燃气电厂生产管理（共8篇）
燃气电厂生产管理 篇1
清洁生产是一种全新的理念, 是贯彻落实科学发展观的要求, 是国家实施可持续发展战略的需要.在资源消耗与环境问题日益突出的今天, 国家推行清洁生产是正确的选择。清洁生产是一种新的创造性的思想, 这种思想是将整体预防的环境战略持续应用于生产过程、产品和服务中, 以增加生态效率和减少对人类和环境的风险。清洁生产是环境保护战略由被动反应向主动行动的一种转变。[1]
清洁生产审核是一种工具, 它是从企业角度出发, 按照一套完整的程序以达到从源头节能降耗和预防污染的目的。国家发改委和国家环保部发布的《清洁生产审核暂行办法》中定义如下:本办法所称清洁生产审核, 是指按照一定的程序, 对生产和服务过程进行调查和诊断, 找出能耗高、物耗高、污染重的原因, 提出减少有毒有害物料的使用、产生, 降低能耗、物耗以及废物产生的方案, 进而选定技术经济及环境可行的清洁生产方案的过程[2]。
推行清洁生产, 发展循环经济是构建资源节约型、环境友好型社会和实现可持续发展的重要途径。
1 清洁生产审核思路
清洁生产审核思路总称为“3W”原则:废弃物在哪里产生? (where) ——产生污染物源清单为什么会产生废弃物? (why) ———进行原因分析如何消除这些废弃物? (how) ———产生方案并实施。
2 企业现状
该电厂现装有2套220 MW燃气-蒸汽联合循环发电机组, 总装机容量440MW, 包括2台138 MW燃气机组、2台82 MW汽轮机组。该厂以天然气为燃料, 利用燃气-蒸汽联合循环机组进行发电, 发电16.3×108k W·h/a。其特点是废物排放水平大大低于燃煤发电厂, 不产生飞尘和二氧化硫, 而且发电效率高 (单循环32%, 联合循环48%) , 并具有燃气轮机启停速度快、调峰能力强、发电效率高的特点。该厂主要污染源:工业废水、废气、噪声、固体废弃物。
3 清洁生产审核
3.1 筹划与组织
3.1.1 对该厂领导和员工进行了宣贯, 全体人员明白清洁生产的意义和步骤, 为以后的工作铺平了道路。
成立了清洁生产领导小组和工作小组 (以红头文件下发) ;对全体员工进行培训考核。
3.1.2 该厂郑重发表清洁生产审核企业承诺书
(1) 遵守《中华人民共和国清洁生产促进法》等法律法规, 积极开展清洁生产审核工作, 承担社会责任;
(2) 投入必要的人力、物力、财力, 成立审核小组, 实施清洁生产方案, 按计划完成审核工作;
(3) 开展清洁生产培训、宣传, 增强全体员工的清洁生产意识;
(4) 持续开展清洁生产工作, 达到节能、降耗、减污、增效的目标;
(5) 确保本次清洁生产审核数据的真实性和报告的完整性。
3.2 预评估
3.2.1
通过现场考察和对收集资料进行分析, 该厂原料主要为天然气、水及酸碱物, 主要污染物为废水、废气。
3.2.2该厂水用量见图1, 酸碱用量见图2, 产污节点见图3。
3.2.3通过现场考察和对收集资料进行分析发现企业存在以下问题:
天然气燃烧方式存在缺陷, 导致氮氧化物排放浓度超标;烟气氮氧化物浓度超标, 无处理设施;变压器存在间接变压的状况, 由10.4k V到132k V再到220k V的间接变压, 系统能源消耗量大;凝结水泵仍为定频水泵, 由于生产负荷变化较大, 将凝结水泵改为变频, 存在较大的节能空间;危废临时存放点不符合存放规范;部分阀门、开关等存在老化问题;海洋气候加之利用海水对设备腐蚀较严重;0#高备变空载损耗量较大, 需更换。
3.2.4审核重点
(1) 根据2014年国家对氮氧化物的控制标准 (《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011) , NOX排放浓度≤50 mg/m3, 该厂目前还没达到新标准要求, 为了企业的长远发展, 本轮清洁生产审核工作将11#-13#机组作为本次审核的重点。
(2) 审核重点工艺流程见图4, 能量平衡图见图5。
3.3 清洁生产方案的产生和筛选
通过对资料的分析、现场考察、厂方员工及技术人员的帮助, 从员工培训、改进管理、原材料替代、优化过程控制、产品改进、工艺技术改进、设备更新维护、废弃物综合利用八个方面综合考虑, 产生方案23个, 经过筛选, 共产生方案21项, 其中10项无/低费, 7项中费、4项高费 (10万元以下为无/低费, 10万元~20万元为中费, 20万元以上为高费) , 并对中/高费方案从经济可行性、技术可行性、环境可行性、实施难易程度进行了研究分析;并把说有方案产生的经济效益和环境效益进行了统计 (无/低费方案具体就不列举, 合计投资17.5万元, 产生效益266.168万元, 降低NOX排放6.99t) , 中/高费见表1。
3.4 本轮清洁生产综合评价
该厂共产生方案21项, 其中10项无/低费, 7项中费、4项高费;产生了较为显著的经济效益和环境效益。本轮清洁生产共投入资金5269万元, 产生经济效益404.088万元, 年节约能源2567.4tc e (其中年节约用电48.2×104k W·h;年节约天然气263.16×104m3) , 年可节约用水2400t;减少氮氧化物排放660.02×104t;为企业的生存和长远发展打下了坚实基础。
依据《火电行业清洁生产评价指标体系 (试行) 》规定 (定量和定性评价指标各占70%、30%) , 计算出该电厂清洁生产开展前综合评价指数P=93.6, 开展清洁生产后综合评价指数P=97.8, 评定为“清洁生产先进企业”。
3.5 持续清洁生产
通过本轮的清洁生产审核工作, 公司领导认识到清洁生产的成效, 决定成立持续清洁生产审核领导小组、建立和完善清洁生产制度、制定持续清洁生产计划, 将清洁生产审核工作纳入公司日常生产管理;员工从本岗位细节入手, 积极挖掘清洁生产的改进点, 节能降耗、预防污染的意识进一步提高, 取得经济效益和环境效益双丰收。
4 结语
本轮清洁生产审核过程确定了审核目标和审核重点;在审核过程中找出问题, 提出并实施了多项无/低费、中/高费方案, 获得了经济效益、环境效益、社会效益;通过实例, 我们发现清洁生产能减少污染物的产生, 降低能源和资源的消耗, 保护环境和人类健康, 实现经济的可持续发展。
摘要：本文以燃气电厂的清洁生产审核为例, 对该厂的现状进行了清洁生产水平评估, 并根据燃气电厂的实际情况确定了审核目标和审核重点, 在审核过程中提出了21项清洁生产方案, 投入资金五千多万元, 产生了较好的经济效益和社会效益, 为电厂的生存和持续发展奠定了坚实的基础。
关键词：燃气电厂,清洁生产审核,可持续发展
参考文献
[1]郭显锋, 张新力, 方平.清洁生产指南.北京:中国环境科学出版社, 2007.
[2]张凯.清洁生产理论与方法.北京:科学出版社, 2005.
