大型火电厂

大型火电厂（精选十篇）

大型火电厂 篇1

由于大型火电厂对锅炉设施的要求很高, 因此必须要按照既定的顺序进行安装, 不能有丝毫的错误, 否则会导致整个设备失调, 影响火电厂的工作效率。在锅炉设备中, 最重要的零部件有外部和内部两类, 外部零部件包括钢架组和水冷壁等;内部零部件包括省煤器和空气预热器等。这些零部件的安装程序非常严格, 需要严格按照安装规范来操作。首先要进行外部零部件和固定设备的安装, 将顶板梁固定好后进行设备的焊接, 然后进行内部零部件的安装, 最后还要对锅炉整体的运作进行调试, 确保锅炉能够正常的运转。在测试中一旦出现问题要立即进行排查和检修。

2 锅炉安装需要注意的问题

首先要确保锅炉的安装支撑设备的安全性。在安装锅炉的外部零部件时, 一般会先搭建吊装设备。此时需要注意该设备的安全性, 在使用之前要进行全面的检查作业。一是吊装设备所有的零部件必须是完好无损的, 能够承受正常范围内的压力, 确保吊装过程的安全性和效率。二是锅炉的吊装位置必须要科学, 条件允许的情况下要设立锅炉房, 同时要注意锅炉房的照明既要保证正常的照明度, 同时不能电压过高影响吊装设备的运转。三是要注意吊装的钢架结构必须要稳固, 进行锅炉零部件的吊装时要检查所有的挂钩是否牢固。四是在吊装设备起吊时要安排专门人员进行指挥, 指挥人员和吊装人员必须要良好的配合, 确保整个吊装过程不出现意外。五是要确保焊接工作的规范性和科学性。要在锅筒的内部保留足够的空气, 同时在进行焊接作业时要戴好手套和防护工具, 在高空操作时要系好安全绳。

其次要检查锅炉的管道是否铺设合理, 管道内部是否畅通。检查人员首先要进行管道的漏气检测, 然后查看管道和阀门的定时装置是否运作正常。管道的铺设系统要和锅炉内部的管道系统分离开。安装人员要在管路的铺设时记录好每一个环节和步骤, 方便日后对设备进行必要的调整。在进行二次阀门的安装时, 安装人员要确保其和主体的管道界限明确。管路阀安装完毕后, 检查人员要测试各个阀门的功能, 尤其要注意水压和电压等指标, 保证至少对安全阀做一次测试。

3 锅炉设施安装所需的技术

3.1 锅炉外部设施的施工。第一, 安装钢架组时要采用相应的技术。该技术要求钢架的安装需要注意卡头的高度, 卡头要和立柱保持在标准的高度范围内。在进行钢架的吊装作业时要采用炉膛后部缓装的技术, 确保吊装的科学性。焊接方面的主要技术是冷热校正技术, 该技术能够确保焊接的牢固性和位置的准确性。在稳固支架时需要采用单元框架技术, 对钢架组的各个钢架单元进行分装, 要注意钢架的安装次序, 最先安装的支柱和钢梁, 然后是各种组合部件, 接着是次梁和水平支撑板。为了确保钢架组的安全性, 工程人员一定要严格根据技术要求进行操作, 保证每层的钢架都安装好烟风道, 同时应用标准的测量仪器来标注好立柱的高度和位置。第二, 钢架组安装完之后要进行水冷壁的安装。这是锅炉外部设施中非常关键的一个环节。由于锅炉体积较大, 拼装工作不容易进行, 所以要尽量节省安装成本, 在拼装水冷壁时要选择最合适的组件, 不能光看体积大小。在拼装过程成, 要防止水冷壁因外力出现扭转的情况, 否则会出现大面积的故障。由于组件数量多, 在安装时为了避免出现多重的误差, 需要在每一个组件安装完成后及时进行控制核查, 最好的办法是采用分层核查的方式, 可以将误差降到最低点。在进行水冷壁复核安装的环节中要根据管道的长宽度来调节规整的形状, 然后需要利用通球试验来保证水冷壁的平衡度, 另外在焊接时要注意水冷壁的厚度和管径圆周长度。焊接并密封好管道和壁面后要注意清理, 尽量清除管壁内的污垢和施工残留的油漆。上述工作完成之后还要封闭好管道, 避免产生其他的污物。注意在施工中不能移动管道, 要用焊接技术进行分管焊接并做好记录。

3.2 锅炉内部设施的施工。第一, 在锅炉内部安装锅筒和集箱。这部分的安装需要注意吊装前后的环节, 要保证两者的位置符合标准, 均匀受力, 否则会导致胀管等问题。在吊装前需要测量锅筒的重量后制定相应的吊装步骤。锅筒在吊装时要保证重量处于可控范围内, 严禁吊机超负荷工作。同时吊线要均匀包围在锅筒四周, 避免锅筒因受力不均而损坏。将两者吊入锅炉中时, 需要调整好安放的角度, 使用专业测量仪器进行反复测量, 合理地将其安放在锅炉内部。第二, 安装空气预热器也需要严格的技术。在安装之前要测量管道和箱的体积, 确保各个尺寸符合空气预热器的要求。这一环节完成之后要对预热器内部进行清理工作, 避免灰尘和杂物阻塞预热器的管道。要安装好防磨的套管之后再进行烟气的内部冲刷, 避免产生摩擦阻碍施工。要注意空气预热器所固定的管板上不能出现渗油的情况, 设备和管板之间需要有一定的气压差, 管板要严格密封并固定。

4 总结

本文首先说明了锅炉设备零部件的安装顺序, 然后提出了锅炉安装需要注意的问题, 最后说明了锅炉设施安装所需的技术。大型火电厂是保证生产生活供电的必要设施, 其中锅炉的安装至关重要, 需要安装人员严格遵守技术标准和规范进行安装工作, 遇到问题时要及时处理。由于大型火电厂对锅炉设施的要求很高, 因此必须要利用合格的技术和严格的顺序进行安装, 管理人员要加强监督和管控, 避免出现安全问题和技术问题, 否则会导致锅炉运转不良, 影响火电厂的工作效率。

参考文献

[1]黄德厚.浅谈大型火电厂的锅炉安装技术[J].城市建设理论研究:电子版, 2014

[2]赵开题.浅谈大型火电厂的锅炉安装技术[J].中国产业, 2012

[3]龙航.浅析大型火电厂锅炉安装技术[J].建筑工程技术与设计, 2014

[4]牛辉, 吴艳峰.浅谈大型火电厂的锅炉安装技术[J].商品与质量·建筑与发展, 2014

大型火电厂 篇2

摘要：本文系统介绍了我国目前二氧化硫的污染现状以及湿法烟气脱硫技术的国内外发展现状与趋势，着重介绍了江苏苏源环保工程股份有限公司的OI2-WFGD火电厂大型发电机组烟气脱硫技术的研究内容、依托工程、技术创新点，初步预测了推广使用核心技术所带来的经济效益。关键词：OI2--WFGD、烟气脱硫、研发平台

1、FGD烟气脱硫技术国内外发展现状与趋势

FGD在发达国家经过数十年的开发运用，积累了丰富的经验，技术上也趋于成熟[3~4]。国内20世纪70年代就开始了烟气脱硫技术研究，但起点不高，仅进行了一些小型工业性试验，自行研制的脱硫设备主要应用于中小型锅炉，烟气脱硫装置也基本上是从除尘设备稍加改进演变而来。后通过引进国外技术和装备搞了几个示范工程，但我国火电厂在烟气脱硫项目引进过程中大多重硬件、轻软件，忽视技术的吸收和创新，导致我国至今仍无自主知识产权的大型火电厂FGD核心技术[5~6]。主要原因有：

（1）脱硫产业的市场需求量直到近几年才形成规模，研究开发起步晚、投入少；

（2）FGD变化因素多（工艺种类、烟气条件、环保要求、吸收剂供应、主机条件、排烟条件、现场条件、副产品及其利用等），需要量身定制，多参量大范围的优化，传统的粗放分散设计研究手段不能满足要求；

（3）FGD系统投资和运行消耗都很大，经济性很敏感，要求最大限度降低总费用，传统开发模式下的技术、经济的综合研究方法落后、能力不足；

（4）FGD工艺重点防腐、防堵、传质等的跨行业技术整合要求高，传统的部门条块分割、技术与经济分离等积弊妨碍了技术资源的整合。国内大型火电厂基本采用进口全套FGD设备或进口全套技术和FGD关键设备的方法。这些装置建成投产后运行效果良好，但同时也存

在建设投资大、运行费用高、不适应国情、缺乏继续改进发展的条件等问题，难于有效推广。此外，采用技术引进/支持的方法也需要支付高额的技术使用费，在工期、关键设备国产化等方面也受制于人。缺乏自己大型火电机组烟气脱硫的核心技术，没有成熟的自主FGD工艺包成为我国大面积实施烟气脱硫的心腹之痛。掌握烟气脱硫系统的核心技术，向用户提供整套烟气脱硫解决方案，实现技术自主、低投资、低消耗的烟气脱硫技术意义重大。

2、OI2-WFGD核心技术研究内容

苏源环保OI2--WFGD核心技术是我公司按引进技术与自主研发互补、工程实践积累与高科技研发互动的技术能力构造战略，以精准优化（Optimization）、个性化（Individuation）、集成化（Integration）为特点，利用当今计算技术飞速发展的契机，将其引入FGD技术的研发，走了一条以计算技术促进工艺技术创新的路，其研究过程、主要内容如下：

（1）建立基于现代设计技术的CAE/CAD/CFD、FGD仿真、工程数据采集及处理、关键点实验、项目管理等研发平台。

在项目执行时实施逆向工程、对实际FGD工程实施数模化，然后再以实际工程采集的大量工程数据、国情、行业特点和最新的技术发展对其进行模拟仿真、分析、优化。如系统配置、关键参数、核心理化过程、辅之以关键点实验，应用现代设计技术中的优化设计、可靠性工程、CAE/CFD、价值工程等技术建立WFGD工艺包。

（2）通过工程实证、细化、深化、发现问题、并行建立完善工程设计、EPC项目管理平台、完成构建FGD技术解决方案。建立一套完整的与国际先进的FGD技术同等的能反映中国特点和时代科技进步的FGD企业标准、准则和规范。

（3）以OI2-WFGD的工艺包为基础，根据多年积累的工程经验和系统认识，整合国内相关行业企业技术和能力资源，同时积极吸收世界技术的最新发展的成果，如计算技术、新材料、新工艺、新方法，以及研发人员的知识创新，实现新产品对现有产品的超越，同时形成一批专利，为吸收塔、搅拌器、除雾器、浆液喷嘴、石膏浆旋流器、废水旋流

器、石膏脱水机、特种浆液阀门以及大型管式GGH、吸收塔等核心设备的创新开发和替代进口奠定了基础。

（4）根据我国火电厂在地域分布、建设时间、可用吸收剂资源及其特性、燃煤煤质、烟气特性、脱硫副产品处理等方面的差异，以实际工程数据为软件包的标准数据，分析归纳典型火电厂特别是已建老厂的特点，建立FGD可利用资源（设备、材料、服务）数据库和组织管理优化平台，为OI2-WFGD核心技术在全国的推广运用创造条件。

