在火电厂实习报告（共7篇）
在火电厂实习报告 篇1
一、实习安排
八月二十九号下午来到了xxxx国际xx发电厂为期一周的认识实习。
三十号上午，了安全规则的教育。
三十号下午，由电厂的师傅给了xx发电厂生产过程的教育。
三十一号和一号的一整天，都在热工车间跟班实习。
二号上午参观了机炉，下午参观了电气。
三号上午参观了输煤系统，下午参观了化学车间水泵房。
二、实习内容
1.对xx电厂的总体认识
2.xx发电厂的生产过程
火力发电厂是煤、石油、天然气等燃料的化学能产出电能的工厂，即为燃料的化学能→蒸汽的热势能→机械能→电能。在锅炉中，燃料的化学能转变为蒸汽的热能;在汽轮机中，蒸汽的热能转变为轮子旋转的机械能;在发电机中机械能转变为电能。炉、机、电是火电厂中的主要设备，亦称三大主机。与三大主机相辅工作的设备称为辅助设备简称辅机。主机与辅机及其相连的管道、线路等称为系统。火电厂的主要系统有燃烧系统、汽水系统、电气系统等
在火电厂实习报告 篇2
本工程建设单位为重庆发电厂、设计单位为西南电力设计院、施工单位为重庆九建 (一处二队) 施工, 1984年6月开工建设。1#引桥土建方面的主要包括1号和2号桥墩, 中间用钢架连接, 跨度40米。1号桥墩砼工程量508.6m3, 2号桥墩砼量232.0m3。设计的桥墩及基础砼强度为150#;设计允许掺入不大于300mm的卵石20%。按照竣工资料显示, 1号桥墩施工时间是1984年的9月至11月初;2号桥墩墩身施工时间是1985年8月1日至11月7日。
2001年8月底, 重庆发电厂水泵房运行职工发现1#引桥2号桥裂缝有垮塌危险。电厂领导派我深入现场检查, 发现2号桥桥墩墩身的中部和顶部有横向较大裂缝, 裂缝已经不再是表面抹灰层, 而是深入到内部结构层。裂缝处局部空鼓, 凿开裂缝处, 发现砼很疏松, 用手可扮烂。现在还不能确定裂缝是否贯穿整个断面, 但谁也不敢对结构的可靠性做出保证, 情况危急。
2 事故原因分析
(1) 根据现场的实物来看, 砼很疏松, 卵石与水泥浆粘结性不牢, 部分卵石未清洗干净。根据裂缝位置来看, 墩身中间裂缝 (墩腰) 类似于砼压坏试验的破坏现象;桥墩帽下部 (墩颈) 是面积和砼强度突变的位置, 如因砼的施工不当, 该处极易出现裂缝。设计的桥墩墩身及基础砼强度为150# (相当于现在的C13) , 并允许掺入不大于300mm的卵石20%, 这种砼实际上是卵石砼。如果对施工质量控制不严格, 施工单位往往会加入更多的卵石;更有甚者, 有的施工企业会采用先投入石头, 再加入水泥浆振捣。如果加入的卵石过多, 而没有足够的水泥浆液来包裹石头, 会在砼内部留下真空或是水泡, 这会对砼的强度和耐久性有很大的影响。
(2) 根据重庆发电厂档案室提供的竣工资料来看, 2号桥墩墩身一共取了4组砼试块, 其强度值分别为331、145、157、140kg/cm2 (相当于现在的32.4、14.2、15.4、13.7Mpa) ;1号桥墩除墩帽外共取了6组砼试块, 其强度值分别为129、93、91、78、100、106 kg/cm2 (相当于现在的12.6、9.1、8.9、7.6、9.8、10.4MPa) 。
(3) 根据《混凝土强度检验评定标准》 (GBJ107-87) , 10组以下的砼强度检验评定应按非统计法来评定, 其强度应同时满足下列要求:mfcu≥1.15fcu.k ;fcu.min≥0.95fcu.k。即本工程应满足:mfcu≥1.15fcu.k=1.15×150 kg/cm2=172.5 kg/cm2, fcu.min≥0.95fcu.k=0.95×150 kg/cm2=142.5 kg/cm2或mfcu≥1.15fcu.k=1.15×13 MPa =15MPa, fcu.min≥0.95fcu.k=0.95×13 MPa =12.4MPa。显然, 1号桥墩的砼强度远远没有达到设计值, 其值相当于C8左右标号的砼。也就是说, 1号桥墩为不合格的建筑产品。2号桥墩的四个强度值中, 其中一个为32.4MPa, 远大于平均值的15%, 应舍去;另外三个值的平均值mfcu=14.4MPa, 小于15MPa。根据桥墩的施工顺序和砼的浇灌时间来看, 32.4MPa应该是墩身下部砼的强度值, 而14.2 MPa和15.4 MPa为墩腰砼的强度值, 13.7 MPa为墩颈的砼强度值。现在墩身出现裂缝的位置正是墩颈和墩腰部位砼强度较低处。
(4) 实物与竣工资料均表明, 地基处理为中风化基岩砼填至设计标高, 基本上可不考虑地基的不均匀沉降, 砼强度不足是导致2号桥墩裂缝的主要原因。从目前来看, 造成砼强度不足可能有以下因素:加入的卵石过多, 超过设计值20%;卵石未冲洗干净, 所含杂质多;振捣砼不够密实;施工缝的处理不够好;水灰比过大;对大体积砼的养护不力。同样, 以上因素也是造成砼耐久性差的主要原因, 致使本工程建成16年后, 引起桥墩砼的裂缝, 礅身砼结构受到破坏, 现在也到了不得不处理的地步。而钢架桥的热胀冷缩、年久失修、滑动支座失去滑动功能产生水平推力是导致桥墩横向裂缝的次要原因, 也是直接原因。
3 处理方案
(1) 增加外壁结构法:
于外壁一圈增加300mm厚的C30钢筋砼结构层。将桥墩原有砼空鼓部分铲掉, 外表面清理干净;将外壁四周挖至原有桥墩基础顶面 (即地基换填层的上部) , 于外壁一圈浇筑300mm厚的C30钢筋砼结构层, 钢筋可选用竖向双层φ14@200、横向双层φ8@200。并对钢架桥的滑动支座进行处理。
(2) 横箍法:
桥墩外壁用250mm厚的钢筋砼层箍住, 保证桥墩不现发生破坏和变形。将桥墩原有砼空鼓部分铲掉, 外表面清理干净;将外壁四周挖至原有桥墩基础顶面 (即地基换填层的上部) , 于外壁一圈浇筑250mm厚的C30钢筋砼结构层, 横向、竖向均采用单层φ12@200的钢筋。并对钢架桥的滑动支座进行处理。
脱硫记——来自东风热电厂的报告 篇3
“1#锅炉试运行阶段脱硫效果不错，超出我们当初的设计期望值，达到80%。”11月26日，热电厂厂长雷兴发很高兴地告诉记者。
10月16日正式开工，11月23日热态调试。一个常规需要半年的工程，热电厂仅仅用了38天！面对建设周期短、施工场地狭小、立体交叉作业多等诸多的困难和挑战，热电厂是如何创造奇迹的呢？
工艺：领先半步利长远
2007年，国家发改委、能源办联合发布《关于加快关停小火电机组的若干意见》，要求不能满足国家环保排放要求的火电厂，将列入到机组关停的行列。而东风公司热电厂是上个世纪七十年代为保证公司十堰基地汽车生产能源供应和降低汽车成本兴建的，虽然该厂十分注重环保，一直在做环保技改，但依然不能满足国家越来越高的环保要求。
“热电厂3年前就在做脱硫改造工程的技术准备。”热电厂厂长助理张玮告诉记者。
热电厂为何没有启动脱硫工程呢？张玮解释说，脱硫工艺技术含量高，前几年国内脱硫工艺都是从国外引进的，造价很高，脱硫工程的实施需要企业大量的投资，而且工程改造完之后长久的运营使用费用也是企业必须考虑的问题。而国家2007年环保政策的出台，导入脱硫工艺对东风公司热电厂来说已经迫在眉睫。
雷兴发厂长说：“脱硫改造工程不仅承担了社会责任，而且牵涉到了热电厂生存和发展的问题。”
