电站节能（共10篇）
电站节能 篇1
现如今, 我国的电力设备级别都比较高, 这就是使得电站锅炉规能源消耗越来越大, 进而增加了煤的用量。锅炉是电站不可缺少的一种设备, 其能源消耗量直接关系到电站的经济效益, 因此一直以来, 电站科研人员都致力于研究电站锅炉的节能技术。锅炉耗煤量增加的因素有很多, 比如煤种变化、电站机组的变化等。为此要想降低电站锅炉能耗应该解决上述为问题。
1 减少电站锅炉能耗损失的对策
1.1 注重锅炉运行管理
锅炉运行期间, 管理人员必须对其进行节能管理, 这是减少锅炉能耗损失的重要方法, 而且对锅炉运行管理也能够提高电站整体的管理水平。其具体的管理方法如下:
首先, 动力管理。因为现代电站锅炉主要是依靠煤来运行, 因此对于耗煤量非常大的电站, 做好煤种控制工作十分关键。但是由于电站所使用的煤种类比较多, 要想完全的掌握煤种情况难度非常大, 因此必须对煤场进行监管, 按照煤质的特点动力配煤, 以此确保每一种煤都能够燃尽, 不损失, 以此真正的做到锅炉节能, 进而提高电站的经济效益。
其次, 参数管理。锅炉能耗损失的减少, 单纯的依靠动力管理并不能完全的做到, 管理人员还需要对锅炉运行的参数进行管理, 以此保证锅炉运行时期, 所有的参数都处于正常状态, 另外, 还需要对一次、二次风量有所控制, 达到最佳优化程度。注重管理吹水系统, 以此减少系统排烟期间, 释放的热量, 此外, 还应该对锅炉各个零件展开管理, 以此确保锅炉整体运行优良。
最后, 检修管理。任何一种锅炉长时间的运行都会出现质量问题, 此时必须做好检修管理工作, 以便检修人员能够随时发现锅炉故障, 之后进行快速的维修, 以免影响锅炉运行。再加之, 由于煤种质量低劣、季节变化等都会影响锅炉运行, 为此检修人员必须定期检修锅炉, 以此保证锅炉能够成功启动。
1.2 注重运行调整
锅炉运行的各个环节, 热量都会不同程度的损失, 为此, 需要管理人员随时对锅炉运行的某些参数数据进行调整, 以此达到最优化, 减少热量损失。热量损失减少, 锅炉的煤耗量就会减少, 进而减少成本。另外, 管理人员还应该注意对锅炉局部的某些方面展开调整, 也能够有效的减少热量损失, 使得煤炭燃烧更加充分。
1.3 注重劣质煤种燃烧技术的研发
由于煤炭开采程度越来越高, 有很多优质煤种已经开发殆尽, 还有些优质煤由于技术原因无法开发出来, 因此现如今电站使用的煤种根本无法确保是优质煤, 绝大部分情况, 锅炉只能够应用劣质煤来完成相应的工作任务, 但是由于煤种质量时常在锅炉运行期间就发生灭火以及磨损等情况, 为此研究人员必须对劣质煤种燃烧技术进行研发, 这是今后电站锅炉需要解决的首要问题。
1.4 注重技术改造、应用新技术
技术改造与应用新技术是减少电站锅炉损耗的主要措施之一。目前, 我国着重倡导发展低碳经济, 这就需要实现低碳环境, 但是锅炉耗煤量过大, 必然会对环境造成一定的影响, 因此低碳环境在这种情况下, 才能实现。要想推动了低碳环境的开展, 提高煤炭燃烧质量, 就需要加强电站锅炉的节能技术改造, 推进新技术研究与利用。
2 电站锅炉节能技术措施
2.1 电站锅炉风机节能改造
定制高效节能风机。根据以往案例和相关测试, 通过更换低转速低压电动机、双速电动机以及压力变频器等部件对风机进行节能改造, 均可以在一定程度上实现风机节能。在实际的电力生产中, 要最大程度上实现节能效果, 在对高效节能风机进行改造时, 可以进行经济因素和技术因素的比较。对风机进行变频节能改造。对风机实施变频调速, 对降低风门挡板的能量损耗有一定帮助, 获得较好的经济效益。
2.2 电站锅炉在线监测系统节能技术
目前, 很多火力发电工厂都引入了计算机监控系统, 对发电机组的安全运行和高效益运行进行监控, 这样一方面可以对生产过程中的数据进行实施记录和监视, 对于超出安全生产指标的数据进行预警, 最终实现锅炉运行的最优效益和最高节能。另一方面, 实现对电力生产的智能化和自动化管理, 有效降低人员的劳动强度。通过该项技术, 可以实现电站锅炉运行在线优化和燃烧监控, 实现整个机组的节能目的。
2.3 电站锅炉节能点火技术
随着科学研究的深入, 当前我国大型电站也开始庆用节能点火技术, 在这方面每年就节省了大量的燃用油量, 降低了能源的消耗, 节省了发电的综合成本。因为在传统的锅炉点火过程中, 需要利用燃用油来进行, 这就导致了极大的能源消耗, 增加了锅炉运行的成本。而通过对节能点火技术的应用, 有效的降低了能源, 节约了成本, 确保了锅炉运行的经济性。
2.4 降低锅炉能损的两项技术
空气分级燃烧技术通过减少锅炉中NOX排放量来实现节能效益, 这项技术的节能成本投入低, 节能综合效益好, 这项技术在优化锅炉运行设计的同时, 可以有效降低飞灰中的含碳量, 是优化排放废气的重要手段。排烟热量回收节能技术。降低电站锅炉的排烟温度长期以来都由于酸腐蚀及温度灰问题而成为一大难题, 所以要想解决这一难题, 则需要突破环境的限制, 实现低温省煤, 尽管当前低温省煤器已在实际工作中得以应用, 但存在着硫酸的腐蚀及潮湿积灰的问题, 这是低温省煤器运行的阻碍, 有等于加快研究力度, 使其得以有效解决。
3 结论
综上所述, 可知电站锅炉节能技术的开发十分重要, 这不仅仅是针对电站自身而言, 更是针对国家未来发展而言。目前我国的电站锅炉依然需要消耗大量的煤量才能够保持运行, 这严重影响了环境与电站的经济效益, 而出现这一问题的原因就是煤种质量低劣、管理不到位等, 为此, 管理人员一定要选择优质煤种, 进行全方位的管理。
摘要：电站锅炉节能事关电站的经济效益以及国家的社会效益。随着电网逐渐健全, 电能已经基本普及。电能量的增加, 用煤量也随之增加, 在这种情况下, 如果锅炉未能做到节能, 不仅电站的生产成本也因此增加, 环境也会因此受到非常严重的污染, 因此电站锅炉的节能技术的研发十分必要。首先对降低电站锅炉能耗损失的对策进行了研究, 其次对电站锅炉节能技术措施进行了探讨, 仅供参考借鉴。
关键词：电站锅炉,节能技术,措施,分析
参考文献
[1]黄新元, 邢凡勤.大型电站锅炉节能降耗的主要途径[J].华电技术, 2009 (10) .
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[4]王家新.电站锅炉在线监测系统的节能技术探讨[J].节能, 2006 (12) .
[5]李飞.低碳环境下电站锅炉节能措施分析[J].中国高新技术企业, 2012.
