历史数据库中，应能按种类、优先级别分类，按时间、厂站、对象进行检索、显示、打印、保存等功能。6 报表管理 系统必须具备独立完备的报表系统，能够完成各类分析报表的制作、生成和发布查询：a)报表系统要求支持类 EXCEL 的电子表格，具有 EXECL 的各种功能、数学统计时间和日期函数，从而能够制作各种需求的报表；b)报表系统须功能强大、制表方便，支持图、文混做，报表可以 HTML 文件形式存储及供授权的网上用户查询和打印；c)系统可定时或随时生成报表，并能按照每日、每月等一定的周期实现对指定报表的发布；DB52/T 7332011 8 d)系统包含的所有数据（包括采集数据和经计算后得到的各种实时、历史数据）均能在报表中显示，报表格式可自定义；e)系统能够提供 15min 报表、时报表、日报表、月报表等不同周期的报表。7 系统安全 7.1 整个系统的设计和建设，必须满足 电力二次系统安全防护规定（国家电力监管委员会 5 号令）、中国南方电网电力二次系统安全防护管理规定等相关安全防护的规定和要求。即满足安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的安全防护要求。7.2 按照本规范中系统体系结构的要求，燃煤机组脱硫在线监测主站系统属于安全区，系统间的互联必须满足以下要求：a)在与电能计量等区系统间互联时采用防火墙实现安全隔离；b)在与 DMIS 等区系统互联时必须采用物理隔离装置实现隔离。8 指标与通信接口方法 8.1 性能指标 应符合DL 5003的相关要求。8.2 脱硫信息 8.2.1 脱硫信息采集周期3s。8.2.2 脱硫信息传送时间3s。8.2.3 脱硫信息分辨率6s。8.2.4 脱硫电量采集周期1s。8.2.5 脱硫电量分析周期3s。8.2.6 有效脱硫电量分时间隔1s。8.2.7 每座电厂脱硫信息扫描次数1200次/h。8.2.8 脱硫信息精度0.2s。8.2.9 脱硫脱硫电量精度0.2s。8.2.10 脱硫遥测月合格率99%。8.2.11 脱硫遥信月正确率100%。8.2.12 脱硫装置月可用率99%。8.2.13 主站端系统月可用率99.99%。8.3 电能量接口 8.3.1 系统必须能够与电能计量系统通信的接口，实现脱硫统计数据以及各种计算电量的传递。8.3.1.1 系统间的接口连接方式：网络方式。8.3.1.2 系统间数据通信的方式：规约通信或采用中间数据库方式。8.3.2 系统间交换的数据。8.3.2.1 能够从电能计量系统获得各机组变压器高压侧有功功率电量数据和行度。8.3.2.2 能够将计算所得的各机组脱硫电量传送到电能计量系统中。DB52/T 7332011 9 8.3.2.3 能够将系统统计的各机组有效脱硫时段传送到电能计量系统中。数据传送的周期。8.3.2.4 按照脱硫电量的计算周期和电能量数据的采集周期进行数据的交换和传送，并支持自定义周期传送。8.3.2.5 支持接收电能计量系统传送的时钟信息，实现两套系统间时钟的同步。8.4 其他通信接口 系统必须能够与除电能计量系统外的其他系统或上下级系统通信的功能，实现接口的标准化、规范化，如标准的规约或文件方式进行数据的交互。DB52/T 7332011 10 A A 附 录 A（规范性附录）从电厂采集的基础脱硫信息表 序号 测点名称 数目 单位 采集目的 备注1 旁路烟气挡板状态 1 用于脱硫设施投运率判断计算。2 入口烟气挡板状态 1 用于脱硫设施投运率判断计算。3 出口烟气挡板状态 1 用于脱硫设施投运率判断计算。4 脱硫系统总有功功率 1 MW 5 脱硫系统总无功功率 1 MVar 6 增压风机电流 1 A 用于脱硫设施投运率判断计算。7 石灰石风机电流 1 A 用于脱硫设施投运率判断计算。8 机组进入口烟气挡板前的二氧化硫浓度 1 mg/m 用于脱硫效率计算。9 机组进入口烟气挡板前的烟尘浓度 1 mg/m 10 机组进入口烟气挡板前的烟气流量 1 km/h 用于SO2产生量的计算。