燃气电厂生产管理 篇2
前 言
2002 年我国有关单位与印尼签订 260 万吨液化天然气（LNG）合同，在莆田市 秀屿区东庄镇前云村设立莆田 LNG 接收站，2007 年建成，2011 年达产。一期建设漳 州和福州两主干线供沿海各城市用气，2008 年建 6 套、2010 年建 10 套 350MW 级燃 气蒸汽联合循环机组（莆田 4 套、晋江 4 套、厦门 2 套）。莆田燃气电厂是国家―十 五‖规划福建 LNG 项目配套的九个子项目之一，紧邻莆田 LNG 接收站，规划容量为 8× 350MW 燃气－蒸汽联合循环机组（9F 级），分两期建设，一期工程（即本工程或 本期工程）建设 4 台机组。为促进福建 LNG 项目的实施，满足福建经济和社会发展对用电的需要，增强电 网的调峰能力，优化电源结构，提高电网运行的安全可靠性，国家发改委于 2005 年 12 月 20 日以发改能源（2005）2693 号文核准通过了福建莆田燃气电厂新建工程项目，本工程于 2007 年 3 月 23 日开工建设，2008 年 12 月 13 日~2010 年 7 月 6 日四台机组 相继完成了 168 小时试运转。。。
北京中安质环技术评价中心有限公司 2011 年 4 月
目 录
编制说明........................................................................................................................1 评价范围.................................................................................................................1 安全验收评价依据.................................................................................................1 1.2.1 国家法律..............................................................................................................1 1.2.2 国家行政法规......................................................................................................1 1.2.3 地方法规..............................................................................................................2 1.2.4 政府规章、规范性文件......................................................................................2 1.2.5 国家标准..............................................................................................................3 1.2.6 安全生产行业技术标准......................................................................................5 1.2.7 电力行业技术标准..............................................................................................5 1.2.8 其他标准、规范..................................................................................................7 1.2.9 工程项目有关文件及资料..................................................................................8 1.3
评价目的及原则.....................................................................................................8 1.3.1 评价目的..............................................................................................................8 1.3.2 评价原则..............................................................................................................8
1.4 2 2.1 2.2 2.3
评价程序.................................................................................................................8 建设项目概况..............................................................................................................10 建设单位简介.......................................................................................................10 项目工程概况.......................................................................................................10 厂址地区自然概况................................................................................................11 2.3.1 工程厂址............................................................................................................11 2.3.2 地形、地貌........................................................................................................11 2.3.3 气象、气候条件................................................................................................11 2.3.4 水文特征............................................................................................................12 2.3.5 地质、地震........................................................................................................14 2.3.6 交通运输............................................................................................................16 2.4
厂区总平面及主厂房布置...................................................................................17 2.4.1 厂区总平面布置及功能分区............................................................................17 2.4.2 竖向布置............................................................................................................17 2.4.3 主厂房布置及建筑结构....................................................................................18 2.5
主要原材料...........................................................................................................20 2.5.1 燃料供应............................................................................................................20 2.5.2 电厂水源............................................................................................................21 2.6 电能生产过程及主要设备...................................................................................22 2.6.1 主要生产过程....................................................................................................22 2.6.2 主要设备技术参数、主要消耗材料及主要经济指标....................................24 2.7 主要生产设备及系统介绍...................................................................................31 2.7.1 燃机天然气供应系统........................................................................................31 2.7.2 热力系统............................................................................................................32 2.7.3 电气系统............................................................................................................34 2.7.4 