新建火电厂（精选10篇）
新建火电厂 篇1
1 新建大型机组启动方式
目前国内新建大型火电厂均需要采用辅助蒸汽进行机组启动与调试。辅助汽源通常选自厂外供汽系统或厂内启动锅炉。
当选用厂外供汽系统时,机组启动及调试工程受到外在供汽系统的限制,机组启停灵活性和可靠性相对较差。
基于此,并且结合《火力发电厂设计规范》的意见:600MW 机组在选择启动锅炉时宜采用1×35t/h(非采暖区及过渡区)或2×35t/h(采暖区),锅炉宜采用低压燃油快装炉,多数新建大型火电厂设置启动锅炉来提供启动汽源。启动锅炉能够缩短机组的启动时间,但其效率低、能耗大,同时也存在以下问题[1]:
1)启动锅炉是一套严格、完整的蒸汽压力锅炉系统,必须完全按特种设备监察规程进行管理,包括设计、安装和试运行、投产等,是一重大危险源,必须有一套严格的安全保障设施和管理措施,并须进行定期检测检验,取得安装许可和使用许可。并且当其报废时,必须申请报废处理和办理移装或报废许可备案。
2)投资大,使用时间短,基本是在第1台机组启动投产后即被废弃,其使用价值与投资极不匹配。
3)需要耗用一定的建设用地面积,并且运行维护工作量较大。
《火力发电厂设计规范》中提到:启动锅炉房的设计在满足生产要求和环境保护要求的前提下宜简化,如果有其他替代方案,不宜装设启动锅炉。故文中尝试性地提出机组“黑启动”(本文指无启动锅炉、无任何辅助/外来汽源情况下锅炉、汽轮机的冷态启动)的设想,并相应进行了技术探讨,可为以后工程提供参考。
2 机组启动过程中辅助蒸汽的作用
要取消机组启动蒸汽,实现机组“黑启动”,首先要分析启动蒸汽在机组启动和调试各环节中的作用。以常规的新建大型火电厂为例,对其启动调试过程中主要或可能的蒸汽用户进行统计,如表1所示[2]。
2 机组“黑启动”的可行性分析
结合表1进行启动蒸汽必要性及替代方案的研究,以判定机组“黑启动”的可行性。机组“黑启动”可能存在的问题及解决方案如下。
1)给水溶解氧超标,可能导致锅炉受热面腐蚀,故需进行给水预热、除氧。常规600MW机组启动除氧器给水预热所需的蒸汽量为65.5t/h,即使按照《火力发电厂设计规范》配备35t/h的启动锅炉,也无法满足锅炉给水完全除氧的要求,机组每次启动时在给水溶解氧超标的情况下运行的时间大约为200 min [1],在这期间一般考虑进行化学加药辅助除氧。当机组“黑启动”时,由于无法进行给水除氧,故机组在给水溶解氧超标情况下运行的时间会更长,可能会对锅炉受热面产生不良影响,但由于此问题仅在新建电厂道台机组启动过程中出现,在机组寿命期内出现的次数非常有限,故不会对锅炉受热面造成太大影响。
2)空预器表面积灰,会降低换热效率,严重时可能引起堵塞,需要用蒸汽吹灰。“黑启动”时可利用锅炉冷态启动过程产生的新蒸汽,通过专门的减温减压装置提供合适压力温度的蒸汽吹灰。
3)给水泵汽轮机安装完成后需要汽源进行调试,“黑启动”机组无法在早期完成给水泵汽轮机调试,需要修改机组的常规调试方案,小机调试与大机调试同时进行,在大机热试时通过冷段供汽来实现。
4)主汽轮机轴封用汽可参考第二种方案,对大型机组也可利用冷段供汽。
5)“黑启动”过程中磨煤机缺乏灭火汽源,参考第二种方案。制定机组“黑启动”方案时,应考虑磨煤机灭火应急预案。
6)燃油管道系统雾化、吹扫可采用机械雾化、压缩空气吹扫。取消蒸汽雾化和吹扫也可以杜绝发生燃油隔离不严而进入全厂辅助蒸汽系统的事故。
7)燃用重油的机组通过外敷保温材料辅以电加热和油循环来确保燃油粘度满足油枪点火雾化要求。
8)水压试验和酸洗加热蒸汽只能利用本机组锅炉自配的点火油枪或其他专用油枪直接进行点火加热。锅炉油系统要提前施工,在水压试验前投入运行或采取移动式供油。
9)等离子点火或微油点火系统,“黑启动”时无法利用蒸汽加热器冷炉制粉。对于“黑启动”的新建电厂冷炉制粉系统的热风来源可以选择油燃烧器或电加热器系统。
10)为防止空预器低温腐蚀及堵灰,部分机组设置了冷二次风暖风器。机组启动过程中可以通过热风再循环方式加热冷二次风。
通过上述分析可以看出,各蒸汽用户对启动蒸汽的需求均可以采用替代方案予以满足。但对于具有“黑启动”功能的机组,由于在“黑启动”时需要依靠锅炉自身产生的蒸汽作为辅汽汽源,与常规机组在部分配套系统的设计上存在差异,故需要进行进一步的研究。
3 机组“黑启动”配套系统研究
印度某2×600MW亚临界凝汽式发电机组锅炉为四角切圆煤粉炉(SG2050/17.47-M198)、一次中间再热,锅炉的制粉系统采用中速磨一次风正压直吹系统,空预器采用2台三分仓回转式空气预热器,助燃油采用重油;汽轮机(N600-16.67/538/538)侧设置2台50%容量汽泵、1台50%容量调速电泵,采用2×30%BMCR容量两级串联旁路系统。考虑“黑启动”功能,对该工程的辅汽系统和点火油系统进行了改进设计。
3.1 辅助蒸汽系统
如前所述,部分用户(如轴封系统、空预器吹灰系统等)在启动初期需要的辅助蒸汽通过锅炉自身燃烧的新蒸汽或冷段蒸汽供应。故在辅汽系统设置上需要考虑在机组启动最初期,冷段蒸汽参数和品质都无法满足辅汽系统的要求,就必须增设一路从主蒸汽至辅汽的管路,同时配置相应的减温减压装置。
3.2 点火启动系统
由于带“黑启动”功能的机组,锅炉冷态启动时完全依靠燃油系统,因此该工程的燃油系统包括轻油点火系统和重油助燃系统两部分。轻油点火系统的另外一个主要功能就是在“黑启动”时机组没有外部辅助蒸汽的情况下提供辅汽来源[3]。
4 机组“黑启动”过程[4,5]
结合上述工程,对具备“黑启动”功能机组的启动过程进行应用介绍,详细步骤总结如下。
1)软水系统、锅炉化学补给水系统投入正常运行。
2)启动电动给水泵或其它上水泵,锅炉上水,并进行高压水冲洗,锅炉上水所需除盐水的水温大于6℃。
3)锅炉燃油系统投入运行。
4)锅炉升温升压。
5)打开高、低旁路系统,将汽轮机未冲转之前的锅炉产生的蒸汽引入凝汽器,以减少热量和工质损失。
6)在锅炉启动中,应严格监视锅水的含盐量,并根据锅水含硅量限制锅炉的升温升压过程,保证蒸汽含硅量在0.02mg/L以内(洗硅过程)。
7)主/再热蒸汽压力0.6MPa、温度150～200℃时可向辅汽母管送汽,以满足除氧器除氧、汽轮机轴封、小机调试、燃油系统等系统用汽需求,之后机组按照常规机组的方案启动即可。
5 结语
针对新建大型火电厂进行了机组“黑启动”方案的技术探讨。从机组启动蒸汽的作用入手,进行了启动蒸汽替代方案的可行性研究,并结合具体工程讨论了具备“黑启动”功能机组的配套系统和启动过程。拟取消启动锅炉、实现机组“黑启动”的新建工程,比照经例,结合工程特点进行专题分析,并制定具体的“黑启动”方案。
需要注意的是,对于取消燃油系统的机组,如采用等离子点火装置,此时机组燃用煤粉启动,又无法利用辅助蒸汽对空预器表面进行吹灰,可能影响空预器的安全可靠运行,有待于进一步研究。
参考文献
[1]侯国威.新建火电厂无外来蒸汽而不设启动锅炉的启动研究[J].中国电力,2008,41(7):51-54.
[2]陈锡炯,刘启军.新建超临界发电机组启动锅炉的选型研究[J].东北电力技术,2005,(7):50-52.
[3]陈磊,周宇彬.关于国外工程机组黑启动的技术探讨[J].热机技术,2010,(3):4-11.
[4]石福军.300MW机组锅炉启动上水加热过程探讨[J].发电设备,2007,(2):128-132.
[5]滕维忠,刘超,骆贵兵,等.超(超)临界机组启动试运期间热力系统的净化[J].电力建设,2008,29(4):55-59.