11 机组进入口烟气挡板前的烟气含氧量 1%12 脱硫后出口烟气挡板的二氧化硫浓度 1%用于脱硫效率计算 13 脱硫后出口烟气挡板的氮氧化合物浓度 1 mg/m 14 脱硫后出口烟气挡板的烟尘浓度 1 mg/m 15 脱硫后出口烟气挡板的烟气流量 1 km/h 16 脱硫后出口烟气挡板的烟气含氧量 1%17 脱硫后出口烟气挡板的脱硫效率 1%18 机组进入旁路烟气挡板前的二氧化硫浓度 1 mg/m 用于脱硫设施投运率判断 19 机组进入旁路烟气挡板前的烟尘浓度 1 mg/m 用于脱硫设施投运率判断 20 机组进入旁路烟气挡板前的烟气流量 1 km/h 用于脱硫设施投运率判断 21 机组进入旁路烟气挡板前的烟气含氧量 1%用于脱硫设施投运率判断 22 烟囱出口二氧化硫浓度 1 km/h 用于判断是否达到排放标准 23 烟囱出口氮氧化合物浓度 1 km/h 用于判断是否达到排放标准 24 烟囱出口烟尘浓度 1 km/h 用于判断是否达到排放标准 25 烟囱出口烟气流量 1 km/h 用于判断是否达到排放标准 26 烟囱出口烟气含氧量 1%用于判断是否达到排放标准 27 单台机组变压器（发变组）高压侧出口的有功功率电量 1 用于脱硫电量计算 28 单台机组变压器（发变组）高压侧出口的无功功率电量 1 用于脱硫电量计算 DB52/T 7332011 11 B B 附 录 B（规范性附录）指标计算公式 B.1 脱硫总量 脱硫装置实际运行中的脱硫量。按公式(B.1)计算：S=cleangas cleangas so rawgas rawgas SOQ C Q C 2 2.(B.1)式中：rawgas SOC2折算到标准状态、干基、6%O2下的原烟气中 SO2浓度；cleangas soC2折算到标准状态、干基、6%O2下的净烟气中 SO2浓度；rawgasQ 折算到标准状态、干基、6%O2下的原烟气气流量；cleangasQ 折算到标准状态、干基、6%O2下的净烟气气流量。B.2 脱硫效率 针对燃烧后脱硫方式，是指烟气通过脱硫设施后脱除的二氧化硫量与未经脱硫前烟气中所含二氧化硫量的百分比。按公式(B.2计算：%10012 1CC C.(B.2)式中：C1脱硫前烟气中 SO2的折算浓度(过剩空气系数燃煤取 1.4，燃油、燃气取 1.2)，mg/m3；C2脱硫后烟气中 SO2的折算浓度(过剩空气系数燃煤取 1.4，燃油、燃气取 1.2)，mg/m3。B.3 脱硫设施投运率 指脱硫设施年（月）运行时间与燃煤发电机组年（月）运行时间之比。脱硫设施投运率的目标按照国家发展改革委、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）的要求，需达到95%。月投运率%100 发电机组月运行小时数脱硫设施月停运小时数 发电机组月运行小时数.(B.3)年投运率%100 发电机组年运行小时数脱硫设施年停运小时数 发电机组年运行小时数.(B.4)式中：DB52/T 7332011 12 发电机组运行时间统计火电厂机组运行负荷在设计出力50%以上的运行时间；脱硫设施停运时间统计火电厂机组运行负荷在设计出力的50%以上的脱硫设施停运时间包括无故停运、非计划检修和未征得省环保部门或电网调度机构批准的脱硫设施改造、更新等的时间。B.4 脱硫遥测月合格率 脱硫遥测月合格率%1001 脱硫遥测信息故障时间 故障脱硫遥测信息 间 脱硫遥测信息月运行时nii.(B.5)B.5 脱硫遥信月正确率 脱硫遥信月正确率100%。B.6 脱硫装置月可用率 脱硫装置月可用率%100-1月时间故障时间 装置设施 月时间nii.(B.6)式中：脱硫装置故障指从站端烟气在线监测系统(CEMS)出来后至站端远动装置RTU和主站端间的硬件、软件及通道等装置设施的故障。B.7 主站端系统月可用率 主站端系统月可用率 100-1月时间故障时间 主站软硬件 月时间nii.(B.7)式中：主站软硬件故障指主站端系统软硬件及网络等设施故障。B.8 单位发电量SO2排放量 燃煤发电机组SO2排放量与发电量之比。B.9 脱硫设施投运率 DB52/T 7332011 13 统计周期内脱硫设施运行时间与燃煤发电机组运行时间的百分比。B.10 脱硫设施监视率 已经安装脱硫设施并接入主站端系统进行监视的燃煤发电机组总容量与全网燃煤发电机组的装机容量的百分比。B.11 平均单位火电发电量SO2排放量 全网所有燃煤发电机组SO2排放量与全网所有燃煤发电机组发电量之比。B.12 平均单位发电量SO2排放量 全网所有燃煤发电机组SO2排放量与全网所有发电机组发电量之比。B.13 地区平均单位供电量SO2排放量 本地区所有燃煤发电机组SO2排放量与本地区总供电量之比。_ DB52/T 733-2011