燃机电厂（精选9篇）
燃机电厂 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) .
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[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
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燃机电厂 篇4
一、强化业主对总包的管理
(一)合同内容范围的限定
目前国内开始采用EPC模式来建设电厂,EPC模式即受业主委托、按照合同约定对工程建设项目的设计、采购、施工、试运行实行全过程或若干阶段的承包。而实际操作是电厂对监理、四大主机采用单独招标,对总包采购的部分辅机设备限制几个厂家品牌等。虽然业主限制了几家品牌,不排出总包在招标中以较低价格中标,供应的设备质量不高。例如某燃气电厂天然气调压站的一些安全阀,在刚开始调试时就出现质量问题。总包在设备招标时也邀请了业主,但只能看到技术标,商务标无法得知,且最后只能看到总包给的中标名单,无法控制设备质量;另外合同范围不包括天然气管线、供热及供冷工程,这样会导致这些项工程业主再单独做,导致工程控制难度加大,最好放到主体工程一起做。
(二)奖惩制度的明确
由于业主专业管理不是直接对施工方,中间经过总包,会导致管理脱节,应监督的地方无法都监督到,因此对总包单位管理力度应强化,职责、奖励、处罚一定要明确,资金一定到位,杜绝分包再分包,例如土建工程,最容易分包,导致最直接施工单位会出现窝工、怠工等,进而影响进度。因此制度与奖励、处罚要有效结合,否则无法保障工程进度等。
二、密切跟踪安装过程和验收质量
(一)严格审核施工图
采用EPC模式后,由于总包单位为设计院,所擅长的是设计方面,对于现场的施工管理缺乏实践经验,又由于总包单位对电厂运行及维护的知识了解较少,再加上缺乏实际的安装管理经验和运行设备经验,现场管理基本是安装单位为话语权,总包对进度、现场的安装设备质量、位置布置合理无法掌控。很多阀门安装在人员够不到的地方和操作极为不方便,维护也不方便。被业主发现后再进行改动,耽误工期,且施工单位往往不愿意改,会多出许多工时,出现扯皮和返工费用。在某燃机项目就出现此类现象。因此,业主的专业人员一定要参与审图并把关,一定要亲临现场,发现一起不合格项马上纠正,如都安装好后再改动就难了。
(二)强化监理作用及现场监督
监理单位的各专业人员的监督到位还需加强,有些工程,例如隐蔽工程,设备内部的监督不到位。如某燃机电厂在调试中出现曾出现6KV接地,导致闭式水泵跳闸,经查找闭式水泵电缆与上盖板的距离较近,且在调试中被车通过时盖板把下面的电缆压坏造成。进而影响调试进度。
(三)严格质量监督和验收
质量分级监督,业主要担起全部职责,重要的、关键的节点工程一定把好质量验收关,特别是各个专业人员,一定要求亲临现场,严格监督,履行好业主的职责。燃机天然气管道的吹扫、锅炉炉水的清洗等曾经出现过在调试试运行时出现管道里杂质较多,滤网频繁堵塞,导致机组停机。
三、提高机组调试质量
(一)协调一致,统一指挥。
从某燃机电厂现场的调试看,明显缺乏调试的统一性和指挥性,调试较混乱,调试无明确计划给业主和各单位交流,导致浪费很多时间,尤其是分布调试时,不按照计划执行的较多,各单位协调较费劲。后期168试运时就好多了,因此各单位要充分沟通交流,形成合力,利于工作。
(二)明确要求调试单位具有9F燃机调试经验的运行人员。
