电厂工况（精选3篇）
电厂工况 篇1
佳木斯热电厂循环水系统采用直流供水, 循环水泵能否启动和正常运行受取水环境影响很大, 松花江枯水期水位和循环水泵取水口水位低的影响系统运行最大, 2010年12月佳厂相邻的松花江段水位曾下降到历史最低点, 达到海拔71.62米, 接近了电厂直流供水系统设计的最低水位71.32米, 两者水位差0.3米。由于循环水泵入口水位过低致使循环水泵不能启动和运行泵落水工况的影响, 将导致电厂机组全停事故的隐患发生。
1 系统状况
电厂循环水系统为单元制, 5台湘江循环水泵取水口来自松花江, 江水经栏污栅、一次旋转滤过网、入口井和管道及入口门进入循环水泵;出口采用双母管扩大单元制系统, 供水到汽机凝汽器、冷油器装置。
2 运行工况
在2010年12月旱季枯水期松花江下游佳木斯段达到历史最低水位71.62m, 电厂循环水取水口水位达到了历史最低点, 运行机组的循环水泵低水位工况发生气蚀现象相继落水停运, 威胁机组的安全运行。
3 参数分析
3.1 循环水泵启动和运行分析
3.1.1 满足运行规程规定循环水泵启动前检查条件。
3.1.2 泵运行状态电流表计变化, 电流上升至满量程返回到25A, 循环水泵空气门排空气, 开启密封水门无水, 5分钟后泵参数无变化, 10分钟后检查泵的前后压力表无变化, 停泵运行。
3.1.3 备用泵运行参数:污栅前后水位0 mm, 一次旋转网前、后水位0米, 电流25A, 无密封水。
3.1.4 正常运行泵参数:栏污栅前后水位110mm, 一次旋转网前、后水位0.32米, 电流160A, 有密封水。
3.2 工况因素影响分析
3.2.1 循环水泵入口水位低。
3.2.2 泵盘根密封不严, 密封水不投入。
3.2.3 排空气管不畅通。
3.2.4 泵体真空度不够。
3.2.5 一次旋转滤网、栏污栅前后水位差大。
3.3 循环水泵启动落水的原因。
分析结果:由于松花江水位过低和循环水泵的真空度不够, 循环水泵叶轮低转速369r/min, 在泵体叶轮处无法形成高真空区, 所以循环水泵不能充满水启动, 导致泵出口门开启后落水, 循环水泵发生气蚀现象不打水的原因。
4 改造方案
由于松花江枯水期属自然环境不可逆, 为提高循环泵真空度, 有两种改造方案可以解决问题:
真空泵和射水抽气器两种方案比选分析:
(1) 方案一:采用真空泵方案后, 在放空气门管道后加装真空泵, 用它来抽泵体空气。系统改造涉及电气和物资采购时间长造价高, 首先采购真空泵, 制作泵的基础与水箱、连接管道和接电源, 试运行周期长。
(2) 方案二:用射水抽气器抽真空方案后, 在放空气门管道后加装射水抽气器, 抽空气以提高泵内的真空度, 该系统简单, 改造时间短、造价低, 可利用汽机现场排污水系统的排污泵作为动力水源, 在循环水泵的泵体内形成高效真空区, 将循环水泵内充满水后启动, 特点是周期短、效率高, 造价低。根据电厂机组安全可靠性的运行原则, 制作射水抽气器改造方案最优。
射水抽气器改造方案, 工作流程如图1所示。
5 结论
通过电厂循环水泵空气系统射水抽气器改造方案的实施, 电厂启动循环水泵8分钟前, 使用改造后的射水抽气器对循环水泵抽真空, 就可以保证循环水泵低水位顺利启动运行。避免了佳木斯热电厂循环水泵低水位不能启动对机组安全运行造成的危害, 为同类型火电厂保障机组安全经济运行具有现实的指导意义。
参考文献
[1]何川, 郭立君.泵与风机 (第四版) [M].北京:中国电力出版社, 2008.
[2]张军泵.与风机节能技术[M].北京:化学工业出版社, 2011.
[3]高英敏.机械设计基础[M].北京:机械工业出版社, 2013.
