1000MW级火电机组智慧电厂建设研究

摘 要:近年来电力市场面临产能过剩、负荷多变、负债过多、环保压力及需求不足等诸多挑战,对电厂生产运营管控能力提出新的更高的要求。结合方家庄项目1 000 MW超超临界燃煤机组,经广泛调研,根据智慧电厂的内涵提出方家庄项目智慧电厂的建设理念,制定智慧电厂构架,确定智慧电厂建设内容,明确建设目标与效果,形成了一套完整的智慧电厂建设规划。通过利用物联网、云计算、大数据分析、人工智能、机器人、虚拟现实、移动应用等技术集成智能传感与执行、智能控制与优化、智能管理与决策,实现机组更安全可靠、经济高效、环保灵活的运行,并能更好地适应电力市场竞争环境。

关键词:火电厂;百万机组;智慧电厂;管控中心;厂级大数据;智能应用

(来源:《中国电力》杂志 作者:韩华锋,马玉娟,黄一志,杨萌萌,郭滔,刘然,张伟,孙亚飞)

0 引言

火力发电作为电力生产的主导军,伴随新形势下的国家政策、国内外的宏观环境及信息技术的迅猛发展 [1] ,火电厂建设已从自动化、数字化、信息化逐步向智能化转变。2016 年发改委提出了智慧能源发展的指导意见 [2] ;2017 年十九大报告指出要“推动互联网、大数据、人工智能和实体经济深度融合”;2017 年自动化等多家学会、电力企业、行业专家联合组织了多次对智能电厂最新发展技术和发展方向的研讨,并制定了《智能电厂技术发展纲要》。业内人士对智慧电厂建设提出了不同的见解,文献[3-6]提出智慧电厂是数字化电厂结合智能系统后的进一步发展;

文献[7]指出智慧电厂的建设应与德国“工业 4.0”理念对接;文献[8-14]认为智慧电厂由信息化、数字化、智能化等技术支撑,具有自学习、自适应能力。相关建设实践也在积极开展,在大唐姜堰、国电大渡河、鑫光发电 [15] 等企业中主要采用三维仿真、人员定位、智能机器人等技术,提高电厂的安全、运营能力。但目前对于智慧电厂建设的整体构架和模式尚没有统一的规划标准,建设实践也没有形成总体布局、统筹推进的格局。

在以上政策的指向及实践的引领下,方家庄项目结合自身管理模式,提出智慧电厂的建设理念,制定智慧电厂构架,明确建设目标与效果,形成了一套可复制、可推广、可借鉴的完整智慧电厂建设方案。并采取同步设计、统一规划、模块推进的方式,全厂控制系统采用先进的现场总线技术和智能仪表;信息化建设采用目前先进成熟的信息、通信、自动控制技术,通过一体化信息平台,充分融合生产经营管理业务,打通业务间的关系,具备了数字化电厂 [16-18] 的条件,为智慧电厂的建设提供了最为典型的应用场景和扎实的建设基础。

基于现有的数字化、信息化建设基础,利用最新先进的信息技术、工业技术和管理手段,实现精确感知生产数据、优化生产过程、减少人工干预,最终使方家庄电厂具备“自分析、自诊断、自趋优、自管理、自恢复、自学习、自适应、自组织、自提升”的能力,实现人员可控、状态预知、少人值守、效率提高、成本降低的目标。

1 建设思路

1.1 建设基础

方家庄项目在建设智慧电厂方面具有如下优势。

(1)机组容量:目前国内最大的百万千瓦级超超临界间冷燃煤机组,提供了最有说服力的典型应用场景。

(2)全厂现场总线:利用先进的现场总线技术结合智能仪表,为智能分析高层应用提供海量数据,是实现数字化电厂的基础。

(3)机组的高度自动化:通过各种控制逻辑的组合,实现机组启停的高度自动化,大大降低人员劳动强度,标准化、规范化机组启停作业。

(4)信息系统一体化设计:通过一体化信息系统的建设,实现公司内部业务之间的横向集成与纵向贯通,构建从数据采集、数据分析、数据共享、数据应用的全过程、全方位、多层次的支撑平台,建成符合公司管理模式和管理需要的一体化平台,实现“数据同源、统一口径、融合贯通”,降低人力成本,在公司范围内达到业务流、数据流、信息流的有机统一。

(5)互联网技术的充分应用:在一体化平台的基础上,充分利用移动应用的优势,已建设了移动办公 APP、党建 APP、安全管理 APP、知识管理 APP,极大提高了信息交互的及时性和多样性。