在实际调试中,特别是运行人员,对操作要求熟练,一定要有运行经验,否则问题来了。
例如某燃机电厂,调试期采用三班倒,每个班5人,另外还有业主8-9人,按理人数配置硬是没有问题。但是还是有问题的,调试单位5人中,只有1到2人有经验,且对燃机机组运行还不怎么熟悉,其余为其他电厂来学习的实习生,对电厂运行还不熟悉,那么调试的进度、安全、质量就担忧。某天在调试时,现场都未检查就开始启动设备,发现启动不了,到现场才发现检查未到位;还有DCS上已经出现明显的锅炉水位低、闭式水箱液位低等报警,监视盘的人对此报警不知道,也不清楚,从而导致机组跳闸。报警是英文形式,故对运行人员的英语要有一定水平。
(三)业主合理配置调试人员并全面参加调试。
某燃机电厂运行完全可以抽调老厂有燃机机组经验丰富的人员参加调试,却抽一些水平一般却不熟练的人过去、一些燃煤电厂来的人员、学生构成。特别是燃煤电厂人员、学生对燃机电厂的运行模式,操作方式不熟悉,甚至还不了解。一些规程、操作票的未按照实际机组来进行编制,导致操作者不知怎么做。完全由调试人员说怎么做就怎么做。导致168试运行后电厂启机较困难,多次出现人为操作失误。
四、结语
通过此次9F燃机电厂的设备招标、建设、调试、营运过程的相关环节提出要求,燃机电厂建设采用EPC模式目前还不是很完善,希望在设备采购、工程的质量监督、运行调试及人员配置方面更加完善些,避免已经出现的问题,供后来的EPC燃机项目参考,以便把后续的燃机项目建设得更好。
参考文献
[1]建设过程质量管理条例.2000.
[2]中华人民共和国工程建设标准强制性条文.2010.
[3]中国电力投资集团公司火电项目管理手册.2010.
燃机电厂 篇5
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.
燃机电厂 篇6
燃气—蒸汽联合循环发电相比传统燃煤发电具有效率高、环保、启停迅速的特点。随着国家能源政策的调整和对环保的日益重视, 燃机在国内近几年发展迅速, 深圳前湾燃机电厂即是国内最早一批采用F级燃气机组的电厂, 电厂1期3台390 MW联合循环机组于2007年3月全部投产, 运行情况良好。机组采用两班制运行, 昼启夜停, 为广东电网调节峰谷负荷做出了突出贡献。
燃机的启动方式有多种, 小型燃机多采用柴油机启动、马达拖动、蒸汽冲动等, 而大型燃机一般采用变频启动方式, 即通过静态变频器SFC (Static Frequency Converter) 为发电机提供驱动力矩, 待燃机点火升速到一定转速后SFC退出。前湾电厂采用2套静止变频装置, “二拖三”布置, 3台机组均可选择任意1套SFC来启动。几年来SFC运行安全可靠, 但调试运行期间也出现了一些问题。本文介绍了前湾电厂SFC出现的较典型故障, 通过对故障的分析和解决, SFC的运行可靠性得到进一步提高。
1 SFC工作原理
前湾燃机电厂SFC由日本三菱提供, 额定功率4 900 kW。SFC结构如图1所示, 主要由谐波滤波器、SFC变压器、整流装置、直流电抗器、逆变装置、控制柜和位置传感器组成。谐波滤波器用来吸收在整流和逆变过程中产生的5、7、11次谐波, 以防止对电网造成谐波污染及继电保护误动。SFC变压器将6 kV电压降至3.8 kV, 为SFC系统提供电源, 同时通过变压器漏抗限制晶闸管短路时的短路电流。整流装置通过对晶闸管导通角的控制把交流电转换成直流电, 并控制直流电压使直流电流达到适当值。经过整流后的直流电源再经直流电抗器限制波形, 使波形更加平滑后进入逆变装置, 把直流逆变成频率可变的交流, 其频率在0.05~33.3 Hz内平滑可调, 使发单机平滑加速。位置传感器用于测量转子的相位, 其反馈信号为逆变器触发脉冲的参考信号。