电厂工况 篇2
关键词：小波包分析,锅炉,燃烧工况
一、引言
时下我国火电厂锅炉运行中, 由于煤质多变、设备改造、变负荷运行、热力试验间隔时间长等原因, 普遍存在锅炉燃烧达不到最佳工况的现象, 因此迫切需要通过优化手段, 提取锅炉燃烧运行的工况特征, 提高其热效率, 对于节约煤炭资源、降低成本、减少NOx和SO2的排放, 具有重要的意义。然而, 目前锅炉燃烧工况的诊断主要是凭运行人员的经验, 存在判断滞后或误判的危险, 具有盲目性和尝试性。对此, 亟需一种快速反映锅炉燃烧状况的实时诊断技术, 及时对燃烧过程中出现的异常情况进行诊断, 达到防止锅炉事故的目的。
本文针对锅炉燃烧工况及其影响因素进行研究, 利用小波包分解技术, 根据现场实时采集的锅炉燃烧压力波信号进行能量特征提取, 对当前的燃烧工况进行诊断, 从而提高运行人员对当前燃烧工况调节的准确率, 保证电厂安全、稳定、高效的运行。
二、小波包分析特征量提取
小波分析是将信号投影到一组相互正交的小波函数构成的子空间上, 在不同尺度上将其展开, 进而提取信号在不同频带的特征, 并保留其时域特征。由于分解尺度与信号的频率成正比, 其有效的分解仅是低频信号, 而高频部分频率分辨率差, 故其高频部分保留不动。
小波包分析技术[1]由小波变换得到, 它能够把任何信号映射到由一个小波伸缩而成的一组基函数上, 在全频带对信号进行多层次的频带划分, 可实现低频和高频部分同时进行分解, 自适应地确定信号在不同频段的分辨率, 实现了将信号无冗余、无疏漏、正交地分解到独立的频带内, 从而提高了频率分辨率, 因此具有更广泛的应用价值。
直接在小波变换的基础上, 利用基于正交滤波器算法的小波包变换方法可实现对信号的小波包频带能量分解。
设正交滤波器h, g满足
设x0, 0为1原始离散振动信号, 根据小波包理论可得到小波包分解序列
式中:k为小波包分解层数;n为小波包分解频带序列号。
进一步k考虑小波包分析n生成的子空n间族, 对于0
Wk+1N根据式 (4) 小波包子空间Wk+1N的分解关系有:
信号式中E () 为能量算子[2]。
与FFT谱相比, 利用小波包技术通过共正交滤波器把信号分解到不同层次各自频带内, 包含了大量的非平稳诊断信息, 便于对非平稳故障特征提取。
三、燃烧工况的特征量提取
利用炉膛安全保护系统采集的正常和非稳态工况下炉压数据所包含的能量, 在不同频段具有较大的差别。本文利用小波包分解能量监测技术, 对我厂300 MW锅炉燃烧工况的压力波信号的特征量进行提取, 其小波包分解频带划分如图1所示, 其中, (m, n) 表示第n个结点, m=0, 1, 2, 3;n=0, 1, 2, …, 7, 每个结点都代表一定的信号特征;原始信号S由 (0, 0) 结点代表, (3, 0) 结点表示第三层第0个结点的系数X30, 以此类推。其次, 重构小波包分解系数, 提取各频带范围的信号。以S 30表示X 30的重构信号, S 31表示X 31的重构信号, 同理, 总信号S可以表示为S=S 30+S 31+S 32+S 33+S34+S 35+S 36+S 37。
设S3n (n=0, 1, , , 7) 对应的能量为p 3n (n=0, 1, , , 7) , 则有其中, x nk (n=0, 1, , , 7, =1, 2, , , j) 表示重构信号S 3n的离散点的幅值。经过对试验信号进行多层层小小波波包包分分析析表表明明::选选用用DDaauubbeecchhiieessll小小波, 对信号进行3层小波包分解所得到的8个频段信号的能量, 即实现了对信号较优的小波包分解, 将其作为特征量可实现对锅炉燃烧状态的特征提取进而实现状态的识别。
通过上述方法, 信号小波分析后提取到的特征向量P表示为:小波包分解后的8个频带的能量, 即P=[p 30 p 31 p 32p 33 p 34 p 35 p 36 p 37]向量组。借助于Matlab绘制出稳态和故障状态下炉膛压力信号小波包分解后各频带波形对比图 (图2) 。信号小波包分解后各频段能量见表1。
由表1和图2易知, 故障工况信号的能量在高频段均增大, 且在低频段p30有大幅度的增加, 而p32则减小。可见工况故障信号对某些频率成份起着明显地抑制作用, 而对另外一些频率成份起着增强的作用。显然, 利用小波包分析技术借助于MATLAB软件提取的试验数据特征向量可以方便地区分锅炉燃烧工况状态, 从而实现了对电厂锅炉炉膛压力状态信号的特征量提取, 便于运行人员对当前锅炉的燃烧工况进行诊断。
四、结语
本文利用小波包分解技术实现了对电厂燃煤锅炉压力信号的特征量提取, 有效区分了锅炉燃烧工况的状态, 从而提高运行人员对当前燃烧工况调节的准确率, 保证电厂安全、稳定、高效的运行。
参考文献
[1]张兢, 路彦和.基于小波包频带能量检测技术的故障诊断[J].微计算机信息, 200 (602S) :202-204.