3、OI2-WFGD核心技术的应用

苏源环保公司于2003年8月20日与太仓港环保发电有限公司签订了一、二期脱硫工程的总承包合同，承建2×135+2×300MW发电供热机组的烟气脱硫工程。工程采用公司自主研发的OI2-WFGD烟气脱硫技术，设计脱硫效率97%，保证脱硫效率95%。苏源环保公司负责烟气脱硫岛完整范围内的设计、设备采购、制造及现场制作、施工安装、调试、人员培训、现场技术服务、指导监督及整套系统的性能保证和售后服务等。

本工程脱硫装置包括：石灰石粉制备、储存和制浆系统、吸收剂储存和制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、电气系统及照明、热控及I&C系统、土建建筑、采暖通风及空调、供排水系统、通讯工程、消防及火灾报警等。在核心技术研发过程中，以该项工程为依托，扩大对国内、外FGD工程经验的采集范围，利用现代化统计、分析方法，争取以较小工程经验积累，制定出具有现代技术水平、科学、合理、具有广泛实用性的FGD标准、体系，建立科学工程实践经验收集反馈体制，进一步完善OI2-WFGD技术，以不断满足国家日趋严格的环保政策要求为着眼点，跟踪科技进步、紧扣电力发展的需求，发展性价比更高的烟气脱硫整体解决方案。

4、OI2-WFGD核心技术的特点

4.1 有较多的创新点

（1）利用数值分析、模拟、仿真技术，配合扬州电厂的工程试验数据的校正，辅以必要试验在计算分析结果的指导下较快的实现目标回

归，利用数模加工程数据校正快速回归加快积累并代替大型试验，解决了我国FGD研发中因缺乏经验积累和因财力所限无力建设大型试验台进行必要地研究，无法实现精确定量的精准设计达不到FGD系统要求的高度集约化的问题。

（2）开发核心工艺包，同时集成开发相应的计算机辅助设计、项目管理和网络协同等技术，在此基础上，整合电力、环保、化工、材料等行业的相关技术资源和FGD工程实施经验，将工艺包、工程设计、项目管理技术集成并行开发，增加针对性、实用性加快产业化速度。

（3）针对项目庞大、复杂、周期长、新技术运用多的特点从项目开始就利用现代项目管理技术对项目进行管理，引入科技研发项目的WBS制定、非关键路线上的风险预测等新概念。

4.2 技术水平先进

（1）起点标准高。课题高起点起步、高层面规划、高技术实施，其结果是技术成果在国外先进技术的基础上实现系统设计的优化能力更强、配置可靠性更高、装置造价更低、适应性更强、建设工期更短、更适应国情、更适应电力行业、与主体发电机匹配性更好，关键过程更精确。

（2）精度高，性能优异。本项新技术的研究深度、集成度、性能指标和适应性都达到了国内先进水平其中性能指标达到国际先进水平，适用性超过引进技术。

（3）功能强，实用性好。运用现代设计技术开发的以数字化设计为特征OI2-WFGD具有整套高度集成的系统优化能力，优、准、精是其特色，每个项目的实施方案均贯穿着精确定量优化，从而保证项目总性价比最优；高级CAD/CAE技术运用使OI2-WFGD可完全按用户实际要求，以量体裁衣的方式提供最适合其需求的FGD，特别适合老厂改造项目场地狭小条件多变情况；OI2-WFGD是针对火电厂脱硫的技术，融入了丰富的火电和对主机系统特点的深入研究，在OI2-WFGD开发时力求从底层将FGD系统与主机系统有机嵌合实现无缝连接高度集成，充分整合得用电厂主机系统资源、简化运行维护使之成为最适合电厂、最易于运行的FGD；以向用户提供以工程EPC（设计、采购、建设、调试）总承包为主要方式的整套烟气脱硫解决方案为目标，建立依据现代项目管理理论运用主流项目管理软件集成的项目管理和网络协同工作平台，能很

好地适应现代技术设计的动态、并行工作的特点和EPC工程集约化管理的要求，可提供工程服务的质量。

5、经济效益

目前，我国的FGD项目建设普遍采用的是使用国外FGD技术。具体做法有两种：一种方法是引进甚至在一定的时间、范围内买断技术使用权，采用此方法一般先期要付出较高的技术转让费加以后在一定数量的实施项目中按项目合同额的约3%支付的技术使用费等，其中技术转让费的数额在数千万至数亿人民币之间不等。另一种方法是项目合作，即在具体项目上由国内工程公司与国外著名的FGD公司进行合作，一般是由外商提供技术支持和FGD装置性能保证，费用可达项目总费用的10%或更高，可见无论是用哪种方法使用国外FGD核心技术的费用是高昂的。具有自主知识产权的OI2-WFGD烟气脱硫核心技术作为国外FGD技术的替代，推广使用可以降低约10%的总投资。

目前，FGD装置的设备大部分已实现国产化，但仍有部分设备需要进口且大部分集中在以吸收塔为中心的核心区域，一般占系统总投资的20%到30%，如2×135MW机组烟气脱硫装置的进口部分费用高达4千多万元(合同总价1.24亿元)，可见其费用之高昂。经测算，若实现国产后可节约费用50%以上，根据分析我们认为这部分设备难以国产化虽有多方面的原因，但主要原因是外商把持着被俗称为工艺包的工艺设计技术，国产设备很难进入其设计软件的数据库。拥有自主开发的工艺包以后可以从根本上解决这个问题，另一方面OI2-WFGD技术的研发平台CAD/CAE/CFD功能强大，是FGD装置关键设备国产化开发的利器，推广使用本技术后因实现了核心部件国产化，投资费用可降低10%至15%。

6、结论

烟气脱硫技术开发研究是一个大课题，涉及范围广、影响因素多、研发周期长，长期处于国外垄断状态。随着我国燃煤电厂烟气脱硫市场的急剧扩张和科学技术水平的不断提高，开发具有自主知识产权的烟气脱硫核心技术不仅可行，而且十分必要。可以预见，苏源环保公司

OI2-WFGD核心技术的开发成功将彻底地打破国外在成套技术和关键设备方面的垄断状态，同时也将推动我国的可持续发展战略的顺利实施。参考文献：

1.国家环保局，“1999年中国环境状况公报”，2000

2.国家环保局，“中国环境年鉴”，2000

3.陈里，国外烟气脱硫脱硝技术开发近况，化工环保，No.3，1997，p：145~148

4.池若德，德国火电厂新技术简介，山东电力技术，1999(1)，p：77~81

5.韩笑钊等，烟道气脱硫概述，安徽化工，1995，No.5，p：40~43

解析大型火电厂管道安装工艺 篇3

关键词：火电厂；管道安装；工艺；质量

随着科学技术的不断进步，火电机组装机的容量不断的扩大，管道安装的质量直接关系到电厂机组的安全运行。在火电厂中，管道的用途比较广泛，它的主要作用是将介质通过管道按照一定的方向进行输送。从最近几年机组运行的情况来看，管道安装的质量有了很大的提高，如果管道安装的质量较差不仅会影响机组的运行，出现漏气、漏水情况，也会影响电厂的整体美观性。因此，在管道安装的过程中，要严格按照设计的标准要求进行安装，把各类管道有序的连接在一起。另外，在管道安装完成，机组投运以后，要保证其运行过程的安全性和稳定性。

1 火电厂管道安装前的准备工作

在火电厂管道安装工作进行之前，施工技术人员要明确管道安装质量的重要性，因此，每一位技术人员都要认真研究管道安装的技术资料以及管道设计图纸，做到对每一工序都有非常明确的了解。之后，在进行管道安装的过程中，要着眼于管道的整体布局，保证每一管道及其配件安装的正确性，确保火电厂相邻管道之间的施工有序进行，不会发生管道冲突的情况，安装完成后，制定合理的检查方案，并按照标准要求进行检查，对出现问题的管道及时进行修改。另外，在进行管道安装之前，还需要再次对图纸进行会审修订，核实管道支架预埋件和管道安装穿墙孔洞的实际情况，掌握管道的最新情况，了解是否有需要增补的项目。在管道施工的现场，在按照图纸进行施工的基础上，和周围的实际环境结合起来，对施工实际情况进行综合性的考察，排除管道安装过程中周边环境的障碍，做好施工前各环节的准备工作，确保管道安装能够正常进行，为管道安装提供质量保障。

2 火电厂管道安装配件的准确性

在火电厂管道安装施工之前，在对图纸进行综合分析的基础上，结合管道安装的实际情况，准备好安装需要的材料和配件。例如，要明确安装使用管道的规格以及材质，确定火电厂施工所需不同规格管道的数量、不同材质类型的数量等。另外，管道安装系统使用阀门的质量也非常重要，需要对其进行核实，检查使用阀门的规格和型号是否符合电厂安装的需要，同时，确定完阀门的型号后，要处理好比较重要的阀门位置，在一定程度上保障管道安装过程的质量。上述安装配件的准备工作，能够有效的保障管道在后期运行时的安全性。

3 火电厂管道使用阀门的质量

据调查资料显示，管道阀门的质量会影响后期发电机组运行的质量。在管道安装的过程中，施工单位要根据机组运行的情况，对阀门的磨合情况进行重点检查，查看阀门在使用过程中是否出现质量问题，这是确保阀门安装质量的重要步骤。特别是位于管道关键位置处的阀门，要严格按照标准要求，对其进行打磨。另外，安装完成，机组运行后，要对阀门的使用情况进行跟踪检查。在后期，要做好阀门运行记录，当阀门出现故障问题的时候，方便工作人员进行排查，提高检修工作的效率。在施工安装的过程中，严格禁止不经过打磨，便出现安装阀门的情况。比如，某火电厂的锅炉本体，在输水阀门的位置经常出现本体内漏的情况，经过检查发现，是因为阀门安装处不清洁的原因导致。因此，在管道阀门安装的过程中一定要做好阀门的打磨工作，这样能够有效的减少阀门出现故障的情况。

管道阀门的外观形式比较多，为了有效的保证阀门安装方向的准确性，就需要严格按照图纸的要求进行安装，如果安装位置出现了问題，在后期机组运行的过程中很容易发生故障问题。另外，还可以根据管道中介质流动的方向，确定阀门安装的方向，保证止回阀以及调节阀按照正确的方向安装，两者一旦出现问题，将会严重影响电厂机组运行，形成严重的事故。

在进行闸阀以及截止阀安装之前，要详细的阅读相关的安装资料，明确安装步骤后，再进行施工安装，例如，在进行卧式升降止回阀安装的时候，要把管道放置在平地上，当进行立式止回阀安装的时候，相应的就要放置在垂直地段上。另外，在进行阀门安装的时候，必须要按照图纸的要求进行安装，若出现和安装图纸不符合的情况，需要及时进行修改。此外，也可以根据火电厂的实际安装环境，对管道阀门安装进行二次设计修改，通过对安装过程进行把握，提高管道的运行质量。

4 采用科学化的方法检查管道安装的质量

火电厂一般属于国家性的施工企业，规模一般比较大，在施工过程中，可以采用先进的技术对处在关键位置处的管道进行检查。在管道检查的时候，要保证管道的清洁，如果在对管道的受热面进行检查的时候，可以使用专用仪器内窥镜进行检查。在检查管道接通情况的时候，就需要对每一段管道进行排查性的检查，找出管道内部堵塞的位置，在这一检查过程中，还能够找出管道在制造和运输过程中出现的故障问题，然后进行全面的清理，通过这种方式能够减少管道暴露出来的安全隐患。另外，还要仔细检查管道接口处的折口以及错口，并及时的处理好这些细节问题。此外，输水管道的材质成分含量比较多，在进行管道安装的过程中，需要对管道的材质以及阀门进行二次确认，确保管道在后续使用的过程中，能够安全运行，减少机组运行过程中的隐患。