2 SFC典型故障分析处理
2.1 SFC控制程序出错
为了保证SFC运行安全性, 系统配置了功能齐全的各种保护, 如整流器/逆变器配置了脉冲丢失、过流、电容器故障、冷却风机故障等保护, SFC变压器还配置了油位低、温度高等非电量保护。SFC运行中出现的故障分为“主要故障”和“次要故障”2种类型。出现主要故障SFC将停止运行, 机组跳闸, 而出现次要故障不会影响SFC运行, 故障处理可以在SFC退出运行后进行。
2008年某日启动过程中, 发现发电机长时间维持在高盘转速700 r/min, SFC控制盘“次要故障”指示灯亮, 就地检查发现逆变器柜#1冷却器电源回路因一相接触不良导致热偶保护动作, #1冷却器停运, 引起SFC系统报“次要故障”。理论上讲, 整个SFC运行期间应不受到次要故障影响, 而现场实际却和理论程序不相吻合, 即在运行中遇到次要故障报警信息后, 既不跳机, 也不再执行下一指令。此后又多次模拟次要故障发生, 试验结果相同, 验证SFC控制程序出现了错误, 通知三菱方面确认并更新程序后恢复正常。
2.2 SFC系统过电压跳闸
SFC把频率可调的交变电流加到发电机定子上, 使发电机以同步电动机方式运行, 这就要求发电机转子也要施加一定的励磁电流, 其大小与SFC装置配合。励磁系统的工作方式由SFC控制, 在机组转速0~510 r/min之间为恒定励磁电流方式, 510 r/min之后切换为恒定发电机电压模式。在调试期间, 考虑到励磁系统的过励磁 (伏/赫兹) 限制应与发变组保护相配合, 将其整定为105%, 在变频启动过程中, 因控制精度问题, 过励磁限制动作, 动作后SFC无法将励磁系统由恒流模式切换到恒压模式, 导致SFC逆变器过电压保护跳机。因此, 根据变频启动的实际需要将过励磁限制定值改为115%, 类似情况没有再发生。
2.3 SFC位置传感器故障
2010年某日, #2SFC拖动#3发电机启机, 在清吹阶段#2SFC发“整流器过电流”、“逆变器过电流”报警信息, #2SFC系统跳闸导致启机失败。在机组投入盘车后换用#1SFC启动#3机, 在升速至160 r/min时#1SFC发“逆变器脉冲放大器故障”报警信息, #1SFC系统跳闸导致启机失败。
检修人员对系统进行了细致的检查, 未发现异常, 通知运行人员再次选择SFC以测量各信号是否正常。重新选择#1SFC后, 在控制盘处测量位置传感器C相信号在控制盘处电压波动较大, 于是更换#3发电机位置传感器信号切换至各台SFC的继电器, 继续用#1SFC选择#3发电机, 在控制盘处测量各相位置传感器信号正常且稳定。对换下的继电器进行多次分合试验, 发现有多对触点有不同程度异常。由于继电器质量不良, 其触点接触电阻较大且不稳定, 导致送到SFC控制盘的位置传感器信号异常或丢失, SFC控制接到位置传感信号异常后报警停止SFC运行, 进而致使启机不成功。
3 结语
变频启动装置启动电流小、调速性能好, 目前大量用于燃气轮机组及抽水蓄能机组等同步电机的启动, 但同时其控制系统也较复杂, 对运行维护人员也提出了更高的要求, 应加深对燃机变频启动的理解和认识, 并结合现场实际运行情况和对故障的处理, 深入分析和研究, 通过不断总结, 提高燃机发电厂设备可靠性和维修水平。
参考文献
