燃机热电厂（共9篇）
燃机热电厂 篇1
对LNG电厂燃机的综合评估是一项十分复杂的工作, 由于各岗位工作人员对LNG燃机综合评估的内容范围会有不同理解, 构建出一套广泛认可的燃机综合评估体系较为困难。基于此, 本文拟建立一种简单实用的燃机综合评估体系。其构建评估方法的基本思路为:从电厂LNG燃机综合评估可能涉及到的诸多影响因素入手, 选取各部分中行内人员认可接受的主要构成要素出发, 结合数学模型, 构建LNG燃机的综合评估算法, 为管理及规划人员的分析决策提供有益帮助。
LNG电厂燃机的综合性能评估指标体系共有三个层次, 这里我们将其分为最高层、中间层和最低层。本文所采用的系统是一个由不同属性指标组成的多层次系统, 按照最高层 (目标层Q) 、中间层 (一级评估指标Mi) 和最低层 (二级评估指标Nij) 的形式排列起来的。这里用Q代表燃机机型综合效度的评估值, 主要由燃机的技术性能、经济性能及社会性能三大要素组成。M代表一级评估指标所组成的集合, 记为M={M1, M2, M3, }, 以Ni表示由二级评估指标Nij组成的集合, 则LNG电厂燃机的综合性能评价的具体步骤如下。
一、确定评估指标二级评估指标Nij的评分等级标准
二级评估指标Nij采用的是定量分析方法, 但由于Nij本身属于定性主观指标, 因而有必要根据评估体系的评分等级标准将其首先转化为定量指标。
例如, 在国内某LNG电厂单轴燃机的评价项目中, 将评估对象的评估等级指标N1j、N2j、N3j (j=1、2……6) 划分为4个等级, 并定义各等级的评分为4、3、2、1。而当指标等级介于两相邻等级之间时, 则相应评分为3.5、2.5、1.5分。
在该LNG电厂燃机的综合评价性能模型中, 评价方根据LNG燃机的综合技术性能的要求, 其技术性能可以划分为六个部分 (表1) :
二、确定各级评估指标的影响程度
由于指标Mi与Nij对总体评价目标Q的重要性有所不同, 因而在评估计算中对综合性能评估结果存在不同程度的影响, 即有不同的权重。采用层次分析法来确定各级评估指标的权重。
在该LNG电厂燃机评价项目中, 根据评价的特点及目的要求, 同时考虑简化计算量的需要, 我们将指标变量分成三层进行分析, 并近似地认为每层中所设定的因素同等重要, 即权重近似均等。所以, 利用层次分析法确定评估指标Mi的权重向量为A= (1/3, 1/3, 1/3) ;同理评估指标Nij的权重向量Ai= (1/6, 1/6, 1/6, 1/6, 1/6, 1/6) 。
三、组织评分形成样本分数矩阵
评分阶段需要组织相应系统方面的专家, 直接参与系统操作的用户按照LNG燃机的机型技术性能、经济性能及社会性能进行逐一细致的分析研究。然后对每个二级指标Nij赋予适当的评分等级, 并依次制定详细的评分表格。
对于有n位成员组成的评估小组, 在经过上文的评估环节后, 根据所制定的评分表格, 即根据第k个评估者对LNG燃机综合性能二级评估指标Nij给定相应的评分值Nijk求得评估样本矩阵d。
根据上述评估标准以及指标, 评估小组一共组织了5位专家, 各位专家都具有一定经济数学学科的专业知识并精通燃机技术。其评分结果见表2:
四、确定评估的计算模型
本文依据所取得的评分矩阵数据特点, 采用改进灰色模型进行数值分析。首先根据对实际评估问题的分析, 确定灰类等级数, 灰类的灰数及灰数的白化权函数。将灰类序号定义为e, 其中e=1, 2, 3……g, 定义g个灰类, 并根据对LNG电厂燃机评估的具体情况选取适合的白化权函数来对灰类进行描述。
本考察项目选取的灰类个数为g=4, 即e可取到1, 2, 3, 4共四个灰类, 我们分别将其与“优秀”、“良好”、“中等”、“较差”四个等级相对应, 其权函数如下:
第一灰类“优秀” (e=1) , 设定灰数, 白化权函数为的表达式为:
第二灰类“良好” (e=2) , 设定灰数, 白化权函数为的表达式为:
第三灰类“中等” (e=3) , 设定灰数, 白化权函数为的表达式为:
第四灰类“较差” (e=4) , 设定灰数, 白化权函数为的表达式为:
五、计算评估系数
对于评估指数Nij, 将属于第e个评估灰类的燃机组记作Nije, 即有:
对评估指标Nij, 评估对象所属的各个评估灰类的灰色评估数记作Xij, 即有:
根据上文所列出的五位专家的评分结果, 结合上式的分析, 可以建立对象LNG燃机的评估样本矩阵d (表3) 。
六、权向量及权矩阵的确定
评估小组各成员就评估指标Nij对评估对象LNG燃机效率主张第e个灰色的灰色评估权记作rije, 即有:
对于各个评估灰类, 被评对象的评估指标Nij对该灰色灰类的评估权向量为rij, 将一级评估指标Mi所属指标Nij对与各评估灰类的灰色评估权向量综合后, 得到效率的以及评估指标Mi所属指标Nij对各个评估灰类的灰色评估权数矩阵Ri:
七、对一级评估指标Mi的综合评估
用Bi表示评估对象的LNG系统综合评估结果, 用Ai表示其所属指标的权重向量, 则对评估指标Mi的评估结果可记作:
八、对一级评估指标集合M的综合计算
由式5中对评估指标Mi的评价公式, 则对归属与不同评估灰类的Mi灰色评估权重矩阵R记作:
由上式可知, 若将LNG燃机的综合性能评价结果记为B, 将一级指标的权重矩阵记作A, 其系统的综合性能评估的计算公式为:
对于上文所提到的对于LNG燃机的评估项目, 经由B1、B2和B3计算最终可以得到其总灰色评估权矩阵R为:
燃机的综合性能评估结果为B=A*R= (0.278, 0.357, 0.264, 0.10) 。九综合评估值的评估
九、综合评估值的评估
经过最后计算得出的发电厂LNG燃机的综合性能评估结果B是一个向量, 它描述的是被评对象状况分灰类程度的评价结果。若按照最大隶属原则确定B所提供的被评对象参数所属的灰类等级来进行判断, 往往会因为信息丢失严重而产生结果偏差。为弥补该方式所造成的偏差, 可将各灰类等级按其灰白程度进行调整赋值, 将归属与第i灰类的对象取为di, 规定, 建立LNG燃机的综合评估矩阵为:
因而, 借助综合评估矩阵就能方便地对燃机综合性能作出准确评估。
本文以国内某LNG电厂燃机为例, 详细阐述了燃机综合性能评价模型的构建及求解。本方法吸取了灰色理论与专家系统的优点, 将各定性指标定量化处理, 并赋予一定的灰色权重, 能够从总体上对燃机综合性能做出准确评估。经检验, 本方法要优于传统采用模糊综合评估的方法, 同时在一定程度上规避了逻辑推理的缺陷, 具有较强的实用性。
参考文献
[1]唐永伟.燃气电厂风险分析[J].中国电力, 2002 (, 4) .
[2]薛福培.我国工业燃气轮机现状与前景[A].中国电机工程学会燃机分会年会论文集[C].2002.
[3]顾安忠, 石玉美, 汪荣顺.中国液化天然气的发展[J].石油与天然气化工, 2002, 12 (3) .
[4]国家发改委经济研究所课题组.福建LNG项目价格机制研究报告[R].2004.
[5]刘万琨.燃气轮机与燃气蒸汽联合循环[M].北京:化学工业出版社, 2006.