热工自动化系统................................................................................................37 2.7.5 化学系统............................................................................................................39 2.7.6 供排水系统........................................................................................................40 2.7.7 采暖通风及空调系统........................................................................................43 2.7.8 辅助设施............................................................................................................44 2.8 消防.......................................................................................................................44 2.8.1 消防组织、管理................................................................................................44 2.8.2 消防车道............................................................................................................45 2.8.3 消防给排水及电厂各系统的消防措施............................................................45 2.8.4 火灾报警及控制系统........................................................................................46 2.9 2.10 电厂定员...............................................................................................................47 调试及试运行情况...............................................................................................48 2.10.1 #1 机组 168 试运行情况..................................................................................48 2.10.2 #2 机组 168 试运行情况..................................................................................48 2.10.3 #3 机组 168 试运行情况..................................................................................48 2.10.4 #4 机组 168 试运行情况..................................................................................49 2.10.5 #1~#4 机组运行至今的安全生产情况............................................................49 2.11 2.12 2.13
并网评价情况.......................................................................................................50 设计变更情况.......................................................................................................50 建设单位安全管理情况.......................................................................................50
2.13.1 安全生产管理机构..........................................................................................50 2.13.2 安全生产管理制度..........................................................................................51 2.13.3 事故应急救援管理..........................................................................................51 2.13.4 专项安全费用..................................................................................................53 2.14 3 本工程的特殊性...................................................................................................54主要危险、有害因素的辨识与分析..........................................................................55 I 3.1
主要物料（含工质）特性及其危险性...............................................................55 3.1.1 天然气................................................................................................................55 3.1.2 氢气....................................................................................................................56 3.1.3 润滑油................................................................................................................56 3.1.4 抗燃油................................................................................................................56 3.1.5 盐酸....................................................................................................................57 3.1.6 氢氧化钠............................................................................................................57 3.1.7 硫酸....................................................................................................................57 3.1.8 次氯酸钠............................................................................................................58 3.1.9 氨水....................................................................................................................58 3.1.10 水合联氨（肼）..............................................................................................58 3.1.11 六氟化硫...........................................................................................................59 3.1.12 高温烟气..........................................................................................................59 3.1.13 高温高压汽水..................................................................................................59 3.1.14 压缩空气..........................................................................................................59 3.1.15 氮气..................................................................................................................59 3.1.16 二氧化碳..........................................................................................................60 3.1.17 二氧化氯..........................................................................................................60 3.3