电站节能 篇2
您好！我们是武汉大学暑期社会实践团队的调研员。在大力倡导低碳经济和节能环保大力走可持续发展道路的今天，我们特别设计了这样一份问卷，想通过了解民众的节能环保意识，思考今后的宣传方向，以正确的方式来利用资源，真正做到可持续发展。
您的回答无所谓对错，仅代表个人意见，只要能真正反映您的想法就达到我们这次调查目的，希望您能够如实填写，感谢你对本次问卷调查的支持！
⒈请问您平时在日常生活中有节约用水的习惯么？
A．特别重视，并采取了很多措施B.有一些了解，但总是忘了去做C.水资源很丰富，不需要这么做
⒉据您个人的了解，贵厂存在浪费电能的情况么？
A．存在，很严重B.存在，但只是少数情况C.不存在⒊您了解贵厂的水能利用效率如何么？
A.很了解大概是：B.关心过，但不怎么清楚C.与自己无关
⒋您了解贵厂对当地产生的经济效益如何？（水利投资与产生的社会效益比大概是多少？）
A．很了解大概是：B．不是很了解C.与自己无关
⒌您认为贵厂在节能减排，降低能耗方面做的如何？
A．做的很好，远远超出国家标准B.刚好达到国家最低标准C.有很多不足
⒍您认为在贵厂中为了保护环境去提高成本，使用低耗能高产型机械是否可行？
A．有利于环保，很有必要B.成本太高，不实际C.领导说了算，与己无关
⒎您认为贵厂的机械故障主要是有什么因素造成的？
A．泥沙磨损B.人为操作失误C.不可控因素（如机械老化）
⒏您认为贵厂的在管理层人数如何？
A．太多，有很多吃闲饭的人B.人数刚好，管理井然有序C.有能力的人不多，管理较为混乱
⒐您了解贵厂的年产电量是多少？年总耗电量是多少？
A．年产电量：KW年总耗电量：KW
B．不是很清楚
感谢你的支持，希望你以后能一如既往地关注环保，更深入地了解“低碳”，并一直支持我们共同的环保事业！
电站节能 篇3
绿色节能直流电站新技术属于国际先进水平，此技术具有自主知识产权，国际首创，主要具有如下几个方面的优点：1.系统运行效率显著提高。绿色节能直流电站在未增加系统设备条件下，通过对主要部件的参数合理配置与控制方式的有效配合，有效提高系统的运行效率，相对现有直流电站系统，效率可提高1.5%～3%。2.系统功率因数高。绿色节能直流电站采用感应滤波与无功补偿一体化装置，可将直流电站系统的功率因数提高至95%以上。3.谐波治理效率突出。相对传统谐波治理手段的60%的滤除率，绿色节能直流电站中采用的感应滤波技术针对谐波电流的滤除率可高达90%。4.系统噪声低。绿色节能直流电站新技术可有效将变流变压器铁芯中的谐波磁通大大降低，从而实现系统的低噪声。
绿色节能直流电站新技术可广泛用于电解、化工、电力、城市轨道交通等各个需要交直流电能变换技术的领域，具有广阔的应用市场。该技术是交直流电能变换系统实现高效、低耗的关键技术，社会和经济效益十分突出。该技术已通过了实验室原理样机系统及工程样机系统的双重测试验证，运行安全稳定，运行特性优越，所有技术指标均达到了设计时对系统考核的标准，有些指标远优于考核标准，可进行大规模的技术推广应用。
变电站照明系统节能改造 篇4
关键词：声控装置,降低,照明电能,损耗
1 引言
厂 (站) 用照明是电力系统中极其重要的负荷, 我国是一个用电大国, 厂 (站) 数目众多, 自用电十分可观。目前, 大多数厂 (站) 在照明用电经济运行方面没有实际应用到自动投切设备, 导致在很多时候厂 (站) 用电能白白被消耗。如果单纯采用手动开断负荷的方法, 有可能会造成开通不及时还可能发生误操作。随之而来的后果是对节能极为不利。据资料显示, 我国厂 (站) 用负荷在电力系统中总损耗占总发电量的1%, 2006年我国总发电量为25308.26亿千瓦时, 厂 (站) 用照明负荷的损耗将达到253.1亿千瓦时。
2 实例统计说明节约变电站照明用电的必要性
结合宁夏固原供电局各个变电站的实际情况, 为了能够及时、方便的处理发生的事故和故障, 所内主控室及走廊照明系统在夜间一直都要处于正常工作状态, 这样就浪费了大量的电能。因此, 为了有效、更好的节约电能, 结合实际情况, 研究开发“半睡眠”状态照明工作系统, 以此来达到有效降低所内照明系统电能损耗的效果。以西吉变为例主控室装有日光灯60只, 每只45瓦;配电室装有探照灯4只, 每只800瓦;设备区装有探照灯4只, 每只1000瓦;其他房间及走廊装有日光灯25只, 每只45瓦。共计总负荷为11025瓦, 夜间信息时间从11:00到次日7:00, 那么一年我站就白白浪费31752度电能。因此, 使厂 (站) 用照明系统经济合理地运行、降低厂 (站) 自身损耗是本文研究的重点。具体从设计行之有效的自动投切回路进行研究。
厂 (站) 用负荷主要包括二次设备用电和照明生活用电两部分。本文设计论证的声控站用负荷自动投入装置适用于大、中型变电站的照明系统, 控制部分选用由澳霸电工公司研制生产的声控开关以及普通接触器。声控站用负荷自动投入装置使得变电站的照明系统能够实现经济合理地运行, 以达到节约电能的目的。
3 声控站用负荷自动投入装置设计原理
本文设计的声控站用照明系统自动投入装置, 主要以澳霸电工公司研制生产的声控开关为核心, 由接触器、空气开关及外围照明电路组成控制系统, 本课题的控制对象可以用图1所示。
在站用照明系统加装智能投入系统, 此系统包括了手动和自动投入装置两个模块。夜间可以关闭所有照明灯, 当系统发生异常时, 系统预报及事故音响装置发声, 从而使就近装设的声控开关SK启动接通接触器KM启动线圈, 使接触器辅助接点KM1 KM2闭合, 使照明灯D经L、QA1、QA2、D到N形成通路而发光。接触器辅线圈C经L、QA1、KM1、KM2到N形成通路而自保持。当运行人员将问题处理完毕后断合一次空气开关QA1, 就将系统复归。同时也可以通过QA2进行手动投退照明灯。
4 声控站用负荷自动投入装置应用的意义和前景
目前, 我国面临电能不足的问题, 高效节能成为现代工业生产中的重要标准, 多种智能控制系统在工厂的应用使得能源得到大幅度节约, 本文所设计的声控站用照明系统自动投入装置正好适应我国工厂的节能需求。
本课题所设计的声控站用照明系统自动投入装置具有可靠性高, 稳定性好, 能够使站用照明系统经济合理运行, 系统所选用的声控开关、接触器、空气开关以及在电路设计里面使用的各种电气器件在工艺上已经相当成熟, 技术上也日趋完善。它全新高效的节能理念使得在理论分析计算上节电效果显著。
5 结束语
电站节能 篇5
关键词梯级水电站群;集中节能调度;水库优化调度
中图分类号TM文献标识码A文章编号1673-9671-(2010)111-0151-01
梯级水电站群水库优化调度就是在综合分析流域总来水量和梯级水库蓄水能力的基础上,运用各种优化方法制定相应的综合调度计划,实现水电站群及其水库的最优运行调度,使水电站及其水库各功能得到充分发挥,使水利、水能资源得到充分合理的利用,从而获得尽可能大的经济和社会效益。水电站群水库优化调度可以充分发挥各水利设施和电站机电设备的内在潜力,在保障各电站安全稳定运行的基础上,力争消耗最少的水能资源获得最大的经济效益,同时促进整体电网安全可靠、经济有效的运行。建立梯级水库群远程集中调度管理模式,不仅可以实现流域水资源的综合分配调度,而且可以统筹协调安排各水电站的发电和防洪泄水计划,有效提高水电站群水库的节能调度管理水平。
1梯级水电站群集中节能调度模式的优点
建立统筹协调的集中节能调度管理模式可以实现各水电站水库的联合节能优化调度,按照统一调度、统一分配的原则有效节省水能资源,充分发挥各水利工程设施的综合功能,达到发电效益最大化的目的。
1.1充分利用水能资源