5 火电厂管道安装和清洗

在进行管道安装之前，施工技术人员要在施工设计图纸以及相关行业要求规范的前提条件下进行，在管道安装的时候，要按照设计要求制定的标高和位置进行安装，这样能够有效的提高管道对接的紧密性，同时，管道的坡度以及方向也要和设计要求相符合，这样能够有效的提高水流运行的畅通性，管道安装的角度也要按照要求进行，这样能够提高后期机组运行的效率。另外，管道安装的另一重要环节是支吊架的安装工艺，需要施工技术人员对其高度重视，如果支吊架的安装不符合设计要求，将会对机组的正常运行产生直接性的影响。

通常情况下，支吊架分四部分组成，主要有：支吊架的根部、过渡、管道部分以及弹簧。在进行支吊架安装之前，需要严格检查支吊架构成四部分组件的型号和材料质量，然后按照设计图纸的标示，进行组装，通过这种方式，有效的提高支吊架安装的质量。对于支吊架的根部安装，可以根据实际需要进行打磨处理，合理的调整好弹簧的位置，确保支吊架使用的整体质量。

另外，在进行支吊架安装的时候，要保证组件能够充分发挥各自的性能，分工合作，例如发挥支架的支撑功能、发挥吊架的承吊功能等。这样，管道在运行的时候，受外力影响的作用就会减小，同时还能够发挥其对管道的补偿作用。

管道安装完成以后，要定期对其进行清理，管道检修人员要采取一定的措施，对管道进行防腐、防锈处理，在对机组进行整体性的清理的时候，可以采用酸洗或者冲管的方式，这样能够从整体上提高管道的整洁性。

6 结 语

当前，火电厂安装施工工序比较多，工种比较复杂，在安装的过程中，施工技术人员也要做好全方位的安装准备工作，要严格按照设计要求进行施工安装。另外，还要对管道使用的材质以及规格进行严格的检验，尽可能的确保每一道施工工序的安装质量，通过这种方式不断提高电厂机组运行的质量，促进电厂的健康发展。

参考文献

[1]郭静.论火电厂热力系统的管道安装施工[J].中国高新技术企业，2013（24）.

[2]王永耐.火电厂管道安装质量控制[J].中国科技博览，2013（31）.

大型火电厂负荷分配的分析与研究 篇4

近年来随着大型火电机组普遍采用DCS, 热控自动可用率和调节品质均有明显提高, 机组协调控制系统投运正常。各调度中心的EMS (能量管理系统) 投入及运行质量也普遍提高, 因此调度到机的AGC方式是目前正在普遍采用的方式 (调度到机指调度中心的.EMS系统通过电厂RTU直接控制到机组CCS, 进行AGC调节) 。随着厂网分开, 竞价上网的来临, 必须进一步提高电厂的安全生产管理水平与经济效益。调度到厂的AGC方式, 即调度所的AGC指令, 通过电力数据网下达到电厂的厂级计算机网络, 经由全厂的负荷经济分配, 把负荷分配到各台机组。这种方式与调度到机相比有如下优点:

(1) 调度所与厂级计算机网络间的通讯量大大减少。

(2) 通过厂内负荷经济分配, 提高了全厂经济效益。

(3) 符合电力调度分级管理的原则。

在2011年投产的大型自主研发背投式发电机 (80MW) , 采用了调度到厂的AGC方式。而大型火电厂也正在蕴动着建立厂级监控的计算机网络, 并在初步设计阶段进行火电厂自动化一体化设计, 实现全厂负荷经济分配。

2 研究的主要内容

2.1 大型火电厂中实现负荷经济分配的条件

(1) 必须对机组进行定期性能试验, 包括: (1) 机组启动停止过程的煤耗试验以便建立规范化的启停步骤; (2) 全面优化调整试验, 寻找最佳机组运行方式及可控参数基准值。特别是由试验热耗及锅炉效率修整后, 得到汽机热耗及锅炉效率基准值, 从而求得供电煤耗基准值, 以及机组主要指标的基准运行曲线, 指导机组运行。因此优化机组供电煤耗是实现负荷经济分配的基础。

(2) 建立厂级计算机网络:其功能是: (1) 电网调度所及厂内机组DCS、辅助系统DCS以及MIS系统进行实时数据通信, 建立实时数据库。 (2) 收集全厂生产实时数据信息, 向MIS系统单向传输信息。 (3) 接收电网调度所AGC控制指令和信息, 并反馈全厂有关信息。 (4) 进行实时性能计算及供电煤耗差分析。 (5) 全厂负荷经济分配。

(3) 进行发电厂实时性能监测及实时耗差分析:主要计算影响供电煤耗的可控参数, 汽机高中压效率, 汽机热耗。然后拟合成与负荷的关系, 求得可控参数及性能计算值与其基准值的偏差, 再与影响系数相乘, 得出各可控参数、性能对供电煤耗的耗差, 形成实时供电煤耗差分析, 在CRT上以操作指导方式予以显示。

(4) 开发基于实时供电煤耗的等微增量原则的负荷经济分配的软件, 并通过现场调试及投用。

2.2 负荷经济分配系统软件模块构成及编程思想

(1) 调度接口与全厂负荷指令处理及负荷经济分配指令形成。本模块是LEDS与调度中心的接口, 由三取一回路接受调度所下达的全厂负荷指令 (分为96点计划曲线和AGC方式, 也可以手动设定) , 并向电网调度反馈电厂的下列实时的信息: (1) 全厂AGC方式或手动方式。可由值长设置, 方式之间切换是无忧的。 (2) 全厂负荷经济分配指令, 为全厂负荷分配指令减去RB及负荷闭锁机组的实发功率。 (3) 全厂负荷上下限值, 分别为AGC方式运行机组负荷上下限 (又可分为经济运行负荷上下限及安全运行上下限, 可在人机接口上设置) , 与非AGC方式运行机组实发功率之和。 (4) 全厂经济负荷分配指令上下限值和AGC调节裕量, 分别为AGC方式运行机组的负荷上下限值之和, 及减去这些机组的实发负荷, 可以得知全厂AGC调节裕量, 以此作为AGC负荷的调节限值。 (5) 全厂实时实发功率:为全厂AGC方式运行机组与RB及负荷闭锁工况下机组的实发功率之和。 (6) 全厂负荷指令反向变化时, 由于实发功率迟后于全厂负荷指令变化, 为避免投运AGC机组不必要的负荷变化, 应比较全厂实时实发功率与全厂负荷指令差值, 停止原负荷分配指令变化。该差值大小, 在每台机组投AGC调试时确定。 (7) 根据厂内机组的调节性能, 对全厂负荷速度的变化, 在人机接口上进行速率限制。

(2) 负荷经济分配。应实时地按照多台机组的实时供电煤耗曲线, 以等微增量原则进行AGC方式运行机组的负荷经济分配, 把负荷分配至各机组。在机组按优化的启动曲线启动时, 以预定的时间间隔直至满负荷, 计算实时供电煤耗, 用最小二乘法拟合成机组实时供电煤耗曲线。在一定误差范围内, 用在机组运行时计算所得的实时煤耗对该曲线进行修正。在机组的四态启动 (绝热态、热态、温态及冷态) 与停机过程中, 都需有启动和停机时间。为了在机组启停时, 全厂实发负荷仍能满足调度负荷的要求, LEDS实时地根据全厂实发功率, 调度日负荷曲线与机组启动过程时间判断是否要启动在停役中机组效率最大机组并预报该机组启动, 以便运行人员开始启动机组。在停机过程中, 机组效率下降带来停机损失, 所以当全厂需要降负荷时, LEDS与启动时一样, 根据全厂实发率、调度日负荷曲线及停机进程时间等三个因素判断是否要停役一台处于AGC方式运行中的效率最差的机组。然而停机与启动机组不同, 这时LEDS还应比较所降的负荷量分配在AGC方式运行中的机组, 使这些机组处与低负荷运行的经济损失与停机损失相比, 若是停机损失小, 那么LEDS预报该机组停机, 便与运行人员开始停机, 否则LEDS使AGC方式运行机组处于低负荷运行。

(3) 负荷闭锁, RB及MFT工况的处理在投入AGC运行的机组中, 发生负荷闭锁, RB及MFT时, LEDS自动地把该机组由AGC方式切至手动方式运行。此时, 机组的负荷指令跟踪其实发功率。在RB工况结束后及发生MFT的机组重新启动后, 手动设定机组负荷, 待负荷升至一定值时, 手动无扰动切换至AGC方式。当荷闭锁解除时, LEDS自动无扰恢复至AGC方式运行。

(4) 磨煤机启停预报指导。磨煤机启停时, 机组应退出AGC方式转为手动方式运行。待磨煤机启停结束后再投入AGC方式运行。LEDS可根据全厂负荷指令的变化趋势, 判断何时启停一台磨煤机, 并作出预报, 以便于运行人员做好必要的检查和准备。当机组负荷指令接近机组负荷上限或下限时, LEDS预报该机组启动或停运一台磨煤机, 以便于运行人员能及时启停磨煤机, 使机组有继续增减负荷的能力, 保证全厂具有较大的AGC负荷调节裕度, 避开机组负荷调节间断。

3 总结与展望

3.1 在一些发达国家, 电力生产水平较高, 外围设备完善, 在

300MW机组上已普遍采用发电厂性能监测及在线偏差分析, 而且研制并采用了经济运行管理系统, 得到了明显的经济效益。我国首先应以降低供电煤耗为中心, 进行优化运行管理、提高电厂生产管理水平及经济效益。

3.2 应把开发负荷经济分配程序提到日程上来, 在近年来予以

实用化, 进一步提高电厂经济效益, 增强电厂竞价上网能力, 同时为电厂使用报价系统打下扎实的基础。

参考文献

[1]张斌.自动发电控制及一次调频控制系统[M].北京:中国电力出版社, 2005.[1]张斌.自动发电控制及一次调频控制系统[M].北京:中国电力出版社, 2005.