新建火电厂 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
新建火电厂 篇3
关键词热电厂;新建工程;照明;节能灯具;应用
中图分类号TM923文献标识码A文章编号1673-9671-(2009)121-0022-02
1概述
近年来,节约能源已经成为全球范围内一个热门话题,而其中的照明用电占有相当大的比重。在我国,照明用电量约占全社会总用电量的12%,因此从长远节约能源、保护环境的角度来看,采用高效节能照明已成为当务之急。据估算,节约1kW发电容量的投资不到新增发电容量造价的20%,利用新技术开展节能照明的潜力很大。
本文针对哈尔滨平南热电工程的特点,从电气照明节能角度出发,探讨照明节能的主要技术措施。
2合理应用新型节能光源
能源短缺和环境污染问题是我国可持续发展急需解决的问题,随着新能源的不断出现,太阳能路灯和LED光源已经走进我们的生活和工作中,这两种节能光源将成为电厂照明中新一代节能环保的绿色光源。
2.1太阳能路灯
2.1.1 太阳能路灯的优点
太阳能路灯是近几年新型的节能灯具,它具有一次性投资、无长期运行费用、安装方便(不需挖沟、敷设电缆)、免维护、使用寿命长等特点,不会对原有植被、环境造成破坏。但因为其光源一般采用LED或直流节能灯,其照明功率只有50W～130W,而在哈尔滨平南热电厂中运输道路、施工道路、正常运行道路一般为6米宽,要求的照明值为5LX左右,因此照明功率只有50W～130W的太阳能路灯还不能满足这个要求。电厂的厂前区可以采用太阳能草坪灯、庭院灯、景观灯等,这些灯具以太阳光为能源,白天充电,晚上使用,无需进行复杂昂贵的管线铺设,而且可以任意调整灯具的布局,即起到了美化电厂的作用也达到了节能的目的。
2.1.2 太阳能路灯存在的问题
1)太阳能光伏系统的效率低,太阳能电池的转换率只有17%左右,因此提高电池组件的转换率,降低单位功率造价是太阳能发电产业化的重点和难点。
2)太阳能电池的容量小,目前太阳能电池还很难使用在主干道照明上。
3)哈尔滨平南热电厂地处北方冬季寒冷的地理环境和气候条件,影响到太阳能电池的储能容量。
4)太阳能路灯的光源目前都采用LED光源,LED光源的特点是表面亮度高,但整体光通量并不高。在灯具垂直下方有极高的亮度,但在偏离该点的一定距离内,亮度很低。按照《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》DL/T5390-2007的要求,电厂的路灯间距一般在30m~40m左右,灯杆高度在7~8m,因此理论上在两灯的中间很大部分很难达到照度要求(照度值为5LX)。
5)目前LED光源外部的封装材料为环氧树脂,环氧树脂在太阳照射和低温的条件下易老化,电厂的自然状况对环氧树脂的老化起到了加速作用。
6)太阳能路灯的价格是普通路灯的3~4倍,目前价格昂贵。
7)太阳能产品的质量亟待提高,近年来,太阳能光伏技术发展很快,产品生产厂家如雨后春笋。但是,有些产品没有形成系列,质量参差不齐,甚至在光源的选择以及电路设计中存在许多缺陷,降低了产品的经济性和可靠性。同时,国家缺少相应的产品质量标准和检测系统,使太阳能光伏技术产业化受到影响。
综上所述,目前要在哈尔滨平南热电厂厂区道路照明设计中,大面积使用太阳能路灯的主、客观条件都不成熟,还为时尚早。建议在一段较为偏僻的厂区道路区域,安装使用若干套太阳能路灯,实际运行一段时间,掌握太阳能路灯实际运行效果和节能效益。
2.2LED光源
LED又称发光二极管,它们利用固体半导体芯片作为发光材料,当两端加上正向电压,半导体中的载流子发生复合,放出过剩的能量而引起光子发射产生可见光。
2.2.1 LED光源的优点
1)省电、节能、环保。LED的发光原理与白炽灯和气体放电灯的发光原理都不同,LED光源的能量转化效率非常高,理论上可以达到白炽灯10%的能耗,LED相比荧光灯也可以达到50%的节能效果。节能效果显著,无疑具有十分重要的意义。LED还可以与太阳能电池结合起来应用,节能又环保。其本身不含有毒有害物质(如:汞),避免了荧光灯管破裂溢出汞的二次污染,同时又没有干扰辐射。
2)使用寿命长。采用电子光场辐射发光,灯丝发光易烧、热沉积、光衰减等缺点。而采用LED灯体积小、重量轻,环氧树脂封装,可承受高强度机械冲击和震动,不易破碎。平均寿命达10万小时。LED灯具使用寿命可达5～10年,可以大大降低灯具的维护费用。
3)光色纯正。由于典型的LED的光谱范围都比较窄,不像白炽灯那样拥有全光谱。因此,LED可以随意进行多样化的搭配组合,特别适用于装饰等方面。
4)防潮、抗震动。由于LED的外部多采用环氧树脂来保护,所以密封性能和抗冲击的性能都很好,不容易损坏,可以应用于水下照明。
2.2.2 主要应用领域
1)交通信号灯、指示灯。LED光源表面亮度高,使用寿命长,能保持良好的指示功能。
2)汽车车灯的应用。汽车也是LED产品的市场。由于LED灯具有省电、小型且可平面化安装、响应快速、易于计算机控制、抗震性等优点,发达国家都在大力开发车用LED灯。应用范围从车内的显示面板、装饰灯、照明灯,到车外的刹车灯、转向灯、指示灯等。 但LED灯还没有用于汽车正常行驶照明的前照灯。
3)背光源。LCD背光源是LED产品的最大应用市场之一,主要集中在TFT彩屏的背光。LED背光源具有良好的显色特性且环保,是LCD背光源市场的主流。LED背光源在手机等PDA产品上已成功应用,并伴随着LCD平板显示市场的快速发展,保持高速增长。随着LED发光效率的不断提高,必将应用于更大尺寸LCD屏的笔记本电脑、电脑显示器和LCD-TV中,市场潜力无限。
4)特种照明灯。特种照明灯,主要品种有防爆灯(含矿灯)、军用特种灯、闪光灯、应急灯、手电筒、文物与艺术品照明灯、皮革与首饰装饰灯、特种医疗用灯、农作物生长用灯、太阳能LED灯等等。
尽管目前LED成为大家倍受推崇的节能光源,但在哈尔滨平南热电电厂照明设计中,采用LED光源还存在许多实际问题。
3.2.3 普及应用LED存在的主要技术问题
1)LED的亮度很高,但是它的光通量却很低,在指示照明上很实用,但是用在普通照明上却不是很适合。
2)LED的显色性问题,现有的白光LED多数采用两种途径实现:一是各种颜色的LED混光成为白光;还有就是用蓝光或者紫外线激发荧光粉发出白光。尤其是激发荧光粉的方法使LED中的蓝光含量偏高从而使整个LED的色温偏高,而其他光谱含量少,所以显色指数低。对于人的眼睛来说显色性比光的强弱更为敏感,显色指数低的光源都不适合用在普通灯具上。
3)LED光源对电压质量的要求高,不能承受大的电压波动。而在电厂的输煤系统,大功率的电动机启停频繁,造成厂用电压波动很大。
4)LED外部的环氧树脂受温度的限制很大,越是在周围温度高的环境中使用,树脂的劣化越快。同时,电流通过LED时,LED芯片会发热。该温度越高(电流通过的多),周边树脂的温度也会变高,则劣化将加快。在电厂的锅炉本体周围,环境温度可达40℃左右,因此如果在此环境下使用LED光源,很难达到LED标称的寿命(10万小时)。
5)另外由于封装技术有差异,造成各种颜色的LED光源寿命和光衰减并不能达到理论上的指标,其他还有散热问题和LED价格问题等。这些原因都限制了LED灯具在现阶段的使用,造成LED照明灯具暂时还只能处于在电厂试应用阶段,通过应用发现存在的问题,以便光电子行业与照明行业共同解决。
2.2.4 LED光源在哈尔滨平南热电工程的应用
依据LED光源的实际技术性能、特点,本工程在照明设计中,出入口指示灯以及消防疏散指示灯可采用LED光源。
2.3高频无极灯
高频无极灯主要由高频发生器、功率耦合器和玻璃泡壳三部分组成。高频发生器为耦合器提供一个高频能量来激发和维持灯泡内的气体放电,耦合器是把能量从高频发生器经铝制底座输入灯泡内的器件,灯泡主要是一玻璃灯泡,主要由涂有保护膜和三基色荧光粉的泡壳、内管、汞气、辅助汞气及灯头等组成,内部充有低气压汞和惰性缓冲气体,在灯泡中间有一玻璃内管,内管里面是耦合器。
高频无极灯是利用高频电磁场激发灯泡内的低气压汞和惰性缓冲气体放电产生紫外线,紫外线再激发灯泡内壁上的荧光粉而发出可见光。
优点是:能瞬时启动,寿命长,无频闪、功率因数高。缺点是:价格不菲,产品质量有待时间考验。
目前无极荧光灯光源在灯具配合方面与其它光源的灯具不能互换,需要有专门灯具。初始成本较高,使用经验少。各无极灯的生产厂家提供的参数各有不同,且国家没有统一标准,至于在节能方面是否优于金属卤化物灯、节能灯和高压钠灯有待今后实践证明,故本工程不建议大量采用无极灯。
3采用节能镇流器