2007年年中，公司总经理、党委书记徐平到热电厂调研时特别提出，“热电厂要对国内同行业成功的脱硫工艺进行调研，及时启动脱硫改造工程。”
2007年8月，热电厂本着“脱硫工艺必须满足国家排放标准要求、是国家认可发布的，同时符合热电厂的实际情况，投资费用合适，改造后的运营成本不能增加太大，而且绝对避免产生二次污染”的原则，到国内同类型、已经实施脱硫改造工程的热电厂取经。在综合考虑工厂自身的整体布局后，实事求是地确定了脱硫改造工程的方案。
2008年4月4日，徐平再次来到热电厂，专程听取脱硫改造工程专题汇报，明确提出：“脱硫工艺的选择必须保持适度的领先，而且要具备拓展性，能够应对日后国家对环保逐步提高的要求，脱硫剂来源要丰富。”
5月6日，东风公司组织召开“东风公司烟气脱硫项目”评审会，邀请国家、省、市环保专家对热电厂的报告进行评审。评审会上，热电厂提出的脱硫改造工程方案得到了专家们的认可，并提出在脱硫改造的同时要解决烟尘污染的问题。会后，热电厂对电袋复合除尘装置改造项目进行了深入细致的调研，最后选择了“电袋复合式炉内喷钙催化脱硫技术”，这项技术既能较好地解决烟尘排放问题，也可解决脱硫问题。
“这是一个造价相对比较低、运营费用比较低，并且运行可靠性高、安全且没有二次污染的方案，同时具有可拓性。”张玮说，“这个方案实际运用是成熟的，也是国家认可的脱硫工艺，更是符合热电厂实际情况的。脱硫工艺实施后二氧化硫的排放将远远低于国家标准。”
7月11日，公司投资委员会再次召开热电厂脱硫改造工程评审会议，通过了热电厂的脱硫改造工程方案。8月7日，公司投资管理委员会第四次会议批准热电厂锅炉脱硫改造工程立项实施，要求先期进行1#锅炉的脱硫工程改造，11月28日必须完工；待1#锅炉脱硫改造工程验收评审合格后，再对其余4台锅炉实施脱硫工程改造；2009年12月30日，热电厂五台锅炉脱硫改造工程将全部竣工。
时间：精准节点保进度
在公司确认脱硫工艺改造方案后，热电厂立即行动起来，统筹安排，高标准、高起点地确立了脱硫改造工程全厂“一盘棋”的工作思路：“脱硫改造工程关乎企业生存和上千名职工的根本利益，全厂上下一心，部门协调一致，在工程建设过程中，无论涉及到任何单位和个人，都要当成重中之重的大事，对于相关工作任务不计条件认真执行。”
热电厂成立脱硫及除尘改造项目领导小组，雷兴发厂长亲自任组长，副厂长刘明海、厂长助理张玮负责脱硫及除尘改造项目的整体推进工作，项目领导小组下设技术组、安全环保组、质量验收组、试运组、监察组等组织机构。设备到货时间、现场安全监管、施工进度、外部协调等每项工作都安排专人负责。工作小组周密部署，编制工程推进时间网络图，把整个脱硫改造工期分成几个大的节点工期，对大的节点工期再进行细化和量化至每一天的工作量，并通过每天下午四点的脱硫工程专题会进行汇总和调整，使整个改造工期处于可控、在控。
2008年10月16日，热电厂脱硫改造工程项目正式开工。
“时间太紧啦，真正留给我们施工的时间不到50天。”张玮说。
“脱硫工程有九个分系统，加上1#锅炉正在大修，大的工作就有十几项，要在短短的2个月内完成所有的工作，一开始我们都认为这是完全不可能实现的。”锅炉车间主任张保东回忆着这场战役的艰难。
而1#炉脱硫工程能否顺利完成，能否达到预期的脱硫效果，直接影响到热电厂其余4台锅炉的脱硫改造。11月初，在厂里一些干部职工还对工程能否如期完成打问号时，雷兴发厂长在脱硫工程协调会上异常坚定地给所有中层干部下达“硬”指令：“脱硫工程时间节点不能变、目标不能变、责任不能变。没有解决不了的问题，没有克服不了的困难，没有逾越不了的障碍。1#炉脱硫改造工程要细分成‘三条战线’（工程在建线、竣工验收线、生产准备线），‘三条战线’同时推进，1#炉脱硫工程改造必须按期、保质、安全地完成。”
“会后，大家仿佛变了个人似的，都是卯足了劲去完成各自的工作。没有等待，有的是积极地去应对。”张保东说：“那段时间，参与1#炉脱硫工程的工作人员走路都是小跑。”
热电厂脱硫改造工程组的领导及有关同志每天到脱硫施工现场进行检查指导，协调解决脱硫施工存在的问题，以确保“小问题不过班，大问题不过天”。施工过程中，该厂落实首问负责制，只要脱硫工程中发现问题，施工人员汇报给脱硫工作小组人员，不管是不是本人负责的问题，第一个得到消息的人员必须对此问题负责，并协调厂内其他专业人员，保证问题圆满解决。脱硫工程推进办每日下午四点召开施工现场协调会，落实当天进度，并对后一天工作计划进行详细安排布置。
精细：措施到位保安全
由于脱硫工程改造项目涉及投资金额巨大，热电厂提出了“必须确保工程安全、优质、按期、廉洁”的原则，并严格按照公司规定公开招投标。该厂除了与九家中标单位签订了商务合同，还签订了技术协作合同、安全合同以及廉洁合同，确保工程实施过程中，每一项都严格遵照合同的要求执行。
安全责任重于泰山。脱硫工程对热电厂来说，除了时间紧迫之外，安全是重中之重。安技环保部部长丁涛说，“毫不夸张地说，在脱硫设备安装期间作为主管安全生产的部门，我们每天都是‘胆战心惊’。”
为了使脱硫工程全过程可控、在控，热电厂牢固树立“任何风险都可以控制，任何违章都可以预防，任何事故都可以避免”的安全理念不动摇，并结合项目实际建立健全了“三级”安全网络，制定了“突发事故应急预案”，采取三方（中标方、热电厂、监理方）管理、四方（中标方、热电厂、监理方、项目主管部门）监督的安全管理体系。
热电厂安技环保部对工程安全实施全方位、全过程监督，落实了各级各类人员的安全生产责任制，规定各单位安全第一责任人必须在抓工程质量、进度的同时，把安全工作放在首位。要求施工单位对工程中每一项重点危险工作，包括现场塔吊的安装与拆除、烟道拆除、防腐等工作，制定具体的安全、技术、组织措施，并要通过监理的审核。与此同时，安技环保部对进入现场的各施工单位的安全资质、执业资质严格了进行把关，并对施工人员进行“三级”安全教育，还针对每个施工专项制定了专题监管方案和防范预案，要求厂内的安全监查人员和施工单位的工作人员同时上下班。而实际上，所有的监查人员每天都要比施工人员早到现场，晚撤离现场。
亮剑：攻坚克难创精品
今年“十一”长假后，公司领导徐平、童东城、欧阳洁、孙长海等深入到热电厂视察脱硫工程，徐平明确提出，“热电厂必须优质、高效、安全地在11月28日完成1#锅炉脱硫改造工程的试运行。”
热电厂把公司领导的指令视作前进的动力。“脱硫改造工程是东风公司减排事业的需要，是热电厂生存发展的需要，我们有能力、有技术、有信心把这一节能减排项目按期做好。”这是在热电厂采访时听得最多、最朴实的话。
热电厂全厂“一盘棋”，把脱硫改造工程当成燃眉之急的工作去做，创造有利条件，为工程顺利进展亮“绿灯”，所属单位积极为现场施工提供人力、物力援助。装备管理部、生产部、锅炉车间、电气车间等职能部门和生产车间未雨绸缪，提前介入，抓好脱硫培训、施工质量、设备安装和系统调试等工作，精细管理、攻关克难，努力打造精品工程。