大型火电厂 篇5

发布日期：2008-1-16 12:09:20(阅628次)所属频道: 火力发电

电力安防 关键词: 火电厂

管理信息

管理信息系统

摘要：大型火电工程建设项目的管理和控制是火电工程建设的重要组成部分。火电工程建设的复杂性和特殊性，决定了项目管理与控制是一项复杂、繁琐、强度大的系统工程，并且贯穿火电工程建设的全过程。国外早已应用计算机辅助项目管理的模式，对建设中产生的大量工程数据进行处理、统计、分析和评价，以便了解工程情况、掌握工程进度，形成一个涵盖总承包方各管理部门的工程项目管理信息系统。而国内火电厂基建MIS的开发及应用仍处于起步阶段，建立基建MIS已成为火电基建项目管理现代化、信息化的重要组成部分。文中以某发电工程为例，扼要阐述了该工程基建MIS的总体设计方案，以及各个管理系统的设计、功能、配置和运行方面的情况。关键词：基建管理信息系统；网络计划；KKS编码；接口；管理系统 根据发电集团公司对某发电工程（2×600MW）基建工作的管理要求，在整个基建期内要实行“3S”(即KKS、PDS和基建MIS)信息化管理。为此，要对基建管理信息系统(MIS)和生产MIS进行全面的规划和设计，其信息化水平应不低于现有类似工程的水平。因此，在基建MIS的规划和设计上，既要考虑整个系统的配置应符合概算，又要考虑今后基建MIS转换为生产MIS所需要的硬、软件要求；既要考虑其软件的采购、使用应符合国家的现行法律法规，又要考虑系统应用水平应处于国内电力建设管理的领先地位。为进一步了解类似工程信息化管理系统的水平和现状，经过对广东台山、准葛尔等电厂的学习，基本掌握了这些电厂基建MIS的应用情况。1系统建设目标

在建立科学的管理制度的基础上，建成一涵盖总承包方各部门，以及工程管理涉及的业主、设计、监理、施工等单位的工程项目管理信息系统，从而形成对工程的进度、成本、质量、资料档案、设备等高效统一、规范协调的管理和控制体系，形成一个从电厂管理的实施层、管理层到决策层，以及各层次对外联系的信息体系，从而实现工程的全过程、全方位的信息控制和管理。系统建设目标可具体分解为：①提高各级管理人员的工作效率、信息处理能力；②实现进度、质量、投资、安全的有效控制；③实现科学化、规范化、制度化、网络化管理，提高管理水平；④加强信息的建设，保证信息的完整性和真实性，服务于项目的投产；⑤动态产生竣工决算和达标投产数据，以便工程的顺利移交。

2总体思路

以项目数据归集和合同控制为核心，以进度、质量、投资和安全控制为目标，以竣工决算、达标投产为手段，建立全面的项目管理信息系统；以竣工决算为目的，以项目为核心，规范概预算管理、合同管理、材料管理、设备管理；通过项目费用和合同费用管理，并根据项目进度实现投资计划的全面管理；通过设备的全过程管理，建立全生命周期过程的设备台账。其总体框架如图1所示。

图1基建MIS的总体框架

3系统的划分

系统划分涉及电厂基建的各个环节，从应用构成上看，可分为5大部分：①进度控制管理系统。②业务系统。其中包括投资计划及合同管理子系统、设备管理子系统、材料管理子系统、人力资源管理子系统、资料档案管理子系统、达标投产管理子系统、办公自动化（OA）系统等。③综合信息查询系统。④系统维护子系统。⑤外部接口。

3.1进度控制管理系统

大型电厂的进度控制管理系统一般采用美国项目管理专业软件公司PrimaveraSystemsInc.的产品。P3E/C是其最新版本。

在我国，将近1000套汉化P3系列软件在国家重点建设项目上使用。有的业主认为，没有P3应用能力的单位不具备投标的资格。

P3系列软件具有完善的功能,可将工程的组织过程和项目实施步骤进行全面的规划、编排,以便在工程项目实施初期，对多种方案进行深入的研究与比较,更科学地进行目标进度安排。在项目实施过程中，使用P3可对进展情况进行跟踪、分析和对比，按实际情况给出未来的计划安排。由于P3是广义的网络计划技术,不但能给出作业的时间进度安排,还能给出要完成这一时间进度所需要的投资需求与物料需求，使项目管理的内涵渗透到各个职能部门,使项目管理不会顾此失彼、有序进行。

3.2业务系统

（1）投资计划及合同管理子系统。该子系统可提供强大的数据处理功能，实现概预算及合同管理的归集及分析，为管理及决策层提供丰富、准确的信息支持。该子系统包括概算管理、合同管理及计划统计3大功能块。概算管理实现概算项目及费用的管理维护、概算及分摊检查和平衡，工程量标准的建立、维护等功能。合同管理主要实现工程合同的登记、变更、违约、查询、招投标管理及工程付款的支付审批流程控制等功能。计划统计实现月、年等各类统计报表生成及输出功能。

（2）设备管理子系统。该子系统包括安装设备及非安装设备管理、设备合同管理等功能。通过设备的KKS编码和全过程管理，建立设备的身份证和全生命周期过程的台账，满足竣工决算对设备类固定资产统计的要求，为生产MIS提供设备管理基础数据库。

（3）材料管理子系统。该子系统实现基建材料的计划、采购、入库、出库、调拨全过程管理，材料使用的全面跟踪，材料材质的实验记录，三材价差的自动提取和实现按施工单位、概算项目、合同材料消耗量和费用的归集和分析。

（4）工程质量管理子系统。该子系统可实现工程联系单、设计变更单、技术核定单，以及设备和设计等各种工程施工过程中产生的资料起草登记、审批生效、发送及电子文档移交资料室存档全过程的管理功能。

（5）基建财务管理子系统。该子系统可实现各类单据的财务稽核、资产登记、从第三方财务软件安全取数据、固定资产分类编码、生成竣工决算报表、资金到位情况管理、费用综合平衡等功能。

（6）安全监察管理子系统。该子系统可实现安全工作规程、监察管理、安检与考核、事故管理、教育与考核、人员管理及达标投产功能。

（7）资料档案管理子系统。该子系统包括资料档案管理与图书、报刊杂志管理二大功能块。资料档案管理实现各个部门内部资料管理，各个部门将资料向资料室移交，资料室资料的收、发、查、借、还、资料组卷、自动生成卷内目录、档案查询、借阅、销毁等功能。图书管理实现图书购入登记、分类，存、借、还、查等功能。报刊杂志管理实现报刊杂志的登记、统计查询等功能。

（8）达标投产管理子系统。该子系统可辅助实现工程项目的顺利达标，有控制地动态产生竣工决算数据和达标投产资料。它包括综合管理、考核标准管理及考核管理三大功能块。综合管理实现设置考核标准模板、录入考核记录、主要考核指标查阅、文明生产扣罚登记。考核标准管理实现考核标准的录入、维护及审核的功能。考核管理实现对安全、质量、调整试验、技术指标、工程档案及综合管理等方面进行考核登记、评分及查询功能。到期后可自动完成达标投产考核工作。可自动提取其他模块数据，并进行处理形成项目达标数据，为电厂领导提供宏观的监测依据。

（9）竣工决算子系统。该子系统可随时对已完工程生成决算报告，竣工后可立即自动生成完整准确的竣工决算报告，从而可保证竣工决算书的真实性，并减轻编制工作量。数据来自项目管理的其他模块，都综合到该模块。主要是供财务人员查询和稽核，以便实现财务监督。该子系统还可为竣工决算定义基本信息，建立项目和财务科目之间的联系，提供财务系统的接口等。它还可将财务待摊支出科目资金分摊到建筑单位工程；将财务待摊支出科目的资金和设备基座费先分摊到安装单位工程，以便今后再分摊到安装设备上。形成设备相关费用，其中包括设备的原价值、基座价值、安装费用、摊入费用（包括运输费用、物资部日常管理费等）。它还可完成竣工决算表格统计。竣工决算表格主要反映工程概况表、已完和未完工程建设概算和实际消耗的比较表、移交资产总表和明细表、财务决算总表等，这些数据来自投资计划、设备、办公用品等模块，数据大部分自动产生，有一部分需要参与定义。资产管理的范围包括固定资产、流动资产、递延资产和无形资产。

（10）人力资源管理子系统。该子系统的主要内容有：工资发放管理，奖金发放管理，劳务费管理，工资台账管理，人事档案管理，劳动合同管理，劳资报表管理，教育培训管理，社保月扣管理，离退休管理，考勤管理。

（11）办公自动化（OA）。大型电厂办公自动化系统是基于LotusDomino/NotesR6群件开发的产品，处理企业日常办公事务。它基于IE浏览器，操作简单，维护方便，是先进的OA软件产品。主要功能模块有：①日常办公模块。其功能有待办事项、公告栏、工作日历、领导日程、电子信箱，可提供强大的电子邮件功能。②公文模块。其功能有待办公文、收文浏览、发文浏览、收发文统计、公文流转，具有文稿修改、签字痕迹保留等特点。③会议模块。其功能有预安排表、会议通知、会议浏览和会议室安排。④辅助办公模块。其功能有论坛、因特网(Internet)、专题消息、物品管理、图书管理、人事管理、个人资料夹。⑤档案模块。⑥系统配置。

3.3综合信息查询系统

该系统是对电厂基建阶段的情况进行查询，查询的基本对象就是数据。数据是基建MIS的基础，因为任何分析、决策都离不开数据。因此，在基建MIS实施的初期阶段，系统应以数据库为重点，生成领导决策所需的信息。

主要查询服务包括信息查询、网站建设及Web用户授权三大功能块。建立工程基建信息网站，并入电厂信息港网站；实现动态更新基建新闻、动态发布工程简报、信息灵活设置、网上远程查询等功能。

3.4系统维护子系统

该子系统用来对系统本身的运行环境、参数进行设置；实现各类单据审批流程的灵活定义、重要指标数据源的定义，实现实时计算、按组管理用户、设置用户权限、配置用户等功能。

3.5外部接口

大型发电工程基建MIS与其他系统的接口主要包括：①基建MIS与生产MIS的集成统一，为生产MIS提供基础数据。基建MIS应充分考虑生产MIS的需求。生产MIS设计范围包括电厂运行后的生产和经营管理，所以要合理地利用基建期MIS的数据，保证历史数据的完整性。②与上级集团公司工程建设管理信息系统的接口。③与行业内(如地方电力公司)统一的财务软件的接口。④国际互联网 Internet的发布。4编码系统

为了增加系统通用性、信息的共享性，充分利用已有的国家标准和行业标准等，便于计算机的管理，因此需要对各类信息在全厂范围内进行统一编码。下面对电厂基建阶段的编码系统进行简单的分析。

目前，需要在全厂统一编码的有：工程项目编码、质量验收项目编码、质量验评标准编号、材料编码、设备编码、固定资产分类码、合同编码、资料编码、档案编码（档号）、财务科目编码、职工编号、部门班组编号等。

一般电厂已使用的国家、行业或地方电力公司编码标准的编码有：质量验收项目编码、质量验评标准编码、材料编码、设备编码、固定资产分类码、财务科目编码等。

在基建阶段，由于MIS以项目为核心，项目的编码非常重要。通常，项目编码来自计划部，按照预算规定编制，同时作为网络计划软件的WBS码、概预算软件的项目编码，使MIS和网络计划软件及概预算软件有机地联系起来。

可将项目编码分为6级，共10位。其中第1级按专业分为土建和安装，编码取2位；第2级按系统分，编码取1位；第3级按单项工程分，编码也取1位；第4级按单位工程分，编码取2位；第5级按分部工程分，编码为2位；第6级按分项工程分，编码也取2位。各施工单位上报的网络计划必须编制到6级以下。

另外，材料编码、设备编码是根据各地方电力公司的编码规范编写，固定资产编码参阅集团公司各分公司的编码规范，质量验收项目编码来自原电力部基建司，资料档案分类码来自国家档案分类编码。

5系统配置

根据大型发电工程基建MIS总体框架、系统划分和功能统计，考虑电厂基建MIS的配置。以下是某发电工程（2×600MW）基建MIS的配置情况。

5.1MIS软件配置

MIS的软件配置清单如表1所示。其应用软件包括进度管理（P3E/C）、业务子系统、综合信息查询系统和系统维护子系统等软件，其具体内容如前所述。表1某电厂MIS的软件配置清单