节能灯的附件之一镇流器也是耗能产品。通常的电感式镇流器虽然可起到镇流作用,但是消耗的电能相当于匹配的荧光灯功率的20 %,且功率因数仅为0. 4～0. 5,故其无效功耗和额外线损很大。另外还存在噪音大、频闪污染严重、寿命短等缺点。而新型电子镇流器不仅本身功耗很低(以配36W荧光管用电子镇流器为例,其功率仅为1～3W) ,且功率因数高达0. 9 以上,线损也大为降低,电网质量得以提高。本工程中采用优质节能电子镇流器和节能型电感镇流器是节能措施之一。
4照明控制
在电厂中,照明灯具的数量繁多,灯具的开、关不是始终一样的,明、暗程度也不是不变的,总之,加强对灯具投入的控制,节能也显著。选用适当的控制方式,最大限度的节约能源,具体实施方案如下:
1)室内照明线路宜细化,选择适当位置,多设开关,以便根据需要开灯和关灯。
2)为了不影响整个房间的照明,靠近窗户的照明器应单独设置开关,以便充分利用自然光。
3)对于不经常有人的场所(如配电间、继电器室等),在主要出入口设置开关,以便人走灯灭。
4)在办公楼的楼梯、走廊及一些需要短时照明的场所,采用声光控开关和延时开关,避免常开常亮,同时也达到了节能和延长光源寿命的目的,减少了维护量。
5)车间内按照生产工艺要求分区设置开关。
6)道路、煤场、油区等露天场所采用光电开关,实现照明系统的控制。
7)室外照明采用三相供电,隔盏换相,以便根据需要提供不同的照度,节约电能。
5结论
哈尔滨平南热电厂作为即将新建的绿色电厂,节能、创优是设计追求的目标。电光源是照明节能的主体,因此对照明我们将具体实施如下:
1)控制室、继电器室、配电间和办公室等识别颜色要求较高或经常有人工作的场所选用T8、T5等型号荧光灯。
2)主厂房运转层选用大功率金属卤化物灯。
3)220kV配电装置、变压器场地选用金属卤化物灯。
4)汽机房选用长寿命金属卤化物灯。
5)锅炉本体、道路和输煤系统等选用高光效钠灯。
6)辅助生产车间选用高显色钠灯或金属卤化物灯。
7)直流事故照明、频繁开启照明的场所选用白炽灯。
8)室内通道、楼梯间、卫生间等场所选用节能灯(紧凑型荧光灯)。
新建火电机组热工专业调试 篇4
1 前期准备
前期准备阶段主要包括人员及设备安排、参与设计联络会、控制系统培训验收、资料收集、逻辑审查、方案编写及相关材料准备等。热工调试需要确定专业负责人一名、安全质量员一名及调试人员若干, 其中安全质量员可以由调试人员兼任, 根据调试合同及进度安排, 初步安排人员分工。如果其中有刚参加工作不久的人员, 则需先安排这些人员学习调试标准、规范等。热工调试主要设备有计算机、对讲机、万用表、信号发生器、螺丝刀、短接线及办公耗材等。根据调试合同及相关规定, 熟悉调试与电建单位、DCS设备厂家等单位的调试分界。设计联络是根据与电厂、调试项目部等单位的协调, 参与控制系统设计讨论, 初步确定控制方案及逻辑功能。如果控制系统是第一次使用, 最好能到控制系统厂家培训学习或者根据资料自学, 在DCS设备出厂前, 一般需陪同业主进行出厂验收。资料收集是从电厂、设计院、主要设备厂家等单位将调试所需的设计院图纸、设备说明书、流量测量装置计算书等资料进行收集整理。逻辑审查是在四联会后根据DCS厂家组态说明书对逻辑组态进行审查、纠错。最后, 根据前面收集的资料可以制定出各个分系统、整套启动的调试方案并上报审批, 同时编制各个设备的连锁单、自动调节系统清单等。进厂调试前, 还需准备好设计变更联络单、调试记录、安全学习记录、逻辑修改单及技术交底等材料。
2 进厂调试及编写试验报告
在现场设备安装到一定阶段后, 就可以进厂调试, 这个阶段是热工调试的主要阶段。热工调试要根据整个调试的进度安排来进行, 现场情况跟前期准备阶段制定的一些材料可能会有不同, 这时候可能需要对连锁单、逻辑组态进行设计更改, 需要多方共同制定出合理的连锁保护逻辑。一些重要试验如主保护试验、横向连锁试验等需要与监理、业主等单位一起见证或者完成。试验过程中或者试验完成后, 需要及时仔细地记录试验过程中的相关数据、现象。热工主要分系统有:计算机监控系统 (DAS、SOE) 、顺序控制系统 (SCS) 、辅机连锁保护系统、锅炉炉膛安全监控系统 (FSSS) 、汽轮机监控保护系统 (DEH、TSI、ETS) 、汽轮机给水泵监控保护系统 (MEH、METS、MTSI) 、旁路控制系统 (B PS) 和模拟量控制系统 (MCS) 。在所有试验完成后, 需要对数据、图表等进行汇总, 完成各个试验报告及工作总结。
2.1 计算机监控系统 (DAS、SOE)
DAS及SOE系统主要是对整个接入DCS系统的信号进行显示、报警、趋势服务及SOE记录等。主要调试内容是对检查各个通道的设置是否正常, 对显示异常的信号可以按照从外部信号、端子板 (跳线、保险丝等) 、预制电缆、I/O模件、通讯到上位机数据库的设置这个流程进行检查。SOE调试需用信号发生器检查系统时钟的分辨率及同步性。
2.2 顺序控制系统 (SCS)
SCS系统是热工调试中内容较多的部分, 需要对机炉电系统中设计有联锁保护的设备进行远动、程控、连锁保护试验等。对于细致检查组态, 对连锁试验能实动的要尽量实动。
2.3 锅炉炉膛安全监控系统 (FSSS)
FSSS系统是对锅炉燃料系统进行控制保护, 主要包括各油枪的程控和保护;给煤系统保护及各给煤机、磨煤机的程控和保护;OFT及MFT或BT。MFT动作时, 除了通过逻辑去保护停各燃烧系统外, 还需再用硬接线回路直接到各个设备电气柜里的跳闸回路确保设备能正确跳闸。
2.4汽轮机监控保护系统 (DEH、TSI、ETS) 及汽轮机给水泵监控保护系统 (M E H、METS、MTSI)
汽轮机监控保护系统DEH、TSI、ETS之间和送给DCS、电气等系统的信号较多, 需要仔细核对。检查完TSI的组态设置后, 涉及保护的信号需要用信号发生器模拟现场信号检查组态设置是否正确, 保护是否能正确动作。DEH系统需做好静态试验及仿真试验, 确保各控制保护回路动作正确。汽轮机给水泵系统的调试与汽轮机相似。
2.5 旁路控制系统 (BPS)
旁路控制系统一般采用集成化较高的控制系统, 在DCS侧只需发出旁路门控制指令, 就地控制柜能自动调节其开度。除了模拟量指令之外, 还有快关、快开等开关量指令。
2.6 模拟量控制系统 (MC S)
MCS系统调试包含各个可调节机构的传动、显示及设计有自动调节功能的控制回路的自动调节等。在动态投运前要做好静态试验, 主要包括调节方向、过程值及设定值的信号是否正确、限幅及限速率是否设置等。
2.7 整套启动阶段
在整套启动阶段还包括CCS投入、AGC及一次调频试验等。
3 安全管理
不管在调试的任何阶段安全都是摆在第一位。在前期准备阶段是进行安全学习的最佳时期, 通过对安全规章制度、特别是安全案例 (包括未造成事故但有重大隐患的案例) 的学习, 深化安全意识。在进入现场调试的初期及中期, 设备安装一般均还在紧锣密鼓地进行, 现场的主要外部危险源有:孔洞、脚手架、电焊火花、有毒烟雾气体、切割噪音等。针对这些危险源, 在进入相关场地前应配戴好防护装备, 如手电、耳塞、口罩等。专业负责人及安全员如果发现班组成员存在违章、特别是一些潜在的不安全行为, 应严厉批评制止以杜绝习惯性违章。在设备或机组运行期间有涉及交叉作业应该加强与其他单位、专业的沟通, 在进行逻辑强制的时候要仔细检查, 特别是在整套启动期间, 需要执行好逻辑异动单制度, 执行强制必须有执行人和监护人双重确认。安全管理除了需要遵守规章制度、定期安全学习之外, 还需要具备足够的专业知识和经验做保障, 安全跟业务能力从某种角度来说是相互促进的, 必须共同进步。
4 结语
火电厂新建机组热工调试是一个任务繁重、时间跨度长、需要多方协调共同完成的工作。总之, 做好前期准备并制定好详细的工作计划是做好热工调试的重要基础, 在调试时多与其他专业沟通、细致的进行连锁试验是做好热工调试的重要保证。
摘要：火电厂新建机组调试是一个复杂的工程, 热工专业在其中扮演着重要的作用, 基本上所有专业在调试时都跟热工专业有交叉。本文主要介绍热工专业在调试前需要做的准备、调试的主要内容 (包括分系统及整套启动) 以及调试过程中的安全管理等方面的工作。
新建火电厂 篇5
New coal power plant system fine debugging(scheme)measures
安徽省电力科学研究院 张志刚
Anhui Electric Power Research Institute Zhang Zhigang
摘要
本方案介绍了国电宿州2×350MW超临界热电联产机组输煤系统精细化调试措施及工艺，是在常规调试的基础上着重提出精细化调试和管理的先进方法，是为了指导和促使新建电厂调试及运行等工作整体水平得到较大提高升级而作出的有效努力。