随着1#炉烟气脱硫技术和电袋改造项目的进一步实施，相关技术培训也刻不容缓，热电厂提前做好脱硫运行人员培训工作，确保设备移交后的安全稳定运行。11月份，热电厂邀请脱硫设备生产制造厂家的专家针对脱硫原理、工作流程、检修技术、运行技术及电袋技术的工艺流程、控制原理对热电厂相关作业人员进行讲解；热电厂发展研究室副部长周继平给大家讲解脱硫与电袋项目实施的必要性、重要性以及相关技术概况；装备管理部电仪技术总监李玲、锅炉专业工程师马万平给相关人员讲解了脱硫、电袋除尘、脱硫配电装置以及脱硫配套改造项目中空压机、引风机、干灰系统改造项目等相关内容；汽机车间专工王恩平、生产部运行专工石红、锅炉车间运行专工岳建瑞等对相关的操作人员详细讲解了脱硫剂化验取样标准及操作方法，脱硫技术设备系统图、脱硫及电袋技术原理、流程和运行规程。
为确保脱硫工艺改造交付后操作维修的方便、简捷，热电厂对施工过程中发现的问题及时地提出了整改方案。其中，锅炉车间在静态调试时发现二次风助吹管管道位置不利于以后的检修、操作，就与施工单位协商并协助改进。11月7日，锅炉专工岳建瑞、值长杨建郧与厂家技术人员进行了技术交流，对脱硫、电袋、灰斗、仓泵项目的相关技术问题提出了自己的看法和修改建议。他们提出的DCS界面上的设备布置及操作方法、提升阀加装防脱落装置、炉前仓主要设备做到MFT中等建议也被采纳。
11月15日，1#炉脱硫改造工程开始试运调试。锅炉车间从运行五个班抽调司炉、干灰值班员各一名对锅炉本体、脱硫系统、电袋除尘器进行检查调试，电气车间、装备部、生产部、锅炉检修人员聚集在现场，对调试中发现的问题立即排查，及时恢复。
热电厂不仅配合施工单位安装调试，还协助他们解决了各种技术上的难题。11月18日，1#炉脱硫工程调试正在紧锣密鼓地进行，电袋系统却在调试过程中出现了一种“怪”现象：电袋系统控制吹扫的72个电磁阀在联调试验时只动作了四五个，之后便不再动作。上自仪和龙净环保两家公司的几位技术人员分别检查了现场设备，发现就地袋式除尘器的吹扫阀就地单台测试正常，控制连接线准确，DCS程序无异常，但远程操作却无法继续运行。整整一个下午，设计单位、安装施工单位都无法解决这个存在的问题，影响了后期调试工作的推进。电气车间DCS攻关团队的邓军、蒋雅玲、刘文仓等人，在车间专工施宏亮带领下，主动与厂家设计施工人员一起查找问题。他们根据调试时的系统运行状况，详细分析检查了动作回路时电压有所降低这一现象，并大胆假设、印证，最终判断出问题根源：上自仪厂家使用的开关量输出原件中的晶闸管与龙净环保控制回路中的续流二极管之间产生了设计制造上的冲突，导致在控制时无法正常动作。随后，电气车间DCS攻关团队的成员们在征得上自仪厂家总部技术人员的认可后，实施了通过在DCS控制柜内用继电器替换原开关量输出原件的方案，对电袋系统控制柜内的72个开关量输出原件进行全面更换。次日凌晨1：30分，试验合格。
在热电厂全厂上下及各施工方的共同努力下，1#炉脱硫改造工程各项目紧锣密鼓地向前推进：11月20日，1#炉脱硫改造工程已经具备了整体及投运调试条件；23日，脱硫系统热态调试开始。
负责热态调试的生产部部长冯锦华告诉记者：“从23号1#炉点火试运行的情况看，各项监测数据显示1#炉脱硫改造工程是成功的。国家规定每立方米二氧化硫的排放不得超过1200毫克，在目前的试运行过程中，我们每立方米的二氧化硫排放量低于600毫克，这个数字还是在我们脱硫给料单元开度80%的情况下测得的，相信经过一段时间，这个数字还会继续下降。”
火电厂实习报告 篇4
1.实践是检验真理的唯一标准，响应学校号召，将学校所学知识与电厂实际 应用联系起来。2.通过参观和参与电厂的实际生产过程，将理论知识与实习相结合提高对电厂认识能力，理论运用能力。
3.锻炼自己的实际动手能力，为以后步入工作岗位积累经验。4.通过在电厂的实习，对电厂的生产过程及实际工作要求获得初步认识，结 合所学专业知识，观察和了解电厂的运行特点、工作要求等，向电厂人员提问学习，增强对锅炉、汽轮机系统及其辅助设备的组成及结构的了解，为将来工作打下一定的基础。
二、实习要求：
1.做好实习前准备工作，了解实习目的和任务，以提高实习效果； 2.遵守实习纪律，服从实习安排，完成实习任务；
3.与指导教师定期保持联系，汇报实习进展情况，接受指导教师的指导； 4.实习结束，上交有关资料及实习日记与报告；
三、实习时间及地点
日期：2012.4.18—2012.4.24 地点：河北省邢台市 河北兴泰发电有限责任公司
四、公司简介
1、公司介绍
河北兴泰发电有限责任公司是国家特大型火力发电企业，位于河北省邢台市南郊光华路一号，距市中心5.5公里，东依京广铁路和京广公路。目前，装机容量1320MW。两台300MW热电机组已建成投产。
已安装的六台220MW机组在周年运行小时、发电量、供电煤耗、设备等效可用系统和非计划停运次数等方面，均创全国同类型机组先进水平，被誉为国产200MW机组的“窗口”企业。
2、交通条件
公司所在地理位置交通便利。东靠京广铁路小康庄车站，距京深高速公路邢台南出口5公里，距107国道1公里，有专用铁路线直通厂区卸煤沟，便利的交通为我公司进电煤打下良好的基础。
3、完善的燃料管理体系
火电厂生产实习报告 篇5
华能杨柳青电厂是一座区域性大型供热火力发电厂，隶属华能国际电力股份有限公司。杨柳青热电厂地处京津唐电网负荷中心，电力输送到京津唐电网，主要为本地使用，占天津市统调机组装机容量的17.32%；自1998年新机组投产以来，累计发电量逾460亿度。电厂同时向天津市提供集中供热，已实现集中供热面积超过1600万平方米，按目前供热负荷的发展速度，在2011年前后供热满负荷运行，供热面积近2000万平方米。届时将接近天津市集中供热面积的20％。华能杨柳青电厂位于天津市西青区杨柳青镇东，距天津市区6.5千米。
杨柳青热电厂三期扩建工程于1996年6月12日开工建设，三期工程建设两台300MW燃煤供热机组，机组先后于1998年12月和1999年9月投产发电，年设计发电量39亿千瓦时，设计供热面积约760万平方米。三期两台机组的最大特点是环保性能显著，锅炉引进了具有良好环保效果的德国液态排渣炉，并带有飞灰复燃系统，可只排渣不排灰，避免了灰尘飞扬和冲灰水对地下水的污染。电除尘器的除尘效率大于99.7%，排尘浓度低于国家排放标准1倍。其他各项环保排放指标均远远低于国家标准。
杨柳青热电厂四期扩建工程于 2005年5月28日开工建设，四期工程建设两台300MW 燃 煤供热机组，机组先后于2006年 12月 和2007年5月投产发电。年设计发电量33亿千瓦时，设计供热面积约1200万平方米。四期工程有三大特点：一是热电联产，可替代供热区域内现有70座小锅炉房的121台分散小锅炉；二是设计中水利用，项目除生活用水采用自来水外，工业用水可全部选用城市中水；三是环保设施齐全，工程建设石灰石―石膏湿法脱硫系统，安装高效静电除尘设备和烟气连续监测装置，各项排放指标将符合国家环保标准。
华能杨柳青电厂充分考虑了社会发展对环保的要求，引进了具有良好环保效果的德国液态排渣炉，投产使用后电厂各项环保指标均远远优于国家标准水平。
锅炉带有100％飞灰复燃系统．机组可只排渣不排灰．同时灰库和渣库的装卸过程采用封闭式防尘措施．有效地避免了灰尘飞扬及冲灰水对地下水的污染。由于电厂灰、渣品质好，灰可做混凝士原料和砂浆掺料，渣可用作代替建筑用砂，自投产后一直供不应求．
杨柳青电厂建有目前国内各电厂中最高的240米烟囱，充分利用大气的扩散稀释能力，减少了污染物的落地浓度。