软件名称 说明

操作系统

WINDOWS2003Server 数据库

ORACLE9i、MSSQLSERVER2000

网络安全系统

防病毒安全体系Norton企业版

5.2MIS硬件配置

网络设备和硬件系统汇总于表2和表3。表2某电厂网络设备汇总表

名称

规格型号或配置 单位 数量

交换机

CISCOWS-C2950T-24 台 3 交换机 DLINK-24 台 若干

防火墙

CISCOPIX-525-R-BUN 套 1

表3某电厂硬件系统汇总表

名称

规格型号或配置 单位 数量

数据库服务器

IBMX255868541XMP1.5/1M4-SMP512MDDROHDD/6HS5IRAID 40XCD1KM15“ 台 1

P3E服务器

IBMX255868541XMP1.5/1M4-SMP512MDDROHDD/6HS5IRAID 40XCD1KM15” 台 1

Web服务器

和备份服务器

IBMX255868541XMP1.5/1M4-SMP512MDDROHDD/6HS5IRAID40XCD 1KM15“ 台 1

OA服务器

IBMX255868541XMP1.5/1M4-SMP512MDDROHDD/6HS5IRAID40XCD 1KM15” 台 1 财务服务器

IBMX255868541XMP1.5/1M4-SMP512MDDROHDD/6HS5IRAID40XCD 1KM15" 台 1 UPS 爱克赛 台 1 5.3网络配置

网络结构简图如图2所示。它主要分成3个层次：以项目建设部为中心，各参建单位以及集团总部分别以不同方式与之连接。连接方式有多种选择：光纤直接联网，Internet Web访问，远程拨号或者虚拟专用网(VPN)接入等形式。图2为项目建设部网络的构成。

图2网络结构简图

在项目建设部的网络中，根据基建MIS的实际需求，配置至少4台高性能服务器，分别作为：P3E/C服务器、OA服务器、基建MIS服务器，以及Web发布服务器和数据库备份服务器。PC数量根据实际情况决定。所有计算机通过局域网络以星型方式连接。考虑到可能发生的网络数据流量和所有网络应用的需求，可以采用主干千兆，桌面百兆方式或者完全采用交换式百兆快速以太网，网络主干可以采用多模光纤或超五类双绞线，楼内采用超五类双绞线到桌面，按照相关标准和规范进行结构化布线。交换机按接入层和核心层方式连接，用户PC直接连入接入层的交换机，而服务器和其他远程访问设备则连在核心层的交换机上，这样，可以快速实现用户与服务器的数据交换。在网关处设置防火墙，这样既能防止网络攻击和入侵，以保护内部网络的安全正常运行，又能通过NAT方式与Internet网络连接。所有计算机都应安装网络版的病毒防火墙软件，以确保数据安全。6系统安全

6.1硬件及环境的安全

服务器：采用微机服务器，RAID5磁盘阵列，保证可靠性。

UPS电源：采用高可靠性UPS，有断电自动DOWN机功能，带2h后备电源功能。6.2网络操作系统的安全

基建MIS网络中，根据应用及安全要求，使得数据在网上一定范围内得到安全保护。域是Windows2000实现网络安全管理的单位。在Windows2000中，域可以无限扩展，子域和域名的管理使得网络的管理更为方便。网络防病毒是保证网络正常运转的基础。在网络上应有实时检测和防杀病毒的网络杀毒软件，病毒库应经常更新。防火墙以及入侵检测系统的配置保证了内部网络正常访问外部广域网，外部广域网合法用户能正常访问内部网，能有效地抵御非法用户的侵入和攻击。

6.3数据库的安全

数据库的安全保护是整个电厂基建MIS安全设计的重点。数据库系统设计采用一整套数据备份方案。数据库的访问应设置权限级别，用户和系统管理员应经常更换访问密码，并建立一套数据库备份管理制度。

6.4应用系统的安全

在应用软件中，用户使用数据的范围和方法是受权限控制的。权限控制中可以授权、回收，动态管理。权限的实现通过密码访问方法实现。在WEB、FTP服务器上，对于匿名访问的资源，在系统设置时应设置虚拟目录，隔离用户对物理地址的直接操作。建立数据库日志和系统日志。

7体会

（1）信息系统的开发和实施必须坚持“一把手”工程，基建MIS尤其如此。因基建期内业主方面人员紧张，每个人的工作都比较繁重；每个部门总是站在本部门的角度提出修改意见，缺乏对整个系统的考虑，而且局部最优不等于整体最优。这就需要公司领导加以协调、控制。

（2）工程进度管理软件（P3E/C）的实施是关键，但困难较大。因为P3E/C的实施是个系统工程，它涉及工程的每个环节，与施工单位、监理、设计院、设备制造厂商等都紧密相关。任何一个环节的脱节，都会影响整个系统。这就需要业主和各参建单位，各参建单位之间，做大量的沟通、协调工作。首先要制定统一的编码原则，明确各参建单位在P3E/C系统中的职责（最好能事先写到承包合同中），制定严格的考核制度，对P3E/C中数据的录入情况进行检查。P3E/C实施的重点在施工单位。各专业公司的人员必须每天把工地上施工的进展情况输入P3E/C，以便公司内部、业主的跟踪和控制。如果这些最基层的数据无法保证，则整个系统就好比空中楼阁，失去了它本身的意义。

（3）对软件开发和供应商而言，软件项目的最大风险在于需求的无限蔓延。所以软件公司在项目的开发和实施过程中，一定要制定周密的计划。并且在开发和实施过程中，要严格按照计划办事，特别是要抓住关键的节点，以保证每个阶段性目标的实现。而不能为了单个的需求，随意延误计划时间，这样最终会使整个项目无法控制。这一点的关键在于和业主的沟通。

（4）对软件开发和供应商而言，基建MIS软件项目的开发，尽量不要采用传统的软件开发模式（即瀑布模式）。传统的瀑布模式是机械地按照“需求—开发—测试—实施”的方式来开发软件，它不符合基建期人员流动量比较大、需求变化比较频繁的特点。宜采用当今世界上比较先进的开发模式，如迭代开发或者敏捷过程（XP）。对于大型软件的开发，也可采用微软的开发模式。建议采用迭代开发的模式，即根据业主的前期需求，先开发一个原型，让业主试用；业主看了原型且试用以后，对系统有了更多的感性认识，提出新的需求，此时再对软件进行修改，再让业主试用。这样反复循环一段时间，待业主基本上没有意见后，再进行大规模的开发工作、测试，直至具体实施。这样，可避免今后进行大规模修改工作。如果在需求阶段有一个小的修改未提出或未解决，留到维护期去解决，可能会导致巨大的返工，甚至根本无法处理。因为在维护期，系统内部结构已定型，且已有大量数据。如果这个小的修改涉及系统内部结构的调整，则系统中的大量数据就很难处理。

8结束语

火电厂大型锅炉常见故障分析与处理 篇6

1 火电厂大型锅炉结构和工作原理

火电厂大型锅炉的结构大体由三部分构成:

(1) 燃烧系统。该系统主要由炉膛、制粉系统、引风系统、送风系统组成。煤首先经由碎煤机制成粒度小于30mm的煤粒, 进入原煤仓经磨煤机磨碎后, 经锅炉燃烧器喷嘴送入炉膛内燃烧, 燃烧产生的热量传递给炉膛四周的水冷壁。

(2) 风烟系统。被空气预热器加热后的空气分两路送入炉膛内。其中, 一次风送入磨煤机中干燥并输送煤粉;二次风通过喷燃器进入炉膛。煤燃烧后产生的高温气体通过炉膛上方的空气预热器, 把热量传递给水蒸气和空气。

(3) 汽水系统。水经过低压加热器后, 经水泵送入高压加热器加热, 然后通过省煤器进入循环给水系统。汽化后的水蒸气被分离出来进入过热器, 继续吸收烟气热量成为过热水蒸气, 然后送入汽轮机推动转子转动发电。

2 火电厂大型锅炉常见故障及处理措施

2.1 锅炉“四管”爆漏

锅炉“四管”爆漏是火电厂锅炉多发事故之一, 这一事故也长期困扰着火电厂的长期安全生产, 成为重大难题。“四管”指锅炉的水冷壁管、过热器管、省煤器管、再热器管。造成“四管”爆漏的原因是多方面的, 从最初的安装和试运行、管材的选择、锅炉的设计、后期的运行环境、工作人员的操作水平、日常维护情况都会对“四管”造成隐患。而总结起来, 造成“四管”爆漏的原因是:“四管”管壁内严重结焦, 这会导致“四管”的温度超标, 而这种温度超标无法被及时检测到。“四管”会时常处于短期过热或者长期超温的情况下。锅炉时常需要清焦, 在清焦的过程中由于工作的疏忽有可能会对“四管”造成损伤, 从而“四管”从软弱处开始出现裂缝, 最终导致“四管”的爆漏。其次, 由于地区因素, 用于发电的水水质不达标, 水中含氧量过高, 会导致水不断腐蚀“四管”管壁, 在管壁上过度结垢。燃烧产生的烟气也会腐蚀“四管”管壁, 最终造成“四管”爆漏。

针对这些现象, 可以采取以下措施来改善“四管”运行环境。充分掌握煤的性质, 严格按计算结果控制煤、空气、水进出锅炉的量, 防止严重结焦现象的发生。对锅炉设备要定期进行检修, 确保锅炉正常安全运行, 及时清焦, 防止锅炉被腐蚀。对锅炉的操作要严格按照操作要求来进行, 确保锅炉的消防系统、通风系统、监控系统等各项辅助系统正常运行。保持锅炉周围环境的整洁。

2.2 炉膛灭火爆炸

炉膛灭火爆炸指的是锅炉炉膛内堆积了大量可燃物, 导致炉膛内压力超过其承受能力, 从而使水冷壁、锅炉顶部、刚性梁等损坏。产生炉膛灭火爆炸的原因有以下几个:冷锅炉启动次数多, 这时炉膛内温度较低, 燃料会在其中堆积下来, 之后燃料燃烧后会使炉膛内的温度迅速上升;空气和煤粉的混合物达到爆炸极限, 发生爆炸;磨煤机出口的温度过高等。

针对以上的原因, 预防炉膛灭火爆炸的措施如下:对燃煤进行详细的分析, 对每批煤都要做到掌握其特性和各项燃烧性能, 对进入锅炉中的煤量进行精确的控制。在锅炉运行的过程中, 要事实监控, 防止煤粉过度堆积、过度结焦。对各个监控系统进行定期的检修, 保证这些系统正常运行, 从而确保锅炉的安全稳定运行。

2.3 安全阀故障

安全阀对锅炉来说是一个十分有用的保护装置, 当锅炉内压力超过限定值后, 安全阀就会动作, 释放多余的气体, 降低锅炉内的压力。当安全阀发生故障后, 会使锅炉内外的气体失去平衡, 危害工作人员及设备的安全, 很可能导致爆炸等严重事故。一般安全阀发生故障后, 安全阀附近有蒸汽泄漏, 并伴随有蒸汽泄漏的声音。