燃机热电厂 篇2
燃机电厂生产过程一体化控制应用论文【1】
摘 要：文章在分析燃气轮机发电技术重要性及应用前景的基础上，针对某燃机电厂现有燃气—蒸汽联合循环机组存在的控制性能低下问题，对其#1、#2燃机系统进行厂级控制系统一体化改造进行研究，得出了一体化改造得到的既定指标，可为此方面的应用研究提供参考。
关键词：燃机电厂;生产过程一体化;控制应用
随着能源危机和环境污染在全球范围内引起的广泛关注，发掘和利用新型清洁能源已经成为世界各国谋求发展的必经之路。
在能源的转换、输送、分配过程中，一般将电能作为能量流动的中间或者终端形式，而电力产业则是流淌在国家日益强大躯体内的血液，是关系着工业建设和居民生活等国计民生方面的命脉。
因此，如何有效地将天然气能源转化为电能成为当前各国能源应用领域迫切需要解决的问题，而燃气轮机则是解决这一问题的最佳途径。
1 燃机电厂控制系统的改造需求分析
1.1 燃机电厂控制系统现状
某燃机电厂现有两套燃气—蒸汽联合循环机组，均为GE公司1983年研制生产的MS6001系列PG6531B型燃气轮机机组，于投产运行。
使用至今，两套机组已经经历了几次升级改造，#1机组四个主要设备目前采用的控制方式分别为：燃机为GE Speedtronic Mark V控制系统;附机为ABB的Freelance控制系统;汽轮机调速系统为Woodward505E控制器;天然气增压压缩机为Foxboro模拟控制PLC。
#2机组的燃机、汽机、HRSG、天然气增压压缩机均于升级为Mark VI控制系统。
目前，#1燃机Mark V控制系统由于运行不稳造成控制卡件故障频发，使得由此引发的停机次数逐年增加，#1天然气增压压缩机Foxboro模拟控制器自投产至今已运行近15 a，由于控制卡件无法正常工作，现已转为手动控制，由于这两种控制系统早已停产，生产商不再提供技术支持和备件供应，造成的修换难题不言而喻，每年因控制系统故障造成的直接利益损失近500万元。
针对现有控制系统功能落后、故障频繁、操作繁琐、维修量大、一体化协调操作能力差等问题，本文拟对#1、#2燃机系统进行厂级控制系统一体化改造，以期提高设备控制水平，减少控制设备故障，增加燃机电厂创效能力。
1.2 燃机电厂一体化控制的应用需求
厂级一体化控制改造需要对两套燃气轮机联合循环机组控制系统同时进行改造，包括以下几个方面的研究：一体化主控系统的选择和网络互联方案确定;#2Mark VI一体化控制系统与#l附机ABB控制系统互联控制;#1燃机Mark VI升级及控制一体化;#1天然气增压压缩机Mark VI升级及控制一体化;#1燃机GEX-2000励磁控制系统接入;#1燃机G60发电机保护系统接入;#2HRSG新控制元件接入;#2燃机新控制元件连入;Mark VI一体化控制系统历史站整合;内部intranet网Web数据显示等。
2 燃气轮机生产过程一体化控制研究
2.1 一体化主控系统选型及其拓扑结构
根据现场控制设备的应用情况，通过对GE、ABB和Woodward等产品控制原理以及控制系统网络控制一体化的学习和掌握，本文采用美国GE公司的Speedtronic Mark VI ICS一体化控制系统，并将其应用于#1和#2燃气—蒸汽联合循环发电机组的燃机、汽机、余热锅炉以及辅助系统的一体化监控。
系统的一体化网络用MarkVI取代原有的#l Mark V控制柜，各组成的拓扑结构如图1所示。
2.2 #1燃机控制系统改造的意义和新系统的优越性
将#l燃机控制系统由Mark V升级到Mark VI是此次改造的关键环节，其意义及Mark VI的优越性表现为以下几个方面：
①采用了HMI人机接口、DCS控制系统、集成控制和I/O模块、远程I/O接口、Ethernet实现对接至操作员接口，并且应用范围广泛。
②Mark VI控制系统设置的多个联络柜方便大量节点的输入输出，实现了元件独立、控制可靠、接线便捷等特点。
③Mark VI控制系统作为GE公司推出的新一代燃机控制装置，其结构和功能实现了冗余式配置，集成模块化硬、软件处理，组态化控制，友好人机交互，实时监控诊断，元件、接口标准通用。
3 燃气轮机一体化控制改造
3.1 一体化改造方案
①#l增压机原监控系统采用的Foxboro气动模拟控制器由于不涉及信号控制，所以无法像PLC、DCS等实现一体化互联。
通过进行气—电检测仪表、气—电控制执行器改造，在研究分析原有控制算法、程序的基础上，用#1 Mark VI控制系统进行重新编写，采用基于TCP/IP网络的EGD交换网络协议用于一体化互联。
升级改造后的增压机控制系统由气动模拟改为了数字控制，实现了技术升级和性能改进。
②将#1原燃机励磁系统升级为GEX-2000，并通过硬连线和Modbus协议与#1 Mark VI控制系统互联，并编写对应的扩展应用程序。
③将#1原燃机发电机保护系统升级为G60，并通过硬连线和Modbus协议与#1 Mark VI控制系统互联，编写对应的扩展应用程序并在万维互联状态下进行安装调试。
④#2 HRSG气动控制阀TCVl 16通过编写相应程序和接线连入Mark VI控制系统，实现一体化监控和保护。
⑤#l燃机、增压机与联合循环系统以及#1附机分别通过EGD交换网络互联协议以及Modbus协议将各自的实时运行数据、报警和事件传送到专用历史站，当距离较远时可加装转换器便于长距离信号传输。
如图2所示，历史记录从单元数据传输线路访问#l、#2燃气轮机控制器数据，其它的历史数据获得是通过Modbus和/或以太网为基础的接口来实现的。
来自第三方设备的数据，象Bently Nevada监视器，或非GE的.PLC，通常通过Modbus获得，HMI和其它操作员接口装置到历史记录的通信通过厂级数据传输线路。
3.2 可以达到的技术指标
①可通过一体化HMl人机界面进行实时监视、得到#l、#2机组设备运行参数、报警、事件信号。
②历史站可以访问并采集#1、#2机组运行数据、报警、事件信号。
③Mark VI主控制系统与#1附机实现高速互联，保持数据、信号、命令等的传输和和报警、监视、遥控等操作。
④燃机启动、运行、停机较原先更加平稳、迅速、可靠，燃机保护可实现快速动作，其他一些实现的控制指标如表1所示。
4 结 语
全厂燃机一体化控制终端可以通过任一台操作站监视和控制全厂的发电设备和辅助设备，达到全厂协调控制和事故处理。
在提高#1机组联合循环热效率和发电效益的同时可以大幅减少维护工作量，而且由此节省的控制备件购置金可为电厂节省资本投入，创造更多效能。
本文通过对#1、#2燃机系统进行厂级控制系统一体化改造，解决了现有控制系统功能落后、故障频繁、操作繁琐、维修量大、一体化协调操作能力差等问题，提高了设备控制水平，增加了燃机电厂创效能力。
参考文献：
[1] 俞立凡.新电气操作方式在燃机电厂的应用[J].华电技术，2009，31(5).
[2] 林幼晖.惠州天然气电厂电气设计特点探讨[J].电力建设，，(8).
[3] 尹江，洪蔡灿，任学佳.燃机电厂主要经济指标预测模型[J].自动化应用，，(5).
燃机电厂大小修管理基于过程标准化的研究【2】
【摘 要】本文主要介绍广东惠州天然气发电有限公司(简称惠州LNG电厂)基于过程控制及标准化检修管理系统的策划，以“安全-质量-进度”的项目管理及“系统-设备-工序”的三级检修网络管理为指导思想，以精细化管理为核心，以过程控制为手段，对大小修进行全面管理。
【关键词】电厂;大小修;标准化;管理实践
广东惠州天然气发电有限公司(简称惠州LNG电厂)一期工程三台M701F燃气-蒸汽联合循环机组分别于9月和12月，6月投入商业运行。
以常规燃煤电厂的检修周期不同，公司机组检修判定周期是以燃机为基准，即：燃机等效运行小时到达8000小时或启停次数达到300次(以先到者为准)进行检修。
作为燃机调峰电厂，机组一般采取两班制运行，即早起夜停的运行方式，因此机组检修时间以启动次数为判定基准。
我厂机组(#1机组)首次检修时间为3月28日，截止12月18日，三台机组已完成13次检修工作。
燃机热电厂 篇3
关键词:采暖系统 热媒 热网 燃机电厂
中图分类号:TU995 文献标识码:A 文章编号:1674-098X(2011)03(c)-0114-02
1 工程概述
本工程建设1台容量为180MW的9E级燃油/气联合循环机组,计划拆迁广州华润南沙热电厂9E机组。厂址位于拉萨市堆龙德庆县乃琼镇西北面约3km处的堆龙曲南岸,距拉萨市中心直线距离约17km。
2 采暖系统
2.1 室外设计参数
夏季通风室外计算干球温度19℃,夏季空调室外计算干球温度22.8℃,夏季空调室外计算湿球温度13.5℃,夏季通风室外计算相对湿度54％,冬季采暖室外计算干球温度－6℃,冬季空调室外计算干球温度－8℃,冬季空调室外计算相对湿度75%,夏季大气压力652.3hPa,冬季大气压力650.0hPa,日平均温度≤＋5℃的天数149天。
2.2 采暖系统设置的必要性