电厂工况 篇3
一、大气环保设施工作原理
1. 石灰石-石膏法脱硫系统工作原理
石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺是目前世界上应用最广泛、技术最成熟的脱硫技术。石灰石-石膏湿法脱硫系统 (即脱硫岛或称FGD系统) 是一个完整的工艺系统, 一般分成以下几个分系统:烟气系统、SO2吸收系统、脱硫剂制备系统、石膏脱水系统、废水处理系统、事故浆液系统和辅助系统等。
石灰石-石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作为脱硫吸收剂, 石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液, 也可直接用湿式球磨机将20 mm左右的石灰石磨制成吸收浆液。在吸收塔内, 吸收浆液与烟气接触混合, 烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应而被脱除, 最终反应产物为脱硫石膏。系统中的石膏浆液经排出泵抽出打入石膏脱水系统, 脱水后回收成品石膏, 同时借此维持吸收塔内浆液密度。脱硫后的烟气经除雾器除去夹带的细小液滴排入烟囱。脱硫系统工艺流程如图1所示。
2. 静电除尘器工作原理
静电除尘器是利用高压电源产生的强电场使气体分离, 即通过产生电晕放电, 进而使悬浮尘粒荷电, 并在电场力的作用下, 将悬浮尘粒从气体中分离出来的除尘装置。接地金属圆管称为收尘极, 与直流高压电源输出端相连的金属线称为电晕极。电晕极置于圆管的中心, 靠下端的重锤张紧。在两个曲率半径相差较大的电晕极和收尘极之间施加足够高的直流电压, 两极之间便产生极不均匀的强电场, 电晕极附近的电场强度最高, 使电晕极周围的气体电离, 即产生电晕放电, 电压越高, 电晕放电越强烈。在电晕区气体分离生成大量自由电子和正离子, 在电晕外区 (低场强区) 由于自由电子动能的降低, 不足以使气体发生碰撞电离而附着在气体分子上形成大量负离子。当含尘气体从除尘器下部进气管被引入电场后, 电晕区的正离子和电晕外区的负离子与尘粒碰撞并附着其上, 实现了尘粒的荷电。荷电尘粒在电场力的作用下向电极性相反的电极运动, 并沉积在电极表面, 当电极表面上的粉尘沉积到一定厚度后, 通过机械振打等手段将电极上的粉尘捕集下来, 从下部灰斗排出, 而净化后的气体从除尘器上部出气管排出, 从而达到净化含尘气体的目的。静电除尘器的工作原理如图2所示, 静电除尘器结构透视如图3所示。
二、大气环保设施运行效果及其在非正常工况下的运行效果
1. 石灰石-石膏法脱硫系统脱硫效率及其在非正常工况下的脱硫效率
根据环发[2002]26号《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》中规定:电厂锅炉烟气脱硫的技术路线是“大容量机组 (≥200 MW) 的电厂锅炉建设烟气脱硫设施时, 宜优先考虑采用湿式石灰石-石膏法工艺, 脱硫率应保证在90%以上……”。正常工况下, 湿式石灰石-石膏法工艺的设计脱硫效率可达到95%以上[3]。
与此同时, 环境保护部于2010年2月颁布的环境保护技术文件《燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南》 (HJ-BAT-001) 也指出:石灰石-石膏法脱硫技术适应性强, 对煤种、负荷变化均具有较强的适应性;适用于大容量机组和高浓度SO2的烟气脱硫。在钙硫物质的量比在1.02~1.05, 循环液p H值在5.0~6.0时, 脱硫效率一般可达95%以上[4]。