生产系统存在的危险、有害因素辨识与分析...................................................63 3.3.6 化学水处理设备及其系统................................................................................76 3.3.7 水工（含消防）设备及其系统........................................................................76 3.3.8 供氢设备及其系统............................................................................................77 3.3.9 特种设备............................................................................................................77 3.3.10 有限空间作业和维护检修作业危险、有害因素分析..................................78 3.3.11 作业环境...........................................................................................................78
3.4
重大危险源辨识...................................................................................................80 3.4.1 《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218－2009）辨识...........................80 3.4.2 《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》（安监管协调字[2004]56 号）辨识......................................................................................................................82 3.4.3 重大危险源辨识小结........................................................................................84 5.6
化学水处理和水工设备及其系统单元.............................................................126 5.6.1 化学水处理设备及其系统安全评价情况......................................................126 5.6.2 水工设备及其系统安全评价情况..................................................................132 5.6.3 安全评价小结..................................................................................................134 5.7 供氢设备及其系统单元.....................................................................................134 5.7.1 安全评价情况..................................................................................................134 5.7.2 安全评价小结..................................................................................................138 55.9
特种设备及强制性检测设备单元.....................................................................151 5.9.1 锅炉监督检验..................................................................................................151 5.9.2 压力容器、压力管道监督检验......................................................................151 5.9.3 起重机械监督检验..........................................................................................152 5.9.4 电梯监督检验..................................................................................................152 5.9.5 厂内机动车辆监督检验..................................................................................152 5.9.6 特种设备安全检查表......................................................................................153 5.9.7 安全阀..............................................................................................................158 5.9.8 压力表..............................................................................................................158 5.9.9 变送器..............................................................................................................158 5.9.10 安全评价小结................................................................................................158 5.10
消防单元.............................................................................................................159
现场检查发现的问题及整改情况.....................................................................209 有关安全生产的建议.........................................................................................221 安全验收评价结论....................................................................................................223 符合性评价的综合结果.....................................................................................223 危险、有害因素及其危险危害程度.................................................................223 存在问题及改进整改情况.................................................................................224 安全验收总体评价结论.....................................................................................224
2.8 消防
电厂建立了消防体系和消防安全责任制度以及相应的消防管理制度。2.8.2 消防车道 厂区环主厂房区及通往行政管理中心的道路设置为主干道，路面宽 7.4m，9.4m，其中 9.0m 宽的主干道为主厂房 A 排和余热锅炉外侧的道路；其余道路为次干道，路 面宽 4.0、5.0m，其中 5.0m 宽的次干道为供氢站南侧道路。厂区道路采用城市型道路，路面采用混凝土结构。
2.8.3 消防给排水及电厂各系统的消防措施
2.8.3.1 消防给水 本工程消防给水系统为独立的临时高压给水系统，鉴于燃气电厂厂房结构特点，不设屋顶消防水箱。电厂消防给水系统由 2 台稳压泵和 1 只气压罐稳压设施、二台电动消防泵、一台 柴油消防泵、二座 500m3 消防水池、一套独立的室外消防给水管网、一套独立的室内 消火栓给水管网、一套独立的室内自动喷水给水管网等消防设施组成。
2.8.3.2 气体灭火系统 本期工程根据被保护对象的火灾影响程度和类型不同，结合被保护区域分布的特 点，在不同区域分别采用气体灭火系统。集控楼的公用配电间、公用电子设备间、集控网络室、SIS 室、工程师室、通讯 机房、直流及 UPS 电源室等采用全淹没 IG-541 气体灭火系统，钢瓶间设在集控楼 6.5m 夹层内。主厂房每台机组的 SFC 配电间、低压厂用配电间、热工控制包及单元机组电子 设备间、电气控制包、电气继保室、6kV 厂用配电间、单元直流及 UPS 电源室等采 用全淹没 IG-541 气体灭火系统，每台机组均设 1 钢瓶间，钢瓶间均设置于靠近各保 护区域附近的 0.00m 层 A 列附近。燃气轮机罩壳的气体灭火系统由机岛供货商负责设计和供货，采用低压 CO2 气体 灭火系统，低压 CO2 贮罐设置于主厂房内 0.00m 层的 C 列附近。
2.8.3.3 消防排水 室内消火栓灭火时，排水排入室内地面排水系统。室外消火栓灭火时，排水排入 室外雨水排水系统。变压器灭火时，排水排入事故油池及油水分隔装置。室内自动喷水消防系统排水直接排入室内排水系统。2.8.3.4 电厂各系统的消防措施
1)机岛区域的消防措施 包括燃气轮机、蒸汽轮机、发电机本体、辅助油系统设备的防水措施和消防设施 由机岛供货商统一提供，并与其它消防设施合并组成统一的全厂消防系统，共用设在 集控室的火灾报警系统主机。
（1）燃气轮机 燃气轮机罩壳设有全淹没的低压二氧化碳灭火系统，并设有自动报警系统及可燃 气体探测装置。
（2）蒸汽轮机、发电机本体 蒸汽轮机、发电机本体外露轴承部分设置自动喷水灭火系统，并采取措施防止喷 水与燃气轮机、蒸汽轮机、发电机本体接触。
（3）随机配套的电气控制包 随机配套的电气控制包设置自动报警系统及气体灭火装置。
2)电气设施的消防措施 变压器设有事故贮油池和排油设施，主变压器设置水喷雾灭火装置。电缆主要采用封、堵、涂、隔、包等措施。电子设备间、配电室等设有火灾自动报警系统，同时设置全淹没 IG-541 气体灭 火系统，并配置相应数量的移动式灭火器。
3)天然气调压站的消防措施 天然气调压站设置可燃气体泄漏报警装置，其报警信号反馈到全厂消防报警系统 主机，并设置移动式灭火器。