要保证安全阀能正常工作, 起到安全保护的作用就必须定期对安全阀进行检修, 并保证检修的质量。检查安全阀各个部件是否正常, 对其中有所损坏的部件要及时更换, 确保安全阀能时刻处于正常的工作状态。同时, 加强锅炉运行时的日常监控, 注意安全阀附近的轻微泄漏, 及时发现问题, 处理问题, 把问题控制在萌芽阶段。

2.4 空气预热器烧损变形

该故障主要是因为炉膛尾部发生二次燃烧, 炉膛内未完全燃烧的残渣随烟气进入炉膛尾部, 并粘在受热面上, 这种情况下很可能发生二次燃烧。对空气预热器造成损坏。

针对上述情况, 在锅炉运行的过程中要时刻观察, 让燃料在炉膛内充分燃烧。在检修的时候经常清洗空气预热器, 保持其清洁。将炉膛温度控制在适当的范围内, 防止锅炉内结焦。

3 结束语

火电厂大型锅炉的安全稳定运行关系着火电厂和工作人员的人身财产安全, 必须对锅炉的安全运行采取有效的措施。针对常见的锅炉故障重点防护, 预防为主。从以上分析可以看出, 锅炉故障多是由于设备检修不到位和操作不到位造成的, 因此要提高工作人员的责任感, 对锅炉的各项工作认真负责, 发现任何细微的安全隐患, 及时排除。确保锅炉的安全运行。

摘要：大型锅炉是火力发电厂极为重要的基础设备, 大型锅炉的安全与否和火力发电厂的安全息息相关, 如果锅炉出现故障, 必然会给火力发电厂造成巨大的损失, 对工作人员造成人身危害。因此, 如何避免锅炉事故的发生是火力发电厂一项极为重要的课题。本文分析火力发电厂大型锅炉几种常见故障, 分析其成因, 提出相应的处理和预防措施。能对火力发电厂大型锅炉的安全运行起到一定的指导作用。

零功率切机保护在大型火电厂的应用 篇7

随着电源和电网建设都取得了巨大成就的同时,也面临着许多新情况。诸如电力输送大量采用紧凑型线路,同杆架设,远距离输电等技术,虽能有效地减少线路数量,节约线路走廊,但也带来诸如线路故障率的增加,对电厂危害的加深等新问题。

目前,新建大型电厂为节约造价,通常采用同杆同架和紧凑线路技术,在遭遇严重冰冻雨雪天气或者电厂送出线路故障都会导致全厂送出功率为0,造成汽轮发电机组甩负荷,若DEH或AVR调节失灵,还可能造成汽轮机超速,发电机超压,对电厂热力系统造成很大的威胁。为确保发电机组在输电系统故障时能及时安全停机,电厂侧单独配置了电厂侧的零功率切机保护[1]。

1 未装设零功率切机保护装置的缺陷

1.1 未设置零功率切机保护电厂出线全停机组跳闸的危害分析

某厂二期3号、4号、5号3×600 MW机组通过2条500 kV同杆架设的线路与南方电网相连。2007年2月20日,当时3号机检修、4号机调停,5号机正常运行。由于气候原因,8点41分2条500 kV出线先后因永久性故障全部跳闸,5号机组甩负荷,汽轮机超速保护OPC动作4次,转速在动作过程中最大波峰值达3 131 r/min。在OPC动作后,EH油母管压力意外跌至ETS保护动作跳机值,汽轮机跳闸,锅炉联锁MFT。发电机高频保护动作设定值是51.5 Hz,OPC超速动作后,转速下降,高频保护未动作。只是在汽机跳闸后,机组转速下降到发电机低频保护动作值47.2 Hz时,发电机保护才动作出口跳闸灭磁。

由上可见,在某厂二期2条出线跳闸,发电机脱离电网,汽机甩负荷时,发电机一直在运行状态,没有任何电气量保护动作于发电机跳闸灭磁。发电机出口断路器仍处于合闸状态,励磁系统仍在正常运行,只能靠自动励磁调节系统快减励磁来降低发电机出口电压。从汽机侧来讲,由于发电机出口开关未发跳闸信号,认为发电机仍在并网状态,故只能靠DEH转速控制系统来调节转速,即OPC保护动作关闭调节汽门降低转速,机组的运行风险及危害极大。幸亏在OPC动作后,EH油母管压力意外地跌至ETS保护动作跳机值,才使机组跳闸。造成上述危害的真正原因在于没有考虑到在输送断面零功率的情况下,如何使机组安全可靠停下来的有效措施。

可以认为,该次事故是由于未设置零功率切机保护而给电厂机组带来了一定的危害。因此,完全有必要在电厂机组中设置零功率切机保护装置,防止出线断面零功率或低功率时,发生汽轮发电机的超速和热力系统的损害。

1.2 某发电厂二期工程3号、4号机功率负荷不平衡保护的缺陷

某发电厂二期工程3号、4号机组汽轮机是由东方汽轮机厂引进日本日立公司技术生产的600 MW亚临界汽轮机。汽轮机的控制DEH系统采用的是日立公司生产的EHG和ETS一体化的H-5000M系统。其中,ETS保护除常规设置的软件保护外,还配有完全由硬件实现的ACC超速保护、BUG后备超速保护及PLU功率负荷不平衡保护。

PLU功率负荷不平衡保护指当发电机组的负荷大于40%额定负荷,检测到汽轮机功率(用再热器压力表征)与发电机负荷(用发电机电流表征)不平衡值超过设定值且发电机电流的减少超过40%/10 ms时,功率-负荷不平衡继电器动作,快速关闭高压和中压调节阀,抑制汽轮机的超速,当不平衡值小于40%,1 s后保护复归,高中压调门重新开启,使汽轮机保持正常运行。设置该保护的目的是在以下2种情况下触发此保护功能,a)在本侧2条出线线路开关同时事故跳闸或偷跳,而发变组出口短路器还在合闸状态;b)出口断路器跳闸,发电机仍带厂用电运行或汽轮机仍在运行。

新建600 MW以上的汽轮发电机组,基本都没有配置零功率切机保护。该保护的作用是当电厂送出出线同时事故跳闸或开关偷跳,或者发变组出口断路器偷跳,使机组的有效功率突甩至0时,立即动作将汽轮发电机组跳闸,其设置的目的是为防止汽轮机超速。因此,它与PLU功率负荷不平衡保护既相关又有区别。2种保护的目的都是考虑当发电机负荷迅速被甩的时候,为防止汽轮机超速而设置的。区别在于PLU保护动作的结果是仅将高调门及中调门关闭,即仅短时将进汽切断,汽轮机并没有跳闸,零功率切机保护是直接动作将发电机组跳闸。因此,从保护的原理来说,这2种保护适用的场所是不同的,如果机组设计有FCB功能,那么,必须将零功率切机保护切除,而仅投入PLU功率负荷不平衡保护又是不够的;如果机组没有设计FCB功能,则只要将零功率切机保护投入,PLU保护则完全是个多余的保护。可见,该厂设置的功率负荷不平衡保护具有一定的局限性。目前,该电厂针对PLU保护的误动作问题,正在着手改造,安装零功率切机保护装置,以免类似事件的再次发生。

2 宁海电厂一期典型零功率切机保护的配置

宁海电厂一期4×600 MW汽轮发电机组,发电机组均采用发电机、变压器单元接线,发电机出口设断路器,以500 kV电压接入升压站GIS配电装置。500 kV升压站采用3/2断路器接线,设3个断路器串加1个高压备变断路器,其中,第一、第三串各接有一回主变500 kV进线和一回500 kV出线,第二串为主变500 kV进线串。4台机组设1台高压备变,高压备变经1条500 kV高压电缆用1个断路器接于500 kV的1号母线,直接从500kV降至6 kV。

该厂一期零功率切机保护采用CSS-100BE数字式安全稳定控制装置,按1号、2号机和3号、4号机零功率切机功能分别公用1套装置实现,其CT、PT、测量回路、内部判断逻辑以及跳闸出口回路完全独立。按A、B 2套装置冗余配置,A、B 2套装置有完全独立的电源、输入、输出回路。1号、2号(3号、4号)机的零功率切机装置采用集中组屏方式。2套装置并列运行并互为热备用,其中1套装置检修调试等退出运行时不影响另一装置正常运行。A、B 2套装置共同组一面屏,考虑将来的可扩展性,装置预留监测电厂两回出线的电压、电流位置,若将来系统结构变化或系统安全稳定需求,该装置即可升级满足零功率切机、系统安全稳定控制的要求。

3 宁海电厂一期零功率切机保护的特征

a)主变的投/停状态判据。采用的有功功率值,即P>240 MW,判断为投运状态;P<240 MW且I<300 A,判断为停运状态;P<240 MW且I>300 A,判断为不对应状态,发一般异常报警;

b)启动判据。当电网发生可能影响电厂送出功率的事故时,装置能可靠地启动,进入事故判据状态。采用以下2种启动判据,为“或逻辑”,即电流突变量启动:ΔI≥250 A或功率突变量启动:ΔI≥200 MW,任一判据满足都能使装置进入启动状态;

c)主变零功率故障判据。采用以下6个启动判据,为“与逻辑”,当同时满足以下条件,判为零功率故障,动作切机:(a)突变量启动动作。(b) P-0.2s≥240 MW(事故前0.2 s功率大于240 MW,且功率方向为负值即电厂送出)。(c)任两相电流满足I<300 A (线路投运电流定值)。(d)|ΔI|=|IK-IK-20ms|>250 A (电流有效值在20 ms前后之差>250 A)。(e)T≥20ms (故障判断延时值)。(f) POS<10 MW (故障后功率小于10 MW);

d)装置保护输入量为主变高压侧PT,CT的电流,电压。当发生CT断线时,延时5 s发CT断线报警,异常消失延时5 s自动返回。当发生PT断线时,延时5 s发PT断线报警,同时,闭锁该装置中出现异常的启动回路,异常消失延时5 s自动返回;

e)零功率切机保护动作出口至发电机励磁变保护出口方式一(全停):跳汽机、灭磁开关、发电机出口开关;

f)发变组保护动作后,闭锁零功率切机保护;

g)装置正常运行中,如,二次人员对装置进行检查,则应退出装置所有出口压板,投入检修压板(即断开所有与该装置的通讯通道)。工作结束后应退出“检修压板”,检查装置正常后投入所有出口压板。零功率切机装置同时设置了总出口压板[2]。

4 结语

随着新型电网电源点的建设和同杆架设线路,电网越来越复杂;再加,近年来冰冻雨雪天气的不确定因素,造成电网输电线路故障的概率不断增加。电厂输出线路的故障导致厂内送出功率为0,对电厂内发电设备造成严重的危害,对电源点应加装安全可靠的装置来保护电厂设备。零功率切机装置的在电厂的应用,将会大大降低电厂输出零功率带来的危害。

参考文献

[1]黄梅.电力系统自动装置[M].北京:中国电力出版社,2000.