形成协调联合的调度管理模式后,水电站群内的水电发电机组可以根据各水库的综合调节能力进行水能资源的分配,实现按需水和蓄水能力进行梯级节能分配管理,达到充分利用水能资源的目的。对于无调节能力的水电站而言应该按照无调节或日调节能力来分配机组的用水量和发电计划;对于有调节能力的水电站应该按照季调节、年调节、多年调节等调节管理模式依次进行详细排序。在实际运行过程中,如果有调节水电站机组出现非正常弃水运行工况时,应该由对应的有调节能力的水电机组进行反调节补偿。无调节能力的水电站发电机组由于其无调节能力或只有日调节能力,因此在调度优化时,应该直接根据电力负荷需求特性和电站水库需水量要求动态分配水能资源,并在运行过程中根据各无调节能力的水电站运行工况特性,由有调节能力的水电站进行二次水能分配,从而实现水电资源和发电计划的动态联合分配调度。对于具有调节能力的水电站群发电机组而言,应该将所有机组联合起来进行系统调度,结合系统电力负荷需求、电压水平、工农业供水、防洪航运等特殊情况作适当的动态校正调度。如对于岩滩水电站而言,其本身是不完全调节电站,而其上游是具有多年调节能力的龙滩电站,其下游为无调节或调节能力相当差的梯级水电站群(如:大化水电站、百龙滩水电站)等。因此,在进行联合调度时,岩滩水电站应该根据上游龙滩电站运行情况进行反补偿调节,如当龙滩电站出现非正常弃水运行工况时,岩滩水电站就可以根据自身水库蓄水能力对龙滩电站水库进行反补偿调节。而由于其下游水库无任何调节能力,岩滩水电站就应该根据来水量和水库蓄水情况动态的进行下游水量的二次分配,在充分利用水能资源的前提下,保证各水电设施发挥出优良特性,达到节约水能资源、发电效益最大化的综合目的。
1.2充分发挥梯级电站群的水力与电力关系
建立梯级水电站群联合调度管理模式后,可以利用各水电站间的水力和电力关系进行相互的补偿,达到节省水能资源,获得最大社会经济效益的目的。在进行联合调度时,就可以根据各水库蓄水能力要求,尽可能大的维持水库蓄水能力,保持各梯级水电站维持在高水头的运行工况,使得各发电机组发挥出最优的运行工况,有效降低水能消耗、提高水能的综合利用效益[3]。当流域内各梯级水库只从自身水电站运行工况要求考虑蓄水和制定相应生产发电计划时,很可能造成一些无调节能力的水电站长期在低水头的工况下运行,造成机组长期工作在“低效”工况区,造成大量的水能资源浪费。而当一些有调节能力的水电站发生非正常弃水时,而下游其它有调节能力的水库又由于突然增加来水量而与实际蓄水计划相冲突时,就会导致大量的弃水无法进行水能资源二次分配调度利用,造成巨大的水能资源浪费。在开展联合调度后,对流域内所有的梯级水电站群进行联合调度,可以统筹考虑发电计划和蓄水安排,充分利用上下游水库间的水头特性,并结合各种水利工程设施,有效进行水能资源调配,实现调峰和错峰,保障各水电站安全稳定度汛,同时有效发挥各水库的综合蓄水能力,最大限度的减少水能资源的浪费。建立梯级水电站群集中节能调度管理模式需要根据流域内各水文信息、水库库容、电力负荷波动特性等数据信息建立水库群优化调度补偿数学模型,充分发挥梯级水库群的发电、供水、防洪等能力。红水河梯级水电站群集中节能调度管理模式就可以根据流域水文、电力负荷等信息,结合计算机强大的数据分析处理功能,在流域汛期由集控水调中心统筹安排闸门的启闭次序,负责主要防汛人力和物力安排调度,保障各水电站安全稳定的度汛。利用各水电站机组运行工况特性,有效分配电力负荷,力争让所有发电机组都工作在最优工况,达到利用最少水能资源带来最大的发电经济效益。
2梯级水电站群集中节能调度模式的效益分析
梯级水电站群集中节能调度模式就是在节能、环保、经济等基本原则的基础上发展起来的。可以通过开展梯级水电站群统筹调度管理模式有效发挥流域水能资源的最大效益,利用水电站群间的各种水力和电力关系,通过分析各水库在水文特性和蓄水调节性能方面的差异,实现各水电站间的相互协调补偿。通过水库间蓄水能力的互补,有效将独立电站较多的季节性水能、电能资源转变成可靠的系统水能和电能资源。通过统一的分配调度可以保证各水电机组运行在最优工况特性,有效保证系统的总出力和发电量,减少非正常弃水总量,降低单位电能生产的水耗。通过联合调度后,可以根据各水电站水库及发电机组的运行特性,合理选择水库调度及发电运行模式,达到节约水能资源,降低系统能耗,保证生产和供电系统安全稳定的运行。发电调度是梯级水电站群节能调度管理模式中一项重要项,它涉及供配电系统运行调度、电力监管、以及环境保护等多个内容,安全、可靠、节能、环保多方面并行的综合发电分配优化调度模式需要很多必要的基础数据作为基础参考资料。在建立流域梯级水电站群节能调度模式时必须进行全面、周到、合理的统筹分析,从客观、准确、高效稳定等多方面统筹计划分析,建立适合流域梯级水电站群高效稳定生产发展的最优调度模式,深入挖掘流域水库、水工建筑物、发电机组等的综合节能潜力,达到优化节能、高效稳定的综合运行调度效果,促进水电站群高效经济的运行发展。
3结束语
梯级水电站群集中节能调度管理可以充分发挥各水库和水电站机电设备的综合节能潜力,不仅提高各水电站的综合运行工况特性,同时可以通过优化调度管理模式,合理制定防洪泄水计划,在保障各水电站安全稳定度汛的前提下,最大限度降低弃水总量,充分挖掘流域的综合社会和经济效益。
参考文献
[1]尚金成,黄永皓,夏清,等.电力市场理论研究与应用[M].北京:中国电力出版社,2002.
[2]衰宏源.水资源系统分析理论与应用[M].武汉:武汉水利电力大学出版社,2000.
中国核电站节能减排问题研究 篇6
目前核电的发展正在复兴, 各国的积极性都有很大的增长, 核电在今后一段时间内将会扮演一个越来越重要的角色。目前, 由于能源的短缺紧张, 正在提倡的政策和做法是节能减排[1,2,3,4,5], 但这一政策主要是针对火电而言[6,7,8,9,10,11]。一般认为, 核电的发展, 正是为实现该政策的一条重要途径, 发展和使用核电本身就是节能减排, 所以, 核电站的节能减排问题就在某种程度被忽略了, 甚至有人干脆不承认有此问题。然而, 铀资源也是有限的, 且其本身的“三废”同样需要考虑。所以, 在核电大发展伊始就应研究其节能减排问题, 未雨绸缪, 从而使核电健康发展, 真正造福于人类。
1 核电节能减排的意义
1.1 节约资源, 推动核电平稳发展
核电要发展, 燃料是根本。在中国这个非富铀的国家里, 如果没有良好的燃料铀的贮备, 核电大发展就是一场没有结果的“闹剧”。我国在核电决策变“适度发展”为“积极发展”之时, 就清醒地认知到这一问题。目前核电比例还要提高, 内陆核电正在积极开展启动工作。因此, 目前如果开展对铀资源的节约, 这样对核电的长久平稳发展就十分有利。从发展过程中去思考, 从伊始就采取行动, 这才是核电平稳发展的长久之计。
1.2 减少污染, 推动核电健康发展
核电现在迎来了大发展的时刻, 很多地方都在不遗余力地在宣传其是“清洁”能源。但特别要注意“清洁”是相对的, 相比火电, 虽然平时核电站没有从烟囱里排出CO2、SO2和可吸入颗粒物, 但是, 其经过处理的达标废气和废液依旧要排放, 还有高放射性乏燃料和固体废物要处理。在发生核电严重事故时, 不仅有CO2和可吸入颗粒物, 而且还有各类“三废”, 最大的问题是其带有放射性[12,13]。表1所示为火电厂和核电厂三废的比较。
显然, 要实现核电的真正清洁, 就必须注意核电“三废”的处理, 同时, 相比火电还有一个长期放射性乏燃料的处理。冷静看待核电可能出现的污染问题, 才能使核电健康发展。
1.3 节约能量, 推动核电高效发展
核电的发展是由于能源的需求在增长, 能源效率的提高是很重要的一环。在安全第一的前提下, 要注意节能。合理的设计、建造、运行乃至维修各个环节, 都可以注意节能, 提高效率, 这样的核电才是高效且安全的能量之源。
1.4 节约资金, 推动核电快速发展