4)天然气的消防措施 厂区天然气管道入口处的紧急关断阀，同时厂区管道系统内的天然气通过放散管 和放散塔排入大气。厂区内露天布置及厂房内的天然气管道区域上方设置天然气泄漏 报警探测装置。
2.8.3.5 移动式灭火器配置 各建(构)筑物按要求配置灭火器。
2.8.4 火灾报警及控制系统 本工程采用炉、机、电集中控制方式，全厂 8 台机组(本期建设 4 台)共设置一座集控楼。集中控制室位于集控楼的 13 米层。本工程设置一套智能网络式火灾自动报 警系统，在集中控制室设置火灾自动报警主控制盘(集控楼、厂前区、BoP 区域)、集 控楼气体灭火控制盘、消防联动控制盘；在#1 单元机组电子设间(#1 机主厂房及变压 器)、#2 单元机组电子设间(#2 机主厂房及变压器)、#3 单元机组电子设间(#3 机主厂 房及变压器)、#4 单元机组电子设间(#4 机主厂房及变压器)设置区域控制盘。各火灾 自动报警控制盘下设置该保护区的各种智能型感温、感烟探测器、线型感温电缆、手 动报警及警报装置。各区域控制盘和主控制盘之间通过 RS485 组成环形网络，网络上各节点之间是平等的。在各单元机组电子设备间门口还设有各单元机组电子设备间气体灭火控制盘，气 体灭火控制盘可将火警信号、故障信号送至火灾自动报警控制系统。本工程联动控制装置含于各火灾自动报警控制盘内，可对区域内各相关消防设备 进行自动启动或经人工确认后远传启动进行灭火。在集中控制室设置消防水泵启动与停止按钮以及显示消防水泵故璋、运行状态显 示灯;自动喷水系统控制阀的控制按钮。当有火警信号时，火灾自动报警主控制盘发出报警信号至公用 DCS，并发出声光 报警信号。本工程设置分区手动/自动火灾紧急广播系统。在火灾自动报警主控制盘内建立 一套专用的火灾对讲电话系统。
2.13建设单位安全管理情况
2.13.1 安全生产管理机构 电厂设有健康安全环保部，一名部门经理，一名经理助理，一名安全主管，负责 全厂的日常安全管理。全厂共设 11 名专（兼）职安全员。电厂建立了三级安全管理网络，积极开展安全监督工作，定期开展活动，分析安 全生产形势，开展安全大检查，针对发现的问题和隐患下发整改通知单，跟踪整改。对待不安全问题坚持―四不放过‖，严肃对待，充分发挥安全监督体系的作用。电厂三级安全管理网络见图 2.13-1。主要危险、有害因素的辨识与分析
3.1 主要物料（含工质）特性及其危险性
本期工程主要危险有害物质的储存及分布见表 3.1-1。氨水、联氨、盐酸、氢氧化钠用于化学水处理，次氯酸钠用于循环水处理，硫酸用于废水处理，二氧化氯用生 活水处理，磷酸三甲苯酯用于汽轮机调节系统抗燃油，六氟化硫为高压配电装置的绝缘气体，柴油用于柴油发电机的燃料。
压缩空气用于吹扫、输运和气动阀门使用。
表 3.1-1 危险物质储存及分布表
序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 药品名称 天然气 次氯酸钠 氨水 盐酸 氢氧化钠 联氨 硫酸 二氧化氯 抗燃油（磷酸 三甲苯酯）透平油 氢气 柴油 储存量（吨）年使用量（吨）0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.01 1.5 7 600 标方(0.48 吨)800000 0.5 1.7 1.7 0.5 0.3 0.005 0.27 0.5 2 50*365 标方(14.4 吨)5 储存场所 调压站及天然气管道 化学车间药品间 化学楼储药间 化学楼储药间 危险品库和试验室储药间 危险品库 试验室储药间 净水站 备品备件仓库 备品备件仓库 供氢站 柴油机房 随用随制 即将转移 危险品库 备注 厂内无 储罐
3.1.1 天然气 本工程采用印尼东固液化天然气，其主要成分为甲烷（平均含量约为 96.3%），本工程所用天然气的详细物性参数见表 2.5-1。甲烷是易燃易爆气体，是重要的工业原料和日常生活的燃气，爆炸下限为 5.3%，上限为 15%。空气中甲烷浓度过高，能使人窒息。当空气中甲烷达 25－30%时，可引起头痛、头晕、乏力，注意力不集中，呼吸和心跳加速、精细动作障碍等，甚至因缺氧而窒息、昏迷。
3.1.2 氢气 本工程以外购氢气作为发电机补充氢源，厂内设 2× m3 氢气储存罐，最高工作 20 压力为 3.2MPa。氢气是一种可燃、易爆气体，无毒，其引燃温度为 400℃，爆炸极限为 4.0%～ 75%(V%)，与空气的相对密度为 0.1，爆炸范围极广，点火能量小，加上氢气无色、无味，它的存在不易被人的感觉发现，从而更增加了它的危险性，所以氢气属于甲类 火灾危险性物质。氢气的火灾、爆炸危险特性见表 3.1-4。
表 3.1-4 名 氢 称 引燃温度 组别 T1 氢气的火灾、爆炸危险特性分表 引燃温度（℃）400 爆 炸 极 限(V%)下限 4.0 上限 75 火灾危险 性类别 甲
储氢罐、氢气输送管道、发电机氢冷系统等处氢气纯度降低、氢气泄漏或人为排 氢有可能发生燃烧和爆炸。除储氢区外，当铅酸蓄电池发生事故时也将释放少量氢气。
氢气湿度超过规定值的主要危害有：
1)使发电机机内氢气纯度降低，导致通风损耗增加和机组效率降低。
2)容易造成发电机绝缘击穿事故。
3)使转子护环产生腐蚀裂纹。
3.1.3 润滑油 本工程润滑油主要用于燃气轮机（GT）、蒸汽轮机（ST）和发电机的轴承、燃气轮机排气侧支撑、发电机密封油系统和顶轴油系统。润滑油密度约在 0.75－0.95g/cm3 之间，比水轻又不溶于水，闪点（开口）一般 高于 150℃，燃点低的只有 200℃，属可燃物品，储运、使用过程应注意防止外流污 染环境和着火燃烧。润滑油系统如果发生泄漏，并且周围有未保温或保温不好的热体 极易发生汽轮机油系统着火事故。
3.1.4 抗燃油 抗燃油是一种燃点较高的纯磷酸盐脂液体，有优良的抗燃性、抗氧化安定性和润 滑性，自燃点一般在 530℃左右，抗燃性能远高于普通透平油，有利于汽轮机系统的安全运行。但在大量泄漏并遇到火源时，也可以发生火灾事故；此外，抗燃油所含物 质五氧化二磷对人体有一定的腐蚀性和毒性，在维修、装卸、正常运行中应尽量避免 直接接触，防止误吞入或吸入；抗燃油可能对某些电缆包皮(如聚氯乙烯材料)和油漆 有破坏作用，当上述材料接触抗燃油液体时(不管时间长短)都会软化和起泡，需立即 清洗侵蚀处并查明损坏程度。
3.1.5 盐酸 盐酸为一种无色或微黄色透明液体，易挥发，有刺激性气味、腐蚀性极强，易溶 于水、酒精和醚。能与贵重金属以外的金属起化学反应，并能与金属氧化物、碱类和 大部分盐类起化学反应。盐酸在大气中易挥发成酸雾，少量氯化氢气体导致咳嗽，大量吸入引起窒息。盐 酸溅入眼睛，眼睛有刺痛感，流泪，严重时破坏角膜。高浓度盐酸会对皮肤造成化学 灼伤，食入少量高浓度盐酸会对食道黏膜有伤害。盐酸与碱类、氯酸盐、次氯酸盐、硝酸盐及锌块、铝锭等发生剧烈反应，所以盐 酸应按危险品运输，并与上述物品隔离存放、储运。
3.1.6 氢氧化钠 氢氧化钠又名苛性钠、烧碱、火碱，其相对密度 2.13、熔点 318℃。它从空气中 迅速吸收水分的同时，也迅速吸收二氧化碳。可溶于水、乙醇和甘油。溶解时产生大 量的热，这些溶液与酸混合时也能产生大量热。氢氧化钠通过呼吸道、消化道、皮肤侵入人体，对蛋白质有溶解作用，腐蚀性强。对皮肤和粘膜有强烈的刺激和腐蚀作用。吸入氢氧化钠的粉尘或烟雾时，可引起化学 性上呼吸道炎。皮肤接触可引起灼伤。口服后，口腔、食管、胃部烧灼痛，腹绞痛、呕吐血性胃内容物，血性腹泻。有时发生声哑、吞咽困难、休克、消化道穿孔。后期 可发生胃肠道狭窄。溅入眼内，可发生结膜炎、结膜水肿、结膜和角膜坏死，严重者 可致失明。用于化学水处理离子交换器再生、废水处理。
3.1.7 硫酸 硫酸与易燃物(如苯)和有机物(如糖、纤维素等)接触会发生剧烈反应，甚至引起 燃烧。能与一些活性金属粉末发生反应，放出氢气。遇水大量放热，可发生沸溅。具 有强腐蚀性。
3.1.8 次氯酸钠 固态次氯酸钠为白色粉末，在空气中极不稳定，受热后迅速自行分解，在碱性状 态时较稳定。一般工业品是无色或淡黄色液体，含有效氯为 100～140g/L。易溶于水 生成烧碱和次氯酸，次氯酸再分解生成氯化氢和新生氧，因新生氧的氧化能力很强，所以次氯酸钠是强氧化剂。其稳定度受光、热、重金属阳离子和 pH 值的影响，具有 刺激气味。次氯酸钠溶液，又称漂白液。为浅黄色透明液体，稍带刺激性气味，对人体皮肤 有伤害作用。本品放出的游离氯气可引起中毒，也可引起皮肤病。其溶液有腐蚀性，能伤害皮 肤。生产人员工作时应穿工作服，戴防毒口罩、乳胶手套、橡皮围裙，穿长统胶靴等 劳保用品，以保护呼吸器官和皮肤。本工程使用电解海水制取次氯酸钠对海水进行杀 菌处理。
3.1.9 氨水 氨水即氢氧化氨，为无色透明液体，呈碱性，对皮肤、粘膜等组织有强烈的刺激 和腐蚀作用，可引起眼和皮肤灼伤，反复低浓度接触，可引起支气管炎，可致皮炎。易挥发，有刺激性气味，故要求密封贮存，并置阴凉处，其气体不允许直接排入大气。
3.1.10 水合联氨（肼）水合联氨（含水 36%），遇明火、高热可燃，具有强还原性。与氧化剂能发生强 烈反应，引起燃烧或爆炸。遇氧化汞、金属钠、氯化亚锡、2，4-二硝基氯化苯剧烈 反应，有害燃烧产物为氧化氮。水合联氨是无色发烟液体，微有特殊的氨臭味，熔点-40℃，相对密度 1.03（水＝1）；沸点 119℃，闪点 72.8℃，爆炸下限 3.5%。吸入本品蒸气，刺激鼻和上呼吸道。此外，尚可出现头晕、恶心、呕吐和中枢神 经系统症状。液体或蒸气对眼有刺激作用，可致眼的永久性损害。对皮肤有刺激性，可造成严重灼伤。可经皮肤吸收引起中毒。可致皮炎。口服引起头晕、恶心，以后出 现暂时性中枢性呼吸抑制、心律紊乱，以及中枢神经系统症状。长期接触可出现神经 衰弱综合征，肝大及肝功能异常。对环境有危害，对水体可造成污染。本品可燃，高 毒，具强腐蚀性、刺激性，可致人体灼伤。水合联氨是火力发电厂化学水处理中常用的化学药物，本期工程主要用于给水、凝结水、闭冷水加联氨系统，储存量很少（不超过 1t），是机组启动初期在水内进行化学除氧，以防止氧腐蚀及金属氧化物的沉积。3.1.11 六氟化硫 GIS 中的六氟化硫气体本身无毒、无味、不燃，并具有优良的冷却特性和良好的 绝缘特性。六氟化硫气体比空气重 5 倍，往往积聚在地面附近，不易稀释和扩散，是 一种窒息性物质，有故障泄漏时容易造成工作人员缺氧，中毒窒息。六氟化硫的化学 性质比较稳定，但在电弧作用下也会发生分解，形成的低氟化合物具有毒性，在密封 不严或设备大修解体时，容易被释放出来。本工程 500kV 配电装置采用屋内布置，在 相对密封的室内，如 SF6 发生泄漏时室内通风不良，SF6 及其分解物会在室内沉积，加 上 SF6 气体无色、无味，易对运行人员或检修人员健康产生危害，应采取防护措施。
3.1.12 高温烟气 天然气经加热器预热后进入燃烧室，通过经过压缩的空气混合燃烧，产生的高温 烟气进入透平做功，带动压气机和发电机发电。燃气轮机排气经排气扩散管进入余热 锅炉，依次经过余热锅炉的过热器、再热器、各压力级蒸发器、省煤器，此间加热炉 水生成过热蒸汽，并使之过热后送入蒸汽轮机做功。若在此过程中任一环节密封不严，导致高温烟气溢出，接触到操作或巡检人员则会造成灼烫或烧伤、窒息等。
3.1.13 高温高压汽水 在电厂热力系统中有大量承压管道和压力容器，其中流动着大量高温、高压蒸汽 和水，具有极高的能量。当压力管道和压力容器破裂爆炸时，管道及容器内蒸汽的膨 胀及饱和水蒸发膨胀，生成大量的湿水蒸汽，并立即向四周扩散，可使周围人员烫伤，所以其有极大的危害性。
3.1.14 压缩空气 压缩空气与易燃气体, 油脂接角有引起燃烧爆炸危险, 受热时罐内压增大, 有爆 炸危险有助燃性。
3.1.15 氮气是惰性气体，具有窒息性。氮对人体的健康危害：氮没有明显毒性作用，由于无嗅、无色，在空气中含量高 时无法察觉，若集聚使空气中氧含量低于 18%即造成缺氧，症状为恶心、困倦、皮肤 眼睑变青，无知觉直至死亡。