(6)云存储:通过虚拟化技术,建立了公司的私有云平台,将服务器、桌面进行虚拟化,并将数据集中存储,为未来的云计算、大数据分析打下了坚实的基础。

标准化、自动化、数字化、信息化、智能化是智慧电厂的基础,基于以上基础,方家庄项目提出了“提高数字化,完善信息化,加强可视化,推进智能化,体现系统性和顶层设计”的智慧电厂建设理念,全方位推动智慧电厂建设。

1.2 建设架构

1.2.1 整体架构

本项目智慧电厂的整体架构如图 1 所示,包括基础数据、智能平台、智能应用、人工智能 4 个层面,图 1 中对各部分都进行了直观的描述。

1.2.2 功能架构

围绕智慧电厂标准化、自动化、数字化、信息化、智能化的功能需求,本项目建设1个中心 — 智慧管控中心,4 大功能 — 智慧生产、智慧经营、智慧管理、智慧人才。4 大功能为业务重心,贯穿 12 个模块,各个模块为业务应用。具体的功能架构如图 2 所示。

1.2.3 网络架构

本项目智慧电厂网络拓扑结构严格遵照电力二次防护的要求制定 [19-20] ,采用专网专用、横向隔离、纵向加密、信息安全区域划分的原则,将本厂数据交互分文 4 个安全区域。具体的网络拓扑如图 3 所示。

1.2.4 数据架构

本项目智慧电厂数据构架由厂级应用模块、厂级大数据中心、国电电力大数据管控中心三部分组成,融合结构化数据(关系数据、实时数据)、半结构化数据、非结构化数据。具体数据架构如图 4 所示。

厂级应用层面包括了 MIS、SIS、三维、定位、监控、设备档案等模块,各模块都与厂级大数据中心建立数据交换接口,避免了厂级应用模块两两之间建立接口的复杂性。

厂级大数据中心是集电厂所有数据的存储交换、计算分析、应用展示等功能于一体的智慧基础设施重要中心。

厂级大数据中心也将与国电电力大数据管控中心建立数据接口,不仅可将厂级生产运营情况数据实时推送上级,同时也可通过上级单位大数据中心实现不同厂之间的数据交互,对于时效性严、横向数据量广的情况可由上级大数据中心为本厂提供计算服务,弥补了本厂数据库存储的不足,最终实现远程互联。

1.3 建设原则

(1)业务驱动,问题导向。立足于方家庄电厂百万火电机组、外委与本厂员工无差异化管理模式、地处偏远、人员易流失等特点和需求,坚持问题导向,以解决限制公司效益提升、管理提升的关键原因为目标,利用先进技术,弥补指标差距,以此为抓手,强化向生产、管理要效益的能力。

(2)以点带面,逐步发展。智慧电厂建设既要勇于创新,大胆突破,也要稳扎稳打,逐步发展。选择生产过程中的关键问题、机组运行的核心设备、企业管理的重点业务为突破点,以点带线,以线带面,逐步拓展智慧电厂建设的覆盖面。

(3)统一规划,模块推进。智慧电厂建设覆盖电厂生产管理的全业务、全系统、全过程,涉及面广,任务量大,建设过程中难以做到全面铺开齐头并进,因而在方案设计中要对建设内容进行统一规划,做好各个功能模块之间的协调和配合。提前谋划布局,模块化推进的同时,预留接口,保证各功能模块间的互联互享互通。

(4)标准引领,业务量化。以“业务标准化、标准数据化”为引领,建立健全企业管理标准体系,实现业务的量化评估;统一生产运行数据规范,实现信息数据领域的标准语言。通过量化、标准化促进大数据、人工智能、深度学习在智慧电厂中的应用。

(5)人才为本,创新驱动。智慧电厂在减少重复劳动、简化操作流程、弥补人脑在记忆及数据处理方面不足的同时,对高端人才的需求更为突出,对人的判断能力和创新能力的需求也更为明显。在智慧电厂的建设和应用过程中,既懂信息又精生产还通管理的人才将发挥更加重要的作用。智慧电厂建设要突出对人才的培养,以智慧电厂助推人才成长,以人才促进智慧电厂落地。