核电站的建立是一项费用大、周期长的工程。所以, 一定要坚持“好钢要用在刀刃上”, 要厉行节约, 尽可能把成本降下来, 以建设更多的核电站。目前, 国家大力推荐核电国产化和自主化, 就是一个很好的思路, 只有掌握了自主国产技术, 才能不受制于人, 降低成本, 才能又好又快又安全地建设核电站。
2 核电节能减排的原则
在核电节能减排的工作中, 可通过“引进、利用、改造、创新和安全”的“十字”原则, 安全地实现核电节能减排的目标。
2.1 引入利用火电节能减排技术
目前, 火电节能减排技术相对成熟, 在节电、节水、降耗、热力系统节能等许多方面, 有很多较高水平的技术[10]。而且核电站的常规岛和BOP与火电等常规电力有很多类似之处。因此, 引入采用火电节能减排技术, 可以更快、更多地在核电节能减排中实现应用, 取得显著效果。
2.2 引进改造国外核电节能减排技术
考虑到目前中国核电的发展主要还是依靠国外先进技术, 所以, 在引进核电先进技术时应该注意其节能减排方面技术的引进。通过引进, 再结合中国实际加以消化和改造, 使中国核电节能减排方面排在世界前列, 达成中国核电是先进清洁能源的共识。如我国《GB6249核动力厂环境辐射防护规定》对气载放射性流出物有年排放量控制值, 但对气载放射性流出物仅要求净化处理后经烟囱排放, 并无具体的排放浓度要求, 而美国联邦法规10 CFR 20有相应的要求。
2.3 创造中国核电节能新技术
在中国发展核电也不短的历史实践基础上, 必能实现中国核电节能新技术的发展。这里所说的节能新技术不仅仅是包括核岛和常规岛在内的各个系统具体的节能减排技术, 更主要的还有先进反应堆技术的发展, 无论是现在的第三代AP1000, 还是第四代的高温气冷堆和超临界水堆, 甚至未来聚变堆, 先进反应堆整体技术的发展既是安全的也是节能减排的。中国核电节能新技术不仅是中国的更是世界的, 这也是对核电技术推进和发展的重要途径。
2.4 安全实现核电节能减排技术
能源的产出不能以不安全为代价。煤矿事故给中国的教训太多也太沉痛。核电是低风险和高危险的行业, 因此, 一定要注意核电安全。安全是核电建立和发展的保障, 核电节能减排技术必须依据安全的原则才能得到真正发展。核电节能减排技术也必须能够促进核电安全。核电的节能减排坚持的仍然是安全第一的原则。
3 核电节能减排的途径
核电节能减排途径应该贯彻于核电站建设始终, 应该纳入核电站建设预算、初步安全分析报告和最终安全报告之中, 将其作为其中一项重要内容。如此, 即使贯彻核电的安全第一的原则, 同时, 核电节能减排也是实现核电安全的重要内容之一。核电节能减排的主要途径如下。
(1) 费用投入与节约。
节能减排资金的投入, 实际是总体费用的节约[8,11]。所以, 要从核电站建设和运行经费中精打细算。可以从审查和检验中狠抓这一问题。中国大部分地区走了先污染再治理的老路, 且污染的治理举步维艰。从长远观点看, 这条路实际上是巨大的资金浪费。目前, 又到了核电大发展的起点, 不仅沿海, 而且内陆都要建设核电, 所以, 积极进行节能减排资金的投入是十分重要的职责。如中国广东核电集团就很重视节能减排项目在科研经费 (如燃料优化管理、放射性废物减容技术的研究与应用等) 方面予以倾斜, 取得很大成效。
(2) 燃料节约。
加强燃料循环研究, 提高燃料的利用率, 积极采用先进核燃料管理软件和技术。要提高反应堆效率, 需改进用作燃料的浓缩铀, 提高其燃耗率。例如新型的反应堆一般使用两种设计:一种是美国西屋公司开发的AP1000非能动型压水堆核电技术;另一种是法国阿海珐公司的EPR压水堆技术, 新技术的燃耗率将达到60GWd/tU或更高。在这种燃耗下, 与目前燃耗最好的燃料棒相比, 其燃料将多使用1年。但是, 需要注意的是, 在发生严重事故时, 此类高效核燃料的稳定性比现有的核燃料差, 会引起放射性物质泄漏和进入环境, 由此给环境和人类带来更大的辐射危害。由此看到, 必须注意在安全的前提下促使燃料节约。大亚湾核电站每台机组通过实施18个月换料模式改造, 可以平均三年减少一次换料大修, 大修成本降低25%;每年发电量增加3～5亿kWh, 平均月上网电量增加了27%, 节能带来经济效益的提升。
(3) 节电。
核电站自身的耗电越少, 上网电量就可以越多, 这是通过节能增加经济效益的一条可行途径。核电站自身用电领域很多, 而且为了保障安全, 电源的采用都遵循多重性原则。因此, 可以从管理和技术改造入手, 优化设备运行方式, 减少设备不必要的空耗和电能浪费。如中广核就强调员工在平时的日常生活中注意人走关灯、关空调、关电视机, 热水器用完即关等生活细节, 由此有效地避免生活用电的浪费, 形成节能减排的良好行为习惯, 从而提高其全体员工的节能减排意识, 良好的节能减排文化已经融入中广核的安全文化。
(4) 节水。
核电站的厂内生产用水很多是除盐除氧水, 需经过许多设备和多道处理工序, 生产用水成本较高。水在压水堆设计基准事故和严重事故中担当重要的角色, 且目前压水堆的最终热阱是大海, AP1000采用较多的非能动系统可以不依靠电源带动, 但却不能没有水源。水源是安全的重要保障, 而将来中国要建设许多内陆核电站, 显然, 用水的问题就更加突出。中国是水资源匮乏国家, 因此, 必须加强管理维护和技术挖潜, 进行工艺革新, 合理使用水源, 避免其跑、冒、滴、漏, 以减少不必要的用水消耗, 使有限的水资源发挥最大的效益。
(5) 系统设备节能。
核电站是一个复杂的大系统, 采取人机结合的间接在线控制方案来控制核电站的整体运行, 其系统设备节能有巨大的潜力。在保障安全的前提下, 可以从原理和运行中开展合理的革新设计, 从安装、操作、维护和管理等多角度开展节能减排工作。如突出节能减排的重点领域、技术措施和控制指标体系。重点企业建立健全从公司到部门、处、科 (室) 、班组多层级的节能减排组织管理体系, 提高管理的统一性、科学性、实效性。另外, 要积极采用无源头设备, 并对有源设备从节电、节水和降耗的角度出发推动节能发展。如AP1000较多地采用了非能动系统, 既减少了原来有源系统设备较多的支持系统, 同时不需要电源等动力头。此外, 乏燃料水池冷却系统设计布置简化, 设备数量减少促使运行更加可靠, 同时也是节能的重要途径, 可提高经济性。
(6) 三废处理与节能减排。
核电站的三废处理系统由废气、废液、固体废物等处理系统组成。固体废物大部分排出后暂存在厂内废物库中, 在一定时间后运往国家规划的放射性废物库贮存或处理, 不能直接进入环境;而少量的液态和气体放射性物质则需要经过相应的废物处理系统收集、处理并衰变一段时间, 监测合格后排入环境, 使进入环境的放射性物质也是可控的。因此, 相应的运行管理和维护, 也耗费一定电力和动力。核电站的废物处理系统与核电站是否先进没有直接的关系, 完全可以自主选用三废系统, 由此, 就为核电的废物处理技术革新和节能减排提供了一个良好的接口。就AP1000而言, 西屋公司在文件中推荐选用移动处理系统对 AP1000进行固体废物处理, 以便于日后更新固体废物处理技术。大亚湾核电站和岭澳核电站一期拥有完善的放射性气体、液体、固体废物处理系统, 并建立了严格的环境监测体系。2006年, 大亚湾核电站、岭澳核电站一期4台机组放射性废物排放量远低于国家规定的限值。大亚湾核电运营管理公司顺利通过了ISO14001环境管理体系审查和认证工作。
4 结语
节能减排是中国的国策, 不仅仅针对传统火电行业, 也同样针对核电。核电站只有通过节能减排才能真正成为清洁的能源, 也只有通过节能减排才能不断提高效益。核电只有通过不断采用新的节能减排技术才能变得可靠安全, 核电事业才能又好又快发展。