2.2.1 拉萨地区采暖现状
拉萨市地处喜马拉雅山脉北侧,全年多晴朗天气,降雨稀少,采暖设计室外温度-6℃,采暖期为149天。一般采暖期为每年11月至次年3月。拉萨市处于高寒地带,由于青藏高原缺乏煤炭等燃料,拉萨市一直没有上规模的集中供暖设施。尽管这个“日光城”每年的日照时间长达3400多个小时,但昼夜温差大,在漫长的冬季,白天靠太阳取暖,夜间较为寒冷,冬季居住条件艰苦。目前,大多数单位和居民没有采暖设施,大多数建筑仍以自然光采暖为主,部分建筑还以薪柴、牛粪、煤等方式取暖,室内温度低。近年来,虽然有了水电和部分太阳能设施,可是单个使用成本都比较高,居民使用太阳能基本还停留在大玻璃窗采暖的层面。仅有一些企事业单位、宾馆、旅店使用燃油锅炉采暖,或者使用电暖器、暖风机和热泵空调取暖。因此,解决冬季取暖问题一直是困扰拉萨市的一大难题。
2.2.2 本工程采暖系统设置的必要性
在冬季,本工程的工艺系统中很多设备及管道在温度低于0℃的情况下均有冻结的危险,所以需要考虑采暖设施。如果采用燃油/气联合循环机组,该机组的运行特性为开启比较频繁,几乎每天都有可能起停。由于该机组是从广州搬迁至拉萨,两地冬季的气象条件差异巨大,一旦机组停止运行,若没有考虑特殊的防冻措施的话,燃机房,余热锅炉房及汽机房内的设备及管道均有冻结危险,引起设备的损坏,无法再次启动。
2.3 采暖系统主要设计原则
2.3.1 采暖方式的选择
本工程可供选择的采暖方式有以下两种:分散采暖(直接电采暖和热泵空调)及集中采暖。1)分散采暖:一般分散采暖包括直接电采暖、热泵采暖、地热采暖和家用炉具采暖等。为了防止环境污染,尤其是大气环境污染,西藏应严格限制煤炭分散燃烧。目前,西藏大部分宾馆、饭店和部分企事业单位用电采暖或者使用燃油锅炉集中采暖。除了城市热网集中供热,电采暖是最便捷的供热方式之一。电采暖简单方便,灵活性强,包括直接电热转换(即电暖器和电加热空调)和热泵空调。根据相关研究资料表明,直接电采暖的运行费用为热泵采暖的3倍左右。所以,如果采用电采暖,应尽量使用热泵型空调设备,降低取暖费开支。热泵型空调的初投资比直接电采暖设备的初投资要高许多。但是普通的热泵型空调在冬季室外温度低于-5℃的情况下,热泵系统无法运行,完全靠电加热采暖,非常不经济。2)集中采暖:集中采暖是国内外集中采暖地区普遍采用的供暖方式。集中采暖是由集中热源所产生的蒸汽或热水通过热网供给某一地区生产和生活使用的供热方式,它由热源、热网及热用户三个部分组成。热源主要是热电站和区域锅炉房(工业区域锅炉房一般采用蒸汽锅炉,民用区域锅炉房一般采用热水锅炉),以煤、重油或天然气为燃料；有的国家已广泛利用垃圾作燃料。工业余热和地热也可作热源。热网分为热水管网和蒸汽管网。集中采暖的主要优点是提高能源利用率、节约能源。目前,在拉萨市城市集中供热系统没有建成的情况下,使用燃油锅炉集中采暖也是西藏大部分宾馆、饭店和部分企事业单位采取的主要措施,这种采暖方式的末端设备可以采用散热器/暖风机以及中央空调的末端装置。经济性是比较好的。
2.3.2 工程方案
综合以上分析,本工程拟考虑设置厂区集中采暖系统,在燃油/气联合循环机组正常运行的时候,加热热源采用机组产生的蒸汽,在机组停止运行的时候,采用采暖锅炉产生的蒸汽作为备用加热热源。作为加热热源的蒸汽在采暖换热站内经过汽水热交换将作为采暖热媒的热水加热。本工程所在地的夏季空调室外计算(干球)温度为22.8℃,故对于辅助附属建筑来说,仅在对于温度要求较高的控制室中设置空调系统,其余房间不考虑设置空调系统,仅考虑在冬季设置采暖设施,纳入厂区集中采暖系统。这样大大降低了工程的初投资,以及冬季运行时的电负荷。
2.4 采暖系统主要设计方案
2.4.1 采暖热媒
(1)采暖热媒的选择。电厂比较常用的采暖方式分为蒸汽采暖和热水采暖。对于燃机电厂宜采用热水系统,具体理由:1)燃机电厂的各生产建筑物具有易燃、易爆的房间较多,参照GBJ19的规定及GB50028-1993《城镇燃气设计规范》中5.6.11的规定,采暖系统宜采用热水循环式。2)蒸汽采暖疏水不易回收,漏气量多,汽耗增大,运行费用比热水采暖高。经过综合测算,热水采暖比蒸汽采暖节能30%～40%。3)蒸汽采暖表面温度高,变化大,空气易干燥,不卫生。因为管道和散热器表面温度高,灰塵易积聚后产生生化现象并产生异味而污染室内空气,卫生条件差,舒适感差,易烫伤人。由此,对于燃机电厂从安全运行和经济效益方面考虑,宜采用热水采暖。
(2)采暖热媒的来源。本工程的采暖热媒采用110/70℃热水,来自位于采暖锅炉房内的采暖换热站。加热热媒为热机专业提供的0.4MPa饱和蒸汽。采暖换热系统选用一套汽水换热机组,主要参数为:被加热水供回水温度:110/70℃,加热蒸汽参数:0.4MPa(表压)饱和蒸汽,蒸汽耗量:2.5t/h,供热量:2×1000kW,循环水量:26m3/h。主要设备包括汽水换热器2台；循环水泵2台,一台运行,一台备用；选用一台补水泵,补水点压力0.2MPa。热水采暖系统补充水的备用水源为除盐水,由化水专业提供。换热器蒸汽冷凝水首先用于系统补水,剩余部分送至冷凝水回收管网。
2.4.2 加热热源
采暖系统所用蒸汽加热热源来自热机专业的辅汽系统。在联合循环机组正常运行的时候,辅汽联箱的蒸汽来自余热锅炉低压蒸汽；在机组停止运行的时候,辅汽联箱的蒸汽就需要采用备用热源,备用热源来自采暖锅炉。采暖锅炉房的配置,选择蒸汽锅炉两台,一用一备,设备主要参数满足采暖要求,锅炉的燃料可采用燃油或燃气。
2.4.3 室内采暖系统
主厂房按维持室内+5℃采暖计算冬季采暖热负荷,计算时不考虑设备和工艺管道的散热量。汽机房采暖采用散热器,分别设置于在底层、夹层及运转层。余热锅炉房采暖采用散热器和暖风机联合系统。为了降低“烟囱效应”对锅炉房冬季采暖的不利影响,本着安全、可靠、节约能源的原则,从设计和运行管理上采取以下措施:①锅炉房下部采取封堵措施,尽可能将运转层平台封闭,减少0.00m层的冷风渗透量；②在运行管理上要避免冬季锅炉直接从室内吸风。在其他需要采暖的辅助生产及辅助建筑内也均采用散热器采暖。本工程的建筑物采暖热指标根据《火力发电厂采暖通风空气调节设计技术规定》DL/T5035-2004中的规定选取。全厂采暖负荷统计表如表1所示。
2.4.4 厂区采暖热网
热能输送由热网承担,供热管道由钢管、保温层和保护层组成,其结构和材料选择依敷设而异。本工程全厂设置采暖热网,厂区采暖管网的敷设范围:主要包括厂区所有新建的需要采暖的建筑物、生产辅助建筑物等。厂区采暖管网采用枝状结构,采暖热网采用双管闭式循环系统。管道敷设有架空、管沟和直埋三种方式。本工程厂区热网采用直埋管道敷设或者架空方式将热水送至各用户,直埋管道采用工厂化高密度聚乙烯保护层聚氨酯硬质泡沫塑料预制保温管。在自然补偿不能满足要求的前提下,采暖热网管道的补偿器采用直埋波纹补偿器。
3 结论
通过以上对比分析可以看出,本工程设置集中采暖系统有以下优点:(1)不仅满足了工艺专业的要求,使工艺专业不再额外地考虑冬季防冻措施,同时也满足了冬季厂区生产生活对于温度的要求,设置散热器能让热量分布更均匀。(2)主要利用了电厂已有设备产生的蒸汽作为热源,减少了电能的消耗,节能效果明显,也降低了电厂厂用电指标。(3)由于集中采暖系统的设置,而减少了大量的热泵+电热型分体空调,对于初投资和运行费用都具有显著的改善作用。
参考文献
[1]DL-T 5174-2003 燃气-蒸汽联合循环电厂设计规定[S].北京:国家经贸委,2003．
[2]DL-T 5035-2004 火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程[S].北京:国家发改委,2004．
[3]李善化,康慧,孙相军,等.火力发电厂及变电所供暖通风空调设计手册[M].北京:中国电力出版社,2000．
[4]GBJ19—87采暖通风与空气调节设计规范[S].北京:中国计划出版社,2001．
[5]GB50019．2003采暖通风与空气调节设计规范[S].北京中国计划出版社,2004．
燃机热电厂 篇4
热电联供是提高热效率的主要途径, 以化石能源为燃料的燃气蒸汽联合循环电厂, 天然气燃烧后先在燃气轮机中初次做功, 然后在余热锅炉中将热量传递给水和蒸汽, 保证了蒸汽系统的二次做功能力, 达到提高热效率的目的[1]。对外供应蒸汽从汽轮机某一级一片后抽出, 其对应的热源是锅炉的余热烟气, 而非天然气在燃机中对应一次化石燃料[2]。投资项目经济评价计算蒸汽的燃料成本时, 因为不同的关注角度, 燃料拆分方法也不相同, 结果燃料成本也大相径庭, 评价时只能忽略方法的技术差异, 全部以39kg/GJ的标煤率作为燃料成本的计算依据, 导致投资评价又落入粗放型管理模式的窠臼。
1 分摊案例基础
本文以“一拖一”形式的单台套E级联合循环机组为计算基础, 工况参数如下:
燃机:PG9171E型, 功率为123.7 MW, 发电耗热量为10 770 k J/ (k Wh) , 排烟温度545℃。
余热:双压, 无补燃;主汽参数:5.79 Mpa、535℃、流量D0g为190 t/h、焓值i 0为3 506 k J/kg;补汽参数:0.52 Mpa、253℃、35 t/h;补水温度35℃, 对应补水焓值t1为146.5 k J/kg;排烟温度100℃。
汽机:双压, 无回热。纯凝工况:发电功率61.82 MW;抽气工况:抽汽压力1.37 Mpa, 抽汽温度320℃, 流量70 t/h, 蒸汽焓值为3 157 k J/kg, 抽汽热流量Qr为216 GJ/h, 发电功率47.75 MW, 乏汽比焓2351 k J/kg。
燃料:天然气, 低热值34.8 MJ/m³, 消耗总量38 283 m 3/h, 对应热流量Qi为370 MW, 单价2.5元/m 3。
2 目前采用的分摊方法
热电分摊是投资项目经济评价必须进行的工作, 其目的是根据电能和热能 (蒸汽或热水) 的品质和生产工艺, 计算对应的燃料量 (煤炭或天然气) , 从对应的燃料量的角度, 计算电和热的燃料成本, 辅以折旧成本和其他可变成本, 最终求得电和热的总成本。
2.1 行业分摊法
行业分摊法来源于国家计委发布的《热电联产项目可行性研究技术规定》, 计算口径是热量法, 从整个热电厂的角度, 核算供热蒸汽热值对应全厂燃料量的份额, 用βr表示, 即热电厂供出的热量占
式中, βr——供热量占锅炉有效热量的比例;
Qr——供热量, GJ/h;
D0g——锅炉新蒸汽量, t/h;
i0——锅炉新蒸汽焓值, k J/kg;
t1——锅炉给水焓值, k J/kg;
Dr——再热蒸汽量, t/h, E级燃气蒸汽联合循环的余热锅炉无再热系统, 取零;
ΔIR——再热焓升, k J/kg, 同上, 取零。
计算可得βr=29.4%, 天然气用量为1 1255 m 3/h, 蒸汽燃料成本为402元/t, 超出了市场指导价格范围和用户承受能力。原因在于对CCPP电厂来说, 蒸汽热源来自于余热锅炉, 该热量与全厂燃料消耗量没有直接对应关系, 因为进入锅炉的高温烟气在燃机中已经做过功, 因此式 (1) 对CCPP热电厂失去意义。
2.2 热量扣除法[3]
本方法根据供应蒸汽总热量, 除以管道和锅炉效率, 再除以天然气热值, 得出蒸汽对应的燃料量。
但是, 余热锅炉烟气进口温度只有545℃左右, 锅炉效率较低, 通常约为80%, 低于燃气锅炉的95%, 所以用热量扣除法得到供热燃料消耗量明显高于直燃天然气锅炉。
在本案例中, 供热燃料Br=216×106÷80%÷98%÷34 800×2.5÷70=283元/t, 价格水平较高, 绝大部分蒸汽用户难以承受。
如果锅炉效率取燃气锅炉95%的效率, 蒸汽燃料价格成本为238元/t, 此算法可命名为“直燃锅炉法”, 一般认为, 联合循环电厂的能源综合利用率比直燃锅炉要高, 所以蒸汽价格也理应低于238元/吨, 所以此法也不可取。
2.3 热电比分摊法
因为联合循环电厂涉及到燃机压气机、燃机透平、锅炉、烟囱排放、汽轮机、凝汽器等多个热力设备, 有的时候采用热电比直接拆分热和电对应的原始燃料量[3]。
式中, Βr——供热燃料分摊比, %;
Q r——供热量, GJ/h, 取216GJ/h;
Qd——发电量, MW, 取185.5MW。
计算可得βr=2 4.4%, 蒸汽燃料成本为38 283×24.4%×2.5÷70=334元/t, 也超出了市场指导价格范围和用户承受能力。
联合循环电厂中用此方法分摊供热燃料, 有时能得到较合理的结果, 但这仅仅是在某热电比之下的一种巧合。因为供热蒸汽中包含一部分在常规纯凝电厂中汽轮机的冷端损失, 与常规燃煤电厂中分摊燃料成本的结果一样, 此方法都会导致供热燃料成本偏高。
2.4 燃机轴功法
燃机做功一方面显性地输出给发电机, 同时隐形地输出给燃机压气机促使空气升压和升温, 升压后的空气进入燃烧室进一步升温膨胀后推动透平做功, 压气机在消耗轴功压缩空气的过程中, 既提高了空气压力, 还提高了空气温度, 压力提高有利于燃机透平做功提升, 温度提高有利于烟气在余热锅炉中的放热总量提升[2]。
燃机透平轴功消耗在压气机上是提供燃烧和冷却空气的必要条件, 所以发电热耗至少应该包括压气机的等温压缩功。但是压气机轴功现场无法测出, 制造厂家也将轴功及其对应的机械效率视为技术机密, 所以在进行轴功核算和分配时就无从下手, 一般简单地将燃气轮机单循环供电量与压气机功耗之和, 视为总输入量的三分之二, 这样即可估算压气机功耗。
在这种条件下供热燃料成本分摊比为:
式中, β——供热燃料分摊比, %;r
Qr——供热量, GJ/h;
Qd——发电量, MW;
Q0c——燃机压气机功耗, MW;
(Q0c+Q0c) ——燃机压气机功耗, MW, 取Q i的三分之二, 即247 MW。
计算可得βr=19.5%, 据此可计算蒸汽燃料成本为38 283×19.5%×2.5÷70=267元/t。
这个方法有两个明显的缺陷, 一是无法对压气机轴功进行较准确地测量, 二是无法对空气温度上升带来的膨胀后做功效能以及温升本身的焓升效能进行分配, 前者有利于燃机透平, 后者有利于余热锅炉, 所以式 (3) 中代入的Q0c值往往偏大, 从而导致βr值偏小, 但计算结果又高于天然气直燃蒸汽锅炉的燃料成本, 所以不容易被热用户接受。
3 热电潜力法
上述四个方法虽然都有一定的理论依据, 但因为关注角度脱离了所供蒸汽的本质特征, 方法本身或者结果总有一定的缺陷。最合理的方法应该具备4个特征:1.具有充分的理论依据, 2.计算过程所引用到的数据来源可靠、取值严谨, 3.计算方法容易被热用户理解和接受, 4.计算结果表征的蒸汽燃料成本能够被热用户接受。
热电潜力法从热电厂的两大产品特征入手, 即“热”的显性特征, 和“电”的隐形特征, 将外供蒸汽的“供电”和“供热”的两个潜在特性出发, 分别计算其对应的燃料量, 有较充分的理论依据, 计算取值来自于外供蒸汽参数、低压缸排汽参数以及凝结水参数, 具有很好的针对性, 其计算过程和结果容易接受。
热电潜力法将外供蒸汽的潜能分成两个阶段, 第一个是在汽轮机汽缸内绝热膨胀的发电做功能潜能, 第二个是在凝汽器内冷却的供热潜能, 分述如下:
3.1 蒸汽的供电价值
要核定蒸汽的电价值, 就需要确定外供蒸汽的发电潜力。作为燃气-蒸汽联合循环电厂的一个产品, 蒸汽的发电潜力应该以电厂纯凝工况时总的发电效率为标准。
式中等号右侧的分子是一定量蒸汽在汽轮机做功前后的总焓降, 这一部分焓降几乎全部可用于发电, 分母分别是总的发电热效率和天然气低位发热量。
B d——供热蒸汽电价值对应的燃料量, Nm³/h;
D——供热蒸汽流量, t/h;
ic——供热蒸汽焓值, k J/kg;
if——凝汽器乏汽焓值, k J/kg;
ηd——联合循环电厂在汽轮机纯凝工况下总的发电热效率, 本案例取51%;
Qlv——天然气低位发热量, k J/m 3。
计算可得Bd=70×103× (3 157-2 351) ÷51%×334 800=3 179 Nm/h。
蒸汽对应的燃料成本为Cd=3 179×2.5÷70=113.5元/t。
3.2 蒸汽的供热价值
扣除供热蒸汽从抽汽状态到背压状态的焓降 (即上述公式3之中的ic-if) 之后, 剩余的乏汽焓值, 只具备单纯的供热能力, 所以这一部分热能, 应该按天然气直燃锅炉的方式折算对应的燃料。[6]
式中等号右侧的分子是一定量蒸汽在凝汽器内凝结及降温的焓降, 这一部分焓降可根据天然气直燃锅炉的效率、管道效率、天然气低位发热量来计算对应的燃料量。
B r——供热蒸汽热价值对应的燃料量, Nm³/h;
i f——凝汽器乏汽焓值, k J/kg;
t 0——供热蒸汽的凝结水回水温度, 一般取20℃, 本模型中区0℃。
计算可得:Br=70×103× (235 1-20×4.186 8) 3÷95%÷98%÷34 800=5 080 m/h。
蒸汽对应的燃料成本为Cr=5 080×2.5÷70=181.4元/t。
在大部分热电厂和供热站之间, 如果能够回收供热蒸汽的凝结水, 则上述公式 (4) 中t0取20℃, 虽然只是供热蒸汽对应的燃料成本下移, 但回收了一部分洁净水;如果不回收凝结水, t0按0℃计算, 可以多计入一部分燃料成本。在全国整体淡水资源和天然气资源均比较匮乏的条件下, 两者价值基本相当, 在东南地区每吨蒸汽的凝结水大约对应12元左右, 计算过程不再赘述。
3.3 蒸汽的综合燃料成本
显然, 蒸汽的综合燃料成本, 应该是Bd和Br的代数和, 计算结果可得:CΣ=113.5+181.4=232元/t。
3.4 与其他分摊法的结果比较