采用高效五电场静电除尘器．除尘效率大于99.7％，两台机组烟尘实际最大排放浓度分别为36.3毫克／立方米和33.5毫克／立方米，分别为国家排放标准的24.2％和22.3％．两台机组烟尘实际排放量为51.48千克/小时，为设计排放量的29.7％。
采用分级旋流燃烧器，欠氧燃烧，并选用MPS型带旋转分离器的中速磨煤机，使煤粉较普遍磨煤机磨得更细，两台机组NOx实际最大排放浓度分别为578.1毫克／立方米和588.4毫克／立方米，分别为国家标准的57.8％h和58.8％。
由于坚持燃用低硫煤（含硫量仅为0.33％），使SO2实际最大排放浓度分别为348毫克/立方米和526毫克/立方米，分别为国家标准的16.6％和25.1％。两台机组实际排放总量为768千克／小时，为国家标准的20％。
杨柳青热电厂秉承华能集团三色公司的理念，积极履行社会责任，服务天津民生。2006年，分别投资1.8亿元和1.9亿元对三期工程机组进行脱硫技改和四期机组新上脱硫设备。当年5月29日，国家环保部门在杨柳青热电厂脱硫施工现场召开现场会，与山东等7省政府，华能等六大电力企业签订了二氧化硫减排目标责任书，标志着“十一五”全国燃煤电厂脱硫工程正式启动。
发展是企业实现可持续扩大规模和提高效益的支撑点，杨柳青热电厂规划装机总容量3000MW，减除现运行的1200MW容量，尚有1800MW可扩建容量。对于杨柳青热电厂而言，五期扩建项目是为华能集团公司“做大做强”贡献力量的具体表现；是实现规模、效益全面突破瓶颈的切入点，提升市场竞争能力，摆脱巨大经营压力的着力点和突破点。建设华能杨柳青热电厂五期扩建2×600MW供热机组项目是投资方的共识，是实施天津滨海新区开发开放、实施天津市“蓝天工程”、改善天津市人民生活条件、促进天津市快速发展的重要工程。
杨柳青热电厂五期扩建项目的实施具有多种优势和条件：
首先，杨电五期工程将充分利用电厂一二期拆除后的闲置场地，具有节约土地资源、热电市场需求好、能源利用效率高、利用城市中水和同步建设脱硫、脱硝环保设施等特点；
其次，华能杨柳热电厂承担着天津市中心城区西部及杨柳青镇的供热任务，随着天津市城市建设的快速发展，原供热区域及外环线周边地区供热负荷呈现快速增长趋势，现有供热能力难以满足负荷发展需要；
第三，近年来，京津唐电网负荷增长迅猛，而京津唐电网的电源建设，尤其是负荷中心地点的电源点建设严重滞后。杨柳青热电厂的地理位置优越，在此建设两台600MW抽供热燃煤机组，不但有利于缓解电网供电紧张的局面，更可为京津唐电网负荷中心提供重要支撑。
第四，五期工程具有投资少、工期短、见效快的特点，一是电厂现有土地能够满足建设需要，五期工程无需再重新征地。二是采用城市中水作为循环水冷却水源，可以缓解天津市日趋紧张的地表水资源。三是京津地区具有广阔的灰渣综合利用市场，现有的渣场可以作为五期工程的备用渣场。四是电厂现有人力资源能够满足五期工程的需要。
为此，杨柳青热电厂依据天津市《关于杨电五期扩建2×600MW供热机组项目开展前期工作的通知》要求，拟利用杨电一二期拆除场地，扩建“五期工程”，规划建设2×600MW超临界供热机组。前期已经开展了大量工作。2008年2月，电力规划设计总院主持召开了杨柳青热电厂2×600MW扩建工程可行性研究报告审查会，现已进入全面收口阶段，除铁路专用线可研报告及供热管网可研报告正由有关部门进行审查，其他前期支持性文件已经全部落实。五期项目已经列入天津市“十二五”开工计划。
目前，杨柳青热电厂已经把自身定位为天津市、环渤海区域乃至全国最大的供热电厂，华能集团在环首都区域重要的战略电源点，天津市的一座节能型、环保型、高效益的现代化电厂。
烟煤锅炉中还有一个值得关注的是华能高碑店及杨柳青电厂分别从德国引进250MW及300MW机组的双拱单阶梯“W”型闭式液态排渣锅炉。2厂因堆灰场地的限制，不得以而用此型锅炉。250MW机组投运以来，曾出现较严重的熔渣室炉墙振动，经试验查证是因风量测量系统存在严重失实而导致炉内严重缺风所致。缺陷消除后运行正常由于这些锅炉在采用低NOx旋流燃烧器的同时，又进行炉内整体分级送风，使NOx排放的质量浓度分别约为550mg／m3和约700mg／m3。因此，这2个厂的液态排渣锅炉的设计和运行相当成功。
华能北京热电厂的1～4号机组及杨柳青电厂的5～6号机组采用的是德国BABCOCK公司生产的飞灰复燃系统。其中华能北京热电厂的1号机组的飞灰复燃系统是国内第一套飞灰复燃系统。本文介绍了该系统的优点和存在的问题，并针对调试过程中遇到的问题进行了分析，提出了一些改进的建议。
1飞灰复燃系统概述
整个系统由空气预热器（下称空预器）除灰部分、静电除尘器除灰部分、锅炉除灰部分及飞灰再循环部分构成。在空预器前，烟道中的灰利用内喷射器输送到中间粗灰仓。静电除尘器灰斗栅的排灰（按烟气）方向是通过空气斜槽及链式输灰机实现的，灰由一电场空气斜槽输送到中间粗灰仓；由二电场空气斜槽及三、四、五电场输送到中间细灰仓。中间粗／细灰仓的灰通过其下面的仓泵输送到炉前集灰仓及灰库，集灰仓中的灰可通过其下的仓泵将其中的灰输送到中间灰仓，也可通过集灰仓下的旋转给料机输送到飞灰燃烧器进行飞灰复燃。灰库容积1000m3，通过一个升降卸料机将灰库中灰送到干灰卡车并及时运走。
1．1空预器除灰部分
空预器除灰斗设置在空预器入口处，以减少空预器内部的磨损。每个烟道配备1个灰斗，聚集在灰斗中的灰利用喷射式输灰机输送到中间灰仓，配备3台输送风机，其中1台备用。
1．2静电除尘器除灰部分
该部分共有2台静电除尘器。在每台静电除尘器第一电场所聚集的灰尘由设在0m的风机通过空气斜槽吹送到中间粗灰仓。第二电场中所聚集的灰尘由设在0m的风机通过空气斜槽吹送到中间细灰仓中。第三至第五电场中所聚集的灰尘由其下的单股链式输送机送到双股链式输送机中，再进一步送到中间细灰仓。
1．3锅炉除灰部分 该部分包括中间灰仓的输送和集灰仓到中间粗／细灰仓的再循环及将灰仓中的灰输送到灰筒仓。中间灰仓分为中间粗灰仓和中间细灰仓2种。中间灰仓位于静电除尘器下方原始烟气侧，直通式，矩形，容积为70m3。每个灰仓下面有2个仓泵，中间灰仓向外输灰是通过每个仓泵的输灰功能组来完成的，同时每个输灰功能组有集灰仓和筒仓2个输灰方向。中间灰仓的排灰系统从2个排放口开始，灰由于重力而下落，落到中间灰仓下的仓泵中，仓泵中的灰达到其高料位时中间灰仓的输送风机启动，从仓泵内向外吹灰，直到达到低料位。5月27日8时18分，华能杨柳青热电厂四期工程第二台8号机组顺利投产。至此，作为天津市“十一五”期间的重点建设项目，四期工程历经两年建成投产，将年增供热面积1200万平方米，对优化天津能源结构、提高热网供热质量，改善大气环境，服务滨海新区都具有重要意义。
8号机组实现了锅炉水压试验、汽轮机扣缸、倒送厂用电、锅炉点火、汽轮机冲转、发电机并网、“168”试运等重要工程节点七个一次成功，工程质量优良、安全事故为零。
四期工程由华能集团公司、天津市津能投资公司出资24.07亿元建设，安装2台30万千瓦国产燃煤抽汽供热机组，配套建设脱硫装置、高效静电除尘设备和烟气连续监测装置，选用城市中水为全部工业用水，于2005年5月28日开工，7号机组已于2006年底投产发电。
四期工程竣工后，华能杨柳青热电厂4台机组供热面积达到2200万平方米，成为目前全国最大的热电厂之一。