根据环境保护部办公厅文件环办[2010]91号《关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知》, 要求所有新建燃煤机组不得设置脱硫旁路烟道。因此在不设置脱硫旁路烟道的情况下, 脱硫系统中喷淋系统及循环泵发生故障时, 需停运电厂进行检修。
因此, 在电厂的环评报告中不考虑脱硫系统非正常工况下的大气环境影响 (在现有已通过国家环保部环境评估中心审查的电厂环评报告中均不考虑脱硫系统发生故障情况下的环境影响) [5]。
2. 静电除尘器的除尘效果及其在非正常工况下的除尘效率
多电场的电除尘器, 虽然每个电场的结构和收尘面积相同, 但在运行过程中由于每个电场通道的气流分布、烟尘浓度、烟尘粒径、漏风率不一样, 导致每个电场的除尘效率有所不同。根据电除尘器捕捉烟尘的机理, 一般情况下电厂含尘烟气流经电除尘器时, 沿烟气流向烟尘浓度逐渐降低, 粉尘粒度也逐渐变细。在电除尘器每个电场均运行正常情况下, 一电场所收集灰的粒度相对较大, 灰量也多, 占全部收集灰量约80%, 然后按电场序号迅速递减, 三、四电场收集的灰量仅占全部灰量约4%。双室四电场的除尘效率一般为99.6%~99.8%[2]。
现有电厂大部分为双室四电场静电除尘器, 影响静电除尘器除尘效率主要有以下四个方面:
(1) 除尘器内部结构的不合理。如极板、极线变形造成极间距不均匀、电除尘器内气流分布不均匀、设备漏风等因素, 造成除尘效率降低。
(2) 烟气性质的影响。如烟尘浓度增加、烟气中的水分过大、粉尘比电阻过高等因素, 造成除尘效率降低。
(3) 运行操作因素的影响。振打强度不够或振打故障、灰斗卸灰方式不合理、电晕线肥大、阴阳极热膨胀不均及引风机调节造成烟气分布不均等因素, 造成除尘效率降低。
(4) 静电除尘器设备检修, 造成除尘效率降低。
除尘器内部结构的不合理、烟气性质的影响、运行操作因素的影响均可以在较短的时间内, 通过采取相关措施进行处理, 不会对除尘效果产生大的影响。但在除尘器设备检修时对除尘器的除尘效果将产生明显影响, 一般双室四电场的设备检修时最多停运2个电场。双室四电场最低保证除尘效率为99.6%, 当只有两个电场运行时, 其除尘效率将降低至96%, 附加脱硫除尘效率为50%, 合计为98%。
3. 运行实例
以某热电厂工程的污染物源强、地形参数及气象数据为依据, 利用EIAPro A2008 VER1.1大气环评专业辅助软件, 计算非正常工况下二氧化硫及烟尘的大气环境影响。
(1) 源强
根据拟建设项目设计数据, 环境空气污染源强数据见表1。
由表1中数据可知, 拟建项目的二氧化硫排放浓度为78.9 mg/m3, 烟尘排放浓度为28.5 mg/m3, 满足《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011) 中SO2排放浓度小于100 mg/m3、烟尘排放浓度小于30mg/m3的要求[1]。
非正常工况下二氧化硫及烟尘排放情况, 即静电除尘器部分失效 (二电场运行) 。除尘效率为98%的情况下污染物排放情况, 本工程非正常工况下废气排放情况, 见表2。
由表2数据可知, 在除尘效率为98%的情况下, 锅炉烟尘排放浓度为683.7 mg/m3, 超标倍数为21.8, 远远超过《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011) 中烟尘排放浓度小于30 mg/m3的要求。
(2) 大气环境影响预测
将污染物的源强数据、地形参数及气象条件输入EIAPro A2008软件中, 根据《环境影响评价技术导则·大气环境》 (HJ2.2-2008) 的要求, 计算出全年逐时小时气象条件下, 环境空气保护目标的最大地面小时浓度和评级范围内最大地面小时浓度。
注:污染物小时、日均落地浓度预测时均不考虑SO2扩散中的衰减、NO2的化学反应的影响。