The scheme introduced in Suzhou in 2× 350MW supercritical unit cogeneration system coal fine adjustment measures and technology, in the conventional debugging on the basis of present fine adjustment and advanced management method, is to guide and promote the new power plant commissioning, operation level has been improved greatly upgrade and make effective hard.关键词
输煤系统，精细化调试，措施，联锁保护，控制要点
Key words: coal handling system, fine tuning, measures, interlock, control points
引言 作为电厂从建设到使用的最后一道工序—分系统及整套系统调试，其工作至关重要，它直接关系到电厂前期大量投入的工作能否实现目标，同时要求对前期建设、安装设备、单体、单机调试等工作给于全面检验，发现问题和缺陷必须不断处理完善符合标准和规程的过程。本措施因篇幅较大，在条款与常规调试相同内容上已作部分削减。设备系统概述
国电宿州热电有限公司原有4台小机组，现拆除3台#
1、#
2、#3机组，保留1台#4机组（135MW）。本期工程在#
1、#
2、#3机拆除的原址上建设2×350MW大型热电机组，输煤系统按满足2×350MW热电联产要求进行设计，工艺系统及土建设施按新老系统融合，充分利用原有设施优化配置，经本期建设和改造后系统可满足135MW+2×350MW三台机组燃煤需求。
本期燃料厂外运输主要采用火车运输，少量采用汽车运输。厂内采用原有汽车卸煤沟及火车卸煤沟卸煤，以及改造后的原有条形煤场储煤，新增一台火车卸车用螺旋卸车机，新增干煤棚、转运站、碎煤机室、煤仓间及入炉煤采样、计量、除铁、水冲洗、皮带喷雾、煤场喷洒等系统辅助设备，扩建原有条形煤场，扩建原有斗轮机煤场，改造煤场原有#2皮带机延长至327.2m；改造旧有斗轮堆取料机为斗轮取料机，其轨道延长85米；新建长90m跨度88m的干煤棚，扩建后煤场占地为294×82m，储煤 量13.5万吨，可满足新老三台机组17.7天用煤，其中干煤棚出储煤量3.38万吨满足新老三台机组4.4天用煤。调试目的
在输煤系统安装完毕并完成单体、单机试运后（包括有关调整试验），须通过分系统、整套系统试运行，来检测系统设备有关技术参数是否达到设计要求，并对设备试运中存在的问题进行调整。保证机组能安全顺利地完成整套启动并移交生产。调试范围及主要内容
3.1 输煤系统分系统调试前具备条件设备动态检查 3.2 输煤系统各分系统各单机保护校验 3.3 输煤系统各分系统联锁保护试验 3.4 输煤系统程控装置的调试 3.5 输煤系统的程控联动运行调试 3.6 输煤系统程控、顺控静动态空负荷调试 3.7 输煤系统程控、顺控带负荷试运 精细化调试主要项目工艺措施及控制要点
4.1 分系统、整套运行调试
4.1.1 分系统调试前具备条件的主要设备检查及确认
（1）卸堆煤系统单体、单机调试及验收完成，对各皮带机、卸煤机、除铁器等主辅设备分别做单机动态检查确认，包括单机试运就地、远控启停运行正常；
（2）上煤系统单体、单机调试及验收完成，对各皮带机、碎煤机、滚轴筛、犁煤器等主辅设备分别做单机动态检查确认，包括单机试运就地、远控启停运行正常。（3）每条皮带机做警铃试验检查，单机启动响警铃后皮带机运行正常。4.1.2 输煤系统各皮带机保护校验
（1）皮带跑偏跳闸，校验时要注意做到每一个开关均要试验，且要做好记录； 调试工艺：上位机启动皮带机试验位运行，就地控制箱短接重跑偏开关，皮带机跳闸； 上位机启动皮带机试验位运行，就地皮带机拉重跑偏开关，皮带机跳闸；（2）皮带拉绳跳闸，校验时要注意做到每一个开关均要试验，且要做好记录； 调试工艺：上位机启动皮带机试验位运行，就地控制箱短接拉绳开关，皮带机跳闸； 上位机启动皮带机试验位运行，就地皮带机拉动拉绳开关，皮带机跳闸；
（3）皮带速度低下跳闸，校验时，要根据感受资料进行正确的参数设定；
调试工艺：上位机启动皮带机试验位运行，就地控制箱短接速度开关，皮带机跳闸；（4）纵向撕裂跳闸，做这项试验要现场手动给定撕裂信号。
调试工艺：上位机启动皮带机试验位运行，就地控制箱短接撕裂开关，皮带机跳闸；(5)控制要点：
1）每条皮带机就地与远方控制及保护信号点连接正确；
2）做皮带机保护试验，信号发出点必须由就地控制箱或皮带机拉绳、跑偏开关发出。
4.1.3 输煤各分系统联锁保护试验
（1）输煤系统设备编制程控联锁及保护试验清单，每台设备做好每项试验记录。按检查条件已具备分系统调试后，首先输煤分系统各调试设备送电试验位；（2）卸堆煤分系统联锁保护试验：
1）卸堆煤系统各设备设手动联锁，对各种运行方式分别做联锁启动及联锁跳停故障保护试验；
调试工艺：上位机选定一种运行方式设手动联锁，按逆煤流方向手动逐台启动各皮带机等设备运行，再分别设置跑偏、拉绳、速度、堵煤、急停等故障，系统皮带机等设备分别有保护跳停动作；（注：跑偏、拉绳、速度等故障设置为就地发信号）
2）卸堆煤系统系统各设备设自动联锁，对各种运行方式分别做运行联锁启动及联锁跳停故障保护试验；
调试工艺：上位机选定一种运行方式设自动联锁，启按自动键，按逆煤流方向逐台启动各皮带机等设备运行，再分别设置跑偏、拉绳、速度、堵煤、急停等故障，系统皮带机和设备分别有保护跳闸动作；（注：跑偏、拉绳、速度等故障设置为就地发信号）（3）上煤分系统联锁保护试验：
1）上煤系统各设备那设手动联锁，对各种运行方式分别做运行联锁启动及联锁跳停故障保护试验；
调试工艺：上位机选定一种运行方式设手动联锁，按逆煤流方向手动逐台启动各皮带机等设备运行，再分别设置跑偏、拉绳、速度、堵煤、急停等故障，系统皮带机和设备分别有保护跳闸动作；（注：跑偏、拉绳、速度等故障设置为就地发信号）
2）上煤系统系统各设备设自动联锁，对各种运行方式分别做运行联锁启动及联锁跳停故障保护试验；
调试工艺：上位机选定一种运行方式设自动联锁，启按自动键，按逆煤流方向逐台启动各皮带机等设备运行，再分别设置跑偏、拉绳、速度、堵煤、急停等故障，系统皮带机和设备分别有保护跳闸动作；（注：跑偏、拉绳、速度等故障设置为就地发信号）
(4)控制要点：
1）系统联锁保护试验手动联锁、自动联锁满足使用和设计要求；
2）系统程控、顺控静态试验尽可能满足各种运行方式要求，可采用排列组合成各种运行方式路径试验。
3）含有制动器的皮带输送机，制动器与皮带机直接联锁先后启动，并重点关注其可靠性。
4.1.4 输煤系统动态联合调整试验措施及工艺（1）卸堆煤分系统空负荷联调 1）具备条件检查
A．检查单体、单机调试设备各项工作已完成；
B．各分系统联锁保护试验已完成，设备具备启动条件，皮带机的电动机绝缘良好各保护装置及联锁信号已正常投入，控制系统LCD画面正常；
C．系统具备联动条件，安全检查及维护人员到位，电源送上工作位； D．系统联调开始前各相关单位专业人员现场到位。2）卸堆煤分系统各主要运行方式分别做空负荷联动调试；
调试工艺：上述1）具备条件检查完成后，上位机选用卸堆煤设备投自动联锁，选定一种运行方式显示有效，启动该路径皮带机系统运行，运行过程中发现设备存在各种缺陷，各相关单位技术人员必须及时处理；该路径皮带机系统调整试验运行稳定后，分别选用拉绳、跑偏或急停等功能以检验动态试验故障保护跳闸的可靠性。（2）上煤系统空负荷联动调试；
调试工艺：同上1）具备条件检查完成后，上位机选用上煤系统设备投自动联锁，选定一种运行方式显示有效，启动该路径皮带机系统运行，运行过程中发现设备存在各种缺陷，各相关单位技术人员必须及时处理，该路径皮带机系统调整试验运行稳定后，分别选用拉绳、跑偏或急停等功能以检验动态试验故障保护跳闸的可靠性；其他各主要运行方式调试工艺同上。
（3）卸煤系统做双路皮带机空负荷联调试运；
调试工艺：上述1）项具备条件检查，卸堆煤系统各单路运行完成，各设备送电工作位；上位机选择路径有效，先顺控启动A路系统，运行稳定后再启动B路系统，双路运行发现问题和缺陷，现场及时处理直至双路运行稳定后分别顺控停机。（4）上煤系统做双路皮带机空负荷联调试运；