摘要：介绍核电发展现状及其节能减排意义, 提出核电节能减排应坚持“引进、利用、改造、创新和安全”的“十字”原则, 通过费用投入与节约、燃料节约、节电、节水、系统设备节能、三废处理等途径来实现。明确核电节能减排的意义和必要性, 把握核电节能减排的原则, 按照核电节能的正确途径实施, 才能安全、合理地发展核能事业。
严寒地区变电站建筑节能测试 篇7
建筑节能性能测试工作选取省内已建成投产的、比较典型的严寒地区户外变电站。经过调查其存在的节能问题如下:
第一, 变电站站区布置多为分散布局, 建筑单体空间布局零散, 导致能源浪费。
第二, 体形系数大, 尤其是单层建筑, 多满足不了节能要求。
第三, 建筑构造不合理, 建筑构件 (墙体、屋面、地面、门窗) 保温隔热性差, 气密性不良。
第四, 电缆竖井、电缆沟、屋檐等冷桥节点无节能隔热措施, 导致冬季散热量大, 夏季空调能耗高。
第五, 窗墙比不合理, 没有根据朝向选择合理的窗墙比。
第六, 建筑冬季采暖、夏季空调制冷没有考虑电气设备的散热。
2 变电站建筑节能测试
变电站建筑与公共建筑相比, 设备工作时散发热量, 直接影响建筑内的冬季采暖量和夏季制冷量。为掌握设备散热量, 于2013年7———8月, 采集室内、外温度, 测试围护体系的传热系数, 建立热平衡方程, 进而掌握设备散热量, 指导建筑节能设计。严寒地区户外变电站主控通信楼主要散热房间有:主控室、监控机室、所用变室、蓄电池室。
2.1 测试仪器介绍
室内温、湿度测试采用BES-01温度采集器;内外墙传热系数测试采用BES-G智能多路温度热流现场检测仪;当地气象实测采用PC-3型便携式自动气象站;耗电量测试采用DDS862-10 (50) A电能电度表。
2.2 加格达奇220k V变电站建筑节能测试结果
图1为加格达奇220k V变电站建筑二层布置, 图中标示为温度测点。
图2~6为加格达奇220k V变电站建筑节能测试结果。
2.3 设备散热
对夏季变电站建筑的每个房间建立热平衡方程[4]:
式中:Q1———空调设备的冷负荷 (W) ;
Q2———围护结构耗热量 (W) ;
Q3———加热由门、窗缝隙渗入室内的冷空气耗热量 (W) ;
Q4———电气盘柜设备散热量 (W) 。
由上述计算公式与现场测量的室内、外温度, 可以通过热平衡方程求得电气设备的散热量。表1为变电站内部得热。
4 结语
通过测试分析, 提供严寒地区户外变电站主控通信楼建筑节能的整体设计方案, 并对每部分结构单元构造、设计原则、方法都做了具体要求。如下:
第一, 建筑体型系数:建议控制在0.5以内。
第二, 房间布局:将对采光、采暖要求不高的房间设在北侧, 按满足采光要求设置北向开窗面积和尺寸;二次设备室布置在南侧, 可在冬季充分利用白天的太阳辐射来满足室内的温度要求, 减少能耗;释放有害气体的房间布置在夏季主导风向的下风向。
第三, 门窗:外门均为保温型平开门, 窗采用三玻塑钢节能窗。各功能空间窗的面积和尺寸, 均按照相应的窗地比和窗墙比标准确定。
第四, 维护结构的整体传热系数:屋面不大于0.35W/ (m2·k) ;外墙不大于0.5W/ (m2·k) ;地面不大于0.25W/ (m2·k) 。
第五, 室外管沟:自外墙外表面向外延伸2m范围以内, 周围包40厚挤塑苯板, 在与室内外交界处设100厚玻璃棉袋进行保温封堵。
第六, 冬季采暖、夏季空调制冷需考虑电气设备的散热。
摘要：通过测试分析严寒地区已建变电站建筑节能性能, 采集变电站建筑内、外温度, 测试维护体系的传热系数, 建立热平衡方程, 计算得到电气设备散热量, 为严寒地区变电站建筑节能的整体设计方案提供依据。
关键词：严寒地区,变电站建筑,设备散热,测试
参考文献
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[3]杨洋.变电站建筑节能设计[J].贵州电力技术, 2008, (11) :36-38.
电站锅炉引风机系统节能分析 篇8
2015年底,我国决定全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造,大幅降低发电煤耗和污染排放,对落后产能和不符合相关强制性标准要求的火电厂要坚决淘汰关停。
山西平朔煤矸石发电有限责任公司二期2300M W炉型为SG-1060/17.5-M802的裤衩腿型亚临界中间再热、单汽包自然循环、平衡通风循环流化床锅炉自投产以来,厂用电居高不下,为10%左右。通过汇总机组各个风机耗电情况发现引风机占厂用电的比率为27.44%,占比较大,引风机通过静叶调节+液阻调速的方式调节出力。发电厂辅机的经济运行,尤其是大功率引风机的经济运行,直接关系到厂用电率的高低,而厂用电率的高低是影响供电煤耗和发电成本的主要因素之一。在风机的应用中有许多因素影响其系统在最佳工况运行,如风机选型不当、管路系统设计不当、调节方式不当等[1,2,3]。
通过研究影响引风机最佳运行的因素,尤其是研究不同调节方式下引风机的节能程度,为引风机的选型及节能改造提供理论依据。
1 风机经济运行影响因素分析
风机的经济运行是从风机的选型、管路的设计到变工况调整等因素共同作用下的结果。以300M W循环流化床机组引风机为例分析各个因素对风机效率的影响程度。
风机及电机参数如下:
风机型号:Y4-2×60-14-NO33.5F
风机型式:双吸离心风机
最大风量:390.11m3/s
最大风压:9400Pa
最大转速:993r/min
电机型号:YRKK900-6
电机功率:4800k W
额定电压:6000V
额定电流:552A
1.1 选型参数对风机效率的影响分析
风机型号为Y4-260-14NO.33F,风机额定转速下的性能曲线如图1所示。图中曲线分别是全压-流量性能曲线H-qv、效率-流量性能曲线η-qv、功率-流量曲线P-qv、比转速曲线。风机比转速为60所对应为风机的最大效率(即83.5%),所对应的参数为选型工况值,即流量为410m3/s,全压为9400Pa,轴功率为4950k W。按照《风机手册》中所提到的风机经济工作范围的确定方法,风机的高效区为0.9ηmax,即图中虚线范围内的区域。同时为了保证风机运行的稳定性,工况要位于压力曲线随流量增加而下降的部分,即必须在图中K点右面的部分,当工况移到K点或K点左边部分时,虽然交点只有一个,但工况点将交替在第一象限和第二象限内变动,如果运行在K点的左侧,风机会发生“喘振”,所以风机需运行在稳定工作范围和经济工作范围内。
通过将100%负荷和60%负荷下的运行数据在图中标出后发现,风机的实际运行值偏离风机高效区,通过计算可得60%~100%风机的有效功率为848.4~1981k W,选型合适的风机一般都运行在高效区,即满足负荷要求的轴功率为1131.2~2641.3k W,而实际运行轴功率为1305.2~2677k W。可知,由于选型过大,实际运行参数偏离了风机的运行高效区,造成不必要的轴功率增加。
通过分析发现,造成风机选型过大的原因为:1)当初风机选型时设计煤种选择的不合理,造成计算烟气量远大于实际运行烟气量;2)循环流化床机组采取BMCR工况作为选型基准;3)风机裕量选取偏大,风机裕量一般是参考《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660-2011)进行选取[4],即引风机的风量裕量不宜低于10%,压头裕量不宜低于20%。早期风机设计时裕量选取都偏大,比如此引风机的风量裕量为34%,压头裕量为25%。多种因素的叠加造成风机选型的过大。同时选型偏大很容易造成风机运行工况点落入喘振区域。
1.2 管路特性对风机效率的影响分析