3.1.16 二氧化碳 二氧化碳是一种无色、无臭气体，不燃烧，有毒。健康危害：在低浓度时，对呼 吸中枢呈兴奋作用，高浓度时则产生抑制甚至麻痹作用。中毒机制中还兼有缺氧的因 素。二氧化碳的危害主要是会引起人员窒息。生产中存在高浓度二氧化碳的部位有变 换、脱碳系统和碳化系统。防止系统二氧化碳气体的大量泄漏是防止二氧化碳窒息事 故的重点。
3.1.17 二氧化氯 二氧化氯具有强烈刺激性。接触后主要引起眼和呼吸道刺激。吸入高浓度可发生 肺水肿。能致死。对呼吸道产生严重损伤浓度的本品气体，可能对皮肤有刺激性。皮 肤接触或摄入本品的高浓度溶液，可能引起强烈刺激和腐蚀。长期接触可导致慢性支 气管炎。
表5.6-1 化学水处理设备及其系统安全检查表
序号 检查项目
检查依据
检查情况
结果 一
水的预处理
1.澄清器(池)不宜少于两台。当有一台澄清器(池)检修时，其余的应保证正常供水。用于短期、季节性处理时，可只设 一台。循环水补充水处理澄清池一般不设备用，当一台澄清器(池)检修时，可用备用水源供水。DL/T5068-2006 第5.2.1.4条
澄清器两台，一台运行，一台供水正常。循环水补至澄清池。合格
2.过滤器(池)不应少于两台(格)。当有一台(格)检修时，其余过滤器(池)应保证正常 供水。
DL/T5068-2006 第5.2.2.2条
过滤器两台。一台检修时，另一台可正常供水。
合格
3.过滤器(池)的反洗次数，可根据进出口水质、滤料的截污能力等因素考虑。每昼夜反洗次数不宜超过2次。
过滤器(池)应设置反洗水泵、反洗水箱 或连接可供反洗的水源。反洗方式应根 据滤池型式决定，并根据需要选用空气擦洗。后续系统对过滤器(池)出水压力稳定性有要求时，应有相应措施或设置正洗水泵。
DL/T5068-2006 第5.2.2.3条
过滤器3天反洗一次，有反洗水源，空气擦洗，有正洗门。
合格
4.各类过滤器（池）的反洗、正洗进水或 排水应有限流措施。DL/T5068-2006 第5.2.2.6条 有限流措施。合格 5.超(微)滤装置的套数不应少于2套。DL/T5068-2006 第5.2.3.2条
2套超滤装置。合格
6.预处理系统的各种水箱(池)其总有效容积应按系统自用水量、前后系统出力配 置及系统运行要求设计，一般取1h～2h 用水量，水箱(池)台数应根据水质情况设置。DL/T5068-2006 第5.2.4.1条
预处理系统的各种水箱(池)其总有效容积符合要求（2×50t/h）。合格
7.澄清器(池)、过滤池、清水箱(池)宜布置在室外。高寒或风沙大的地区，澄清器 DL/T5068-2006 第5.3.1条
燃气电厂节能减排探讨 篇3
关键词：兰炭,尾气综合利用发电厂,节能减排,循环经济
1 兰炭生产简介
兰炭是利用优质精煤块烧制而成的, 具有固定炭高、比电阻高、化学活性高、含灰份低、铝低、硫低、磷低的特性, 已逐步取代冶金焦广泛运用于电石、铁合金、硅铁、碳化硅等产品的生产。机制兰炭采用干馏配烧工艺, 具体流程图见图1。 机制兰炭工艺炉内装有可控的测温设备, 质量比较稳定, 回收的煤气二次发火燃烧烘干所生产的兰炭, 使水分降低, 机械强度也有明显的提高。
由图1的流程图可以看出, 采用机制兰炭工艺后, 兰炭企业的资源利用率有所提高, 但仍存在很大的资源浪费和环境污染。
为了使剩余的兰炭尾气不再燃烧排放, 减少环境污染和温室气体排放, 节约能源, 陕西省北部很多兰炭企业都考虑通过建设尾气综合利用发电厂, 通过将兰炭生产的尾气收集后, 送入煤气锅炉, 燃烧发电, 促进兰炭行业的清洁生产, 实现循环经济。同时尾气综合利用电厂还可以通过申报CDM获得额外的收益, 以提高项目的经济吸引力。
2 尾气综合利用电厂实例
2.1 尾气综合电厂
某工程新建2x50MW汽轮发电机组, 2x240t/h燃气锅炉, 利用兰炭尾气燃烧发电, 尾气综合利用技术的设计如下:
电厂规划容量4x50MW, 分期建设。本期建设规模为2×50MW凝汽机组配2×240t/h燃气锅炉。汽轮机采用高温高压50MW直接空冷、凝汽式机组, 锅炉采用240t/h高温高压燃气锅炉, 锅炉采用紧身封闭, 运转层以下全封闭。设启动锅炉房。发电机采用额定功率为60MW的空冷式发电机。
燃料采用兰炭炉的尾气, 由兰炭厂将尾气脱硫后集中采集到电厂附近的气站, 由气站统一供应电厂。为节约用水, 汽轮机排汽冷却采用直接空冷系统。
二台炉共用一座的烟囱, 电厂出线电压采用110kV电压等级, 出线2回至附近的电网变电站。采用集中控制方式。起动/备用电源由110kV母线引接。
热工控制采用机、炉、电集中控制方式, 采用以微处理器为基础的分散型控制系统 (DCS) , 辅助系统采用就地集中控制方式。
2.2 应用效果
在建设尾气综合利用发电厂前, 尾气都直接排空, 造成了极大的浪费, 建设尾气综合利用发电厂后将这部分尾气脱硫后, 综合利用于发电, 实现了能源的循环利用和减少环境污染物排放, 经济效益巨大。
2.3 引入CDM机制
同时根据尾气综合利用电厂的特点, 发电厂还申报了清洁发展机制 (英文简称CDM) 项目, 即额外的二氧化碳减排量可以在发达国家和发展中国家间进行交易。引入CDM机制后, 工程各项盈利能力指标均高于行业一般水平。工程的经济性较好, 能顺利建设, 会有减排量的产生。相对于正常情况 (未引入CDM) 而言, 此减排量是额外产生的。
3 存在问题和解决办法
1) 防爆安全问题:
尾气综合利用电厂为燃气锅炉, 对防爆要求就格外严格。按照相关规范的要求, 锅炉房分区属于爆炸性气体环境危险区2区。根据规程要求, 锅炉房内相关设备 (含风机电机、阀门执行机构及检测装置等) 均采用隔爆型。同时电气、热机、水工等专业在锅炉房内的设备均应采用防爆型, 同时针对兰炭尾气的比重等特点应采取分区隔离、电缆设施注砂、电气设备单独布置等措施。
2) 防火安全问题:
尾气综合利用发电厂的燃料来源由气站统一采集后供给, 气站的主要设备为储气罐, 是一个易燃易爆的设施。在电厂建设中需注意距离储气罐较近的电厂相关建筑和设备需满足防火安全距离, 做好相关的防火措施。
4 结束语
综上所述, 兰炭企业通过建设尾气综合利用发电厂, 将原先兰炭生产后排空的尾气综合利用发电, 是实现节能减排和发展循环经济的可行之路。同时对建设尾气综合利用发电厂中应注意的一些问题和相关措施进行了探讨。
参考文献
[1]吕学都, 刘德顺等主编.清洁发展机制在中国:采取积极和可持续的方式[M].北京:清华大学出版社, 2005.
美国新建燃气电厂将使用废水冷却 篇4
CPV公司在声明中说, 该公司每年将从马里兰州废水处理厂购买24.6～28.4亿升回收水, 这将大大减少排入海湾的回收水量。
在电力生产中使用废水冷却还可减少电厂所使用的地下水量。CPV公司称目前它使用的地下水是作生产用, 而非用于冷却。
CPV公司希望2009年夏季开始建设该项目, 投运日期预计在2012年夏。这比先前预计的2011年略微晚了一些。该公司正在寻求长期购电协议, 为项目筹措资金。
一旦投入运行, 该厂所发电力足以为60万个家庭提供电力, 这将缓解马里兰州对电力的迫切需求。该州曾警告说, 电力短缺最快到2011年将造成全州大面积限电。
燃气发电厂工程土建设计研究 篇5
晋江某燃气电厂 (简称晋江气电) 一期工程为4×350 MW燃气轮机机组, 目前已投用5年。5年中, 电厂的土建工程 (指建筑物、构筑物、总平面等) 均不同程度暴露了设计缺陷, 从使用者角度进行功能分析, 希望今后此类似工程, 能以最大可能满足使用者舒适度要求。
1 缺陷及分析
通常建筑物在设计开始前, 面临一个基本选择就是建筑学选择或概念选择, 即建筑物选择现代建筑还是传统建筑, 或者是两者混合。晋江地区传统建筑必然结合闽南建筑特色, 但是, 晋江燃气电厂选择了纯现代式建筑, 因此, 失去了一次建设为特色电厂的机会。如果晋江气电生产区工业建筑选择了现代建筑而非生产区民用建筑, 借用闽南传统建筑特色, 相信燕尾脊、出砖入石等传统元素一定会让电厂生辉, 在东南沿海甚至全国电厂中都会独树一帜。
2.1 总平面设计
参考中国神华公司有关海边电厂建设理念, 晋江气电应充分利用现有石圳湾海景和地质公园资源优势, 在项目规划上应该立足整个集团, 作为全集团闵南地区培训、休假、疗养、参观等基地, 以此完善“中国500强企业”基础设施建设, 做大一流企业, 做好一流电厂。为此, 在总平面上应合理规划员工生活区、施工 (检修) 生活区、办公区和生产区。这是工作需要, 也是几年中的生产实践需要。虽然现实与需要有差距, 但是, 可做前车之鉴。
(1) 员工生活区。公寓楼是集公寓、招待所和食堂 (活动室) 为一体的综合楼, 楼前现在是篮球场。篮球场在篮球等比赛时发出的噪声对公寓楼内休息的运行人员等是有影响的。在通常设计上, 公寓区 (招待所) 应相对要肃静, 与食堂、篮球场等应独立设置, 以减少噪音、厨房排烟等影响, 以此避免功能上的杂乱无章。
生活区南邻美丽的石圳湾, 这是人类宝贵的资源。在得天独厚的基础上, 公寓楼应以海景房设计为理念, 应南移厂区围栏边布置, 而厂区主干道应内移。为满足全体员工 (200人) 实现公寓化, 应建设4栋4层标准公寓 (一层做车棚) 。考虑员工等到海边游玩需要, 生活区应设置去石圳村和海边步行小门。生活区车棚是生活区必要的附属设施。统筹占地、景观、腐蚀、台风等各方面考虑, 结合公寓楼一层易受潮现象特征, 生活区车棚应由公寓楼等一层兼用, 而不宜单独设置。目前的帆布车棚建设成本高、维修费用高, 存在占地等多项缺陷。
根据几年的使用实践, 生活区应该建设一座可容纳300人的综合体育馆, 用来体育比赛、演出活动、全员大会等。尤其用来代替办公楼顶层200人大会议室在净高方面的不足, 以及房间中心2个直径1.6 m柱子的视觉影响。
(2) 游泳池。借助发电设施, 利用近海资源, 考虑员工身心健康, 应该建设一座室外900 m3小型游泳池。使用天然海水, 不用净化过滤设备, 满足全厂员工尤其现场员工以及家属的业余生活和健身需要。
(3) 廊道。因闽南地区全年多雨, 又夏季烈日炎炎, 廊道可以连接生活区与办公区, 用来遮阳和挡雨。同时, 传统特色的廊道也是电厂中一道亮丽景观。廊道布置后, 可以最大程度作到人车分流, 各行其道, 实现井然有序。
(4) 招待所。为满足培训、厂家等人员驻厂需要, 应建设一栋有50个标房的招待所。现实仅8个房间的招待所使用中经常杯水车薪。
2.2 施工 (检修人员) 生活区
在项目初设阶段, 结合发电后检修人员等生活和办公需要, 同时在项目概算临建费利用上实现性价比最大化, 施工期在厂区应该单独规划施工 (监理、厂家等) 人员生活和办公区。建设3~5栋2~3层外廊式公寓楼, 满足施工期间500人 (检修期间300人) 使用, 确保以此实现概算合理利用、施工科学管理、生产精细规范。
3 单体设计
3.1 公寓楼
为运行人员考虑倒班休息使用, 生活区仅设计有两栋公寓楼, 一栋四层, 一栋三层, 共计标准间96间, 总建筑面积仅有2100+2200 m2。公寓楼标准间设计有阳台、卫生间和卧室, 面积约25 m2。自2009年投入使用后先后进行了局部改造。阳台原设计不封闭, 后改为全封闭, 宽度1.4~1.8 m。同时又增加了洗衣槽和拖布池等生活设施。但是, 通过改造后仍然无法达到投资效益最大化, 比如, 大阳台 (宽1.8 m) 使用效率太低, 卧室面积略显太小, 两者面积比最大近似1∶2。同时, A公寓S形平面布置也限制了标准间几何尺寸, 居住者有异类的感觉。综合比较分析可以总结一些经验, 平面应长方形几何布置;阳台宽度易保持0.7~1.2 m净尺寸, 以满足晾晒衣被要求, 同时考虑洗衣机、洗衣槽和拖布池安装要求, 阳台需要落地窗全玻璃封闭;阳台隔墙也应采用落地窗全玻璃推拉门, 以便减少占地面积;考虑卫生间通风要求, 卫生间易设置在阳台上。
3.2 检修楼
检修楼是集办公与检修间为一体的综合楼, 两者通过连廊连接。同时, 办公楼还设计有工具库、实验室等。经过几年的使用实践, 发现检修楼在设计上应待改进。例如库房与检修间应一体设计, 气电检修主要有3个专业, 即机务、热控和电气专业。相应要有工具库房、实验室功能要求。通常, 检修间应作为共用车间, 而为了检修方便, 与检修间连接的裙房设计有机务、热控和电气工具库、实验室以及氧气和乙炔间等。如此, 检修间是一个综合检修间, 而办公楼则是一个相对独立的办公楼, 功能设计更加完善, 清晰。