按热点潜力法计算得到的蒸汽燃料成本价格位232元/t, 仅比烟气火用值法 (106元/t) 高, 远低于行业分摊法 (402元/t) 和热电比分摊法 (334元/t) , 也比热量扣除法 (283元/t) 、燃机轴功法 (238元/t) , 还比直燃锅炉法 (238元/t) 低2.5%, 既体现了联合循环电厂相对于直燃锅炉在燃料利用方面的技术优势, 也最大限度体现了清洁能源的内在价值, 兼顾了热用户和热电厂的利益。
4 热电潜力法的意义
4.1 数学意义
公式 (3) 和公式 (4) 中, 分母中的因子, 仅和固有参数有关, 而分子中的因子, 和抽汽工况下的变动参数有关, 包括抽汽量、抽汽焓值、汽轮机在抽汽工况下的乏汽焓值, 可理解为“在固定因素的条件下, 变动因素对供热燃料成本的影响”, 因为一个联合循环电厂一旦确定主设备配置, 也就确定了和蒸汽燃料成本相关的固定因素, 最终确定蒸汽燃料成本时, 只需要关注和抽汽环节相关的变动因素即可。
4.2 现实意义
热电潜力法将项目运行期内纯发电工况的全厂热效率、天然气燃料价格、固定资产折旧、上网电价等指标, 视为影响联合循环发电项目财务生存能力和基本偿债能力的因素, 而不考虑供热量和供热价格这两个可变因素。这主要有另方面的优点:
1) 有利于政府主管部门对投资项目的取舍, 固定资产投资主管部门能够在同一标准上确定多个项目的优劣, 而价格主管部门也能够对上网电价进行更客观的核定。
2) 有利于电力投资企业找准市场定位, 在“尽量避免天然气直接发电”和“尽量实现高品质能源梯级利用”两个看似矛盾的政策导向中, 得到更好的平衡, 让企业以市场主体的身份, 实现“发电可保底、供热可盈利”的投资目标。
3) 有利于促进电厂运营单位尽量开拓热用户, 如果想在最基本的投资收益之上获得更高的回报率, 就必须从供热市场挖掘利润, 提高供热量, 提高热电比, 充分享受热电联供的益处。
5 结论
热电潜力法以蒸汽的发电潜能与供热潜能对应的价值来计算其燃料成本, 从电厂内部抛开了工艺复杂性和视角差异性, 有利于工程技术人员进行核算, 其结果也刚好照顾了直燃蒸汽锅炉的标杆作用, 具有更强的说服力和价格指导意义。在项目决策阶段, 热电潜力法更有利于项目投资企业和政府投资主管部门对项目进行比选和论证, 从而从多个项目中优选出最有资源效率优势和财务盈利优势的能源投资项目。
摘要：分析联合循环电厂的构成, 阐述电能和蒸汽的产生过程, 指出其复杂性是燃料成本分摊复杂性的根源。基于工程案例, 用四个方法计算燃料成本, 并分析其不足。根据蒸汽的双重特性, 提出新的计算方法。指出本方法在多项目比选方面的作用。
关键词：热电潜力法,联合循环,燃料成本,分摊
参考文献
[1]熊昌全, 汪正刚.燃气-蒸汽联合循环热电联供机组热电分摊方法[J].热力发电, 2012 (4) :88-89.
[2]黄如科, 梁天生, 张蕾.燃机电厂供热燃料分摊核算方法综述[J].资源节约与环保, 2014 (6) :21.
[3]于彦显, 梁辉.燃气-蒸汽联合循环机组热电分摊方法探讨[J].热力发电, 2013 (11) :6-11.
[4]胡嘉灏, 罗向龙, 陈颖.天然气热电联供系统改造及火用经济分析[J].热能动力工程, 2013 (6) :573-579.
[5]陈海平, 于鑫玮, 鲁光武.基于质量单元的热电联供机组热电分摊算法[J].热力发电, 2014 (2) :16-19.
燃机热电厂 篇5
关键词：燃机电厂,继电保护,改造
引言
不单是燃机电厂在进行工作时需要用电,人们的日常生活也离不开电力。随着科学技术的发展,现代人们的生活以及建设已经越来越离不开电力。因此,为了保障燃机电厂工作人员的安全,对燃机电厂的继电保护设备进行完备十分必要。除此之外,还要对继电保护设备进行合理有效的管理,以保证燃机电厂的设备以及工作人员的安全。
1 燃机电厂及继电保护的简要叙述
所谓的燃机电厂,指的是利用气体的燃烧来产生动力,从而推动涡轮带动发电机的电厂。相对于以往的燃煤电厂而言,燃机电厂不仅投资少,而且对环境的危害小,符合我国可持续发展道路的理念。因此,如何在我国广泛推广燃机电厂成为重点。要将燃机电厂进行推广,首先应该解决关于燃机电厂的继电保护设备的修改以及完善,因为需要燃机电厂在切实保护环境、减少投资的基础上,做到保护工作人员以及运转设备的安全。
顾名思义,继电保护指的是在电力系统出现故障以及危及设备安全运行的时候,自动化对其进行处理的措施。而继电名字的来源是因为在其进行自动化保护电力系统以及元件的时候,主要运用的就是继电器。
继电保护措施主要运用于以下几个方面:第一,对被保护的设备进行及时有效的隔离,使其快速脱离电网,避免受到损坏电网的影响;第二,发出警报信号,使工作人员能够迅速对发生故障的电网进行处理,保证燃机电厂的工作效率;第三,对燃机电厂等工业实施自动化控制,保护电厂电力系统的安全。
2 燃机电厂继电保护设备现存问题
就我国目前燃机电厂的发展状况来看,虽然燃机电厂的发展已经有了显著成果,但是我国燃机电厂的继电保护设备仍然存在不能忽视的问题。这主要包括两类电力系统故障,一是横向不对称的电力故障,二是纵向不对称的电力故障。一旦燃机电厂发生电力系统故障,不仅影响电厂的工作效率,而且可能会造成人员伤亡。因此,我国的燃机电厂应该重视关于继电保护的存在的问题。
第一,燃机电厂的继电保护措施进入超负荷状态,使得电力系统的电压不能够维持正常的工作状态,进而造成电厂的损失。第二,电力系统的电力设备受到短路电流的影响,进而出现损坏现象。第三,电力系统发生震荡,从而使得燃机电厂继电保护中的发电机、继电器等出现不稳定现象,进而导致整个电力系统崩溃。第四,燃机电厂的继电设备长时间运作,使得机器设备过热,进而减短使用寿命,造成设备过早罢工。
以上问题虽然常见,但是如果不对其加强重视,发现时候及时有效进行补救,将很可能造成不可挽回的危害。
3 改造的具体措施
因为保护屏所处的空间可供实施操作的范围非常狭小,所以应该将保护屏放置在新的、刚刚建成的保护机中,以保证保护屏的操作空间。
3.1 线路的使用
在具体的改造过程中,应该使用改造前的线路。选择改造前的线路,对改造的顺利进行有很多有利的方面。第一,采用原来的线路可以更好地保护线路,使计量测验的功能与进行电压测试的功能共同使用,且将这三者一同接到主管排出电压的接口。这是一个有利的环节,极大地提高了线路工作的便利性与实用性。采用原有的回路后,新的安装的微机部分不需要重新进行线路的安装整理,这样极大地节省了时间与成本。
3.2 直接将报警信号与厂部进行连接
直接将燃机控制系统与厂部的终端进行连接,是为了保护燃机控制系统的保密性。燃机控制系统作为主要的控制系统,其中蕴含的各种数据不能轻易透露给普通用户,否则很容易造成对机密信息的泄露。所以,控制燃机的具体报警系统不能直接与新建的微机进行连接,否则会在一定程度上增加信息泄露的风险。所以,一定要跳过新建的微型系统,直接与厂部的终端控制进行连接,才能在出现相应问题的时候做到及时整改与修理,以保证信息的保密性与故障的及时处理。
3.3 保留继电器一定的出口
在进行具体改造措施的时候,一定要注意中间几个继电器接口的位置保留。但是,与保留继电器出口矛盾的是,安装上新的微机后,这几个接口由于过大的压力以及繁多的路线,导致某一个接口会很容易造成断电的现象。为了减轻这一现象,又保留以上的几个接口,可以把复杂的电路都剪掉,只适当保留其中的一条或者几条有限电路。这样因为电路的减少,可以同步减少接口处产生跳闸的故障。具体的做法是,将其中规定的源头接近总是引起断电的接线口的线路的输出端,同时将线路输出端的电线接到新的接口的线路的输入端。通过这样的调整,就可以在合理简化线路的基础上,做到减少引起接口断电的因素。
4 改造后的功能
经过一系列整改和严格的各项试验与检测,机器的各部分性能都得到了较好反馈,在保护的具体实施环节有较好的性能,在信号的准确度上准确率较高。同时,经过改造后的新的系统运行的效果及各项检测指标都正常,能够很好地满足各方面的功能需要。改造后的新功能具体包括以下几部分。
4.1 降低了线路的复杂性
改造很好地降低了线路的复杂性。线路的复杂性由原来的比较复杂变为比较容易,在具体的操作实施方面也比较容易更好地进行实施,从而提高了整个机组的安全性,且使整个装置变得更加可靠。
4.2 减少事故发生
新的微机区别与以往的微机是新的微机采用了两块保护板进行保护。以往的微机只有一块保护板,当因为故障或者某些原因导致保护板退出时,就形成了出口,极大地威胁人们的生命以及设备的安全。而在两块保护板的情形下,其中一块保护板故障退出不会对整个系统造成大的影响,另一块保护板仍然会正常进行工作,不会形成出口。
5 结束语
了解燃机电厂继电器保护的重要性以及我国继电器保护方面面临的问题,通过一系列整改,很好地解决了这些问题。但是,继电器的保护仍然是我们工作与生活中必须要关注的重要方面。通过这些措施的整改与研究,相信我国在继电器的保护方面会有更加长远的进步与发展。
参考文献
[1]王安斯.基于事故链的电网脆弱性评估与稳定控制[D].武汉:华中科技大学,2010.