[1]鲁勇勤, 况明伟.燃机变频启动系统技术引进和创新开发设计[J].东方电气评论, 2009 (4) :43～48
燃机电厂 篇7
现代工业生产, 往往造成对环境的污染。燃气轮机燃烧室的燃烧产物中的NOx直接参与化学烟雾的形成, 造成对环境的污染。因此应采取措施把燃气轮机NOX的排放量限制在符合环境所要求的水平。目前使用的控制NOx含量的方法, 主要有两种, 一是研制低污染燃烧室 (干法) , 另一种是往燃烧室中喷射水蒸汽 (湿法) 。当然燃烧室中燃烧区的温度超过1650°C时, 会有较多的氮氧化物生成, 排放后造成对环境的污染。往燃烧室中喷人适量蒸汽, 降低燃烧区的温度, 消除NOx的生成条件, 这是“湿法”控制NOx含量所依据的基本原理。[1]
由于电厂燃气轮机按P G6581B型改造后, 提高了机组燃烧室燃烧区的温度, 这使排气中氮氧化物 (NOx) 的含量增加。为减轻电厂烟气中污染物对环境空气环境的影响, 将对燃气轮机采用低氮燃烧技术控制燃烧温度, 以有效地控制NOx排放量。电厂采取往燃烧室里喷入适量蒸汽的方法, 降低燃烧室燃烧区的温度, 从而消除NOx的生成条件。蒸汽喷射系统就是为此目的而配置的, 喷入燃烧室的蒸汽量与喷入燃烧室的燃料量应满足预先规定的比例。
二、蒸汽喷射系统的设备构成及流程图
电厂使用G E公司喷射蒸汽降氮的方法和设备来降低氮氧化物排放的。
系统流程:蒸汽取至过热蒸汽母管, 经一级减温减压器、蒸汽回注控制阀及截止阀后, 通过燃烧室十支支管注入燃烧室。减温减压器的减温水来自锅炉给水母管;而蒸汽回注控制阀及截止阀控制进入燃烧室的蒸汽量与燃料量的比例。
图1是蒸汽喷射系统的管路图
绕着压气机壳体的环形母管喷到燃烧室火焰筒中去的。下面我们结合系统图来说明系统中各个设备的作用与功能:
1. 由马达定位的阀门, 用作隔离阀。位置开关33SJ-1用来指示阀门是打开还是关闭。
2. 减压阀V/R30, 限制蒸汽供给压力。
3. 压力变送器96P J测量蒸汽供给压力, 以供计算蒸汽流量和保护使用。
4. 带有两个压差变送器 (96S J-1,
-2) 的表管和孔板装置是测量蒸汽流量的主要设备。两个压力变送器是采用分区方式工作的, 96SJ-1监测低流量, 96SJ-2监测高流量。和采用一个变送器相比, 采用两个变送器在整个流量范围内提高了测量精度。
5. 热偶ST-SJ测量孔板后的蒸汽温度, 以供计算蒸汽流量和保护作用。
6. 截止阀, 它在电磁阀20S J-2带电
时, 靠加压空气打开。位置开关33SJ-2指示该阀门是打开还是关闭。
7. 当电磁阀20B S-1, -2带电时, 两只
凝结水排放阀靠压缩空气打开来排放凝结水。分别有两个位置开关 (33SB-1, -2) 用来指示这两只阀门的位置。
8. 蒸汽控制阀由一个电动—机械马达
执行机构来控制位置, 达到控制蒸汽喷射量的目的。执行机构接受来自控制盘得方向 (开或关) 信号和驱动脉冲信号。位置开关33CJ指示蒸汽控制阀是打开还是关闭。[2]
三、蒸汽喷射系统的投入与退出
A、系统投入
1、燃气轮机正常启动并网, 燃机负荷大于30%基本负荷。
2、锅炉、汽机正常启动运行。
3、减温加压器的投入:
3.1预热程序:将减温减压器的减压阀稍开 (约全程的5%) , 关闭减温减压器减温水进口处的截止阀, 全开减温减压器入口电动阀门, 全开减温减压器前电动疏水阀, 然后慢慢地打开主蒸汽至降氮系统的手动截止阀, 输入新蒸汽进行预热, 预热蒸汽压力应在0.02-0.05Mpa之间, 预热时间大于30分钟.