3.3 集控楼
集控室是集控楼最重要运行值班中心, 通常与之密切不可分的是办票间、休息室等。办票间是集控室重要配套房间, 是功能上主要使用房间。两者之间需要有机结合和联系, 以便满足运行值班人员和检修人员办票需要。在布置上强调中心和辅助的关系, 重点在大间带小间, 外间配里间, 即实施必要的套间。同时, 集控室还有参观对象功能, 通常结合走廊做参观路径, 以避免影响运行人员监盘工作。为此, 办票间、休息室和参观走廊等应集控室为中心统一布置, 协调功能, 做到内外有别、使用方便。现实中, 办票间、休息室和参观走廊等是二次设计, 在平面布局上无法满足功能需要。
3.4 厕所
厕所是人的办公和生活需要, 因此, 全厂各建筑物都设计有不同档次的厕所。在实际使用上, 感到生产区厕所数量明显不足, 给现场运行和检修人员等带来不便。根据后期增加的拖布池, 应该结合全厂保洁需要以及给排水设施布局, 合理规划厕所位置, 将厕所和保洁二合一考虑。比如, 1#~4#主厂房应分别在0 m和11 m布置厕所;柴油机房、启动炉间、综合泵房及GIS楼等应分别设置厕所和拖布池。考虑到厕所臭气影响, 以及保洁维护难度, 结合全年季节因素, 厕所在位置设计上应该与所在建筑物独立布局, 通过外部连廊采用半封闭式维护结构, 确保厕所上部自然通风良好, 并取消机械通风。比如, 综合办公楼厕所位于楼梯两侧, 尤其冬季使用时东北季风影响, 厕所臭气通常窜进走廊, 并很难排除室外, 影响了办公环境。
4 结论
针对晋江气电建筑竣工后的几年使用中发现和暴露的设计缺陷, 通过平面、功能、气象、通风、标准、使用等方面的分析, 目的是总结设计成果, 杜绝类似设计遗憾再次发生, 以达到投资效益最大化, 实现优化设计。设计没有止境, 设计结果也受各种因素影响, 因此设计师的工作无法消除或杜绝全部设计缺陷。因此, 全部设计过程应分前中后3个阶段, 以此完成优化设计, 杜绝类似缺陷再发生。
摘要：某燃气电厂一期工程竣工后的土建工程使用分析, 结合土建专业修缮实践, 发现现有的土建缺陷可以在初设前预知或避免。存在的缺陷多种多样, 发生原因也各不相同, 这些缺陷或许影响今后类似工程。
关键词：燃气电厂,土建,设计分析
参考文献
[1]GB 12348-1990, 工业企业厂界噪声标准[S].
燃气电厂生产管理 篇6
1 旁路系统的特性
在燃气电厂中, 常采纳两班制特有的运行流程。依据各时段电网的用电需求, 调整机组固有的启停峰值。常规情形下, 这类电厂会布设成套架构内的完整旁路, 以便适应最大范畴的燃气产能。旁路体系以内的必备配件主要有气动执行机构、喷水减温器、分支旁路控制装置、旁路衔接着的蒸汽管等。
对比其他燃煤厂, 燃气蒸汽联合循环的这类电厂拟定了更高的旁路要求。这是因为燃气电厂通常会担任调峰任务, 常会频繁启停, 所以旁路系统凸显了更高可靠性的要求, 提升了初始的减温成效和减压成效, 即便频繁启停, 也不应泄漏。余热锅炉初始时段的压力递增很快, 温度递增也快。在这种情形下, 旁路配件应能快速启闭。
运送进来的高压蒸汽经由旁路设置的这类阀门、减温器等被运送至后续的管路之内, 中压蒸汽会依托调节阀、配套的减温器被送至凝汽装置。与之对应, 低压旁路常常吸收低压特性的这类蒸汽, 把它们运送至衔接着的旁路阀、配套减温器等。高压给水泵的中间抽头供应着高压旁路的减温水水压;凝结水泵出口的杂用母管提供中压和低压旁路的减温水。一级旁路如图1所示。
2 运转中的弊端
2.1 减温喷水不足
燃气电厂布设的这类旁路体系带有减温喷水这样的分支体系。这类减温设计对宏观架构下的整体很重要。对于高压旁路, 其减温水来自高压泵体的中间抽头;对于中低压旁路, 其减温水来自凝结水杂用母管。如果减温水的设计不太完善, 各时段不同状态下减温水流量就不能妥善调整, 就会对旁路系统运行造成不利影响。
具体而言, 减温水偏少时, 旁路后侧的管路常常偏热, 导致管路碎裂。如果减温水经由调节阀门而没能被缩减温度, 那么管路架构内的蒸汽及水体很难彼此换热。有些情形下, 减温水被喷洒至衔接着的金属接口, 带来集聚震颤, 加剧了管路内的裂痕。
2.2 内侧配件泄漏
旁路内测泄漏是常常出现的问题。旁路内测潜藏着的泄漏是汽轮机架构的常见事故。阀门固有的内测泄漏将会缩减做功, 带来阀门特有的整体泄漏。与此同时, 蒸汽会进到后续布置的凝汽器, 降低总体范畴的运行成效, 同时降低联合机组特有的常规运转成效。
如果泄漏偏重, 会带来凝汽器固有的前侧管路温度超高、压力超限等问题。这是由于旁路串联着的调节阀拟定了某一数值的压力, 阀门常规表现出来的初始压力、初始温度都会带有差异, 流量也会不同。这类潜在要素都威胁着冷再管路、衔接的凝汽器等的安全运行。旁路体系故障还会损毁成套的体系阀门, 增添运转时的偏大噪声。
2.3 阀门布设不佳
如果旁路阀门布设不佳, 则会带来以下几个问题: (1) 管路及阀门没能彼此衔接。冷再管路及成套的这类阀门彼此间隔应被缩减在适宜的范畴内。如果超出这一数值, 二者将很难密切衔接。 (2) 管路及旁路阀固有的间隔偏大, 带来启动时段中的供暖不足, 缩减了应有的启动速率。如果运送了足量的蒸汽, 还会带来偏大范畴的管路振荡。情形严重时, 管路将会漏气, 甚至碎裂。
如果旁路采纳了热备用, 则可以随时启用, 同时供应流量。这类热备用增添了原有的应对能力。然而, 添加了这样的备用配件也会带来浪费, 降低总体架构下的机组负荷。
3 概要优化思路
3.1 添加备用配件
添加旁路阀门配件之前应当添加偏细、管径偏小的成套暖管。具体而言, 高压管路串联着的这类暖管适宜被衔接到主汽门的自动配件前侧, 中压管路适宜被衔接在再热管段, 对应着的低压暖管适宜被布设在主汽门部位之前。与此同时, 还应增添附带的手动门。
这种备用体系维持了运行时段中的旁路状态, 保持了热备用, 规避了蒸汽附带的更大冲击。高压管路布设的暖管还要依托主蒸汽做功, 中压暖管依托再热蒸汽做功, 低压暖管对应低压缸。这就缩减了体系架构中的蒸汽耗费, 提升了管路布设中的经济成效。
3.2 变更喷水减温
喷水减温改进应侧重缩减管路以内的平日通流量, 增添喷水总量。着手改造时, 应注意下腔衔接的底侧会涌入偏多的减温水, 这类腔体不可直接衔接着阀门, 减温水应被喷射至多孔架构下的笼罩中。这样做, 可以妥善保护阀门并弱化初始的交变作用。另外, 水汽混合的成效也较为良好。
旁路出口适宜添加某一节流孔板, 以降低主蒸汽初始的压力, 使这一时段的压力保持稳定。旁路阀门固有的管径应被加宽, 使蒸汽能混同于存留的减温水, 妥善扩容。
3.3 变更阀门架构
很多情形下, 旁路阀门没能被妥善布设。初始设计时, 应能变更阀门的方位, 让它贴近体系架构中的偏冷管路或再热器等。中低压特性的这类阀门也应慎重拟定它与凝汽器的间隔。这样一来, 凝汽器就会紧密衔接着旁路阀, 发挥双重效能。
此外, 各层级压力的旁路阀后侧布设的管路都会偏短。对此, 在投运前应规避后侧方位的管路运转, 把暖管移至前侧, 简化初始的运转步骤, 简化运转流程。
3.4 提升查验指标
如果要提升旁路体系阀门的运行水平, 就应着手变更惯用的查验指标, 提高它的可靠性, 包括应将阀门平日中的泄漏缩减至最小, 加强锅炉固有的侧边安装查验, 勤于查验阀门。查验指标应涵盖金属杂物的辨识和查验, 如果管路含有偏多的这类杂物, 则应进行清理, 定期除掉杂物。
测验数据表明, 为了避免附带着的金属杂物入内, 设计时, 应在阀门架构内添加过滤网。燃气电厂配有的很多这类旁路, 都添加了杂物滤除必备的网络, 改善了泄漏问题。改进后的旁路系统如图2所示。
4 筛选最佳形式
整体旁路即一级旁路, 其汽轮机前侧的主蒸汽被减温以后, 会直接被运送至附带的凝汽器。这类体系简易, 便于常规管控。这类旁路一般不必添加保护装置, 再热器也不必增添额外保护装置。
双层串联旁路整合了高低压旁路的双重结构。低压旁路连通着凝汽器, 高压旁路连接着配套的高压缸, 高压缸排气通过高压旁路进入锅炉再热器, 经由再热器出来的蒸汽可以通过低压旁路进入凝汽器, 这就通过锅炉再热器形成了双层串联旁路。这类体系比较简易, 可被灵活调节, 而且在中压缸进汽之前再热器有蒸汽流动, 保护了再热装置。
三层级的配套旁路串联着单一层级的旁路、高低压旁路。这类体系灵活, 适应平日之中的变更负荷。然而, 这种体系配有成套的、比较复杂的设备, 会耗费很多经费。
旁路最适宜的总体形式取决于厂房布设的锅炉架构、再热器原材及运行。此外, 再热器被布设在偏高温度的区段, 经过锅炉点火才可真正甩负荷。运用通气进行冷却, 采纳串联着的三层级装置。与之相对, 如果再热器被衔接在带有烟气的偏低温区段或者原材固有的质地优良, 则能够抵挡高温, 那么在某一时段中应能准许干烧, 不必通气冷却。此外, 最好采纳单一层级旁路。
5 完善成套性能
5.1 变更启动参数
启动高压缸时, 汽轮机配有的调节阀应被慎重控制。在这个时段, 中压特性的调节门被设定成全开的形态, 不会参与调速。这种启闭机组并不附带着旁路冲转, 也就是说, 在启动冲转以前, 旁路应被退出。由于冲转流程内的气门没能参与这一时段的调节, 所以它没能管控着中压气缸涵盖着的总蒸汽量。在这类启闭步骤中, 旁路提升了初始的炉温, 改进了燃烧率, 但没能稳定住体系架构中的主蒸汽参数。
对于这类难题, 可采纳如下方法解决:对于中压汽缸, 适宜搭配着机组旁路。从原理上看, 它整合了多重的特性, 包含初始时段的启动特性、冲转进程之内的调节参数。机组运转中, 高压特性的主汽门会被闭合, 关闭调节气门。在这时, 中压调节阀管控着送入的总蒸汽, 同时调和转速。旁路还可被并联在固有的汽轮机之上, 以便稳定参数。
5.2 维持锅炉运转
增添旁路系统后, 即便发生了电气故障或者甩负荷等, 锅炉也可单独运转。如果燃气体系带有某一故障, 发电开关跳闸, 主汽门即将闭合。在这时, 投入旁路系统, 锅炉即可在这一时段内维持住稳定的水准, 不会停止转动。整机启动之时, 辅助配件常常带有故障, 导致被迫熄火, 耽误常规启动。在这种情形下, 旁路就发挥了其作用。采纳旁路系统规避了停炉, 妥善回收了余热, 同时维护了再热装置。等待恢复送电, 在最短时段内增添负荷, 缩短了总体架构中的启动时间。
旁路的初始容量足够时, 燃气锅炉供应过来的原材很稳定。原材发热的变更很小, 锅炉维持着最低数值的负荷, 确保稳定燃烧。机组常会调峰, 在停机态势下增添旁路, 可保障不会停炉。旁路应能维持住总体情形下的工况安全, 确保长久运转。如果机组各时段的负荷很稳定, 热态启动这样的数目并不受到限制, 但受到偏多的故障干扰。在这种情况下, 热态启动特有的数目很少, 旁路停机但不会停炉。对此, 应考量旁路的总体特性, 对比它的金额耗费。
5.3 快速恢复送电
带厂用电运行是工况范畴内的偏恶劣状态。这类工况会损害汽轮机, 缩短机组使用寿命。带厂用电特有的性能是否能发挥出来取决于旁路自带的初始设计和辅助架构内的附带设备。电厂控制保护不可脱离旁路运转, 而应考量并筛选最优的综合性能, 维护送电安全。在最短时段中, 即可恢复送电。这样做, 筛选了配套范畴内的最少机组, 不仅保障了带厂用电, 还节省了额外耗费, 保障了电网安全。
6 设定适宜容量
旁路系统容量常常被拟定在额定参数这一数值之下。系统设定好的通流量、额定数值的锅炉蒸发一般都成正比。双层级特有的串联旁路、高压范畴内的容量与额定蒸发总量和旁路内的通流量相关。低压特有的这类容量等同于蒸发量除以减温喷水总量。
旁路体系运转应当配有适宜的机组架构。这类筛选容量关系着平常的负荷总量, 也与启动状态相关。冲转压力偏低时, 锅炉耗费掉的蒸发总量偏少。在这时, 可以布设偏小容量的旁路, 通常拟定为30%.热态启动时, 可以添加初始的冲转压力, 或者排出气体, 以便予以弥补。调峰特性的机组并不适宜采纳偏大的旁路体系, 应当节省耗费。
7 结束语