燃机热电厂 篇6
某燃机电厂3×390MW燃气-蒸汽联合循环机组的化学水处理系统配有2套出力为35m3/h的全膜水处理系统, 由超滤系统、一级反渗透系统、二级反渗透系统、EDI系统及附属系统组成。水处理流程为:原水 (自来水) →UF→一级RO→二级RO→EDI。全膜水处理系统经过一段时间的运行后, 设备会受到给水中可能存在的悬浮物质或难溶物质的污染, 污染是慢慢发展的, 但是如果不在早期采取措施, 污染将会在相对短的时间内损坏设备元件的性能, 因此要实时对水处理系统的水质进行监督, 采取加药调节或在线、离线清洗等方式及时恢复设备元件性能, 保障除盐水处理系统安全运行, 提高机组供水水质的可靠性。
2 除盐水处理系统水质监督优化前情况分析
2.1 优化前水质监督情况
除盐水处理系统各个环节均有安装在线仪表实时监测水质情况, 具体仪表情况如下:超滤进水浊度表、反渗透进水ORP、反渗透进水电导率表、反渗透进水PH表、一级#1RO产水电导率、一级#2RO产水电导率、二级#1RO产水电导率、二级#2RO产水电导率、一级反渗透产水PH、二级反渗透产水PH、#1EDI进水PH表、#1EDI进水电导率、#1EDI产水电导率、#1EDI浓水电导率、#2EDI进水PH表、#2EDI进水电导率、#2EDI产水电导率、#2EDI浓水电导率、#1EDI产水硅表、#2EDI产水硅表、除盐水母管硅表、除盐水母管电导率、除盐水母管PH表、除盐水母管Na表。通过监测水质PH、电导、氧化还原电位等, 了解每级产水情况, 推断该级设备元件污染情况, 以便作出相对应的操作, 如调节加药量、计划在线清洗或离线清洗等, 维持除盐水安全、稳定输出。
2.2 优化前存在的问题及危害
(1) 超滤进水水质的监测配备了浊度表, 而超滤出口却没有进行在线监测, 当超滤产水不合格时, 若未能及时发现, 不合格水质进入反渗透, 将造成反渗透膜的污堵或氧化损伤。
(2) 余氯指标主要反映的是水中氧化性物质含量。虽然前面环节有投加亚硫酸氢钠, 但RO和EDI的进水中还是会存在一定数量的余氯, RO膜和EDI模块长时间接触过量余氯会造成不可逆损伤。显而易见, 监测RO和EDI进水余氯含量是一项不可或缺的重要指标。水中余氯含量可以采用ORP (氧化还原电位) 表检测, 由表1可知反渗透进水也安装了ORP表, 但ORP表反映的是水溶液中的总体氧化还原性, 而PH值、温度、和水中其他氧化还原物质的变化都可以造成ORP响应的严重偏移。也就是说, 在实际应用中, RO进水ORP表受到的测量干扰较大, 可信度下降。因为ORP与余氯浓度之间并没有简单的转换关系, 反渗透膜的产品手册和我厂运行规程上都没有明确要求RO进水的ORP控制值, 而是要求进水余氯小于0.1mg/L。如果反渗透进水余氯长期超标, 反渗透膜就会发生降解, 造成不可逆的损伤, 影响除盐水处理系统的安全稳定运行, 甚至影响发电机组的安全运行。
(3) EDI是除盐水处理的最后一环, 能制出超纯水, 其运行状态直接影响发电机组的安全稳定运行。EDI对游离氯的耐受性相对RO而言还要低。现在EDI进水并没有在线监控余氯含量, 如果只是手工监测, 每日只取样检测一、两次的话, 难以捕捉异常数据, 难以保证EDI系统免受不可逆的氧化损伤。
3 除盐水处理系统水质监督优化方案
3.1 优化方案
(1) 在超滤出口安装浊度表, 监测超滤产水水质, 防止不合格水质进入反渗透。
(2) 在实际应用中, RO进水ORP表受到的测量干扰较大, 可信度下降, 为避免RO膜长时间接触过量余氯, 在反渗透进水安装余氯表, 直接地监测RO进水余氯, 从而及时调节还原剂加药量, 保障RO运行安全。
(3) EDI作为除盐水处理系统的最后一个环节, 进水比较纯净, 离子含量很低, ORP值基本能正确反映余氯含量。也就是说相对RO而言, 在EDI进水安装ORP表也能满足需求, 所以在EDI进口安装ORP表, 在线监测EDI进水的余氯。而且能利用现有仪表 (原RO进水ORP表) , 节省投资。
3.2 控制指标
(1) 根据超滤产品手册, 要求超滤产水浊度<1NTU。
(2) 根据反渗透膜的产品手册和我厂运行规程, 要求反渗透进水余氯<0.1mg/L。
(3) 根据EDI使用手册, 要求EDI进水余氯<0.05mg/L。因为EDI进水为二级反渗透出水, 离子含量很低, 因此查去离子水余氯含量与ORP关系图, 即图1, 可知余氯0.05 mg/L对应的ORP值为290mv。所以要求EDI进水ORP<290mv。
3.3 优化后效果
优化后, 能及时监测除盐水处理系统各环节水质状况。除盐水处理系统各环节水质情况如表1-表4。
4 结语
在超滤出水安装浊度表、反渗透进水安装余氯表、ED进水安装ORP表之后, 能有效监测除盐水处理系统各环节水质, 防止反渗透膜、EDI模块氧化失效, 保障机组运行安全。
摘要：本文介绍了某燃机电厂化学除盐水处理系统流程、运行状况及优化前的水质监督情况, 分析设备元件可能受污染的风险, 通过优化在线监测仪表, 及时监督水处理系统水质, 保障了除盐水系统安全运行, 提高机组供水水质的可靠性。
关键词：水处理,水质监督,在线监测仪表
参考文献
[1]化学分册[S].前湾燃机电厂培训资料.
[2]前湾燃机电厂燃气蒸汽联合循环机组运行规程[S].
[3]李培元, 周柏青, 发电厂水处理及水质控制[J].中国电力出版社, 2012.