大型火电厂 篇8

1 大型火电厂中锅炉袋式除尘技术的原理和特点

在大型火电厂的锅炉除尘技术中, 比较常用的是袋式除尘技术, 其效果十分显著, 它有效结合了过滤除尘技术以及静电除尘技术。其中, 过滤除尘技术主要是利用由滤层或过滤介质构成的过滤袋, 过滤气体污染中含有的粉尘和颗粒物, 从而起到除尘作用。近几年, 随着科学技术的不断创新, 能够选用的滤袋材质也开始丰富起来, 在具体选用中应该考虑到本火电厂性质和工艺流程[1]。

静电除尘技术主要是利用从电场释放出的高压电来过滤气体中的污染物及浮尘, 从而发挥除尘作用。应用静电除尘技术时, 污染物和电离子会发生摩擦碰撞, 产生向下的力, 能够聚拢污染物并使其沉降。因此, 静电除尘技术能够很好地过滤细小粉尘和微颗粒。静电除尘技术有着自身的优异特点, 具有高滤尘率, 自动化程度先进, 但是产生的经济效益不高。于是, 火电厂在除尘技术的具体选用中应该根据实际的生产需要、设备的能耗情况以及生产的环境条件等因素进行综合考虑。

2 大型火电厂中锅炉袋式除尘技术的综合原理

袋式除尘技术的综合原理包括:首先通过采用静电除尘技术中电离子和污染物相互碰撞后污染物沉降的原理, 然后经过滤袋收集并过滤微小粉尘, 从而达到高除尘率的效果。大型火电厂对先进技术的综合使用, 能够较大程度上降低系统的运营成本, 提高经济效益, 同时减少环境污染。袋式除尘技术是目前大型火电厂中锅炉除尘技术的有效应用[2]。

然而, 具体应用袋式除尘器时也会受到一些因素的制约, 主要体现在以下两个方面: (1) 气体污染中含有的腐蚀性物质会腐蚀和侵害滤袋, 使除尘效果受到影响。火电厂在选用滤袋材质时应考虑到企业自身的实际情况, 选择耐腐蚀、耐水解或耐高温的材质, 以免后期增加滤袋的维护、更新工作量及成本。 (2) 袋式除尘器遇到阴雨天气时湿度比较大, 污染气体中的杂质容易凝结在滤层上, 使滤层受到堵塞, 导致已经聚集的颗粒物不能正常地沉降, 影响设备的安全性和可靠性。所以, 袋式除尘技术虽然是电厂锅炉中效果较好的除尘技术, 但也存在着不足之处, 需要企业给予重视并不断改进[3]。

3 袋式除尘设备的选用和应用

大型火电厂在选用袋式除尘技术设备时, 需要考虑多方面的影响因素, 比如企业的生产规模、经营能力和锅炉类型等, 在具体选用时一定要进行严格的专业技术分析。目前, 我国大型火电厂袋式除尘器在实际应用中会遇到各种各样的问题, 如滤袋除尘器缺乏长期运行的安全可靠性、系统的运行阻力高、滤袋的使用寿命不长等, 导致滤尘技术得不到有效提高。面对这种现状, 大型火电厂可以采用均流式袋式除尘器来延长运行周期, 提高可靠性, 并降低运行阻力。

均流式袋式除尘器是在脉冲袋式除尘器的基础上进行改进的设备, 原有的进出风模式转变为直进直出的方式, 这样可有效地缩短烟道内的结构流程, 使气流畅通无阻, 从而减小了整个设备结构的阻力。除此之外, 均流式袋式除尘器中有大容量稳压包安装在脉冲阀的开关位置, 以及时补充气流, 有效配合脉冲阀运行。脉冲阀能够起到降低运行阻力的作用, 适用于短期内释放大量压缩气体的环境, 火电厂应该择优选择结构简单、操作便捷以及低阻力的脉冲阀。

锅炉烟气袋式除尘器的适应性较强, 能够有效吸收并清除多种污染物, 而且不会出现二次扬灰和飞灰的现象, 避免了二次污染。袋式除尘器综合静电除尘以及过滤除尘技术, 降低了除尘器的运行成本和维护成本, 提高了除尘效率。此外, 袋式除尘器还有体积小、耗能低和滤袋使用周期长等优势。

袋式除尘器的静电处理部分, 能够使污染气体冷却, 较大程度上避免了滤袋受到高温污染气体的侵害, 有效保护了滤袋, 使滤袋的使用寿命得到了延长, 增强了系统的运行稳定性。从经济效益角度来看, 袋式除尘设备安装运行时的投资少, 后期运行维护费用也相对较低, 维护时方便简单, 除尘效果十分明显, 符合环境保护的要求。因此, 大型火电厂锅炉烟气袋式除尘技术比其他传统的技术更有优势, 可在有效除尘的基础上, 保障企业的正常运转和经济效益的增长。

4 结语

总之, 大型火电企业要根据自身的实际情况对锅炉除尘技术进行择优选择, 积极研制和选用适合本企业的除尘设备。大型火电厂中锅炉烟气袋式除尘技术得到了很好的应用, 不仅降低了运行成本, 而且达到了有效除尘、保护环境的目的, 促进了企业的稳步发展。

参考文献

[1]李敏, 李光日.火力发电厂锅炉烟气袋式除尘技术[J].吉林电力, 2011 (5) .

[2]赖志华.浅谈除尘技术在电厂锅炉中的应用[J].机电信息, 2013 (12) .

大型火电厂 篇9

关键词：燃煤机组,SCR脱硝,电除尘器,湿法脱硫

0 引言

大型燃煤机组采用SCR脱硝方式, 石灰石-石膏湿法脱硫, 并在脱硫装置前布置低温省煤器, 脱硫装置后再加装湿式电除尘器, 能够满足目前最为苛刻的环保要求。

1 脱硝技术发展趋势

脱硝技术从技术途径上可分为低氮燃烧技术和SCR烟气脱硝技术。低氮燃烧技术主要是采用复合式的空气分级低NOx燃烧技术, SOFA风的比例从25%提高到35%, 该燃烧技术在获得较高的燃烧效率、确保煤粉安全稳定燃烧的同时能有效降低NOx的排放, 缓解炉后脱硝的压力。炉后烟气脱硝目前主要采用SCR烟气脱硝技术、SNCR烟气脱硝技术、SNCR/SCR联合烟气脱硝技术。

1.1 SCR烟气脱硝技术

该技术是在烟气中加入还原剂 (如尿素) , 反应后生成N2和水。在有催化剂的情况下, 该反应活化温度为300℃~400℃, 相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度。目前该技术脱硝效率约为60%~90%。

1.2 SNCR烟气脱硝技术

该技术为非选择性还原剂脱硝技术, 因此需要较高的反应温度, 还原剂喷入炉膛温度为850℃~1 100℃的区域, 还原剂 (尿素) 迅速分解为NH3并与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2, 该方法是以炉膛为反应器。SNCR脱硝技术效率较低, 一般为20%~50%, 最新的研究结果表明, 用尿素做还原剂时, 有可能会产生破坏大气层中臭氧的N2O。

1.3 SNCR/SCR联合烟气脱硝技术

该技术为上述两种脱硝技术的综合, 效率较高, 一般为60%~80%效率介于SCR与SNCR两者之间, 并且SNCR-SCR联合脱硝工艺中的SCR脱硝效率不宜大于30%, 该技术系统及运行更为复杂, 目前采用该技术的工程极少。

综上所述, 脱硝技术在今后的发展趋势是低NOx燃烧技术与炉后SCR烟气脱硝技术相结合齐头并进的策略。同时需要开发低负荷 (此时反应温度更低, SCR脱硝系统的催化剂效率较低) 脱硝技术, 具体的实现可以采用省煤器分段, 在锅炉低负荷时, 温度亦能达到催化剂活化反应温度的区域增设脱硝装置, 另一种方法就是开发低温催化剂。

2 脱硫技术

目前大型锅炉的脱硫技术基本上都是采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺, 其原理大同小异, 在此不再赘述。湿法脱硫的核心部分在于吸收塔, 其型式主要有填料塔、液柱塔、喷淋塔、鼓泡塔和双回路塔, 其特点及比选介绍如下。

2.1 填料塔

填料塔内装设固体填料, 浆液由填料层表面流下, 烟气在穿过填料过程中与浆液接触反应, 完成脱硫过程, 其结构简单, 但压损大, 易堵塞, 目前很少使用。

2.2 液柱塔

液柱塔为无填料塔, 液柱由下往上垂直喷射, 形成液柱, 烟气由塔顶或塔底进入吸收塔, 气、液两相扰动激烈, 充分传质, 完成SO2吸收, 其特点是效率高, 无堵塞, 缺点是烟气阻力损失大。

2.3 喷淋吸收塔

喷淋吸收塔为目前运用最多的塔型, 烟气自下而上运动, 吸收机浆液则由塔顶的喷嘴呈喇叭状垂直或以一定的角度向下喷射。喷淋塔中的烟气和吸收剂浆液两相接触面积与喷淋密度成正比。该喷淋塔的结构简单, 造价低, 压降小, 脱硫效率较高, 缺点为烟气分布欠均匀。喷淋塔又有好多具体方案, 在此不再展开。

2.4 鼓泡塔

鼓泡塔通过喷射管将烟气鼓入石灰石浆液面以下的部分, 让烟气被浆液充分洗浴后鼓泡冒出, 因此得名。该技术主要特点是脱硫效率高, 煤种适应性好, 除尘效果好, 烟气流量分配均匀, 缺点是阻力较大, 结构较复杂。

目前高硫煤要达到低于50 mg/Nm3的排放标准, 需采用串联吸收塔技术, 即采用分级脱硫, 两个吸收塔中各自设置喷淋层, 烟气先在预洗塔中脱除部分SO2和其它污染物之后进入后吸收塔脱除剩余的污染物。两塔串联运行, 共同脱硫, 能够满足排放标准, 但系统复杂, 占地较大。此外中国自主开发出液柱+喷淋双塔技术, 前塔采用液柱塔, 除去烟气中70%的SO2, 然后进入逆流喷淋塔, 进一步脱除残余的SO2, 达到排放标准, 最高脱硫效率可达98.5%。这两种串联吸收塔技术, 前者初投资及施工难度均大于后者, 而脱硫效率相当, 故推荐采用液柱+喷淋双塔技术。

3 除尘技术

因袋式除尘器受滤袋质量的影响较大, 且无长期运行稳定的业绩, 故本文只讨论电除尘器。目前采用干式电除尘器+湿式电除尘器的组合, 可使烟囱出口粉尘浓度控制在5 mg/Nm3。

影响电除尘效率的因素很复杂, 但大体上可分为三类:

a) 工况条件:燃煤特性 (成分、挥发分、发热量、灰熔特性等) , 飞灰性质 (成分、力度、密度、比电阻、粘附性等) , 烟气性质 (温度、湿度、烟气成分、露点温度等) ;

b) 电除尘器的技术状况:如极配型式、结构特点、振打方式及其加速度大小、气流分布的均匀性及电场划分情况、电气控制特性等;

c) 运行条件:如运行电压、板电流密度、积灰情况、振打周期等。

静电除尘器的优点如下:

a) 效率高, 一般可达到99.8%以上, 能够捕集0.01μm以上的细粒粉尘;

b) 阻力损失比较小, 一般为300 Pa以下, 可以处理温度高达400℃;

c) 处理烟气量大, 寿命长。缺点是设备较复杂, 设备安装、调试、运行及维护的管理水平要求高, 其次对粉尘比电阻有一定的要求, 对粉尘有一定的选择性, 对较细的粉尘除尘效率不高。