(1) 预测参数
预测模式采用AERMOD, 以拟建项目烟囱为原点 (0, 0) , 预测各计算点 (环境空气关心点、网格点和区域最大地面浓度点) 污染物 (SO2、NO2、PM10) 的地面浓度值。模式计算时选取的参数见表3。
本工程大气污染物预测模式参数选取见表4。
本工程地面气象资料以新疆气象科技服务中心提供的距离本工程最近的吉木萨尔县气象站2008年全年逐日逐时地面风向、风速、干球温度和逐日定时地云量 (总云量、低云量) 为基础, 对云量进行插值逐时并转换为8分制云量数据。以整理后的逐日逐时的风向、风速、干球温度和云量数据为本次预测的气象条件。
本工程高空气象探测数据由环境保护部环境工程评估中心环境质量模拟重点实验室提供评价区域内的采用中尺度数值模式 (MM5) 模拟的50 km内的格点气象资料。高空探测数据为评价区域内2008年全年每天8时、20时两次的高空探测数据, 主要包括:探空数据层数、气压、离地高度、干球温度等气象数据。MM5模拟高空气象资料的格点参数见表5。
(2) 环境空气污染物浓度预测结果
a.非正常工况下最大地面小时浓度
非正常工况排放时, 典型小时气象条件下将评价范围内的所有网格点的P M10、SO2的1 h预测值按从大到小的顺序排序, 见表6。
由表6可知, 非正常工况排放时, 典型小时气象条件下本工程PM10最大地面小时浓度在二电场工况下低于二级标准限值 (由于标准中无PM10小时浓度限值, 按照日均浓度的3倍计算, 小时浓度限值取0.45 mg/m3) , 最大小时浓度值为0.1492 mg/m3, 占相应标准的33.16%。
b.关心点最大地面小时浓度
非正常工况排放时, 典型小时气象条件下各关心点污染物最大地面浓度预测见表7。
由表7可知, 非正常工况排放时, 典型小时气象条件下各关心点PM10在二电场工况下最大地面浓度均低于二级标准限值 (由于标准中无PM10小时浓度限值, 按照日均浓度的3倍计算, 小时浓度限值取0.45mg/m3) , 卡拉麦里自然保护区监测点浓度低于一级标准限值 (小时浓度限值取0.15 mg/m3) 。两电场工况下关心点中PM10最大地面小时浓度出现在五彩湾服务区, 最大小时浓度值为0.028 229 mg/m3, 占二级标准 (0.45 mg/m3) 的6.27%。卡拉麦里自然保护区PM10小时浓度为0.026 534 mg/m3, 占一级标准 (0.15 mg/m3) 的17.69%。
综上所述, 发生非正常工况排放时, PM10对区域的空气影响较正常工况时有所增加, 占标率较高, 因此必须加强脱硫及除尘设备的日常检查和维修, 避免事故排放的发生。
三、结论
综上所述, 在电厂的除尘及脱硫系统非正常工况下的大气环境影响分析中, 除尘系统发生故障, 其最低除尘效率为98%;脱硫系统由于不设置旁路烟道, 不考虑非正常工况下的大气环境影响。从运行实例可以看出, 发生非正常工况排放时, PM10地面最大小时浓度及各关心点的污染物最大地面小时浓度较正常工况有明显的增加, 因此必须加强脱硫及除尘设备的日常检查和维修, 避免事故排放的发生。
PM10对区域的空气影响较正常工况时有所增加, 占标率较高, 因此必须加强脱硫及除尘设备的日常检查和维修, 避免事故排放的发生。本次科标性对其他项目的非正常工况污染物源强确定及大气环境影响预测提供了依据。
参考文献
[1]GB13223-2001, 火电厂大气污染物排放标准[S].北京:中国环境科学出版社, 2001.
[2]金国淼.除尘设备[M].北京:化学工业出版社, 2002.
[3]郭东明.脱硫工程技术与设备[M].北京:化工工业出版社, 2007.
[4]梁坤, 孙燕青.石灰石-石膏湿法脱硫技术问题及脱硫效率探讨[J].内蒙古石油化工, 2010, 36 (3) :95～96.