3.2试运行:预热结束后, 打开减温水进口截止阀, 并逐渐开启手动截止阀, 按每分钟升高0.1-0.15Mpa速度逐渐升压, 同时手动操作减压阀和给水分配阀, 使蒸汽的压力和温度达到使用要求 (温度及压力须GE确认) 。在升压过程中, 当压力升到额定压力的50%时, 用手动使安全阀起跳。检查安全阀的启闭是否灵敏, 同时检查安全阀排放管路情况, 确认后按规定定好安全阀的开启压力。打开疏水阀, 排除冷凝水。通过调整, 使蒸汽参数达到规定值。
4、检查系统有无泄漏、振动、疏水管线是否正常。
5、把减温减压器投入在自动位置, 必要时进行手动调节。
6、在P L C上投入蒸汽喷射系统自动, 进入MARKVI控制程序。
B、系统在下列情况应退出:
1、巡视检查系统存在严重泄露时, 停止系统运行。
2、系统存在严重水击的情况下, 停止系统运行。
3、仪表风存在严重泄露时, 停止系统运行。
4、水处理制水系统严重不足时, 已经危机机组安全运行时, 停止系统运行。
5、如因蒸汽喷射系统投入, 导致燃机排气幅差温度接近或达到报警时, 停止系统运行。
C、系统退出:
1、关闭主蒸汽至降氮系统手动截止门。
2、P L C盘面停运蒸汽喷射、减温减压系统运行。
3、打开系统疏水阀。
4、检查疏水、系统正常后, 关闭阀门。
四、结论
针对NOx生成机理, 采取向燃烧室注入少量蒸汽以降低燃烧区温度的措施, 对单循环燃气轮机会有1.8%的热耗率损失;但在某些情况下 (尖峰场合) , 利用蒸汽喷注出力会增加3%, 其经济性还是很有吸引力的。此外, 用此方法降低氮氧化物的排放, 会引起频繁的燃烧检查和设备寿命缩短。
摘要：应用天然气燃料燃气/蒸汽联合循环发电的优点是发电效率高和最低的环境污染排放。燃气轮机具有优良的燃烧特性, 控制低污染排放技术水平不断提高。随着氮氧化物排放污染的日趋严重, 国家将于“十二五”期间加大对氮氧化物排放的控制力度。该文主要介绍燃气蒸汽联合循环蒸汽喷射系统的使用情况。
关键词：燃气蒸汽联合循环,降氮系统,吹扫,操作
参考文献
[1]杨顺虎.燃气——蒸汽联合循环发电设备及运行.第一版.北京:中国电力出版社, 2003:82-84[1]杨顺虎.燃气——蒸汽联合循环发电设备及运行.第一版.北京:中国电力出版社, 2003:82-84
燃机电厂 篇8
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].
燃机电厂 篇9
1 广播式通信在燃机电厂SIS中的应用
燃机电厂SIS的广播式通信是工作在以广播信道为主要数据传输通道、生产用屏蔽双绞线为主要传输介质的环境中, 为SIS实现其在电力生产中的各项基本功能, 从而使得燃机电厂获得更大的经济效益。同时, 燃机电厂SIS中整合了适应燃机电厂工作、生产所需要的功能应用模块, 借助广播式通信帮助生产工作人员及早地发现机组设备的异常情况, 配合检修工作人员及时解决和消除机组设备的缺陷, 在生产及检修过程中协助安全监察人员对机组进行监督检查, 指导非生产部门人员对电厂生产知识的学习和掌握。
广播式通信是以太网拓扑网络结构中常见的一种通信方式, 它采用广播的方式将数据向信道中的所有用户进行数据广播, 在信道上的用户会按照自己对数据的需求对信道中广播的数据自觉地进行过滤, 接受满足自己需求的数据, 忽略对自己无用的数据。对于这种广播式的通信, 它没有固定的收信端, 在信道上的任何用户既可以作为发信端向信道发送数据, 同时它又可以作为收信端接收信道中传输的数据, 也正是因为广播式通信存在这样的灵活性, 在网络的搭建和信道的选择上一直受到人们的青睐。