目前国内火电厂运行的燃煤机组设计排烟温度一般为125℃~130℃, 燃用褐煤时为140℃, 且机组实际运行排烟温度普遍高于设计值约20℃~50℃, 远高于烟气露点温度。排烟温度偏高、造成了锅炉效率下降、电除尘器效率下降、脱硫耗水量增加等结果。采用低温省煤器和低温电除尘器技术是解决此问题的一种有效新方法。其原理如下:烟气热量回收装置分为串联的两级, 第一级布置在除尘器进口, 将烟气温度从123℃冷却到105℃。第二级布置在吸收塔进口, 将烟气温度从约110℃冷却到约96℃。采用主凝结水与烟气通过换热器进行热交换, 其流程为从六号低加出口的主凝结水引出一路凝结水经加压后依次通过第二级、第一级烟气回收装置后回到七号五号低加入口处。通过排挤回热抽汽来减少汽机的热耗, 同时也降低了烟气温度, 使进入除尘器的烟气量减少, 粉尘比电阻降低, 从而实现余热利用和提高除尘效率的双重目的。烟气回热装置的优点如下:

a) 可提高电除尘器的效率, 降低烟气温度;

b) 降低煤耗及厂用电率;

c) 布置灵活, 位置无限制, 甚至可以布置在除尘器内。

电除尘器技术的另一个发展趋势就是采用旋转电极。该型除尘器与常规除尘器原理相同, 由前级常规电场与后级旋转电厂组成。旋转电极电场中阳极部分采用回转的阳极板和旋转的清灰刷。附着与回转阳极板上的烟尘在上位达到形成反电晕厚度时, 就被布置在非收尘区的旋转请会刷彻底清除, 因此不会产生反电晕现象且无二次扬尘, 从而提高电除尘器的除尘效率, 降低排放浓度。旋转电极除尘器的优点如下:

a) 阳极板永久清洁、避免反电晕, 有效解决高比电阻粉尘收尘难的问题;

b) 减少二次扬尘;

c) 减少煤、灰对电除尘性能影响的敏感性;

d) 可使除尘器小型化, 减小占地面积;

e) 特别适用于老机组电除尘器的改造。缺点有两点:旋转部件的设备可用率要低一些;其次对安装要求较高。

对于粉尘排放标准比较高的地区, 单纯使用电除尘器已不能满足要求, 解决的途径是增设湿式静电除尘器。

湿式静电除尘器的主要工作原理与干式除尘器基本相同, 即烟气中的粉尘颗粒吸附负离子而带电, 通过电场力的作用, 被吸附到积尘极上;与干式电除尘器通过振打将极板上的灰振落至灰斗, 不同的是, 湿式电除尘器将水喷至极板上使粉尘冲刷到灰斗中随水排走。同时喷到烟道中的水雾既能捕捉微小烟尘又能降低电阻率, 有利于微尘向极板移动, 湿式电除尘器效率可达70%, 并可长期稳定高效地去除烟气中的PM2.5、SO3、石膏雨、汞、多种重金属、二噁英及多环芳烃 (PAHs) 等污染微小颗粒。已投运湿式电除尘器的成功经验表明, 燃煤电厂在湿法脱硫后建设湿式电除尘器, 完全可以作为进烟囱前的最后一道技术把关措施。

除尘技术建议采用脱硫前干式旋转电极除尘器, 脱硫后湿式除尘器, 并且在烟气系统中增加热量回收装置, 以提高除尘效率。

4 结语

大型火电厂 篇10

1 脱硝技术的发展过程

脱硝技术从技术途径上可分为低氮燃烧技术和SCR烟气脱硝技术。低氮燃烧技术主要是采用复合式的空气分级低NOx燃烧技术,SOFA风的比例从25%提高到35%,该燃烧技术在获得较高的燃烧效率、确保煤粉安全稳定燃烧的同时能有效降低NOx的排放,缓解炉后脱硝的压力。

1.1 SCR的烟气脱硝

SCR的烟气脱硝是指在烟气内部投入化学剂,在发生化学反应后会产生相应的气体以及水分。在进行催化后,温度可以上升空间较大,最高可以达到400℃,如此高温可以与锅炉与预热器设备之间的温度相比拟,这种技术的脱硝水平已经达到成功率的一半以上。

1.2 SNCR的烟气脱硝原理

SNCR的脱硝技术对温度具有一定的要求,在进行处理使需要将还原剂导入锅炉内部温度较高的位置,一旦发生化学反应就会随之产生气体,并与烟气物质进行混合,最终形成氮气,这种技术需要依赖锅炉进行反应,并完成气体的消耗。但是这种技术的处理水平并不高,也不能达到处理技术的高标准要求。根据可靠数据的研究不难发现,以尿素做化学反应剂由于其结构组成特点,在进行脱硝处理时,会释放大量的二氧化碳,而该气体可以直接影响空气质量,使大气污染程度加剧。

1.3 SNCR与SCR的结合烟气脱硝原理

这种技术是对SNCR与SCR两种技术的有机结合,弥补两者之间存在的不足并使其功效的发挥可以达到预期效果,并且稳定性高,但是将两者进行结合后的SCR的脱硝效率不能过高。由于该技术是融合性技术,因此对技术的应用性也就提出了更高的要求,并且在进行技术处理时,需要控制双面反应,在运行时难免会呈现出较为难以掌控、复杂的一面,所以在目前我国的脱硝技术中对此技术的应用仍旧处于探索阶段,对技术的应用频率普遍不高。

2 脱硫技术

2.1 填料塔的脱硫原理

在利用填料塔进行脱硫处理时,需要在塔内填充质地较硬的固体材料,使液体浆能够在材料表面完成流动,在烟气与浆液发生直接接触后就会产生化学反应,脱硫也就随之完成。填料塔的脱硫操作简单,结构相对没那么复杂,但是抗压能力却极弱,在进行填充时常会发生不畅通问题,所以这种脱硫技术通常不会被过多的使用。

2.2 液柱塔的脱硫原理

液柱塔可以不用进行材料填充,该塔的技术方法是由气体带动烟气完成脱硫作业。液柱是由液体的上下喷射而形成的,烟气可以从塔的两端达到作用塔,一旦烟气与液体进行接触并发生反应时,就可以完成能量的传递,使二氧化硫被充分吸收,这种方法在进行脱硫时不会发生堵塞问题,运行效率相对较高,但是烟气在流转过程中却会受到一定损失。

2.3 喷淋吸收塔的脱硫原理

喷淋吸收塔由于其技术特点,被广泛的应用于脱硫处理中。烟气的流转方式是从下开始,逐渐向上对浆液进行吸收,最后由塔顶完成喷射,一般会呈现出垂直或者向下的形态,喷淋塔内部的烟气与浆液的直接接触程度会直接影响喷淋的成分含量。喷淋吸收塔的优点是结构较为简易,因此其成本投入也就相对较少,脱硫完成质量较高,缺点则是内部烟气常会聚堆分布,不易于分散。

2.4 鼓泡塔的脱硫原理

鼓泡塔通过喷射管将烟气鼓入石灰石浆液面以下的部分,让烟气被浆液充分洗浴后鼓泡冒出,因此得名。该技术主要特点是脱硫效率高,煤种适应性好,除尘效果好,烟气流量分配均匀,缺点是阻力较大,结构较复杂。

在目前我国的高硫煤的排放要求具有一定的标准,因此必须将技术进行融合,也就是运用双向脱硫方式,将需要应用的吸收塔内独立安放喷淋层,烟气可以在塔中进行部分脱硫,并将脱离的二氧化硫与另外的污染物进行二次吸收。将两种塔进行合并运用可以加大脱硫效率,使脱硫处理能够达到预期标准,并将排放质量控制在一定范围内,但是这种合并处理通常会占用较大区域,并且形成的技术系统难以把控,操作起来具有一定的复杂性。我国在长期的实践中,将液柱塔与喷淋塔进行自主结合。在进行脱硫处理时,首先需要经过液柱塔对烟气中的二氧化硫进行大范围的吸收,而后再进入喷淋塔对剩余的二氧化硫再次脱离,直到符合排放标准为止,这种结合型的脱硫技术基本可以达到完全脱离点,而串联吸收塔的成本投入及运行难度相对之下比较大,而脱硫结果却基本一致,但是后者却更易掌控,资金投入也比较少,因此在目前的脱硫中大多采用液柱塔与喷淋塔双向结合的处理技术。

3 烟气除尘技术

3.1 电除尘技术

影响电除尘效率的因素大体上可分为三类:工况条件:燃煤特性(成分、挥发分、发热量、灰熔特性等),飞灰性质(成分、力度、密度、比电阻、粘附性等),烟气性质(温度、湿度、烟气成分、露点温度等);电除尘器的技术状况:如极配型式、结构特点、振打方式及其加速度大小、气流分布的均匀性及电场划分情况、电气控制特性等。

静电除尘器的优势特点:静电除尘器的运行效率普遍较高,比较细小的粉尘也可以轻易去除,基本可以达到完全去除水平;在进行除尘作业时,可以不受高温影响,并可以在此环境下继续除尘作业,轻易不会受到任何阻力影响;可以进行高强度的处理作业,设备磨损小,使用年限可以得到基本保证。但是此设备同样具有一定的缺点:静电除尘器在进行设备安装的过程中会耗费大量的人力及物力,对安装水准具有一定的规范化要求,日常的维护处理要及时进行,否则机器磨损程度会不断加快,除此之外该设备对于待处理的粉尘存在一定的挑剔性,不会进行全面清除,细小粉尘难以去除。

3.2 旋转电极除尘器

旋转电极除尘器与以往的除尘器的清除内容基本一致,都是由前后两部分电场共同组成。旋转电极的阳极电场中配备了可以进行旋转的除灰刷,当灰尘达到一定厚度时就可以进行完全去除,在灰尘区域以外也同样可以进行转动去除,所以不会增加再次清除难度,使除尘效率得到较大提升,使其能够符合排放标准。

旋转电极除尘器的功能优势为:阳极板不会存在灰尘大量附着问题,更减少了反电晕的发生频率,将电阻对灰尘去除的阻碍进行消化及分解,使细小粉尘的去除不再成为难题;在灰尘减少的同时,电除尘器的功能优势也得到了较强发挥;这是对传统除尘器的优化,而其体积也就相对缩小,对占地面积的影响同样不再那么强烈。其缺点为:由于旋转电极除尘器的结构具有一定的复杂性,这就对设备的安装要求更为严格及规范。

3.3 湿式静电除尘器

区域不同,对粉尘的排放标准也就具有不同要求。因此对于部分要求较高的区域,不能够单纯的依靠电除尘器进行粉尘处理,还需要湿式静电除尘器配合完成。而其运行原理与干式除尘器并无区别,唯一不同的是湿式静电除尘器是用水进行喷刷达到除尘的排除目的。在进行水分喷刷时不仅可以带动周围的细小粉尘的运动,更能将电阻频率减小,便于粉尘向极板方向快速行动,其除尘效果可以达到50%以上,除此之外湿式静电除尘器还可以对空气中的各类细小污染物进行去除。

摘要：大气污染排放标准有日益苛刻的趋势,给火电厂烟气处理技术带来了新的挑战,通过简要分析,提出了烟气脱硝、脱硫、除尘工艺的新技术路线,对大型电厂的设计有显著的借鉴意义。

关键词：大型火电厂,脱硫脱硝,烟气除尘

参考文献

[1]李磊.热电厂锅炉烟气脱硫除尘工程的研究与实施[D].华东理工大学,2014.