调试工艺：上述1）项具备条件检查，上煤系统各单路运行完成，各设备送电工作位；上位机选择路径有效，先顺控启动A路系统，运行稳定后再启动B路系统，双路运行发现问题和缺陷，现场及时处理直至双路运行稳定后分别顺控停机。
(5)控制要点：
1）皮带机在试转过程中应记录电动机启动电流和启动时间，对电动机轴承进行温度测量和振动测量。
2）巡视运行的设备，皮带应无损坏或跑偏的现象，转动设备无异常。4.1.5 输煤程控装置系统调试
(1)输煤系统的程序控制装置调试由程控厂家进行。输煤系统的控制分为集中控制和就地控制两种方式，集中控制又分为自动和手动；就地控制为手动（就地控制时设备不设联锁），只是在检修或发生故障后的试转时用。在正常情况下均采用遥控操作设备的启动与停止；
(2)远方操作的方式下，在控制室内可通过计算机从已编好的多种工艺流程中选择运行方式，也可按实际需要人工选择运行方式；
(3)在程序控制中，自动取样装置、电子皮带秤、除铁器、除尘器等设备随有关的皮带输送机、碎煤机等主要设备同时启动；
（4）原煤斗配煤按煤仓位置顺序的配煤方式，已发出低煤位信号的煤仓能够优先配煤，若下一个煤仓为高位或停用时，则自行跳越直至满足配煤条件的煤仓为止。4.1.6 输煤程控、顺控带负荷调试及工艺（1）卸堆煤系统带负荷卸堆煤试运：
现场安全检查及维护人员到位，各相关专业人员到场，上位机选择流程有效，分别做卸煤沟→煤场卸堆煤系统A、B路程控、顺控带负荷试运，运煤量控制由小到大，分别从开始25%负荷逐渐增加到50%、75%稳定后再到满负荷满足设计要求；（2）上煤系统带负荷上煤试运：
现场安全检查及维护人员到位，各相关专业人员到场，上位机选择流程有效，分别做卸煤沟→原煤仓、煤场→原煤仓系统A、B路程控、顺控带负荷试运，运煤量控制由小到大，分别从开始25%负荷逐渐增加到50%、75%稳定后再到满负荷满足设计要求；（3）控制要点：
1）以上带负荷上煤试运，顺控启动设备按逆煤流方向逐台启动，停机按顺煤流方向逐台停机确保煤流全部走空；
2）带负荷卸堆煤和上煤试运，先采用小流量25%负荷输煤量，输送稳定后逐渐加大流量至50%、75%负荷直至满足设计要求。精细化调试措施及建议
5.1 输煤皮带重跑偏精细化调整措施及处理建议
输煤新皮带跑偏调整因内应力大很难一步到位，既使花费很大精力调好跑偏运行一
段时间仍可能有较大变化，新皮带内应力消除还会有跑偏现象；建议 提倡互相帮助，杜绝互相推诿；工作制定有详细计划按轻重缓急先后顺序有条不紊进行，在做好份内工作的基础上分工不分家。提前做好应对措施，冷静处理突发事件，杜绝简单的问题复杂化，复杂的工作一团麻，工作上下乱糟糟不按计划来，东一榔头西一棒，心浮气燥干不好事。
5.6.3 输煤调试按计划进行，调试工作遵循先紧后松原则，今天的工作今天做完，上班时紧，下班前松，有富余时间有条件把工作做的更好；避免上班时松，下班前忙，今天的工作做不完，要加班还要拖到明天。
5.6.4 树立整体观念，加快工作进度，提高工作质量和工作效率：多年的调试经验告诉我们：单体、单机调试的问题遗留到分系统调试来解决要付出成倍的代价；分系统调试的问题遗留到整套启动同样要多付出成倍的代价来处理。机组调试要树立全局整体观念，前面的工作问题最好不要留到后面的工作去做，如果整套启动调试，系统所有的设备都运转起来了，就因为某一台设备单体或分系统调试存在问题未解决好，造成全体设备停机等待这一台设备消缺，所付出的代价可想而知。我们要提前做好预防工作，尽可能减少遗留问题的频次，使我们的工作效率和进度大大提高。
结束语
与常规调试相比，通过系统精细化调试，控制要点的联锁及保护试验、带负荷整套试运，使输煤系统每个环节尽可能充分暴露死角缺陷并得到全面处理，具有最大限度消除设备安全隐患及不留后遗症尾巴等优点；在细中求稳，稳中求好，好中求快的基础上，做到电厂整套机组168记时通过后，在安全、稳定、可靠长期运行的同时满足最大负荷运行生产的要求。
作者简介：张志刚 男 汉族 1953年5月28日出生淮南市； 工作单位：安徽省电力科学研究院
热能动力专业 高工；中国科学技术研究交流中心 研究员，中国管理科学研究院 特约研究员；曾获有二十余项发明专利并获有世界发明奖。
新建火电厂 篇6
新疆天富热电股份有限公司系国有控股上市公司, 是新疆唯一一家集热、电联产, 水火电并举, 发、供、调一体化的能源工业企业, 公司所属分、子公司共22家。随着新疆大发展的战略决策和火力发电基地的确立, 公司目前正陆续建设以330MW、6600MW为主力机组的火力发电厂, 按照十年的远景规划, 公司总装机容量将达到320万千瓦。为了能够确保大型机组的顺利投产、安全生产发电, 各个新建、扩建电厂都把生产人员培训作为一项首要的任务来抓。因为生产运行人员水平的高低直接关系到机组试运行后能否安全生产发电的大问题。笔者就新建电厂生产人员 (又称新学员) 的培训工作谈点看法。
1 制定《新疆天富热电股份有限公司新学员培训管理办法》及培训方案
目前公司人力资源部2011年3至8月已陆续招聘了近500名大专以上学生已进入单位培训实习, 为此公司制定了《新学员培训管理办法》及培训方案, 针对培训目标、培训时间、培训内容、培训计划、培训管理与考核、培训制度、培训协议、培训档案、培训职责及相关责任人等相关内容做了详细规定, 以保证培训质量和效果。
2 培训期间培训学员管理工作探讨
培训期间培训学员管理工作的好坏直接关系到各个培训环节的成败。人力资源部是公司培训工作的归口管理部门, 并根据各热电项目概况及人员配置情况, 制定了总的培训方案及《新学员培训管理办法》, 并对整个培训实施全过程进行统筹、协调、检查、考核和监督, 培训工作由公司培训中心及各电厂按培训方案制定详细的培训计划并组织实施、管理与考核, 要求培训工作有计划、有落实、有考核、有总结。
首先要求各电厂与培训学员签订安全培训协议及培训服务协议, 明确双方的责、权、利, 并严格按协议履行;培训管理与考核中实行分级管理、分级考核, 将培训学员的平时日常表现、工作态度、考勤、考核成绩与实习的绩效考核工资直接挂钩, 制定出切实可行的培训学员考核办法, 认真执行;对培训工作未完成、培训计划落实不到位的单位, 与相关责任人绩效考核挂钩;培训计划中的每一项工作都应确定培训负责人、时间、培训大纲 (教案) , 以保证培训工作达到预期目标;另外, 在培训日常考核工作中, 要严格考试, 把好出题关、监考关和问卷关, 只有这样才能真正激发出培训学员学习的积极性和创造性, 达到培训效果。同时要求培训学员在培训期内遵守公司的各项规章制度, 端正学习态度, 期间对于不服从管理、违反规章制度、劳动纪律者、考试作弊、考核不合格者, 对于性质恶劣造成严重后果者取消培训资格, 给予解除劳动合同处理。同时建立员工培训档案, 学员在培训期间, 考试、考核等资料归入个人培训档案, 作为员工考核评定和综合评价的依据。
3 如何实施生产人员培训方案
新建电厂生产人员培训过程看, 基本上可划分为四个阶段:
3.1 电力培训中心进行集中培训
分两个步骤:
3.1.1 第一周先军训, 让新学员建立良好的学习习惯和生活习惯。
第二周了解企业的基本情况、企业文化、规章制度、安全教育、热电厂生产过程等相关知识, 参观东电、西电、南电等实际设备和生产现场, 对电厂的工艺流程有初步的直观认识。
3.1.2 针对本厂机组主辅设备、相应系统的专业理论培训学习, 培训时间1-2个月。
通过这一阶段的学习, 使学员初步掌握机、炉、电主辅助设备的结构、工作原理以及对应系统, 掌握热控、化学和单元机组运行的初步知识。
3.2 在对口电厂进行实习。
基于在理论培训期间打好的基础, 培训学员要到与本厂机炉电主要设备相同的电厂进行对口实习, 只有这样才能将理论培训所学的知识转化为生产实践技能。过去有些新建电厂在培训生产运行人员时, 一开始就将学员送往对口电厂实习, 结果不太理想。究其原因是培训学员在实习时, 因为没有系统掌握实际设备的结构、工作原理和系统, 所以在电厂实习时无所事从, 找不着头绪, 加之实习时不能亲自动手操作, 因此不但实习时间长, 而且效果也不佳。所以说针对口电厂设备结构、工作原理、系统的理论培训是非常重要和十分必要的, 它是能否达到最终培训效果的关键。
3.3 在对口的仿真模拟机上进行模拟训练实习。
在理论培训和对口电厂实习的基础上, 培训学员已基本掌握了运行机组的技能, 因此学员可以在对口仿真机上进行模拟故障处理训练, 以增强生产运行人员以后运行时处理故障的能力。
3.4 参预本厂机组最后的安装、调试和试运行。
经过以上三部分培训后, 学员已基本具备运行机组的技能, 通过参与机组设备的最后安装、调试和试运行, 培养学员实际操作能力和处理故障的应变能力, 为今后本厂设备正常运行打好基础。