基于国家对火电厂污染物排放的要求,电厂在超低排放改造中经过技术论证,原始风机风量裕量34%,全压裕量25%,裕量较大,没有对引风机做以扩容改造。根据引风机设计图纸及实际运行参数绘制如图2所示的管路特性曲线。其中曲线1为匹配此风机下的设计管路特性曲线;曲线2为改造后的管路特性曲线,曲线3为改造前的管路特性曲线,虚线为等效率线。
由图2上可以看出,效率曲线垂直于管路特性曲线。超低排放新增炉后脱硫塔对风烟系统的主要影响是增加了烟气系统的阻力,阻力增加1.5~2.5k Pa左右。从管路特性曲线上可以看出,引风机后新增脱硫塔后,造成如下后果:1)在相同转速情况下,改造后较改造前效率有所提高,尤其是在相同负荷下,改造后较改造前风机的出力增大,风机运行工况点落入高效区,风机节能性变好;2)管路特性曲线变陡,结合图1的风机运行稳定区可知管路特性曲线变陡会使风机极容易偏离稳定区,造成风机喘振的可能性,风机稳定性变差;3)在脱硫塔出现突发情况造成阻力增大情况时,由于离心风机高效区较窄,管路特性曲线会变的更加陡峭,使风机的经济性和稳定性降低。4)通过改变风机的入口导流角,可以看出在负荷高时风机的变工况运行仍处于高效区域。
1.3 调节方式对风机效率的影响分析
引风机的调节一般可分为2类:1)改变管网特性曲线,如改变风门开度或加装节流阀;2)改变风机性能曲线,比如改变风机的转速、改变风机进口导流叶片的角度、改变风机动叶角度。
通常可以用性能曲线上工况点所围成的矩形面积来表征风机能耗的大小,如图3中的阴影区所示。图3中A点为初始工况点,在变工况过程中需流量由qv1减小到qv2,有3种方法可供选择:第一种为通过调整风门开度将管路特性曲线由R1调整到R2,转速不发生变化,调整后的工况点为A1;第二种为通过调整风机的进口导叶角,不仅使管路特性曲线变陡,同时性能曲线也变陡,调整后的工况点为A2;第三种为通过调整风机的转速最终的性能曲线为P3,管路特性曲线保持不变,仍为R1,调整后的工况点为A3。
从图3中可知:通过3种不同的调节方法最终都能实现流量的调节,但从能耗矩形框中可知变速调节的能耗最小,同时入口采取挡板调节比出口采用节流调节损耗小。风机采取动叶片调节的方式适用于低压大流量的风机,基于轴流式风机非稳定区域工况区域大,为了有效避免轴流风机落入非稳定区域,通常采用动叶的调节方式,动叶调节是轴流式通风机性能调节范围宽、调节经济性好、调节可靠性好的调节方法,对于离心式风机一般不采取该方式。
2 不同调节方式节能分析
通过分析风机选型、管路特性曲线及调节方式等因素对风机能耗的影响,可知在前期风机选型过大已定的前提下,电厂在风机运行中可以在技改的情况下(如省煤器改造、SCR改造、脱硫改造等),后期通过增加阻力等措施来弥补风机选型过大造成的“大马拉小车”情况,比如该300MW所配引风机超低排放改造后风机效率提高。但是,在管路特性曲线及风机已定的情况下,只能通过运行方式的改变来提高风机变工况过程中风机的效率。
已知针对离心式风机的3种调节方式中,变速调节的节能量最大,目前市场上变速调节的方法主要有以下几种:1)液力耦合器调节;2)液阻调节;3)变频调节;4)永磁调速等[5]。
以300MW机组所配型号为Y4-2×60-14NO.33F的风机为例,通过比较不同调速方式下与节流调节的能耗比较,分析不同负荷下不同调速方式的节能程度。挡板调节下的运行参数如表1所示。
注:联轴器直接连接传动效率为0.98,电动机效率为0.9,功率因素为0.863。
2.1 液力耦合器调速
液力耦合器是通过机械形式的液力传动方式来调节转速的,可以在电机恒速运转情况下,无级调节负载的转速,在调速过程中,液力耦合器的原传动转速没有发生变化,假设负载转矩不变,原传动的机械功率也不变。
液力耦合器的调速效率和转差率有关系,关系式如式(1)~式(4)所示[6]。
式中:ηv—液力耦合器的调速效率;
S—转差率;
i—转速比;
nB—泵轮转速;
nT—涡轮转速。
通过式(1)~式(3)可得:
在忽略液力耦合器的机械损失和容积损失等时,从式(4)可知液力耦合器的调速效率等于转速比。当液力耦合器工作时的转速比越小,其调速效率也越低。当通过液力耦合器调速时,风机的性能曲线要发生变化,但管路性能曲线不变,故变速前后的运行工况点均位于管路性能曲线上,而管路性能曲线上的各点又都是相似工况点,相互之间的参数关系遵守比例定律:
在考虑液力耦合器的冷却水系统和油泵系统等辅助设备以及液力耦合器的机械损失和容积损失的前提下(一般为额定传动功率的3%~4%),液力耦合器的调速效率为(96%~97%)。具体计算结果如表2所示。
通过液力耦合器调速与节流调速在不同负荷下的对比结果可以看出:负荷越低时,采取液力耦合器的调速节能量越大,60%负荷时节电率可达68.1%。液力耦合器相比其他调速方式价格低廉,隔震效果好,启动时不会对电网产生冲击。但调速精度差,调节响应速度慢,风机出现故障时需停电机处理。液力耦合器调速的主要能量损失主要为在调节过程中电机转速始终保持不变,通过无极变速来调整负载侧的转速,属于机械式调速方式,转速越低时损耗越大,对于离心式引风机而言,由于负载转矩按转速平方率变化,原传动输入功率则按转速的平方率降低,损耗功率相对小一些,但输出功率是按转速的立方率减小,调速效率仍然很低。
2.2 液阻调速
液体电阻调速器主要由液阻柜和冷却柜两部分组成。它是利用电机最大转矩与转子电阻无关,转差率与转子电阻成正比变化这一基本原理而设计开发的,其根本原理是转子串电阻调速。其技术关键是在电机转子回路中串入热容量大的液体电阻,通过传动装置平滑地调整液体电阻中两极板间的距离,来改变串入电机转子回路中的电阻,利用改变转子回路的电阻来改变电机转差率而实现无级调速的。电阻越大,电机转速越低;电阻为0,电机达到全速。电机在调速运行状态下电阻长期通电所产生的焦耳热,由循环装置将液体强制泵入换热设备,进行散热,换热用冷却水可以循环使用。
根据电机学理论知当转子中串入液体电阻后,绕线式异步电动机的功率平衡公式如式(6)所示[7]。
式中:S—转差率;
(1-S)2PM—电磁功率;
(1-S)3PM—机械功率;
S(1-S)2PM—转差功率。
而如果采取液力耦合器调速的话,功率平衡式为:
液阻调速的方式与液力耦合器调速在电机侧可知两者的区别是电磁功率不是恒定的。式(8)为采用液阻调速时的节电率公式。
式中:Punc—未采用调速装置时的电机输入功率;
PC—采用调速装置后的电机输入功率;
PN—风机额定功率;
n—风机实际转速,r/min;
nN—风机额定转速,r/min;
ηc—调速效率;
ηd—电动机效率。
根据式(6)可知:
将式(9)带入式(8)可得:
具体计算结果如表3所示。
转子串电阻调速其损耗仅是静止电阻上损耗,因此它是所有低效调速方法中节能率最高,在转差率S很小的范围内调速时,其节能率比高效调速方法效率还要高,主要原因在于当S很小时,转差功率S(1-S)2PM很小。当高效调速方法装置本身损耗还大于转差功率S(1-S)2PM时,电网还要向调速装置多供给一些功率以抵偿部分装置的损耗。实际运行中,液阻调节精度低,调节特性曲线线性度差,对电网调节响应慢,当风机工作在低转速工况下,转子总电阻偏大。此时改变液阻开度,转子总电阻变化比例很小,转速改变的大小不明显。电机串电阻调速系统属于有级调速,调速的平滑性差;低速时机械特性较软,静差率较大。所以说液阻调速的调节范围较窄,但相比变频调节,投资低,同时在高负荷时调节效率高于变频。
2.3 变频调速
根据电机学中交流异步电动机的转速公式n=60f(1-S)/p可知:液偶调速和液阻调速都是通过改变转差率S来进行调速的,通过改变频率f,将从电网接收的50Hz工频交流电,经过恰当的强制变换方法,将输入的工频交流电变换成为频率和幅值都可调节的交流电输出到交流电动机,实现交流电动机的变速运行,即为变频调速。