燃机热电厂 篇7
关键词：热电偶,测温,响应时间,误差估计
0 引言
车用内燃机具有明显的非稳态特性, 决定了内燃机的排气温度具有瞬态脉动特性, 最终导致内燃机排气携带的能量随工况变化呈现不规则波动的特点[1]。目前研究多集中在排气余热能回收方法[2,3,4], 很少关注时间工作过程中诸如温度等瞬变量数据如何正确获取。科学始于测量[5], 动态测量不同于一般常见静态测量, 如何选择合适的温度传感器能较为真实地反映排气温度瞬态变化过程的动态特性及对测试过程动态误差进行估计, 是排气余热能利用的一项基础工作。
用裸露热电偶测量温度就是利用接触式测温原理的一种常用简便方法。热电偶的热端采用对头焊方式, 使热接点与热电极直径相同。热电极伸出保护管一定长度, 直接与被测物质接触, 感测被测物质的温度变化, 以求获得足够快的响应速度[6]。用裸露热电偶测量气体温度亦同理, 裸露热电偶在与气体接触及周壁的热交换过程中, 气体以对流辐射方式传给热端热量, 热端得到热量后温度逐渐升高, 又以辐射方式传给周壁热量, 同时热量会沿热电极与外保护管以热传导传热方式散失热量, 因此热电偶的热特性就是这些热量综合热交换的过程反映。以前对于热传导测温中响应时间和温度误差的研究, 多限于平面模型[7]。但在实际应用中, 热电偶的热接点焊接后是一球形, 所以, 采用基于球形热传导建立的数学模型, 在温度的动态测量中, 使热电偶的响应时间满足动态温度测试的要求, 估计出因不同结构型式热电偶的动态响应时间, 给温度测量带来的最大温度测量误差。
1 热电偶测温原理[8]
两种不同的导体A和B串接成一闭合回路, 如果两结合点1和2存在温度差, 由于热电效应, 在回路中就有电流产生, 如图1所示, 这两种不同导体的组合称为热电偶。接点1通常用焊接的方法连接在一起, 测温时置于被测温度场中, 称为测温端或工作端。接点2一般要求恒定在某一温度场中, 称为参考端或自由端。应用热电偶传感器测试温度为接触法测温, 测温原理如图2所示。
根据中间导体定律, 由A, B, C组成回路的总电动势为EABC (T, T0) =EAB (T, T0) 。由于热电偶的热接点具有一定的热容量, 热接点从介质中吸收热量后, 加热自身提高温度到稳定值需要一定的时间, 在时间上总是滞后于被测介质温度的变化, 即测量的指示温度总是滞后于被测介质的实际温度, 引起温度偏差, 从而产生动态误差。由牛顿换热定律可知, 热接点的热平衡方程为:
式中, τ为热电偶的动态指标, 即时间常数;Tj为热电偶接点测得温度;t为时间;T为被测介质真实温度。不同的结构、不同的热交换条件、不同的被测介质状态, 其时间常数也不相同, 这是热电偶测量温度产生误差的主要因素之一。
2 热电偶测量温度误差和响应时间
裸露热电偶的热电极由于热传导, 其测试的温度经常低于所测物质的温度, 带来温度误差。任何温度传感器都不可能立刻而非常逼真地响应被测温度的变化, 原因是传感器具有一定的质量和容量, 它对温度的响应速率与传感器本身的特性和所测对象的物理特性有关。热电偶的响应快慢, 可用时间常数表示。要提高温度测量的真实性, 必须设法减小热电偶的时间常数, 采用直径细的热电极做成裸露式热电偶的时间常数较小。
2.1 数学模型
热传导测温中的热电偶热端焊接后成一球形, 周围介质是烟气, 烟气通过其球面向热端传递热量, 把球形焊接点的球心作为中心, 到周围烟气的半径为R, 其热传导系数与热温系数均应比其两边物体的热传导系数和热温系数小得多。因此, 可认为测温敏感元件与周围物体没有热交换, 即绝热。周围烟气的温度变化是时间的线性函数, 即r=R处温度随时间的变化率为β。热电偶的球形热端的一维径向热传导的主导方程为:
初始条件为:
T (r, 0) (T0为常数)
边界条件为:
T (R, r) =T0
其中, 测温材料导温系数α=k/ρc, k为导热系数, W/ (m.K) ;ρ为测温材料质量密度, kg/m3;c为测温材料比热容, k J/ (kg·K) 。
2.2 求解结果
用分离变量法求解上面的方程[9], 其解析表达式为:
式中, 傅里叶数, 初始热波幅An=2 (-1) n+1。测温敏感元件与r=R处的温度差▽T=T (R, t) -T (r, t) , 得:
由于烟气介质包裹球形热端, 且根据热电偶传感器的导热性质, 可假设r/R→1但仍然小于1, 所以
上式为同一时刻热电偶所测周围内燃机排气的温度和测量端温度的误差估计式, 此误差与敏感元件的球形中心到介质半径的平方成正比、与敏感元件的导温系数成反比、与介质温度变化速度成正比。其裸露热电偶测量温度的响应时间最大不超过R2/6α。
2.3 应用实例
内燃机排气温度瞬态变化的频率主要与其冲程、缸数、转速、负荷、发火顺序、工况变动、排气道布局等诸多因素相关。但对于车用四冲程发动机, 在某一稳定工况下, 可认为排气瞬态温度脉动变化频率数值为转速频率与缸数乘积的一半。实验六缸柴油机最高转速不超过2400r/min, 在稳定工况下排气温度脉动最高频率约为120Hz。根据香农采样定理, 为确保动态信号不失真, 要求传感器频率响应至少为其2倍, 实际应用一般为5~10倍。因此, 采用裸露热电偶温度传感器测试实验室内燃机排气的瞬态温度脉动频率, 要求热电偶温度计的响应时间为1ms左右, 同时要求测试的温度动态误差不超过±5K。选用K型 (镍铬-镍硅) 铠装热电偶的偶丝直径为0.1mm, 热端焊接后, 其半径最大为0.1 mm。
计算镍铬-镍硅 (K型热电偶) 的导温系数α=k/ρc=3.28mm2/s;实验台架所用内燃机在稳定工况下, 热端周围排气温度随时间的变化率β, 随转速和负荷变动而不同, 范围为1~10 K/ms。将上述相关数据代入▽T<βR2/6α, 可得动态误差不超过5K, 响应时间最多不超过0.5ms。经过计算, 上述的热电偶温度传感器可以满足实验要求。
随着传热半径的不断增大, 温度动态误差和响应时间也不断增大, 并且成二次方增大。国标一级精度热电偶直径为0.5mm, 其动态测试最大误差可能接近125K, 但其静态测试误差仅为5K左右, 由此可见动态测试与静态测试重要区别, 静态精度不能反映其在动态测试过程中的实际精度。同时, 随着温度随时间的变化率不断增大, 温度动态误差也不断增大, 并且成比例增大, 但不影响响应时间。所以, 在瞬态温度测试应用场合, 尽可能选择细的热电偶, 以减小温度动态测试误差和响应时间。
3 结语
建立裸露热电偶测量烟气热传导数学模型, 分析得到其温度误差和响应时间公式, 为应用热端为球形的温度计瞬态测温选型及测试结果动态特性分析带来了极大的便利。
参考文献
[1]刘敬平, 付建勤, 冯康, 等.内燃机的排气能量流特性[J].中南大学学报, 2011, 42 (11) :3370-3376
[2]Huang K D, Quang K V, Tseng K T.Study of recycling exhaustgas energy of hybrid pneumatic power system with CFD[J].Energy Conversion and Management, 2009, 50 (5) :1271-1278
[3]Vaja I, Gambarotta A.Internal combustion engine (ICE) bottoming with organic Rankine cycles (ORCs) [J].Energy, 2010, 35 (2) :1084-1093
[4]Kalyan K.Srinivasan, Pedro J.Mago, Sundar R.Krishnan.Analysis of Exhaust Waste Heat Recovery from a Dual Fuel Low Temperature Combustion Engine Using an Organic Rankine Cycle[J].Energy, 2010, 35 (6) :2387-2399
[5]Finkelstein L, Morawski R Z.Fundamental Concepts of Measurement[J]Measurement, 2003, 34 (1) :815-825
[6]吴永生, 方可人.热工测量及仪表[M].北京:中国电力出版社, 1995
[7]陈力, 李德聪, 丁雁生.关于热传导测温中动态测温响应与误差估计[J].爆炸与冲击, 2003, 23 (增刊) :223-224
燃机热电厂 篇8
某9FA燃机电厂一期配置4×390MW等级高效单轴燃气-蒸汽联合循环发电机组。单轴燃气-蒸汽联合循环发电机组由PG9351FA型燃气轮机、D10型三压再热双缸双流汽轮机、390H型氢冷发电机组成, 为燃机-汽轮机-发电机单轴方式布置, 采用GE的LS2000变频系统拖动启动。本文将就该厂9FA燃机联合循环机组变频拖动系统主要设备配置、运维经验进行探讨。
1 接线设计及主设备配置
该厂变频启动采用“一拖二”模式, 即全厂4台机组共配置2套变频启动系统。正常运行时, #1变频启动系统拖动#1、#2机组启动, #2变频启动系统拖动#3、#4机组启动。2套变频启动系统输出母线通过联络开关互联, 紧急情况下任何一套变频启动系统可启动任何一台机组。
隔离变为干式分裂变, 型号为ZSC-8750/6.3, 电压比为6.3kV/2.08kV, 容量为8 750kVA, 接线组别为Dd0y1, 高压侧为三角形接线, 低压侧两组分别为角形接线和星形接线 (消除谐波用) , 由6kV工作电源供电。因变频拖动期间电流很大, 故选择高压厂用变、启备变容量时应考虑其影响。控制设备主要由控制主机柜、整流逆变柜、输出设备、冷却单元构成。
2 运维问题及解决方案
2.1 主变差动保护配置及解决方案
#1机组工程调试期, 首次并网后升负荷期间, 主变差动保护动作跳机。经分析认为, 主变差动保护电流计算取自主变高压侧、发电机出口、高厂变高压侧, 而机组变频启动期间, 发电机定子中有较大的变频启动电流, 传统主变差动保护会计算出差流, 从而动作。