进入大学三年级，我们开始学习专业课，在即将进入大四的时候,我们开始进行电厂的认识实习。认识实习其实也不能完整的学到一些专业知识，但是作为一次大学生与实际环境的直接接触，而且是第一次，必将对以后的专业学习乃至个人发展都将有所帮助。从小到大我们一直是与课本打交道，这次能直接学习课本以外的知识，当然是不能错过，而且要好好的把握。
在短短的两周里通过参观电厂、跟班学习，我了解到了（1）电厂在国民经济中的地位和作用；（2）电厂生产过程；（3）电厂安全规程；（4）电厂现代管理；（5）电厂化学在电厂的作用和意义；（6）电厂在环境保护方面的工作；（7）电厂的总体布置；（8）主要设备的结构、特点、型号、厂家、参数等；（9）电厂生产过程控制方法；（10）电厂水系统流程。水的预处理、水的去离子水、水汽循环、冷却水循环与处理；（11）电厂燃料；（12）电厂物料平衡。收集工厂的生产现场数据，对原料消耗量及产物量作简易的估算，了解对生产过程和设备作物料、能量横算的重要性和必须具备的基本知识；（13）环保设备，如脱硫、废水处理、固体废弃物利用等。
通过这一次的实习，自己也学到了许多原先在课本上学不到的东西，而且可以使自己更进一步接近社会，体会到市场跳动的脉搏，在市场的竞争受市场竞争规则的约束，从采购、生产到销售都与市场有着千丝万缕的联系，如何规避风险，如何开拓市场，如何保证企业的生存发展，这一切的一切都是那么的现实。于是理性的判断就显得重要了。在企业的实习过程中，我发现了自己看问题的角度，思考问题的方式也逐渐开拓，这与实践密不可分，在实践过程中，我又一次感受充实，感受成长。我还了解了变电所电气设备的构成、了解配电装置的布置形式及特点，并了解安全净距的意义。了解控制屏、保护屏的布置情况及主控室的总体布置情。在变电站工作，安全是最重要的一件事，所以我们牢记“安全第一、预防为主”的实习方针，加强《安规》学习，提高安全意识，更是我们的必修课。
同时，我也感受到了现代化生产带来的便利。虽然生产现场机器轰鸣，但是工人们只要坐在控制室里面操作电脑控制，设备就可以自动运行，节省了大量的人力资源。对那些设备的认识，也极大的引发了我对大四将要学习的专业课水处理课程的学习兴趣。
感受颇深的一点是，理论学习是业务实战的基础，但实际工作与理论的阐述又是多么的不同，在工作的闲暇之间，在同一些工作多年的会计人员的交谈中，深知，在工作岗位上，有着良好的业务能力是基础能力，但怎样处理好与同事的关系，为自己和他人的工作创建一个和谐的氛围，又是那么的重要，于是也就更能体会在企业中 “人和万事兴”的要义。同时让我认识到社会是残酷的，没有文化、没有本领、懒惰，就注定你永远是社会的最底层！但同时社会又是美好的，只要你肯干、有进取心，它就会给你回报、让你得到自己想要的！
总之，这次实习是有收获的，自己也有许多心得体会。就业单位不会像老师那样点点滴滴细致入微地把要做的工作告诉我们，更多的是需要我们自己去观察、学习。不具备这项能力就难以胜任未来的挑战。随着科学的迅猛发展，新技术的广泛应用，会有很多领域是我们未曾接触过的，只有敢于去尝试才能有所突破，有所创新。两周的实习带给我们的，不全是我所接触到的那些操作技能，也不仅仅是通过几项工种所要求我们锻炼的几种能力，更多的则需要我们每个人在实习结束后根据自己的情况去感悟，去反思，勤时自勉，有所收获，使这次实习达到了他的真正目的。
二、实习内容
1.对xx电厂的总体认识
特大型国有企业xx发电厂隶属于北京xx发电股份有限公司，位于河北省xx市开平区，始建于1973年12月，分4期工程建设，1987年10月8台机组竣工投产，总装机容量1550兆瓦。拥有两台125兆瓦机组、两台250兆瓦机组及四台200兆瓦机组。
2.xx发电厂的生产过程
火力发电厂是煤、石油、天然气等燃料的化学能产出电能的工厂，即为燃料的化学能→蒸汽的热势能→机械能→电能。在锅炉中，燃料的化学能转变为蒸汽的热能；在汽轮机中，蒸汽的热能转变为轮子旋转的机械能；在发电机中机械能转变为电能。炉、机、电是火电厂中的主要设备，亦称三大主机。与三大主机相辅工作的设备称为辅助设备简称辅机。主机与辅机及其相连的管道、线路等称为系统。火电厂的主要系统有燃烧系统、汽水系统、电气系统等
火力发电厂的原料原煤。原煤用火车运送到发电厂的储煤场，再用输煤皮带输送到煤斗。原煤从煤都落下由给煤机送入磨煤机磨成煤粉，并送入热空气来干燥和输送煤粉。的煤粉空气混合物经分离器分离后，合格的煤粉排粉机送入输粉管，燃烧器喷入锅炉的炉膛中燃烧。燃料燃烧所需要的热空气由送风机送入锅炉的空气预热器中加热，预热后的热空气，风道一送入磨煤机作干燥送粉之外，另一直接引至燃烧器炉膛。燃烧生成的高温烟气，在引风机的作用下先沿着锅炉的倒“u”形烟道依次流过炉膛，水冷壁管，过热器，省煤器，空气预热器，将烟气的热能传给工质空气，自身变成低温烟气，经除尘器净化后的烟气由引风机抽出，经烟囱排入大气。如电厂燃用高硫煤，则烟气经脱硫装置的净化后在排入大气。煤燃烧后生成的灰渣，大的灰子会因自重从气流中分离，沉降到炉膛底部的冷灰斗中固态渣，最后由排渣装置排入灰渣沟，再由灰渣泵送到灰渣场。
的细小的灰粒(飞灰)则随烟气带走，经除尘器分离后也送到灰渣沟。炉给水先省煤器预热到接近饱和温度，后经蒸发器受热面加热为饱和蒸汽，再热器被加热为过热蒸汽，此蒸汽又称为主蒸汽。流程，就完了燃料的输送和燃烧、蒸汽的生成燃物(灰、渣、烟气)的及排出。由锅炉过热气的主蒸汽主蒸汽管道汽轮机膨胀作功，冲转汽轮机，从而发电机发电。从汽轮机排出的乏汽排入凝汽器，被凝结冷却成水，此凝结水称为主凝结水。主凝结水凝结水泵送入低压加热器，有汽轮机抽出蒸汽后再除氧器，在加热除去溶于水中的气体(主要是氧气)。经化学车间后的补给水(软水)与主凝结水汇于除氧器的水箱，锅炉的给水，再给水泵升压后送往高压加热器，偶汽轮机高压抽出的蒸汽加热，然后送入锅炉，从而使工质热力循环。循环水泵将冷却水(又称循环水)送往凝结器，吸收乏气热量后返回江河，这就开式循环冷却水系统。在缺水的地区或离河道较远的电厂。则需要高性能冷却水塔或喷水池等循环水冷设备，从而闭式循环冷却水系统。
流程，就了蒸汽的热能转换为机械能，电能，锅炉给水供应的过程。火力发电厂是由炉，机，电三大和各自的辅助设备及系统组成的的能源转换的厂。
3.xx电厂设备的认识
在xx电厂中，认识并且了普通的锅炉，火电厂中锅炉完是燃烧，把燃料的化学能转换成热能的能量转换过程，锅炉机组的产品高温高压的蒸汽。在锅炉机组中的能量转换包括三个过程：燃料的燃烧过程、传热过程和水的汽化过程。燃料和空气中的氧，在锅炉燃烧室中混合，氧化燃烧，生成高温烟气，过程就燃烧过程。高温烟气锅炉的各个受热面传热，将热能传给锅炉的工质——水。水吸热后汽化变成饱和蒸汽，饱和蒸汽吸热变成高温的过热蒸汽，这传热与水的汽化过程。关于锅炉中使用的水，经老师介绍，极为纯净，乐百氏纯净水号称经历了27层过滤，但在锅炉水面前只是小儿科，锅炉水比它纯净许多。实习中认识到，锅炉的给水先后自下而上流动，经加热后汽包然后就降到水冷壁的下联箱，再水冷壁。在水冷壁中水变成蒸汽汽水混合物。汽水混合物在汽包内分离，水留在汽包内下一轮循环。锅炉使用的均为煤。是热电厂的原料。在xx电厂，师傅带参观了堆煤场，电厂对煤也有的要求。电厂采用的是煤粉炉，其原因是煤粉流动性好，可燃烧，使用之前，热空气喷入炉膛与空气混合，在炉内作悬浮燃烧。xx电厂的师兄介绍说煤粉的细度头发丝大，主要是燃烧。如今的环境问题，严重阻碍了人类的发展，在热电厂中，废气物都要经历的脱硫后才能排放。而xx电厂烟筒里的烟是脱硫的。