4 理论培训
探讨理论培训是整个培训的基础, 为了搞好理论培训, 必须要在以下几个方面做好工作。
4.1 公司培训中心针对本系统机组的设备、系统公司已编写出一套通用性、适用性及高质量的《火电厂培训教材》。
培训教材是培训电厂设备系统的模本, 是学员学习必备的工具, 是按电厂三大主机划分为锅炉设备及系统、汽机设备及系统、电气设备及系统、单元机组集控运行几部分。由于现代大型机组的自动化程度程度非常高, 普遍采用了微机控制, 故可再加上单元机组微机控制 (热控) 。电厂中所牵扯到的燃料运输、供水净化、化学运行等方面的相关知识可以加到相应的锅炉设备及系统、汽机设备及系统教材中去。另外, 将单元机组集控运行分解到锅炉和汽机教材中。培训教材做到以实用为原则, 切忌大片幅的纯理论, 力求教材精简;设备、系统要以培训厂为准, 同时又充分利用新建电厂的相关资料、设备订货协议书、说明书等资料, 针对新机组的安全生产知识、电厂的设备构造原理、工艺流程及专业基础理论知识进行强化培训。
4.2 要选配好培训教师。
教师在培训工作中起着至关重要的作用, 要选有责任心、有培训工作经验、有一定的文字编写及授课能力的专工或专业技术人员担任培训任务。
4.3 对培训学员要全面要求。
培训学员来自不同的院校, 在不同的岗位实习。所以在培训时要全面要求, 机、炉、电都要掌握。这是因为在培训时, 以后具体分配在哪个岗位上工作还未定, 况且大型机组对运行人员的要求是全能值班员。
5 对口电厂实习、上仿真机培训和参与安装、调试探讨
在对口电厂实习时, 着重要求学员能理论联系实际, 查找系统, 画系统图;找出设备的具体位置;看设备的外形结构, 有条件最好能看看设备内部结构;熟悉运行规程, 掌握各运行主要参数的具体数值及允许变化范围;培养适应能力和应变能力。
为节约培训成本, 公司招聘的大中专毕业生到东、西、南热电厂, 以“师带徒”的形式的, 有针对性根据新机组设备的特点进行现场实习培训, 学习设备构造原理、系统图纸、工艺流程、操作规程、两票三制等内容, 并通过现场考问、技术问答、运行分析、事故预想、模拟操作、反事故演习等方法, 掌握各个专业的理论和操作技能, 使学员达到一定的技术水平。其后再根据新机组与东、西、南热电厂系统与设备的差异性, 可组织到周边地区相同机组的厂家培训交流学习。
在上仿真机培训时, 着重要求学员掌握模拟事故的处理能力;培养学员在遇到故障时能沉着、冷静、有条不紊地处理故障的能力和对付突发事件的应变能力。
在参与机组现场安装、调试时, 要求学员能尽快进入角色, 与专业技术人员、生产人员对新机组设备安装现场全程跟踪, 从系统的图纸、设备的原理、工艺流程、操作技巧等努力学习, 勤学苦练, 并请求厂家专业技术人员给予技术服务指导和传授经验, 从而使生产人员的专业技术水平得到全面提高。
新建火电厂 篇7
在工程开工前进行认真、充分、细致地工程策划,是工程管理科学化、系统化、规范化、程序化的基础和保证。为强化基建全过程质量管理,规范工程建设的管理行为,提升基本建设的水平,提高参建单位的精品意识,石柱发电公司将管理关口提前,于项目开工前对工程建设各项内容进行策划,提出管理思路、确定目标、制定管理措施。树立“基建为生产服务、项目为效益着想”的建设理念,满足节能减排和环境保护的要求,从可研、初步设计阶段入手,把好设备选型和设计优化关,通过创优活动,以事前策划、事中控制、事后评价为手段,通过系统的、科学的、经济的管理,以最少的投入,使本工程在设计、施工、性能指标、工程资料和项目专题文件质量满足符合相关标准,达到“创精品”的目标。
二、项目管理策划主要内容
(一)工程总体构想。重庆石柱发电厂新建工程厂址位于重庆石柱土家族自治县西沱镇,属长江沿岸、三峡库区腹地。本工程占地总面积约48.43公顷,其中,主厂区用地为长方形,用地面积约20.05公顷,灰场用地面积9.33公顷。燃煤供应主要以石柱县境内方斗山煤田各煤矿供煤为主体,并掺烧部分三峡库区奉节、巫山低硫无烟煤,采用汽车运输为主。用水取自长江水,取水口位于厂址西北侧,长江右岸西沱镇江段的江家槽。工程同步建设有机催化集成净化(脱硫脱销脱汞)一体化装置,为目前世界上最大的脱硫脱销脱汞一体化有机催化集成净化氨法工艺,同时也是目前国内首个建设阶段即采用特许经营模式的脱硫项目。
(二)确定组织机构与职责方案。组织机构是指一个项目内各组成要素以及它们之间的相互关系,主要涉及到项目的各单位构成、职能设置和权责关系等,所以说组织架构是整个项目实施的灵魂所在。采用线性组织架构模式,避免了由于指令矛盾而影响项目的运行。石柱发电公司实行董事会领导下的总经理负责制,由总经理进行建设期间的全局掌控,协调各机构工作。石柱发电公司组织机构将在基建和生产准备的适当阶段根据管理需要及时进行调整,以实现基建和生产的无缝对接。
(三)项目目标分解。目标分解是工程项目管理的核心内容。制定项目的总目标包括投资、进度、质量、安全等控制目标,然后将这些整体目标进行分解,分解成设计管理、质量管理、工期管理、造价管理、安健环管理、计划与统计管理、合同事务管理、物资管理、信息管理、文件档案管理等可具体执行的组成部分,通过各种有针对性的技术、经济、组织和管理措施,保证各个分解目标的实现,进而实现项目的整体目标。
(四)工作思路。紧紧围绕大唐集团公司“管理提升年”整体思路的要求,以集团公司总体发展战略为指导,以“创先争优”活动为抓手,以责任管理、对标一流、“五确认、一兑现”为手段,以创建环保精品工程为载体,以实现石柱项目效益最大化为目标,创新管理、强化措施,“内学南京,外学宁海”,不断提高建设标准和管理水平,达到经济效益、环保效益和社会效益统一。对工程的安全、质量、工期、造价、指标、环保等精品工程要素进行全过程管理,并对设计管理措施、质量管理措施、工期管理措施、成本管理措施、职业健康安全与环境管理措施进行详细策划,明确目标。
1.设计管理。是确定整个项目的规划方案和建筑风格,对设计中选方案进行优化;制定勘察、设计进度控制计划,明确设计职责;跟踪、检查设计进展;参与分析和评估设备和建筑物使用功能、面积分配、建筑设计标准等;审核各设计阶段的设计文件;控制设计变更,检查设计变更的合理性、经济性。设计管理要求达到设计进度满足工程要求,图纸在单位工程开工前三个月到场。设计阶段投资少但对项目造价、节能水平等影响巨大。项目的经济、节能水平的控制主要以设备选型,厂区布置为突破口。在设备选型阶段,紧盯国内同时期、同地区、同类型机组先进指标,对主机性能,辅机设备型号都进行全方位比选,做好设备选型和配置标准研究,合理把控施工和建设标准,严格控制非生产性设施、装饰装修、厂前区等标准,从严控制建设标准作为设计优化的重点。充分调动设计、监理、施工和调试等单位参与优化设计的积极性,认真组织进行工程二次设计和细部优化,突出业主主导设计理念。充分认识技术进步和管理创新对项目优化的重要性,积极开展“新技术、新方法、新材料、新工艺”四新技术的论证和应用。
2.质量管理。成立健全的质量管理体系,明确各参建方质量管理职责。高标准、严要求,合理提高项目的质量验收标准,合理增加监理站范围。加强施工队伍资质审查,对未达到相关资质的施工队伍、施工人员将予以清退。提供一定数量的费用,建立工程质量奖励基金,并制定相应的质量考核办法,对施工单位进行月度、年度和达标投产质量考核。
3.招标(采购)管理。主要管理工作内容为:初步确定整个项目的合同结构、策划项目的发包方式;按确定的合同结构、发包方式编制项目招标(采购)进度规划,明确相关各方职责;起草主要材料、设备清单;委托招标代理单位审核不同专业工程招标文件,在招标过程中制订风险管理策略;审核最高限价预算;组织合同谈判,签订合同,强化合同管理,掌握设备的设计、制造、交货时间,组织施工单位做好设备的催交、发运工作。按合同条款处理设备缺陷,加强大件运输管理和协调,保证设备按进度要求到货,满足安装进度要求;做好设备的监造、催交管理,设备物资现场管理。
4.施工及工期管理。建立完善的进度控制体系和进度控制措施,做到工期合理、计划统一,使工程建设进度可控、在控,确保工程安全、质量、进度和造价控制目标的协调统一。协调设计、供货、施工等多方,保证机械、人力、图纸、设备等及时准确到位。办理开工所需的政府审批事项;审核和检测进场材料、成品、半成品及设备的质量;审核监理组织架构、监理规划,发挥监理单位“四控两全一协调”作用,通过签订责任状与经济奖惩相结合,调动施工单位主观能动性。编制施工阶段各年度、季度、月度资金使用计划并控制其执行;检查施工单位安全文明生产措施是否符合国家及地方要求。