经分析, 确定在主变设置2套差动保护, 分别对应机组并网运行和变频拖动两种运行方式。一套常规差动保护取主变高压侧、发电机出口、高厂变高压侧三侧电流, 用于机组并网运行期间的保护;另一套取主变高压侧、低压侧 (即高厂变高压侧) 两侧电流, 用于机组变频启动阶段的保护。机组状态由变频系统输出刀闸来判断, 输出刀闸合上时为机组变频启动状态, 分开时为机组并网运行状态;同时, 输出刀闸辅助接点用来进行2套差动保护的自动切换。这样, 可有效避免变频启动阶段传统主变差动保护误动。
2.2 交流控制电源定期切换试验
变频启动控制系统的交流电源由上级低压MCC母线提供。控制柜内I/O模块电源曾2次因上级交流电源切换试验而烧坏, 直接造成变频启动系统停运;另外, 偶尔在交流电源切换试验后, 控制系统报“通信故障”并闭锁启机程序, 影响机组开机。对此, 应减少或避免上级交流电源频繁切换操作, 将停、送电对控制柜电源模块的冲击影响降到最低。
2.3 输出保险烧坏
机组投产运行初期, 一套变频启动系统故障停运。此时恰逢电网调启3台机组, 只能由另一套变频启动系统顺序拖动3台机组启动。在拖动第3台机组启动过程中, 变频启动系统因出口保险熔断而跳闸。分析出口保险熔断原因:短时间连续启动3台机组, 出口保险长时间有大电流流过造成发热严重, 最终因性能下降而损坏;出口保险电流容量设计裕量太小。
对于单套变频启动系统连续启动多台机组的特殊工况, 应在前、后机组启动间隔中增加合理的冷却时间, 并将其列入操作规程, 以避免连续启动带来出口保险等设备发热问题;适当提升出口保险容量。
2.4 隔离变每日送电冲击影响
国内燃机电厂多为每日启、停的调峰运行模式。该厂每日启机时隔离变冲击送电, 会导致厂用电电压明显波动。这种波动曾多次造成机组UPS电源装置输入低电压报警, 甚至自动切换到蓄电池供电。一旦UPS切换失败, 各类控制设备将失电, 造成启机失败。经分析, 系统电压下降是大容量隔离变投入时励磁涌流造成的, 极端情况下, 下降太低会直接造成UPS交流主路检测回路保护动作, 启动电源切换, 增加启机失败风险。
针对隔离变每日送电冲击的影响, 将全厂UPS交流电压检测动作值降低, 并适当加入延时。
2.5 变频启动的谐波问题
对6kV厂用电进行谐波检测, 发现变频拖动期间隔离变的谐波电流以11次、13次为主, 并注入到6kV厂用站母线, 造成全厂6kV厂用站母线谐波电压超标。对此, 目前尚无较好的解决方案, 需进一步分析探讨。
2.6 控制小室冷却系统
控制柜的冷却系统由环境空调系统、水冷系统构成。自带环境空调设有2台, 采用“一用一备”模式, 运行四五年后管道腐蚀严重, 出现频繁泄漏, 故障停机时切换到另一台空调运行。水冷系统主要用于整流、逆变等功率柜内的冷却, 运行初期冷却水电导率常超标, 当达到定值时会闭锁整套变频启动系统。
为避免自带环境空调故障时另一台不能及时启动, 另外购买了2台柜式空调, 可在紧急时人工启动。规范水冷系统维护工作, 定期冲洗冷却水管道 (使用化学系统纯水) , 每年1次;定期活化冷却单元的去离子器, 每年1次;定期更换滤芯, 每年1次;定期人工切换压力水泵, 每月1次。
2.7 备件及技术服务
变频启动系统中, 除隔离变外的控制设备均为GE公司进口产品, 采购周期长。变频启动系统属重要主设备, 应当备齐主要部件, 但大量购件会造成仓储费用升高, 且电子板件存放过长会有腐蚀与老化问题, 另外厂家技术服务费用也较昂贵。
对于备件问题, 目前已与GE公司签订“CSA”服务合同, 设备故障时, 由GE公司提供备件和技术服务。此种模式较好地解决了备件和技术服务难题, 值得在同类型电厂中推广。
3 结束语
目前, 国内大型燃机发电厂配套的变频启动系统均为国内发电设备制造厂配套提供, 除核心控制系统是原装进口外, 其余辅助配件均为国产, 整体设备质量有待提高, 如冷却系统设备故障率较高、维护量大, 影响核心设备运行可靠性。另外, 大容量燃机电厂不同运行方式下的发变组保护匹配问题也需进一步探讨。
参考文献
[1]GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程[S]
燃机热电厂 篇9
关键词：油罐泡沫消防,油罐冷却防护,美国消防规范NFPA,中国消防规范GB
1 概述
本文所述电厂是国外某单循环燃油电厂, 装机总容量为100MW, 设置有两个5000m3大型重油罐 (油罐直径约24m, 壁高约12.7m, 两罐中心间距32.1m, 四周设有防火堤) , 该油属于丙类液体。业主在招标文件中要求消防设计参考美国消防规范NFPA。关于大型油罐的消防设计, NFPA与国内消防规范相比较, 其泡沫消防条文明确、可操作性强, 冷却防护要求较高, 但其泡沫灭火强度远小于中国规范的要求。而按中国消防规范GB进行设计时, 参考不同的规范计算出来的冷却水流量相差也较大。现就对该油罐区消防系统设计参数的选定做简要介绍, 比较NFPA与GB之间的差别, 以求提高消防设计水平, 得出安全、核实的消防方案。
2 规范简介
电厂消防设计中常用的中国规范有《火力发电厂与变电所设计防火规范》 (GB50229-2006) 、《建筑设计防火规范》 (GB50016-2006) 、《石油库设计规范》 (GB50074-2002) 、《水喷雾灭火系统设计规范》 (GB50219-1995) 等。各规范针对性、使用性各有不同, 《建筑设计防火规范》是消防设计的基本规范, 但其作为一种普遍使用的规范, 客观上对火电厂、大型油库针对性稍差。
随着国外工程项目的增多, NFPA的应用也越来越多, 常用的美国规范有NF-PA850《发电厂及高压直流换流站推荐消防2000版》、NFPA11《低倍数泡沫标准1998版》、NFPA30《易燃和可燃液体规程2008版》、NFPA15《固定式水喷雾标准2007版》等。
3 根据中国规范确定设计参数
按GB50016-8.2.5及GB50074-12.1条, 该油罐区设置有泡沫灭火系统、固定水喷雾冷却系统、泡沫消火栓及室外消火栓系统。
泡沫灭火系统:依据《低倍数泡沫灭火系统设计规范》, 泡沫液供给强度为6.0L/minm2, 连续供给时间为30min, 同时配备PQ8型泡沫枪2支, 每支泡沫枪的泡沫混合液流量不应小于240L/min, 连续供给时间为20min, 并且在防火堤外布置泡沫消火栓。
固定水喷雾冷却系统:关于冷却水强度的规定, 《建筑设计防火规范》、《石油库设计规范》及《水喷雾灭火系统设计规范》中存在较大差异, 其中《石油库设计规范》中要求着火罐冷却水供给强度为2.5L/minm2, 供给范围为罐壁表面积;相邻罐冷却水供水强度为2.0L/minm2, 供给范围为罐壁表面积一半;持续供给时间均为6h, 计算出的总冷却水量为1291m3。《建筑设计防火规范》中要求着火罐冷却水供给强度为0.5L/s.m, 供给范围为罐周长;相邻罐冷却水供水强度为0.5L/s.m, 供给范围为罐周长的一半;持续供给时间均为6h, 计算出的总冷却水量为1220m3。《水喷雾灭火系统设计规范》中对甲乙丙类液体储罐防护冷却水的供给强度为6.0L/minm2, 持续供给时间按6h计, 计算出的总冷却水量为7750m3。从上面计算结果可以看出, 《建筑设计防火规范》与《石油库设计规范》计算出的设计水量接近, 后者约高于前者, 而与《水喷雾灭火系统设计规范》相差甚远。笔者认为大型油罐设置冷却水系统的主要目的是:平时无火情况下作为油罐降温冷却水, 发生火灾时则作为着火罐的辅助消防设施, 雾化喷水可以有效的降低罐体及其罐体周围的温度, 防止罐壳因高温而崩溃, 散发的蒸汽又有窒息火灾的作用, 可为相邻罐提供有效的保护屏障, 防止火灾进一步蔓延恶化。《水喷雾灭火系统设计规范》中所要求的6.0L/min·m2冷却水供给强度不仅有冷却保护的用处, 同时也考虑了窒息灭火的要求, 而《石油库设计规范》中的冷却水供给强度则主要是用于冷却保护, 且《火力发电厂与变电所设计防火规范》中并未明确油罐消防必须遵从《建筑设计防火规范》, 因此, 在设置有效的低倍数泡沫灭火系统的同时, 作为着火罐的辅助消防设施, 水喷雾冷却强度按《石油库设计规范》设计是比较合理的。
4 根据美国NFPA规范确定设计参数
按美国NFPA850、NFPA30及NF-PA31规范的要求, 该油罐区消防亦由泡沫灭火系统、固定水喷雾冷却系统、泡沫消火栓及室外消火栓系统组成。
NFPA11中规定用于室外固定顶罐的低倍数泡沫消防系统, 其灭火强度为4.1L/minm2, 持续时间为30min, 并配置不小于2跟泡沫龙带作为低倍数泡沫消防系统的补充, 每根龙带流量至少189L/min, 并在防火堤外布置泡沫消火栓。而对于固定水喷雾冷却系统的设置, NFPA11中规定:如果消防供水水源缺乏, 设计人员可以不必向着火罐提供罐壳冷却;如果消防供水水量有保证, 建议冷却罐壁, 以防泡沫覆盖密封油罐失败导致延长自由燃烧时间。本工程所处地消防取水水源充足, 故设置冷却水系统, 其冷却水供给强度按NFPA15选定:着火罐水喷雾强度最小为6.1 L/minm2, 相邻罐水喷雾强度最小为12.2 L/minm2, 供给范围均为罐外表面积, 持续时间根据NFPA850中的规定取2h, 计算出的总冷却水量为7750me。
结语
比较NFPA与GB中选定的参数及计算结果, GB中泡沫强度约比NFPA大出50%, 但NFPA中冷却水强度高于GB, 冷却水持续供应时间低于GB, 计算出的冷却水总量远远超过GB, 所需的消防水池的容积比较大, 由于本工程场地有限, 经与业主沟通后, 确定油罐区的泡沫灭火系统及固定水喷雾冷却系统均可按GB设计。
纵观整个油罐区消防系统参数的选择, NFPA中比较重视泡沫消防与水消防的共同作用, 水喷雾强度6.1L/minm2~20.4L/minm2的规定, 不仅有冷却的作用, 也有灭火的目标, 而GB中冷却水强度的确定主要是用于消防冷却。因此, 如果消防水源不足或场地受限时, 作为泡沫消防的辅助消防系统, 冷却水强度的选取可以参考中国规范。
参考文献
[1]GB50151-92.中华人民共和国国家标准.低倍数泡沫灭火系统设计规范[S].
[2]GB50229-2006.中华人民共和国国家标准.火力发电厂与变电所设计防火规范[S].