三、认识总结
厂级AGC在火电厂的应用研究 篇6
发电机组AGC的投入对电网的安全稳定、经济运行起到了积极有效的促进作用。但是目前, 单机AGC负荷调度方式不能在发电厂内部实现各台机组的最佳经济负荷分配, 同时也会在一定程度上影响发电机组的使用寿命和检修成本, 从满足低碳经济和节能减排政策要求的角度来看, 厂级AGC系统的研究和实施将成为未来的发展趋势。厂级AGC系统根据电网调度“统一调度、分级管理”的基本原则, 在确保电网安全、稳定的前提下, 通过对全厂负荷实施优化分配, 兼顾电厂运行的安全性和经济性, 实现电网、电厂的双赢[1]。
1 单机A G C与厂级A G C的优缺点比较
目前, 单机AGC只有四台机组平均接带负荷一种模式, 存在以下影响机组经济性及安全性的问题[2]:
(1) 由于单机直调, 存在某台机组因为辅机故障或排放超标等情况无法满足负荷曲线, 造成不能按计划曲线发电, 导致调度频繁, 使得机组的风、煤、给水、汽温等控制系统频繁调节, 从而影响了系统的稳定性, 加剧了主、辅机的磨损, 使机组的寿命缩短, 检修成本上升, 且不利于电网稳定运行。
(2) 未对并网运行的各台机组进行负荷的经济分配, 造成能源浪费、全厂发电成本增加。
(3) 并网运行的单台机组出现暂时性影响负荷的现象 (如断煤、辅机跳闸等) , 易造成电量损失, 同时受到调度考核。
(4) 并网运行的单台机组辅机运行方式不够合理, 如存在着循环水泵运行台数富裕、电耗过大、磨煤机运行台数增加、磨损及电耗增加等。
(5) 当全厂总负荷变化时, 并网运行的机组均同时参与调节, 不仅增加了运行操作量, 而且使各机组均处在暂态负荷调整过程, 尤其是极可能出现机组负荷在短时间内“反调”现象。
厂级AGC负荷优化分配系统就是在接受电网调度全厂负荷总指令后, 根据各台机组的煤耗率、脱硫效率、负荷响应速率、调节余量、上网电价等, 自动合理地进行全厂机组最优化负荷分配, 从而实现节能调度及负荷经济分配, 实现调度统一指挥下网厂二级优化的分层管理原则, 完全可以解决以上问题。厂级AGC作为连接电网负荷指令与电厂负荷控制的中间枢纽系统, 既能促进电网的经济、稳定运行, 又能保证发电厂的经济运行。通过厂级AGC进行运行优化, 可有效降低和节约电厂的发电成本, 延长机组的使用寿命, 促进发电机组经济、高效运行。
2 厂级A G C的应用现状
厂级AGC系统是建立在电网能量管理系统 (EMS) 和发电机组控制系统之间的协调控制系统, 是现代电网控制的一种先进技术手段和大型火力发电厂的一项重要功能。厂级AGC作为衔接电网负荷指令与机组负荷控制的中间枢纽系统, 既能满足电网安全、优质、经济运行的需要, 又能提高发电厂高效、节能、协调运行水平。厂级AGC系统改变了传统点对点直控机组的调度方式, 在接受调度中心下达的全厂负荷指令后, 根据各台机组的煤耗率、调节范围、运行工况等性能参数, 自动、合理地进行全厂机组的优化组合和负荷分配, 有效降低发电成本, 促进机组高效、经济运行。厂级AGC系统运行中通过减少参与负荷调节的机组台数, 避免了机组的频繁调节, 有利于提高机组的安全稳定性能, 延长机组使用寿命;对电网而言, 则可大幅度精简电力调度控制对象, 简化电网调度员对电厂的运行操作。电厂通过集中监控机组运行, 在个别机组工况异常情况下, 其他机组能及时弥补减少的负荷, 满足调度总的负荷要求, 减少对电网的冲击。另外, 厂级AGC系统给电厂运行人员提供了一个良好的操作平台, 一定程度地增强了电厂的自主性和协调性。
尽管厂级AGC的优点多多, 但是在2010年前, 国内基本上没有成功应用的案例。随着国家对电网节能调度的要求提升后, 在南方电网内才开始进行试点和研究。从2010年开始, 贵州黔西发电厂4×300MW机组和深圳妈湾电厂4×300MW机组成功实施并通过验收, 从此才开始了厂级AGC在火电厂的发展应用, 到目前为止国内也只有十几个电厂开始或正在实施厂级AGC的应用[3,4]。
实际上, 在我国甚至国际上很早就有人进行火电站厂级AGC系统研究, 并且很多国内电厂都有类似设备, 可是真正能投入正常运行的基本没有。笔者认为主要有以下几方面原因:
(1) 我国各大电网机组AGC运行时间不长, 对厂级AGC系统认识不足。但随着国家对电网节能调度的要求提高, 几大电网都已经在进行各种方式的节能调度研究, 不久的将来节能调度技术定能百花齐放。
(2) 各火电站厂级AGC系统设计没有充分考虑电网调度需要, 片面追求电厂利益的最大化, 导致电网不认可。
(3) 厂级AGC系统作为实时控制系统, 对软、硬件技术要求应该与成熟的机组DCS (分散控制系统) 系统相当, 从控制器到通讯网络, 再到后台操作系统都须达到相关性能指标。而国内很多电厂将其设计在SIS (厂级实时监控信息系统) 系统内, 系统实时性、可靠性和安全性很难得到保障。
(4) 厂级AGC系统功能设计过于复杂, 导致实用性不强或操作界面不友好。
(5) 厂级AGC系统成败取决于系统设计、开发、安装、调试等环节, 但真的要在运行中发挥其应有的作用, 一方面对机组煤耗曲线的精准度提出了较高的要求, 从电厂来说需根据在线性能计算结果定期修正煤耗曲线;另一方面要求参与厂级AGC的机组调节性能优良, 生产中要不断完善优化机组协调控制系统。
3 厂级A G C应用分析
妈湾电厂有2台320MW和4台300MW燃煤发电机组, 其中#1、2机组分散控制系统 (DCS) 为美国贝利INFI-90系统, #3、4机组DCS为ABB PRO-CONTROL-P系统, #5、6机组DCS为上海新华XDPS系统, 远动系统 (RTU) 为上海惠安系统控制有限公司GR90系统;目前6台机组均已经投入单机AGC负荷调度功能, 并能稳定运行。关于厂级AGC性能指标问题, 调试时由于只在负荷按比例分配方式下进行, 6台机组调节速率等参数按单机性能完全能达到“广东省电网AGC机组性能要求”。试运行中, 当厂级AGC负荷分配策略在煤耗优化方式下, 6台机组总的负荷调节速率都能控制在1%Pe MW/MIN以上, 由于优化计算及处理的耗时 (<10秒) 的影响, 速率比负荷分配策略在比例分配方式稍有下降, AGC响应时间、负荷反向延时稍有延长但仍在要求指标之内, 动态负荷偏差、静态负荷偏差都在要求指标之内。
节能情况:厂级AGC经过厂内168小时试运行, 此期间从经济性显示共节约了标煤40.5吨, 据此推算全年可节约标煤达2100吨, 与理论上节能潜力可达0.1%~0.5%左右有比较大的差距, 这与试运行期间负荷水平和机组检修等因素有关。目前已根据广东省电网日负荷的特点, 增加手动优化功能, 估计仍有20~30%左右节能潜力, 相关功能投入后有望达到0.1%节能潜力。在减少机组调节频率方面有比较明显改善。
南网总调度中心在云南各电厂开始实施厂级AGC改造试验, 历时一年, 现已改造成功。根据项目人员介绍, 实施厂级AGC后, 电厂可以在满足AGC要求的同时, 自由的根据机组情况转移负荷, 厂用电率有大幅下降, 煤耗有明显下降。具体优点如下[5]:
(1) 提高了电厂自动化的运行稳定性, 提升了装置性能。
(2) 实现厂级有功功率闭环控制, 精简调度控制对象, 简化电厂运行操作。
(3) 通过减少机组变负荷次数, 可延长机组使用寿命, 降低机组的检修成本。
(4) 就地采集电厂机组负荷控制信息, 对机组异常及事故实时监控并及时作出处理, 保证了节能发电调度实施的安全稳定性。
(5) 可根据预设的调节范围, 为所有机组保留一定比例的有功备用裕度。在保证经济性的同时, 满足对电网安全性的要求。
(6) 提升机组性能, 优化AGC调节速率, 减少辅网考核的同时, 提高电网稳定性。具体如表一所示。
厂级AGC负荷优化分配项目实施后, 从火电厂运行情况统计来看, 火电厂机组调节速率较优化之前有明显提高, 从一个侧面反映经济运行优化协调控制所取得的效果。
(7) 某电厂厂级AGC改造后节煤数据表如表二所示。
从以上数据可以看出, 与原采用单机AGC控制模式相比, 实现厂级AGC模式的意义在于:按照统一调度、分级管理的原则实行分级控制, 实现厂级有功功率闭环控制, 实现电厂有功功率调节的全自动运行, 精简调度控制对象, 对简化电厂运行操作、实行节能减排、优化电厂及机组运行方式具有重要的意义。同时, 实现厂级AGC可增强电厂的自主性、主动性和协调性, 并可实时监控电厂安全、经济运行及限制条件, 实行预防与校正控制, 实现最大化电能产出。实行负荷优化分配后, 可降低0.5%~1.0%煤耗量 (典型值) , 经济效益显著。
4 结束语
随着我国国民经济的快速发展和电力体制改革的进一步深入, 在电厂运行中, 厂长、经理关心的问题已不仅是安全、满发, 而是机组乃至整个电厂的经济指标, 用最少的成本带来最多的效益, 同时对设备损害最少。厂级AGC建立在电网能量管理系统 (EMS) 和发电机组控制系统之间的协调控制系统, 其作为衔接电网负荷指令与机组负荷控制的中间枢纽系统, 既能满足电网安全、优质、经济运行需要, 又能提高电厂发电机组高效、节能、协调运行水平, 达到电网与电厂的双赢, 因而具有广泛的应用和发展前景。随着国家对电网节能调度的要求提高, 调度对厂级AGC的态度势必从限制转向允许和推动。现在江西省内也正在九江电厂进行厂级AGC的试点和试验, 可以预见, 在不久的将来, 势必要在国内所有电厂开展和实施厂级AGC的负荷分配体系。
摘要：随着国家对电网节能调度的要求不断提高, 各大电网都在进行各种方式的节能调度研究, 火电厂厂级AGC系统恰好满足这一需求。本文分析了单机AGC存在的弊端和厂级AGC的优点, 并对厂级AGC在国内机组的实际应用情况进行了解析, 并提出厂级AGC在国内火电厂将有广泛的应用前景。
关键词：AGC,厂级AGC,火电厂,现场应用
参考文献
[1]孙柏林.当前自动化十大热门技术发展趋势评述[J].自动化技术与应用, 2011, 30 (03) :1-7.
[2]杨新生.厂级AGC在大型火电机组上的应用[J].中国高新技术企业, 2011, (34) :72-74.
[3]何平.厂级AGC在火电厂中的应用[J].云南电力技术, 2013, 41 (03) :64-66.
[4]卢连成, 肖凌涛, 温柏坚.妈湾电厂厂级自动发电控制系统的设计与实现[J].电力系统自动化, 2011, 35 (17) :111-115.
在火电厂实习报告 篇7
[关键词] 加氧处理 给水处理 汽包炉 停加联氨
高参数大容量锅炉给水加氨、加氧联合处理( 简称为CWT, combined water technology 以下相同)是西德在七十年代末,发展起来的一种给水处理技术。此技术后来除了在德国得到广泛应用外, 还先后在日本、苏联、美国、意大利、韩国等国家得到采用并获得成功。1988年我国在一台亚临界燃油直流锅炉机组上进行给水加氧处理的工业试验，取得了令人满意的结果，后来又分别在燃煤亚临界和超临界直流锅炉机组上均取得了成功的运行经验。随着给水加氧处理技术在世界范围的普及，原来的给水联合处理逐渐由更合理的名称—给水加氧处理OT（Oxygenated Treatment）所代替。我国在《直流锅炉给水加氧处理导则》行业标准中将已在电厂普遍采用的给水加氨、加氧处理称为给水加氧处理，简称OT[1]。
1.给水加氧处理的原理及目的
1.1 原理
加氧处理工况下,水中溶解氧促使二价铁氧化为三价铁,因此,在铁/纯水系统中,氧的去极化作用直接导致金属表面生成四氧化三铁和三氧化二铁的双层氧化膜, 从而完全中止了热力系统金属的腐蚀过程。热力系统中氧的电化学作用还表现在当热力系统金属表面氧化膜破裂时, 氧在氧化膜表面参与阴极反应还原, 将氧化膜破损处的Fe2+氧化为Fe3+,使破损的氧化膜得到修复，不但很好地解决了炉前系统存在的水流加速腐蚀问题，还消除了水冷壁管内表面波纹状氧化膜造成的锅炉压差上升的缺陷。
1.2 目的
给水加氧处理的目的是通过改变给水处理方式，降低锅炉给水的含铁量和抑制炉前系统流动加速腐蚀(Flow-Accelerated Corrosion，简称FAC)，达到降低锅炉水冷壁管氧化铁的沉积速率和延长锅炉化学清洗周期的目标。
2.给水加氧处理技术的应用
2.1国内外研究结果
2.1.1国内存在问题
目前我国300MW及300MW以上机组的给水处理主要采用全挥发处理(AVT)，炉水处理采用全挥发方式和磷酸盐处理方式。主要问题是给水系统的铁腐蚀产物溶出率较高和无氧条件下的流动加速腐蚀，使铁的腐蚀产物在锅炉高热负荷区沉积下来，因而造成频繁的化学清洗。除腐蚀问题外，积盐现象在我国300MW及300MW以上机组也较为突出。
2.1.2 国内直流炉加氧处理
直流炉给水加氧处理技术，在很大程度上减小了给水系统铁的溶出率和抑制了流动加速腐蚀，使得进入炉内的腐蚀产物大大减少。目前我国已有部分直流锅炉机组的给水采用加氧处理技术并已取得明显的效果。
2.1.3 国内加氧处理的效益
国内直流炉给水加氧处理的效果如表1所示：
采用加氧处理取得的效果表明,给水加氧处理除了有减少给水系统铁的溶出率，降低锅炉水冷壁管结垢速率，延长酸洗周期的效果以外，还有减少给水泵的动力消耗，增加水冷壁的传热效率等作用。
2.1.4 国外研究结果
在美国、南非、澳大利亚、爱尔兰以及德国，均有采用汽包炉给水加氧处理技术，据介绍其效果均非常好。国外的研究成果表明，给水采用加氧处理是防止系统发生FAC腐蚀，减少锅炉给水含铁量，降低炉管结垢速率的有效措施。
2.2加氧处理前的系统评定
系统评定的目的是考察机组的设备状况是否能满足加氧工艺的要求。
2.2.1.设备
实施给水加氧工艺的机组应具备两个条件，即机组配备有凝结水精处理设备和机组没有铜合金材料的设备。
2.2.2.汽水循环系统水汽质量：
*PH：pH主要由氨的加入量来控制.给水pH.约为9.2—9.5。
*凝结水精处理水质：凝结水精处理混床出水的氢电导基本能保持在0.06-0.07μs/cm。当阳树脂开始失效，混床出水的Na+含量升高时，混床退出运行。