5.工程造价管理。将工程造价管理工作贯穿于项目的设计阶段、实施阶段、交付试用阶段。落实限额设计工作,评审项目初步设计概算及施工图预算,采用价值工程方法,挖掘节约投资的潜力;进行投资计划值和实际值的动态跟踪比较,通过各类手段加强设计优化,重视策划在控制造价中的作用;建设过程中以合同管理为中心,控制变更、签证、委托等项目,加强资金使用计划管理,减少财务费用;交付阶段做好工程竣工结算工作。
6.安健环管理。坚持“安全第一,预防为主,综合治理”的方针,树立“以人为本、安全为天、落实为本、超前预防、风险预控、措施恒久、持续改进”的安健环工作理念。通过建立健全安全保证体系和安全文明施工监督体系,推行安全设施、文明施工作业标准化,强化管理,落实措施,保障人身、设备安全,保障人员健康,保护环境,减少污染,持续提高安全健康与环境管理工作水平。
7.沟通管理。沟通程序制度的建立项目有不同管理层次和不同单位,如何有效地沟通关系到项目管理是否能顺利进行,有时甚至关系到项目成功与否。项目沟通管理包括保证及时与恰当地产生、搜集、传播、贮存与最终处置项目信息所需的过程。它在人、思想与信息之间提供取得成功所必需的关键联系。每个参与项目的人都必须准备发送与接收沟通,并且要了解他们所参与的沟通对项目整体有何影响。因此必须建立一套有效的沟通机制标准,便于项目各方沟通。定期召开周例会、月例会;定时上报月报、适时举行专题会、建立信息管理共享平台系统等。
在项目管理中加强管理策划“凡事预则立,不预则废”,由此可见策划在项目管理中占据着至关重要的地位。项目管理的策划决定了项目能否存在和继续发展,也基本预测了项目实施后的成果,同时还为工程项目的实施提供了工作指导。所以在进行项目管理工作时应重视管理策划,解决项目管理中“做什么”“谁来做”“何时做”“怎么做”“怎样控”“何时完”等问题。这样使项目建设进度按计划实现,技术上趋于合理,资金方面安排周密,组织管理方面灵活、高效。
参考文献
[1]工程策划管理规定Q/CDT 203 0101-2009
[2]重庆石柱发电厂新建工程项目工程管理策划
[3]张海强.建设项目前期工作对投资的重要性
新建火电厂 篇8
关键词：地质特征,工程地质勘察,极限端阻力
1 工程概况
某煤矸石热电厂联产新建工程, 规划装机容量为2×300MW+1×600MW循环硫化床式供热发电机组, 本期建设容量为2×300MW供热发电机组。本项目工业用水来源于地表水 (团山子水库) 及矿床疏干水。
该工程位于黑龙江省鸡西市滴道区东南部约2.5km, 项目拟建场地厂区属破坏的化工二厂及部分耕地。厂区距鸡西市区约10km, 距滴道火车站约3km, 距新发矿5km。距本期水源地团山子水库约7.5km。厂址西南侧分别有穆棱河和滴道河由北向南流过。林密 (林口到密山) 铁路和方虎 (方正到虎林) 公路在厂区西南侧经过 (位于主厂房区与煤场区之间) 。冷却塔地段所在地行政管理属鸡西市滴道区金山村, 地形变化较大, 底是有东向西倾斜, 地貌单元属滴道河阶地及丘陵山前坡地的前缘。
2 地层结构及岩 (土) 层构成
2.1 冷却塔地段地层结构
该勘察揭露的拟建场地岩 (土) 地层构成, 上覆为第四系全新统人工填土 (Q4ml) 、冲、洪积层 (Q4pl+al) 、残积层 (Q4el) 、岩性主要有素填土、杂填土、粘性土、砂土、碎石土及残积土;下覆为白垩系 (K) 城子河组 (K1ch) 沉积岩及麻山群的变质岩 (Pt1ms) , 岩性主要为砂岩、变质砂岩及混合岩, 并伴有多期岩浆岩———花岗岩侵入。
2.2 冷却塔地段岩 (土) 层构成
根据该工程拟建场地所在区域地层的地质年代、岩土的类别, 结合本阶段地基 (岩) 土的成因、岩土的工程特性, 将揭露的地层分为7大层。对于各层土中分布范围较广且厚度较大、工程性质明显不同的夹层单独分出作为亚层。根据野外钻探描述及室内土工试验、原位测试成果, 将该次勘察所揭露的地层主要特征由地表至下描述如表1。
3 地下水调查及判断
该勘察成果显示, 冷却塔地段地下水类型为潜水 (赋存于④层及其亚层) 及基岩裂隙水 (赋存于基岩中) 。潜水初见水位埋深4.40~8.00m, 相应高程;稳定水位埋深4.30~7.50m, 相应高程为194.74~195.01m。基岩裂隙水埋藏深, 其水量小, 不会对设计、施工造成影响。
4 勘察中的重点问题及解决方案
4.1 地基评价
(1) 由于场地地基岩 (土) 在空间上存在不均一性, 各地层的埋藏深度及厚度变化规律性较差, 因此按设计提供的场地整平标高和基础埋深, 部分建筑物基础对面可能存在两种以上不同岩性和强度的地基, 所以设计时注意考虑基础的不均匀沉降问题。
(2) 填方区填土存在一定程度的不均匀性, 且填土强度和压缩性具有时效性, 这些均会对桩基的负摩擦产生不利影响。建议采用常用的处理方法:强夯发、分层回填碾压、换填法等。
(3) 由勘察报告所得⑥层及其亚层 (除⑥1亚层外) 、⑦层埋藏条件较深, 同时结合场地地质条件, 存在侵入挤压破碎带等因素, 因此对拟建建筑物荷重较大及对变形强度要求较高的建筑建议采用人工地基或桩基础, 地基处理方案可采用复合地基:桩基础可采用钻 (冲) 孔灌注桩、钻孔灌注嵌岩桩或人工挖孔钻注桩。
4.2 场地评价
根据该工程《地震安全性评价报告》中土层剪切波速测试结果及场地类别, 场地内饱和砂土为不液化土或可以不考虑液化问题。
4.3 桩基评价
冷却塔地段拟建场地的地层结构和各层地基岩土物理力学性质及各项原位测试结果表明, ③层及其亚层、④层及其亚层、⑤层埋深较浅, 不宜做桩基持力层。⑥层及其亚层 (除⑥1亚层外) 、⑦层及其亚层在场地内空间分布较为广泛, 埋藏较深, 具有强度高、变形小、力学性质好的特点, 层位较稳定, 是较好的桩端持力层。
一般而言, 桩的承载力随着桩端进入持力层深度的增加而增大。根据本次岩土工程勘测情况, 桩端进入持力层1D~2D是适宜的。但考虑到施工因素, 设计宜结合单桩承载力, 本着施工方便的原则来确定桩端进入持力层的深度。建议桩端进入持力层的深度可小于2D, 但最小不能少于1m, 采用钻孔灌注桩及人工挖孔灌注桩桩型, ⑥层及其亚层 (除⑥1亚层外) 、⑦层及其亚层作为桩端持力层及桩基下卧层。
以桩身嵌岩深度为2D、桩型为水下钻 (冲) 孔灌注桩、桩径为600mm来进行单桩承载力估算, 厂区冷却塔整平地面标高以下-3.50~0.00m土层的侧摩阻力未计算在内, 根据土工试验结果及规范要求计算确定桩的极限端阻力qpk及极限侧阻力qsik特征值, 结果如表2。
注:干作业钻孔桩基水下钻 (冲) 孔桩的入土深度均按h=15m计算。
计算单桩竖向极限承载力标准值Quk的公式如下:
式中:
u———桩身周长;
li———桩穿越第i层土的厚度;
Quk———单桩竖向极限承载力标准值;
Qsk———单桩总极限侧阻力标准值;
Qpk———单桩总极限端阻力标准值。
以代表性钻孔数据为例, 单桩竖向极限承载力标准值的计算结果如表3。
建筑地基基础设计规范中对桩的设计采用了单桩竖向承载力特征值:
综上所述, 钻 (冲) 孔灌注桩以基岩强风化层作为桩端持力层, 进入持力层的深度建议为2D。灌注桩施工过程中, 由于钻孔需穿透③4、④、④3、⑤、⑥1层岩石, 常规的长螺旋成孔工艺难以实施, 因此需采用合适的钻孔成孔机械设备, 建议采用旋挖钻机、冲孔钻机等。且施工过程中应严格控制施工工艺, 确保不会形成塌孔、缩颈、沉渣过大等缺陷, 桩底沉渣不应超过50mm。桩基检测建议采取载荷试验、取芯、高应变等多种手段, 检测灌注桩的桩长、桩身混凝土强度、桩底沉渣厚度、桩身完整性以及单桩承载力。
5 环境岩土工程问题
该工程建设场地属山区地基的土岩组合地基, 基岩表面坡度起伏较大。在建设施工中, 局部地段存在填方、堆载情况, 主体建筑的地基条件应该与上部结构相适应。在填方地段造成边坡失稳、坍塌等不良地质作用, 且岩、土可能会产生蠕动或滑移从而造成边坡的失稳。无论何种方法和工艺, 一般都有优点, 也都有一定的缺陷。如填方, 会形成一定范围的临空面, 也会超出厂区规划红线。
6 结语
通过该勘察, 查明拟建场地工程地质条件良好, 但冷却塔荷重较大, 基础建议采用桩基;桩基工程完工后需进行桩基检测工作, 全部合格才可以进行下一步施工。根据《建筑抗震设计规范》 (GB50011-2001) , 拟建场地地震设防烈度为6度, 设计基本地震加速值为0.05g, 设计地震分组为第一组, 特征周期为0.35s。建筑场地类别为II类, 属于可进行建设的一般场地。该场地中地下水对建筑物基础无腐蚀性, 可不考虑场地地下水对拟建筑物基础材料的腐蚀。
参考文献
[1]建筑桩基技术规范 (JGJ94-94) [M].北京:中国建筑工业出版社, 1995.