在深圳某燃机电厂SIS的广播式通信中, 采用“双核心交换机”交替工作方式来构建双总线型SIS网络 (如图1) 。从图中可以看出燃机电厂SIS广播式通信先将现场设备的MPS (MultiProcess control System, 多功能过程控制系统) 数据通过光纤接入对应的MPS接口机, 经由单向物理隔离网闸进入双总线型SIS广播式信道, 然后借助“核心交换机”组将下层SIS网络数据转发至上层SIS功能处理网络。上层SIS网络的各功能单元根据顶层MIS网络用户的需求进行相应的处理后再以广播方式向顶层MIS网络用户进行反馈。在这种双总线型的SIS网络中, 上层网络和下层网络相对独立又互为补充, 它们在各自层面上的网络中同时进行着数据的广播通信而彼此间互不影响, 基本不会因为CSMA/CD (Carrier Sense Multiple Access With Collision Detection, 载波监听多点接入/碰撞检测) 协议检测到网络处于忙状态而停止或中断网络中的数据通信工作。
就图1所示拓扑结构的通信过程而言, 假设位于MIS层的“生产经营部”用户向SIS发出需要查看当前#2机组的运行情况的指令, 此时SIS需要完成的工作是:将“生产经营部”用户利用MIS网络和SIS防火墙之间的光纤信道借助工业用屏蔽双绞线信道送入SIS上层网络的指令, 通过广播方式通知给SIS上层网络中的管理服务器。SIS的管理服务器在接收指令后, 对网络内各成员的职能分配表记录进行检索, 发现并确认此指令是需要实时/历史数据库服务器、应用服务器、WEB服务器和数据转发服务器协同工作来完成的实时显示浏览的功能, 于是管理服务器就将检索确认的信息从其对应的OSI/RM (Open System Interconnection Reference Model, 开放系统互联基本参考模型) 应用层向物理层下的广播信道 (这里指SIS的上层网络广播信道) 逐级传输, 数据每传输一层, OSI/RM都会将传输到这层的数据进行相应的处理后再向下一级进行传输。直到数据传输到物理层下的广播信道进行广播时, 我们发现管理服务器在应用层发出的数据信息在传输过程中被添加了许多保证数据传输安全的标识, 如TCP/IP (Transmission Control Protocol/Internet Protocol, 传输控制协议/网络协议) 、循环冗余检验 (Cyclic Redundancy Check, CRC) 、复用 (Multiplexing) 等。
这些携带了安全标识的数据信息在广播信道广播过程中, “承包商”用户误认为是自己的数据进行了接收, 数据便从“承包商”用户的OSI/RM物理层开始向应用层逐层对数据标识进行解析。由于SIS的数据转发服务器希望将处理完的数据对“生产管理部”用户进行反馈, 在传输过程中OSI/RM对数据进行标识时已经将目标服务器的相关信息写进了要传输数据的标识中, 故在“承包商”用户对数据进行解析时就会因为解析内容与编码内容不一致而发生错误, 从而导致数据无法向OSI/RM的上一层继续传输, 但“承包商”用户的接收端不能因为接收了错误的数据而一直将该数据保留在OSI/RM的处理层级之中, 所以OSI/RM会在确认数据发生错误后间隔一段时间便自动将此错误数据清空并为其解析新数据留出空间。而广播信道中被“承包商”用户错误接收的那段来自转发服务器的数据直至被“生产管理部”用户的接收端口接收并在其OSI/RM中进行了正确的解析, SIS所做的工作才算完成。
2 广播式通信在实际应用中的优化方案
为了使广播式通信在燃机电厂SIS中应用得更顺畅, 以上的设计还存在几个方面的问题:首先, 假设SIS上层网络和各用户、服务器均处于正常状态, 现由于网络中的各用户、服务器使用不同的数据传输频率使收发数据出现数据的丢包的现象。其次, 燃机电厂SIS网络是由上、下两层广播式以太网络构成, 两层之间通过交替工作的核心交换机负责数据的转发。假设上、下两层网络同时向网络发送需要核心交换机进行数据转发的服务, 并且此时数据的转发是由同一台核心交换机完成的, 这就使得该核心交换机因数据量大而出现工作缓慢或信道拥堵等情况, 与此同时, 另一台核心交换机在接收信道中传输满足自己条件的数据到来之前始终处于等待状态。最后, 假设“生产管理部”用户将指令发送到SIS网络的过程中, 由于受到外部环境的影响致使“生产管理部”用户指令数据在广播信道传输过程中受到了干扰, 导致SIS处理完这些数据在对“生产管理部”用户反馈时用户端报错或是在信息反馈至MIS网络后因为没有用户对此数据进行接收出现数据的流失。