汽轮机布设的旁路系统在平日运转中都会潜藏着一些问题。这类系统中存在的问题阻碍了常规情形下的旁路系统作用的发挥, 运转态势下的机组很难满足甩负荷这样的需求。改进优化以后, 旁路系统添加了初始的性能, 缩短了后续时段的并网时间, 提升了经济效益, 同时降低了耗费。现有的这类机组还没能被完善, 在实践探究之中, 有必要累积相关经验, 着手创新机组。为确保汽轮机和燃气电厂运行的安全性, 必须不断优化和改造旁路系统, 制订相关的优化措施, 改善旁路阀布置位置, 提高旁路系统阀门的可靠性, 并优化旁路系统热备用管路和喷水减温装置, 从而发挥出旁路系统最大的功效, 提高机组运行的经济性和可靠性。
摘要：旁路系统设备是燃气电厂架构内的汽轮机配件。这类附属配件与机组平日中的备用状态关系密切。如果锅炉某一时段的蒸汽参数还没能达到设定好的冲转规格, 那么衔接着的旁路配件就会将这部分蒸汽连通到凝汽器, 以便提高蒸汽参数, 达到冲转要求。汽轮机配有的这类旁路系统受到多重要素的干扰, 带来了各种运行问题, 阻碍了电厂的发展。为提升旁路配件的可靠性, 应能慎重管控这一系统, 制订相关对策, 排除电厂平日中的运行隐患。
关键词：燃气电厂,汽轮机,旁路系统,阀门
参考文献
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燃气电厂生产管理 篇7
机组在2年多的时间内启动都达到了数百次, 经过不断摸索, 对燃气轮机在不同季节的运行特性和启停规律有了一定的了解。希望通过对影响启动成、败因素的总结, 找到影响燃气轮机启动及运行的主要原因和解决方案, 以不断完善机组运行, 从而在更安全的前提下充分挖掘机组的经济潜力, 延长机组使用寿命, 更好地为电网服务。
1 设备的检查和消缺
1.1 对燃烧器和压气机的检查
M70lF的燃烧器和压气机叶片的工作时间都有严格的规定, 在一定的周期内要进行检查和更换, 即使发电任务比较紧, 也必须将机组停下来进行以上工作以保证设备的安全。压气机R0级叶片长期工作在真空、高速、大流量的环境中, 叶片容易受到空气中夹带的杂质和水分的侵蚀, 长此以往, 叶片的进气边会产生腐蚀并发展为裂纹。为此, 三菱公司将传统的标准型R0级叶片替换为叶根处带有P形切口的叶片, 以提高叶片对这种恶劣环境的适应性。根据最近几年P-CUT叶片的使用情况来看, 在P形切口的位置产生高应力并发展成裂纹, 这种情况已经在多个电厂被发现。三菱公司也承认这项技术改进是失败的, 因此, 需要对P-CUT的R0级叶片进行更换, 但由于标准型的R0级叶片需求量大、生产运输周期长, 因此, 在叶片更换以前, 需定期安排停机时间并联系三菱公司对叶片做超声波探伤检查。
对于调峰机组而言, 由于低负荷及点火时间的增多, 燃烧器工作条件恶化, 折算寿命缩短, 对应的更换周期也就缩短了。由于以上原因, 在停机以后, 要相应地增加对燃烧器和热通道部分的孔探工作。
燃烧器在运行中出现排气温度异常或排气温差异常情况时, 应加强检查分析。若出现异常情况, 在排除排气热电偶故障的因素后, 就应检查燃烧器是否受损。某发电厂就曾出现过上述情况, 因分析及时并安排机组停机消除缺陷, 更换了少数燃烧器后, 机组马上恢复了正常。燃烧器和压气机叶片成了制约机组运行、启动的重要原因。对上述工作的检查需在轴系静止的状态下进行 (即停运盘车) , 对于M701F机组来说, 燃气轮机与汽轮机共轴, 停用盘车时汽轮机和燃气轮机要同时满足盘车停用条件, 但由于汽轮机冷却时间较长 (需5d时间) , 导致叶片检查需要更多时间, 因此, 机组的可利用率下降。尤其是这些主体设备的检查、检修和更换要由厂家和三菱协调后才能安排进行, 所以制订检查、更换计划很重要, 否则, 机组将不可避免地处于停用状态。
1.2 天然气供应及调节系统消缺
以天然气为燃料的机组, 不可避免地存在天然气输送途中的泄漏和其他影响, 而燃气轮机对天然气入口品质、参数的要求很高, 因此, 稳定的天然气供应及调节系统也成为燃气轮机运行、启动能否正常的关键。
在天然气管线上设置了调压装置, 和大多数电厂一样, 调压装置往往布置在室外, 管线调压装置在冬季的防冻就显得尤为重要。冬季燃气轮机启动时, 由于天然气压力波动引起的机组启动失败, 其大都是由于防冻措施不到位、调压装置工作失常造成的。在分析原因之后, 对调压装置加装了伴热设施, 在极端恶劣天气条件下, 管线调压装置对天然气参数的维持满足了燃机进口需求。
天然气不会发生大规模泄漏, 但令人头痛的是燃料模块和燃气轮机罩壳内的泄漏。为了防止燃料在燃烧器内的积存, 机组进入启动程序后, 燃气轮机先执行高盘吹扫程序, 随后点火, 避免产生爆燃。燃料模块内燃料的控制阀在多次启、停和燃烧调整之后, 阀体的严密性不可避免地会有所下降, 这种泄漏发生在管道内, 笔者将其称为内漏现象, 需更换阀门才能解决。
2 启动过程中的影响
2.1 振动
M701F是单轴机组, 轴系长, 影响整个轴系振动的因素非常多, 某发电厂机组振动总体水平不错, 但在启动和加负荷过程中, #1瓦振动较大并有突窜现象。通过研究三菱公司的技术通告并分析相关数据后得出结论:燃气轮机运行时, 由于燃气轮机罩壳内的温度升高导致了燃气轮机#1瓦楔向支撑的纵向延长, #1瓦中心线抬高, 从而容易发生油膜涡动;半倍频振幅的增加导致了通频振动数据的整体抬高。利用停机对火焰筒联焰管、天然气及抽气管道法兰泄漏进行了消缺, 在燃机抽气冷却空气管路发现管道外露点, 造成燃机罩壳温度升高, #1瓦支撑形变, 对漏点消除并对管道法兰进行热紧。在随后的启动工作中解决了运行中#1瓦中心线抬高的问题, 振动已恢复正常。
2.2 燃烧调整
M701F燃气轮机燃烧器结构是值班燃料喷嘴扩散燃烧方式, 主燃料喷嘴预混燃烧方式。燃机带上负荷并向上加负荷过程中, 燃烧器旁路阀门 (BV) 起到燃烧调整的作用。燃烧器旁路阀门 (BV) 的正常动作很重要, 若动作不正常将导致燃烧调整失败甚至跳机。随着机组启、停次数的增加, 燃烧器旁路阀门 (BV) 动作次数相应增加, 该阀门油动执行机构的密封件会发生老化失效, 阀门的弹簧预紧力也会发生变化。所以, 在停机后应不定期对燃烧器旁路阀门 (BV) 的油动执行机构和阀门紧力进行检查和校验, 以测定开启和关闭时间是否符合要求。如果确定燃烧器旁路阀门 (BV) 有问题而暂时无法处理, 那么, 能做的就是在强制保持某一负荷, 以避免燃烧调整失败带来的风险, 这样会牺牲部分负荷, 且对燃烧器运行极为不利。
2.3 启动中的控制和调节
燃气轮机启动速度很快, 而蒸汽轮机需要有一定的暖机时间, 汽轮机进汽时, 进汽温度应与汽缸金属温度相匹配, 同时注意控制汽缸热应力。随着燃气轮机排气温度的上升, 汽轮机入口处的温度也在逐步上升, 在一定的负荷工况内 (由相应机组余热锅炉性能决定) 减温水量会增加, 要注意维持蒸汽过热度, 汽温的过高或过低都会使机组保护动作, 从而影响启动的进行。
3 结语
影响燃气轮机运行、启动的因素很多如静态变频控制器、励磁系统、发电机等方面的原因。某些元件或设备的故障最终都会导致启动无法进行或失败, 本文只对常见的因素进行了探讨。随着对M701F机组认识的不断加深, 通过运行和检修人员的不断努力, 会将这些因素的影响降至最低程度。
参考文献
[1]邹志鸿.影响燃气轮机运行和启动的几个因素[J].华电技术, 2010 (3) .
发电厂燃气轮机的检修及运行策略 篇8
1 发电厂燃气轮机检修的特点分析
1.1 燃气轮机的检修特点
燃气轮机的检修主要分为三种维修形式,即小修、中修与大修,就我国当前大多数的发电厂使用的燃气轮机设备来讲,基本都是来自GE、西门子以及三菱重工厂商制造的。国内对于大型燃气轮机的设计与制造水平还不成熟,且对于燃气轮机的检修技术也存在很多薄弱的地方,所以一般的定时检修还是得依靠制造上的技术人员来完成,这样一来检修的计划与周期都必须经过严格的规定与计算。而大型的燃气轮机多是以通道部件轮换的方式,即更换部件需要经过返厂———检查———寿命评估———修复———发电厂等多种程序后才能实现修复,这样复杂的流程,不仅严重浪费了时间,更有很多不确定因素,并且电力企业还需要随时备份相应需要更换的部件。
1.2 燃气轮机的检修周期
制造商对于发电厂的燃气轮机检修周期计划几乎是相同的,主要通过以等效运行的时间或者启动与停止的次数等数据来确定燃气轮机的检修规模与检修周期。对于大型的电厂而言,既可能承担长期运行的基荷,也会承担起调峰任务下两班制的运行模式,而对于有长期与连续性要求的燃气轮机来说,其等效运行时间的检修周期一定会比启动与停止次数的要早;而在调峰任务下的两班制运行中,启动与停止的检修周期则会比等效运行时间先达到。以下就以三种常用的燃气轮机机型为例,详细说明了其检修周期情况。
2 燃气轮机的检修策略
我国的燃气发电厂多为调峰的电厂,轮机的检修也需要进行一定的规范,检修成本相对比较高,所以就要找到最适合电厂规模与情况的检修方式,实现燃气轮机检修的经济性。笔者通过分析发电厂的特征与市场的情况,提出以下几个方面的燃气轮机检修措施。
2.1 加强燃气轮机的日常检查与维护
由于受核心技术的限制,燃气轮机的检修成本不仅要从专业技术人员的帮助下进行,更应该从日常的检查与维护做起。可以根据燃气轮机制造商的维护手册,充分考虑电厂的实际情况来制定维护计划进一步明确机组的检查与维护内容,定期对设备进行维护与检查,降低隐患与故障。其次,还应定期对设备中的进气滤网进行清理与更换,燃气轮机中的进气滤网常常会有很多污染物,这就是气体进入后滤网隔离出来的空气颗粒物。一方面,如果滤网的性能不足,以至于进入设备的空气含有大量的污染物与颗粒,很可能影响燃气轮机的叶片与转子等部件的运行。另一方面,如果污染物太多,气体进入不流畅也严重影响了发电工作。因此,日常的检修与维护是相当关键的,也是保证机械运转正常,减少故障发生率的重要手段。
2.2 结合传统检修与状态检修
受我国技术水平的限制,如果严格按照制造商的检修计划来对燃气轮机进行检修,成本会非常高,而且会严重影响发电厂的经济效益。就目前燃气发电厂的规模与检修模式来看,可以采取延长机组检修时间,结合状态检修的方式对燃气轮机的机组运行情况进行分析与检测的方法,不仅可以及时处理好设备存在的故障,降低安全隐患,从而减少突发性事故的产生,还能延长燃气轮机设备的使用寿命,进一步降低发电厂成本。
2.3 优化设备备件的配置情况
上文中提到的燃气轮机备件情况是多数的发电厂会采取的措施之一,这种购买备件、备品补救燃气轮机故障的方式,由于成本费用太高,操作复杂、占地较大的虽然是最直接的解决方式,但其经济性不高。随着我国发电厂规模的扩大,我们可以通过合体的形式与制造商签订长期的备件供应与检修服务合约,这样一来,就可以用相对优惠的价格来选购备件,还可以集中对部件进行修理、返厂、集中进行检修等等操作,既保证了备件的供应,又降低了成本。此外,备件的数量也是影响检修成本的重要因素,结合电厂年用气量参数,按制造商提供的技术文件与检修间隔时间要求,有效避开各机组的检修间隔,来实现热通道部件调配,以减少备件的数量,从而降低成本。
2.4 逐渐建立企业自身的检修队伍
当前我国的燃气轮机设计与制造工艺还不成熟,而且检修也主要依靠国外的技术,要想实现真正的经济性,还是需要从自身出发。结合企业自身的特点,不断吸取国外的设计与制造经验,安排专人前往国外学习检修技术,不断进行自我完善,引进先进的维修技术与设备,进一步可以培养一些检修技术人员,逐渐摆脱对制造厂商的检修依赖,实现企业的经济性目标。
摘要：随着经济的不断的向前发展,人们对于电力资源的要求也在不断地加强。正是这样的原因人们的研究也在不断地深入,方向变得更加的多样化,其中燃气机是重要的发电设施,长期以来对于这方面运行与维修的研究在不断地深入,这篇文章就是从多个角度探讨这些方面的问题,希望能够带给大家更多的帮助。
关键词：发电厂,燃气轮机,运行与检修,具体策略
参考文献
[1]胡新春.浅析发电厂燃气轮机的检修及运行策略[J].广东科技,2012.
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