变频调速的调节线性好,可以对风机进行平滑的无极调速,调节范围宽。同时变频调速可以提高输入功率因素,一般可达0.95。与节流调节的节能比较如表4所示。变频器调速效率按95%计算。
3 不同转速调节方式下节能比较
根据表1~表4的结果,通过对同一台引风机采取不同调节方式下的节能量计算后可得到如图
4 所示的结果。
由图4中可以看出:
1)随着负荷的降低,变速调节方式的节能量相比节流调节逐渐增大,并且同一负荷下节能量的关系为变频调节>液阻调节>液偶调节>节流调节。
2)在节流调节挡板开度为100%时,节流调节与液阻调节的电机功率相等,说明液阻调节在最大负荷下没有额外功率损耗。而液偶调速与变频调速普遍大于额定功率,需要额外的功率消耗来补偿调节装置的损耗。
4 结语
1)影响风机经济运行的因素有风机裕量、管路特性曲线、风机变工况调节;
2)风机裕量过大会造成风机偏离稳定工作区域和经济工作区域,选型工况值中流量为410m3/s,全压为9400Pa,高效区域所对应的轴功率为1131.2~2641.3k W,而实际运行轴功率为1305.2~2677k W。可知由于选型过大,实际运行参数偏离了风机的运行高效区,造成不必要的轴功率增加,同时工况点运行在性能曲线中K点的左侧,风机会很容易发生“喘振”。
3)通过增加管路中的阻力来改变系统管路特性曲线,可以使风机运行工况点落入高效区,风机节能性变好,但管路特性曲线变陡会造成风机稳定性的降低,对于初期风机选型偏大但后期需增设脱硫塔等高阻力设备可以考虑改变系统管路特性曲线的形式。
4)改变风门开度或加装节流阀、改变风机的转速、改变风机进口导流叶片的角度、改变风机动叶角度等都可以实现风机的变工况调节,对于离心风机而言变转速调节的节能量最大,其次是进口导叶调节。
5)变转速调节中负荷越低时,变频调速的节能性能最好,其次是液阻调速,液偶调速的节能相对最低。在满负荷运行时由于变频调速和液偶调速需要额外的功率消耗来补偿调节装置的损耗,液阻调速的节能性能反而好于变频调速。
6)在选择风机调节方式时要考虑风机本身的运行特点来选择适合的调节方式。
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电站节能 篇9
1 问题解决方案
1.1 变频改造
对循环水泵电机和机械通风机电机控制系统进行变频改造, 当机组负荷变化时, 及时根据冷却量 (指标为汽机真空度参数) 调节循环水泵和机械通风机的转速, 达到节约用电的目的。
1.2 自动控制系统改造
在变频改造的前提下, 利用DCS控制系统编程功能, 实现循环水泵和机械通风机的自动调节控制与联动;通过对汽机凝汽器循环水出口温度和汽机排气压力的实时采集, 自动给出循环水泵和机械通风机的转速, 从而达到稳定汽机真空度的前提下, 减少冷却水量, 节约无功消耗的目的。
2 系统配置及功能的实现
2.1 硬件构成
2.1.1 控制线路
改造在原有循环水泵电机控制的基础上加设3台ABB的ACS510-01-195A-4系列变频器, 在原有机械通风机电机控制的基础上加设2台ABB的ACS510-01-088A-4系列变频器;ABB S系列400A塑壳式断路器六支;160A四支;多股导线、接头、端子若干。
2.1.2 DCS控制系统
机组原DCS控制系统采用ABB的AC800F, 主要包括操作员站 (OS) 、工程师站 (ES) 、过程站 (PS) 和以太网。现场控制器通过PROFIBUS-DP主站通讯模块FI830挂接了4个ABB公司S800系列I/O从站。每个从站均配有CI801模块, 与现场控制器通讯。现增加使用变频器点数:AI、AO共6个, DI、DO共6个, 即只需加设AI、AO、DI、DO模块各一个, 其他参数在原有基础上已有, 可以直接调用, 便可以实现程序的设计;AC800F系统组态工具软件 (Control Builder F) 主要负责完成过程控制级、操作监控级及现场总线仪表级的离线程序组态、参数设置以及在线调试修正、状态诊测等功能。
2.2 程序设计说明
2.2.1 循环水泵控制设计说明
2.2.1. 1 系统开机控制
操作员在DCS操作画面下, 按下循环泵手动开机按钮, 弹出启动面板启动循环水泵, 通过控制面板, 设定水泵运行转速, 实现手动开机控制。
2.2.1. 2 系统自动运行控制
当循环水泵运行正常时 (给定不限, 运行参数完备正常) , 操作员可按下自动控制按钮 (此时手动按钮弹起) 循环水泵开始转换为自动运行模式, 根据汽机凝汽器排气压力实现对水泵转速控制, 最低给定输出30Hz (凝汽器有流量时水泵的最低频率) 。
2.2.1. 3 系统停机控制
当需要停机时, 操作员可选择对应水泵手动按钮 (此时自动按钮弹起, 水泵可以维持自动模式下的运行频率) , 操作员通过操作面板, 对水泵进行相应地操作以及停机。
2.2.2 机械通风机的控制设计说明
机械通风机的控制设计基本与循环水泵的设计相同, 其也为两机同频控制, 区别在于, 在自动运行模式下, 机械通风机需要同时检测三台循环水泵的转速反馈和汽机凝汽器循环水进口温度, 当一台循环水泵转速超过35Hz, 凝汽器循环水进口温度超过27℃时, 通风机在启动的状态下开始以基数为15Hz的基础上每十分钟增加5Hz的速率加速, 直到水温低于27℃, 否则可一直加速至转速为45Hz时, 停止加速, 定速运行;当一台循环水泵转速低于35Hz, 水温低于27℃时, 通风机每20min递减5Hz的速率减速, 直到转速为30HZ时, 停止减速并提示是否停机运行, 供操作员选择是否停机操作。
3 现场应用
将该尝试改造的自动控制系统应用到我公司6MW余热发电机站后, 余热电站2013年部分月份的自用电率数据统计如下:
通过实际运行数据统计的结果表明, 该控制系统能够很好的完成在保证机组排气压力的前提下, 较好实现了对循环泵及通风机的自动控制, 有利于生产成本的控制, 取得了较好的经济效益。
4 结语
低碳环境下电站锅炉节能措施分析 篇10
近些年来, 随着国民经济的快速发展, 全社会对于电力的需求日益增加, 电力工业发电设备总容量连续多年保持快速增加。随着我国“节能减耗”工程力度的不断加大, 以供电煤耗为主要标志的电能使用不断增大。从组成结构来讲, 电厂用煤消耗主要受四个方面因素的影响:一是电站机组的平均容量与参数, 二是电站所使用的煤种变化, 三是机组负荷率, 四是电站对节能减耗的重视程度。电厂有三大主机, 电站锅炉是其中之一, 锅炉设备及其运行情况, 对整个电厂的能源利用和经济效益有着重大的影响, 该文将结合笔者在石化企业电站运行和管理中的一些情况进行分析。
2 当前电站锅炉节能工作面临的主要问题
当前在电站锅炉运行中存在燃煤质量较低、负荷率低以及控制能力较低的问题, 下面将结合具体生产实际进行分析。
2.1 燃煤质量不稳定且多变
笔者所在石化企业发电厂工业锅炉采用煤作为主要燃料, 通过层层燃烧的方式运行。从本质角度讲, 燃煤的品质和颗粒度大小等因素对于锅炉燃烧效率有着巨大的影响。而电厂获得的燃煤多数是以原煤的形式运输进厂, 没有经过进一步的加工处理, 在煤炭品级的选择上, 也会出现各种品级混杂的情况, 这就导致了煤炭质量不够稳定、相应燃烧参数和性能难以达到锅炉的设计标准。在这种煤质不稳定、热值可能不达标的情况下, 会出现层燃方式难以发挥其设计功效的问题, 导致燃烧状况较差、输出功率不高, 燃烧也不够充分, 易造成浪费和环境污染。
2.2 平均运行负荷率低
工业锅炉受到企业生产和需求等方面因素的影响, 在负荷率方面存在不稳定的问题。在出现大规模检修或是生产停顿的情况下, 锅炉的负荷率不高。在对锅炉进行设计时, 石化企业更多是从扩大产能、增加营收角度来思考这一问题, 按照企业需求的最大量进行发电设备配置, 容易导致锅炉投用容量超过生产实际需求, 使锅炉难以在最经济的状态下运行, 出现效率低下和资源浪费等问题。