针对上述的问题, 可以尝试从如下几方面对系统进行优化:第一, 就数据丢包的问题。在通常情况下, 核心交换机用作数据的转发, 其频率是可以忽略的, 而发信端、收信端的频率均默认设置为50Hz, 此时数据在信道中传输时却出现了丢包的情况。若在不改变发信端频率的前提下将收信端频率设置为60Hz或70Hz, 使用高频率的接收器接收来自低频率发射器的数据, 一方面能保障其接收数据的完整, 另一方面由于发信端的发射器是以单工方式向广播信道发送数据, 而接收器所处的信道采用的是半双工的通信方式, 使用高频率接收器接收低频率发射器发送数据, 在保证速度的同时使接收器也能有充足的余量去处理信道上的突发事件。第二, 对于核心交换机交替工作的问题。可以考虑将核心交换机的工作方式改为一主一备, 使两台核心交换机能自动根据信道传输的数据量及主核心交换机的工作状态进行主备切换以达到工作的最佳状态;或者可以借助SIS的GPS (Global Positioning System, 全球位置测定系统) 接口机功能, 借助专业技术人员的力量来对整个SIS进行详细的检查处理。第三, 信道噪音干扰问题。若此问题在运行初期未出现而经过一段时间的运行后出现此问题, 有可能是由于环境因素影响或是由于老鼠、蟑螂等小动物破坏了通信介质的表皮使通信介质抗干扰能力减弱, 最直接最快捷的办法就是逐级更换SIS的通信介质。若此问题在系统投运之初就存在, 说明SIS当前环境存在着巨大的噪音干扰源, 可考虑为SIS信道及SIS设备增设干扰滤波器或是干扰屏蔽器, 以保证SIS有个安静的工作环境。
通过对原有系统的优化发现, 设置合理的频率、主备自动切换的核心交换机和SIS安静工作环境对于提高SIS工作效率有着明显的效果, 不但加速了SIS的反应速度, 提高了数据的传输量, 同时, 它在优化SIS的同时还为燃机电厂的工作、生产带来可观的经济效益。
3 广播式通信在燃机电厂SIS中应用的展望
综上所述, 广播式通信在燃机电厂SIS中的应用主要体现在有线通信方面。在当今信息高速发展的时代, 3G网络的普遍使用、无线网络的全城覆盖以及移动信息化设备频繁地更新换代, 新一代的移动通信设备 (如IPhone、IPad) 正如同风暴一般席卷全球……有线通信已经不能完全满足需求, 人们对移动办公的需求已经越来越迫切, SIS通信局限于有线通信网络的情况显然不行。利用目前SIS中的GPS接口设备及扩展功能模块将有线的SIS通信拓展至无线, 将应用面从目前的信息告警拓宽至远程管理, 使用户不需要通过使用VPN (Virtual Private Network, 虚拟专用网络) 通道回归公司服务器的方法实现随时随地、无时无刻都能看到当前燃机电厂机组设备的运行情况。使广播通信不局限于文字、图片这种简单的告知服务, 而将其拓展成图文并茂并具有动态、实时、快捷等功能, 并能更好地为无线终端用户服务。这种功能的实现将成为目前广播式通信在燃机电厂SIS中应用的新课题, 实现这种功能将为燃机电厂的安全、经济提供更大的便利。
摘要：对燃机电厂SIS的广播式通信系统进行了介绍、分析, 并提出改进的设想。首先, 介绍了广播式通信系统工作原理及在燃机电厂SIS中的具体应用;然后, 针对现行系统存在的问题和不足提出了改进方案。在文章的末尾, 作者提出了广播式通信在燃机电厂SIS应用中新的发展方向——移动办公。对移动办公的功能及表现形式提出建设性的建议, 同时, 对广播式移动办公通信寄予了较高的期望。
关键词：SIS,广播式,电厂通信,信息监控
参考文献
[1]邓乐毅.《电厂生产过程监控系统设计》[J].电力建设.2005.
[2]谢希仁.《计算机网络 (第5版) 》[M].北京:电子工业出版社.2008.