*阴离子水平:系统中的阴离子水平与凝结水精处理运行状况有关,当凝结水精处理停运时,给水的氢电导值与凝结水相同,约为0.17μs/cm。当凝结水精处理量为大于200T/h，给水的氢电导可维持在＜0.15μs/cm， 给水的Cl-约为 2—4μg/L，炉水的Cl-约为20—50μg/L。在汽水循环系统中有微量的F-， 在凝结水、给水、炉水中均未检出SO42-。
*炉水：炉水的pH为9.0-9.3，电导值为5-8μs/cm.，氢电导为0.2-1.0μs/cm，钠含量为10μg/L左右，SiO2为20μg/ L，氯含量为15-50μg/L。根据估算，炉水氯离子的浓缩倍率在400MW负荷时为10-20，600MW时的浓缩倍率为40-50。
*炉水下降管的水质：由于给水的稀释作用，下降管中水质比汽包内取样的炉水水质略好一些。氯含量约为炉水中含量的50%-80%。
*蒸汽：蒸汽的氢电导一般为0.12-0.13,氯离子的含量约为1-4μg/L，蒸汽携带氯离子的量约为8%-15%。
2.2.3 热力系统结垢状况
锅炉结构不同，在实施加氧过程中，进入汽包炉下降管的氧含量将控制在5μg/ L左右，远远小于进入直流炉水冷壁的氧含量（50-150μg/ L）。
2.2.4加氧处理的预备试验-停止加联氨试验
停止加入联胺。需要20天的预备试验期间，观察给水和炉水的氧化还原电位有无升高的趋势。给水的氧化还原电位变化，炉水氧化还原电位变化，下降管炉水的氧化还原电位变化。停加联胺后，观察给水铁含量，锅炉下降管的炉水铁含量，主蒸汽的铁含量有无较大变化。
2.3实施加氧处理的方案
2.3.1安装加氧设备
氧化剂采用气态氧,由高压氧气瓶提供的氧气经减压阀针形流量调节阀加入系统。加氧点为二处，其中一处为凝结水精处理出口母管（压力为3.5MPa～3.7MPa），另一处为除氧器出口母管（压力为0.5MPa～1.0MPa）。系统中选用精密的逆止阀防止发生给水的倒流现象。加氧控制方式采用手动调节和自动调节并联控制。给水溶解氧浓度一般控制在30μg/L -50μg/L。
2.3.2系统氧平衡试验
维持省煤器入口给水pH为9.0～9.3,向给水泵入口添加气态氧。在向CWT水工况转换的过程中, 加强监测汽水系统各测点溶氧含量和水质变化。为加快转化速度在保证系统的氢电导不超过0.15μs/cm的条件下,给水中初始氧含量可维持在100μg/L.当主蒸汽中出现溶氧时，给水的加氧量调至50±10μg/L。
2.3.3 给水中溶解氧含量的调整试验
系统氧含量平衡后，维持给水PH 8.5～9.0, 调整给水泵入口加氧量,保持锅炉下降管的溶氧含量保持在5μg/L左右, 在不同负荷测定下降管炉水溶解氧的变化情况,确定给水氧最佳加入量。
2.3.4 给水和炉水pH值调整试验
维持省煤器入口给水溶氧含量在40±10μg/L, 调整给水加氨量使省煤器入口给水pH保持在8.5～9.0, 测定汽水系统各测点含铁量的变化。同时，炉水中加入适量的NaOH,维持炉水pH不低于9.0。
上述试验期间, 给水的氢交换电导率应小于0.1μs/cm,在调试期间主要监控pH,溶氧,氢电导和铁含量等。
2.3.5 水质恶化的有关对应措施
当凝汽器发生泄漏时，凝结水的氢电导大于0.5μs/cm，加氧控制系统发出警报，提醒运行人员检查原因或加大凝结水精处理的量。若给水的氢电导相继升高，大于0.3μs/cm，加氧系统自动关闭，同时发出信号，提醒运行人员提高加氨量，维持pH9.2-9.6。
正常运行时，如果给水的氢电导大于0.2μs/cm，炉水的氢电导大于3.0μs/cm，需要增加排污量。如果给水的氢电导大于0.3μs/cm，炉水的氢电导大于5.0μs/cm，则立即停止加氧，恢复为不加联胺的AVT方式运行。
在加氧期间，要根据加氧实施方案的要求，加强汽水品质监督，并保持与机炉的的协调和联系。
2.4汽水品质控制指标
锅炉给水采用加氧处理的汽水品质按表2执行，未列入的其余控制指标按原有标准控制
注：①括号内表示期望控制值；②星号表示下降管氧含量具体应根据炉水水质、炉水循环方式和试验来确定。
3.给水加氧处理技术的影响
3.1 对疏水系统的影响
给水处理采用加氧处理，可使加热器疏水系统的水相金属表面生成保护性氧化膜，有效地抑制水流加速腐蚀和停备用腐蚀。直流炉采用给水加氧处理的氧含量控制范围（30～150 μg/L）在关小加热器排汽门的前提下，可满足疏水中氧含量大于30 μg/L的要求。但在汽包炉，由于给水氧含量一般控制在10～60 μg/L，由蒸汽带入的氧含量很小，即使在加热器排汽门关小的情况下，也很难满足疏水系统的氧含量要求。因此，为确保疏水系统得到保护，必须尽量提高疏水的氧含量，必须在运行时完全关闭排汽门。为防止停运期间的氧腐蚀，在机组停机和启动期间又需要打开排汽门，一方面防止停运期间的氧腐蚀；另一方面确保机组启动阶段排出二氧化碳等不凝性气体。
3.2对蒸汽系统的影响
加氧处理工艺问世近30年来，全世界85%的直流炉和5%以上汽包炉已成功应用了给水加氧处理工艺。至今还没有关于采用给水加氧处理会明显引起热力系统高温段金属表面氧化皮增厚或脱落问题的报道。目前最新发展的超超临界机组的给水处理工艺唯有采用加氧处理这一结论也已得到举世公认。给水加氧处理对高温段金属氧化的影响到底有多大，可根据氧气和水蒸汽分压来判断。假设1 kg水蒸汽的分压为1 Pa，由给水加氧处理所带入蒸汽中的氧气一般小于150 μg/L，氧气与水蒸汽的分压比为10－7～10－8 Pa，与高温水蒸汽的氧化作用相比，如此微量的氧气的氧化作用微乎其微。美国EPRI在机组蒸汽系统高温氧化方面的研究结果[2]明确了高温氧化皮问题与温度和材质有关，与水工况无关（包括给水加氧处理工况）。
3.3给水加氧处理是否会引起氧腐蚀问题
加氧处理之所以可使炉前系统金属的表面产生钝化，除水质高纯度这一先决条件外，还必须有水流动的条件。氧腐蚀发生的一般原理是在不流动的水中溶解氧在局部发生了浓度差，浓差电池引起金属氧化膜局部破坏，形成点状腐蚀[3]。在采用给水加氧的条件下，原则上经化学清洗的锅炉受热面没有盐类沉积物或大量的氧化铁沉积物。直流炉蒸汽中氧含量在50～150 μg/L，汽包炉蒸汽中氧含量在10～50 μg/L。采用加氧处理的机组，在启动时首先采用无氧工况运行，待水质条件达到加氧处理的要求后方可开始加氧。在加氧工况下，系统的氧化还原电位一般在＋50～＋300 mV之间，金属处于完全钝化状态，加氧前已存在点腐蚀不会进一步扩展。
4.给水加氧处理技术的效果及效率
4.1 改善汽水品质，增强热力系统防腐蚀防结垢效果
给水加氧处理技术提高了水的纯度，减小了加药量。炉水由磷酸盐处理改为氢氧化钠处理，降低了炉水的含盐量，减小了锅炉的排污率，消除了磷酸盐酸性腐蚀的可能性；由于热力系统金属的表面形成了良好的保护性氧化膜，提高了机组停运时的抗锈蚀能力，使机组启动时水冲洗的时间大大减少，缩短了机组启动的时间。
4.2增加了凝结水精处理混床运行效率
凝结水混床的运行周期增加一倍以上；周期制水量增加三倍左右。
参考文献：
[1] DL/T 805.1—2002，火电厂汽水化学导则 第一部分：直流锅炉给水加氧处理导则[s]. 中华人民共和国经济贸易委员会发布，2002.
[2] T H McCloskey, R B Dooley, W P McNaughton. Turbine Steam Path Damage: Theory and Practice[M].EPRI, 1999.