2.3 锅炉控制水平低下
当前, 能源企业在锅炉控制方面也存在一些亟待解决的问题, 如运行环境较差、控制水平较低、相应检测设备和技术推广不到位等。对于锅炉的日常运行, 采用较多的是人工管理方式。在日常维护和巡检中, 主要通过操作人员的个人经验开展工作。在锅炉运行和维护中, 对于出现的故障, 难以进行准确的判断和应对、做出相应的调整, 导致锅炉控制和管理上存在疏漏。
3 电站锅炉节能主要方式分析
工业锅炉所耗用的能源总量, 在整个能源消耗结构中占比超过30%, 是全社会耗费能源最多的设备之一, 因此不断提升锅炉的管理水平、降低能耗, 对于促进节能工作有着重要的意义。
在生产流程中, 锅炉通过消耗能源产生热量来发电和满足生产和生活的需要。锅炉、管线和用热设备构成了完整的电力生产体系, 因此这一体系的能源使用效率取决于各环节的能效状况。在企业内部进行的多次改造过程中, 原有的电站锅炉管理优化较多集中于增加技术投入, 缺乏对锅炉所在的整个用热系统的通盘考虑, 导致锅炉越来越大、热效率虽然提高, 但是能耗增加更快, 能源利用率不断下降。因此, 为了提升节能效果, 可以转变技术改造和运行管理思路, 在提升锅炉热效率的基础上, 着眼于整个用热体系的能效提升。
概括来说, 当前锅炉节能可以通过软环境建设、硬件节能和系统节能等角度加以实现。所谓软环境建设, 是强化锅炉运行操作人员的技能水平和责任心, 增强燃料供应能力等, 优化锅炉运行和节能管理的支撑体系。与硬件改造相比, 软环境建设成本较低、见效也快, 可以看作是首选的节能措施。而硬件节能主要是对锅炉有关的生产环节进行技术改造、设备更新。在燃料加工过程中, 涉及到煤炭的洗选、混配筛分、破碎、成型煤等环节, 硬件节能主要就这些方面进行技术升级。系统节能指的是通过对用热、发电体系的效率, 综合考虑现有管线容量、结构, 充分利用热设备的能力, 通过容量和热效率的匹配, 尽可能地使锅炉的改造和更新具有更强的目的性。考虑到硬件节能投资规模大、发挥效用周期长, 因此, 需要在综合考虑的基础上, 用软环境建设和系统节能来支撑硬件节能工作, 以达到预期目的。
4 电站锅炉节能改造具体措施
在对电站锅炉相关节能技术分析的基础上, 需要针对存在的问题, 应用新技术和新理念进行节能改造。具体说来, 主要包括以下几方面。
4.1 加强锅炉运行状态和耗能的管理
加强电站锅炉的运行管理, 采用更多的节能措施, 能够显著地降低能耗、提升发电厂的运营效益和经济效益。这方面主要包括五个领域的工作。
一是锅炉运行中的动力管理。考虑到电站锅炉耗煤量巨大, 并且不同煤种差异较大, 难以控制, 需要加大对发电厂煤场的监管和煤质管理, 确保煤炭相关信息的真实有效。为了保证锅炉处于良好的运行状态, 需要结合煤种情况合理配煤, 探索出综合燃烧效益最高的方案。
二是采用标准化的运行管理和耗能管理方式。标准化生产作为一种规范、高效的管理方式, 在对发电厂相关指标进行严格规定和管理的基础上, 降低由于个人意识和主观经验导致的随意操作。这些指标包括与生产、安全和燃料有关的各种指标, 是发电厂生产和管理的重要依据。通过标准化生产和管理, 能够促使节能工作成为电站锅炉日常管理中的“习惯性动作”。
三是加强运行中的参数控制和管理。在锅炉运行中, 煤粉颗粒的大小、磨煤机的参数设计等, 需要及时调整, 并伴之一次、二次风量大小的调整。通过对吹灰系统的管理, 减少对外排除烟尘和热量, 加强对锅炉部件的检查和维护, 能够确保锅炉处于良好运行状态。
四是对于风机的改造。可以通过采用高效的节能风机和变频改造两个途径来提升运行效率。
一方面, 定制高效节能风机。结合以往的工作案例, 对低转速低电压的电动机以及双速电动机和压力变频器等部件采用风机节能改造, 能够实现一定程度上的节能效果。考虑到石化企业的发电实际, 为了更好地实现节能效果, 在对风机进行改造过程中, 要综合考虑经济和技术等因素进行比对, 找到最佳平衡点。
另一方面, 对风机开展变频节能的相关改造。对风机开展变频调速, 能够降低能量损耗, 提升经济效益, 这种技术成本较低, 实施起来相对简单, 能够更好地对燃烧系统进行控制, 提升实时匹配能力和管理的精确性, 降低电动机的启动对于整个电网的冲击和影响, 增加使用时间, 降低工作噪音, 降低对现场工作环境的影响。
五是检修管理。在检修管理中, 应当随着运行季节和煤种来源的差异、水温的变化, 加强对锅炉运行状况的监控和管理, 通过优化巡检和检修质量, 定期对锅炉开展管理维护, 实现锅炉能够在较长时间内稳定、经济运行的目标。
4.2 运行过程中应当及时加强调整, 降低锅炉损耗
在电站锅炉日常维护过程中, 应当及时进行运行调整和优化。如果要降低能耗, 应当重视在排烟环节和燃烧环节产生的热量损失。可以通过燃烧参数的调整和局部结构优化来降低排烟环节产生的热量损失;可以使用降低飞灰含碳量等手段, 来提升煤炭燃烧效益, 降低燃烧产生的热量损失。
4.3 研究劣质煤种的煤燃烧技术
当前电站锅炉使用的煤种来源和质量差别较大, 虽然进厂煤炭的种类和数量都很多, 但优质煤的数量较少。在使用劣质煤炭或是不同品级煤炭混合使用的情况下, 可能会出现灭火、水冷壁出现严重磨损的情况, 就需要针对劣质煤在生产中的各种影响进行分析, 采取针对措施, 提升监控的自动化水平和锅炉能耗损失。具体说来, 主要包括以下两个方面的措施。
(1) 采用自动化程度较高的电站锅炉在线监测系统。
当然, 石化企业的火力发电中引入了实时的监控系统, 能够更高程度地保障发电机组的平稳运行并对运行状态进行及时监控。这一系统可以起到两方面的作用, 一是能够对生产中的运行信息持续进行记录和跟踪, 对超出运行允许值的数据和状态进行警示, 实现锅炉运行的最佳状态。二是能够提升运行管理和监控的自动化水平, 减少人工劳动, 提升管理的科学化水平。
企业可以通过持续的跟踪国内外相关技术, 实现计算机控制系统的持续优化和升级, 强化对电站锅炉运行的实施优化和在线监控, 实现节能降耗的预期效果。
(2) 努力降低锅炉能损。
锅炉能损降低可以通过分级燃烧和排烟热量回收等措施进行。
首先, 利用分级燃烧, 可以降低飞灰的含碳量。节能效益的实现主要是通过减少过滤中的N O X的排放数量来提升节能效益。采用这一思路, 所需要较低的成本、效果也比较好, 能够在优化锅炉运行状态的同时, 尽可能降低飞灰含碳量, 减少废气排放。
其次, 对于排烟产生的热量进行回收。电站锅炉的排烟温度控制受到酸腐蚀等因素的影响而变得比较困难, 为了解决热量回收和温度控制问题, 需要克服作业环境条件的制约, 采用更好的低温省煤措施。对于低温省煤器实际使用中存在的强酸腐蚀和潮湿积灰问题, 需要加快技术研发, 尽力解决恶劣环境下的使用问题。
4.4 加大技术改造, 积极推进新技术研究与利用
在实现节能降耗的各项措施中, 技术改造和新技术、新设备的应用占据重要地位。为提升低碳环境下电站锅炉的节能工作效率, 需要持续进行技术改造和技术更新来降低锅炉的磨损和提升运行效益。此外, 加强技术研发和新技术、新设备应用, 能够使电站锅炉更加安全、平稳的运行, 延长锅炉寿命, 促进生产活动的持续进行。
5 结语
在“低碳、降低能耗”的原则指导下, 电站锅炉在保证日常运行和企业生产需要的前提下, 逐步开展和完善节能工作。在明晰企业运行存在问题的基础上, 要从锅炉管理、运行过程、燃煤品种选择以及新技术使用等方面入手, 强化节能效果, 在提高运行质量的前提下, 提升经济效益。文中, 笔者就节能措施中的主要方面进行介绍和分析, 以期能对电站锅炉的运行和节能管理工作提出较为可行的建议。
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