新建火电厂 篇9
关键词：煤矸石电厂,职业病危害因素,新建项目,预评价
煤矸石电厂建设是为了解决其大量积压占用土地资源给煤炭开采带来的安全隐患, 同时防护了煤矸石自燃所造成的二次污染, 可以节约能源、改善空气质量、促进当地经济发展和资源的综合利用。
1 内容与方法
1.1 主要评价依据
《中华人民共和国职业病防治法》、《建设项目职业病危害分类管理办法》、GBZ1-2002、GBZ2.1-2007、GBZ2.2-2007、《高毒物品目录》及项目相关资料等。
1.2 范围、内容
燃料贮运、粉碎、燃烧、除渣、热力、水处理、空冷、维修、辅助生产系统在运行过程中可能存在的职业病危害因素及其健康的危害程度评价。
1.3 评价方法
在对类比现场进行调查的项目结合项目可行性研究报告、相关的资料和工程分析, 采用类比法进行评价。
2 项目概况
2.1 基本情况
该煤矸石电厂项目为新建项目, 建设规模为2×200MW超高压直冷发电机组, 配2×720t/h循环流化床锅炉, 总投资20亿。
2.2 主要生产工艺流程
燃料、破碎、燃烧、产热、蒸汽、做功、发电;另一部分蒸汽入热网冬季供居民采暖。
2.3 主要职业病危害因素识别、确定及检测
2.3.1 识别、确定
本项目生产过程中可能产生的职业病危害因素分别为粉尘、毒物、噪声、高温等;粉尘以煤尘、矽尘为主;分布在燃料、锅炉、除渣、除灰等工作地点;毒物以一氧化碳、二氧化氮、二氧化硫、盐酸、氨、锰及其化合物, 主要分布在锅炉燃烧、水处理及维修系统;物理因素以噪声和高温为主, 主要存在于巡检高温管理岗位及锅炉、汽机巡检岗位;
依据上述分析与识别, 本项目存在的职业病危害因素为煤尘、矽尘、一氧化碳、二氧化氮、二氧化硫、盐酸、氨、锰及其化合物、噪声、高温等。
2.3.2 类比现场工作场所职业病危害因素检测
类比检测时类比现场各种职业病防护措施均处于正常工作状态, 工作人员均正确使用其个人防护用品。 (表1～3)
2.4 本项目拟采取的职业病防护措施
2.4.1 防尘措施
对煤场进行半封闭, 防护粉尘飞扬, 在其周围设置绿化带, 同时在燃料运输、烟气除尘等部位设置布袋除尘器;除渣采用湿式作业;干灰装车采用软管密闭连接等。
2.4.2 毒物控制
本项目采用炉内添加石灰石脱硫工艺, 脱硫效率达80%以上, 同时控制正压燃烧, 尽可能减少一氧化碳、二氧化氮、二氧化硫等在工作场所存在的几率;在化学水处理单元在可能导致腐蚀与灼伤的工作地点设置了“喷淋、冲洗”设施;在维修单元为接触锰及其化合物的工作人员配备防护用品。
2.4.3 物理因素的控制
对于噪声的控制主要在工艺、设备、个体防护、设备布局、采用措施;对于高温主要采用高温物体隔热措施、通风、个人防护、饮品等。
本项目拟采取的各项职业病危害防护措施, 从《工业企业设计卫生标准》的要求上, 能够原则上符合。
2.5 应急救援及个人防护用品配备
2.5.1 应急救援
依据《中华人民共和国职业病防治法》的相关规定, 可能存在发生急性职业损伤的工作场所应按需设置必要的与项目相关的应急设备, 并做好应急预案。本项目设定了相应的应急预案, 并在相关场所设置了“喷淋、冲洗”设施等应急设备, 从可能存在发生急性职业损伤的角度可以满足需要。
2.5.2 个人防护用品配备
本项目在投产后, 按照相关要求规定依据各工种不同、按不同需要配备不同的个人防护用品。并建立定期更换正确使用的制度, 并加强监督。
2.6 职业卫生管理及职业卫生专项经费
本项目按要求对需要进行防护的设备、岗位及环境进行了设计, 并将按要求施工建设。初步测算, 其专项经费项目总投资的4%左右可以满足防护要求。
3 讨论
本项目从选址、布局、建筑、工艺上均符合相应法律、法规的要求。本项目可能存在的职业病危害因素有一氧化碳、二氧化氮、二氧化硫、煤尘、矽尘、盐酸、氨、氢氧化钠、噪声、高温等。其中一氧化碳、二氧化氮、氨为《高毒物品目录》中物质, 同时项目中存在含游离二氧化硅>10%的矽尘。因此本项目按《建设项目职业病危害分类管理办法》的要求为职业病危害严重项目。
从对类比现场职业病危害因素的检测结果分析。本项目可能存在的职业病危害因素中, 粉尘、噪声的一些作业岗位可能存在超标问题, 在类比现场对超标岗位进行了细致的调查。其超标原因是:粉尘个别作业点的超标问题是因为相关岗位未能及时对防护措施进行维修。噪声超标作业点的原因是设备固有的, 但通过个人防护可以保护工作人员健康。粉尘作业点通过定期、定时维修、维护亦可以起到保护工作人员的作用。
新建火电厂 篇10
按照国家和河北省“上大压小”关停小机组的有关计划及唐山市城区热电发展总体规划, 大唐国际发电股份有限公司拟在唐山市开平区郑庄子乡小戴庄村南新建唐山北郊热电项目。该项目规划建设4台300MW亚临界燃煤供热机组, 一期工程建设2台机组, 总投资28亿元, 计划2010年12月投产发电。
唐山北郊热电厂位于河北省唐山市开平区境内。根据唐山市供热规划, 该项目是向凤凰新城区北部、路北区北部、高新区西部集中供热主要热源点。为了解决上述区域集中供热问题, 取消区域内采暖小锅炉, 实现节能减排的目的;同时缓解京津唐电网和唐山市缺电局面。它的建设将替代陡河发电厂1、2号机组 (2×125MW) , 唐山北郊热电厂投产后将会产生明显的节能减排效益。
2 项目建设内容及规模
本项目以唐山北郊热电厂为主热源, 向凤凰新城区北部、路北区北部、高新区西部城区集中供热。根据厂址、热负荷、水源、煤源、交通运输等条件, 同时考虑采暖期和非采暖期机组运行的可靠性, 拟安装两台300MW抽汽凝汽式供热机组, 配2台1025t/h亚临界参数自然循环煤粉炉, 同步安装石灰石——石膏法烟气脱硫装置。机组额定参数确定:基于2010年的热负荷兼顾考虑2020年的热负荷确定, 单台机组的额定采暖抽汽量为370t/h, 最大采暖抽汽量为500t/h。当一台机停运时, 另一台机担能够满足75%总供热量。厂内换热站设有4台汽水热交换器, 其容量满足设计规程的要求, 即当任何一台热交换器停运时, 其余设备将满足75% (规程要求为60%~75%) 热负荷的需要。两台机组投运后, 机组供热工况运行时:采暖抽汽量500t/h, 折热负荷约700MW, 可供采暖负荷面积约1508万m2, 供热介质为热水, 供回水温度为130/70℃。
热介质由北郊热电厂经一级管网直接送到各热力站, 供热参数为压力1.6MPa, 供回水温度130/70℃, 再经小区换热站换成85/60℃的热水, 向热用户供热。此方案总投资小, 由于电厂一级网与用户间接连接, 运行管理方便, 供热安全可靠性大。目前国内大的供热管网普遍采用与此方案相同的模式。
3 热负荷
3.1 供热区域
根据供热规划, 集中供热工程不考虑供热范围内的工业用汽负荷、居民及公建热水供应负荷, 仅考虑民用、公用建筑和工业建筑采暖热负荷。根据唐山市中心区供热规划, 本项目供热范围内, 2010年集中供热面积1508万m2。
热指标:根据供热规划, 唐山市热力总公司提供的供热现状, 实际耗热指标折算在60W/m2~65W/m2之间, 现阶段现状建筑热指标按62.7W/m2计算。根据《城市热力网设计规范》CJJ34-2002和《公共建筑节能设计标准》GB50189-2005, 《居住建筑节能设计标准》 (J) 63-2007, 采取节能措施的新建居住区综合采暖热指标取35W/m2, 公建综合热指标取45W/m2。
经加权平均法计算得出:规划综合热指标取为45W/m2。
3.2 热负荷
(1) 采暖期最大热负荷:根据采暖热指标计算的热负荷为最大设计热负荷, 其热指标中已经包含了热网输送过程的损失, 最大热负荷按下列公式计算。
式中:Qmax为采暖期最大设计热负荷, K W;
q为采暖热指标, 综合热指标53.6W/m2;
A为采暖建筑物的建筑面积, m2。
经计算本项目集中供热面积1508万m2, 总热负荷为675.55MW。
(2) 采暖期平均负荷。
式中Qmax为采暖最大设计热负荷, kW;
tn为室内设计温度, ℃;取18℃;
tp为采暖期室外平均温度, ℃;为-1.5℃;
twn为采暖期室外计算温度, ℃;为-8.1℃;
即:Qpj=675.55× (18+1.5) / (18+8.1) =504.7MW。
采暖热负荷曲线:
唐山市有关民用采暖设计温度:
唐山市冬季采暖室外平均温度为-1.5℃;
唐山市冬季采暖室外计算温度为-8.1℃;
唐山市冬季采暖室内计算温度为18℃;
以采暖期室外计算温度为-8.1℃的采暖耗热量为基础, 计算出室外温度由5℃至-8.1℃间隔温度下的小时耗热量, 计算式如下:
式中:Q为在tw=-8.1℃时的采暖热负荷G J/h;
tw’为采暖期任意室外温度℃;
Q’为对应于tw’温度下的热负荷GJ/h。
根据上述分析, 本工程供热的可靠性是比较高的, 即使发生强迫停机现象, 对热用户的影响也是比较小的。
4 能耗状况和能耗指标分析
本项目为供热工程, 主要消耗的能源为热电厂的热能及电力。
每个采暖季每平方米主要能耗指标如下
热能:0.43GJ/m2;
电力:1.55kwh/m2。
分散锅炉供热每个采暖季每平方米主要能耗指标如下:
热能:0.65GJ/m2;
电力:4kwh/m2。
根据以上结果可以看出, 集中供热比分散小锅炉供热效率提高50%, 由于没有了锅炉房供热中的锅炉鼓、引风机、除渣机、上煤机、炉排减速机等, 电力消耗明显降低。
5 节能效果分析
集中供热实施后, 唐山市中心区北部年节约热能3.31×106GJ, 节约电力37×106kwh相当于每年节约标煤8.1万吨。
6 环境和生态影响分析
本工程实施后, 唐山市中心城区耗煤量减少8.1万吨/年, 灰渣量减少3.9万吨/年, 烟尘排放量减少0.76万吨/年, SO2排放量减少0.06万吨/年。在全面实施可持续发展战略的大形势下, 本项目的抓紧实施显得尤为迫切和非常必要。
因此, 集中供热作为城市基础设施, 项目的建成投入运行, 可以解决唐山市中心城区一大部分地区的居民和公建的采暖问题, 同时为唐山市带来了巨大的社会效益和环保效益, 是一个利国利民的项目。
参考文献
[1]中华人民共和国节约能源法.
[2]热电联产项目可行性研究技术措施, (计基础[2001]26号) .
[3]CJJ34-2002, 城市热力网设计规范[S].