同时要强化创新驱动,以创新提高人才的综合素质,以创新推动新技术利用。

2 建设内容

方家庄项目经广泛调研,并按照智慧电厂建设统一标准和规范 [3] ,形成了自身智慧电厂建设规划的内容:包括 1 个中心,1 个平台,4 大功能,12 个模块。

2.1 智慧管控中心建设

智慧管控中心是智慧电厂的核心,相当于智慧电厂的大脑,发挥生产运营管控、生产应急指挥、事故演练、生产运营辅助决策、信息汇集和数据处理等功能。强化大数据处理、人工智能等技术应用,集中电厂数据的收集、储存、交换、分析、展现、服务等功能,综合深度应用全厂的生产经营管理数据,形成具有“自分析、自诊断、自趋优、自管理、自恢复、自学习、自适应、自组织、自提升”特征的智慧电厂管控系统,

实现更智慧的分析决策、更高效的信息应用。

2.2 厂级大数据平台建设

该平台按照国电电力智慧大数据管控中心对厂侧大数据平台的建设要求,从系统架构、数据架构、硬件架构、网络架构等进行规划,统一应用系统开发平台,遵循集团相关标准,以及企业服务总线(ESB)及业务流程引擎(BPM),将各类数据由 kafka 汇集到 Hadoop 平台,实现电厂所有数据的存储、共享、计算、分析、应用等功能。

2.3 智能应用模块建设

在以标准化、自动化、数字化、信息化、智能化及相关的关键技术作为智慧电厂建设的基础之上,本项目智慧电厂共规划建设 12 个应用模块,包括:智能安全、智能运行、智能设备、应急管理、智慧燃料、智慧经营、智慧营销、智慧物资、智慧党建、风险管控、一体化管理平台、智慧人才。12 个应用模块相当于整个智慧电厂建设的骨架;基于这个智慧电厂建设的骨架,形成了 4 大智慧体系,作为智慧电厂的应用界面。各

模块采用边建设、边推广示范应用的方式进行,力争在集团公司成为智慧电厂建设的标杆,提升了公司的社会责任形象。

智慧生产为电厂实时生产服务,集成安全、运行、设备、燃料 4 个电厂生产核心,建设基于机器学习的运行优化控制、基于大数据的设备可靠性管理、基于自动寻优的燃料管理、基于三维的生产可视化管理等系统,实现更高设备可靠性、更优出力与运行、更低能耗与排放、更好外部环境适应性、更高安全生产水平等目标。

智慧经营为电厂经营服务,集成经营、营销、物资等电厂经营核心功能,建设基于生产实时成本的经营决策管理、基于智能仓储的物资管理系统、基于智能预测的电力营销系统,实现生产成本更低、企业效益更好。

智慧管理为提高电厂管理服务,集成一体化管理平台、党建、应急管理、风险管控等管理业务,建设基于移动应用和微服务的智慧党建、智慧行政、智慧后勤、应急预案管理等系统,提高管理效率,降低管理成本。

智慧人才为引导、培养高素质的人才队伍提供平台。智慧电厂对高端人才的需求更为迫切,高素质的人才队伍是智慧电厂发挥作用的基础。

通过基于知识库的个性化知识管理系统、基于自主管理的绩效评价系统、创新创效管理平台、基于三维仿真的生产技能培训、智慧班组管理系统不断引导、培养人员成为具有高素质人才。通过建设创新管理论坛及 APP、创新成果展示平台、创新方法培训平台、创新工作室等模块,整合创新资源,营造创新氛围,推进创新工作,促进创新人才培养,加快创新成果孵化,以创新驱动企业发展。

3 预期效果

将智能生产与智慧决策技术相融合,使方家庄智慧电厂建设能够达到高效环保运行、灵活调节、少人值守、智能监视、智能检修、智能安保、智慧燃料、智慧经营、智慧物资、智慧党建、可视化培训、设备全生命周期管理、集团级监控与移动应用等效果,具体内容如下。

(1)实现智能运行。通过应用重要参数在线软测量、应用机炉协调预测控制优化、全厂机/电/炉/辅控控制系统、DEH 系统与 DCS 系统一体化等功能,及应用智能设备管理、机组全程自动启停控制,实现对所有运行设备的全过程监督、统计、查询、汇总、分析、深度挖掘,形成具备“自分析、自诊断、自管理、自趋优、自恢复、自学习、自适应、自组织、自提升”的运行优化系统,利用机器学习与人工智能技术,实现机组

高效环保运行、灵活调节、少人值守、智能监视。

(2)实现智能检修与维护。应用智能点/巡检管理、智能缺陷管理、智能两票管理等功能,与设备、管道状态智能监测功能模块联动,实现设备检修、缺陷处理过程的管理、统计分析及其处理方法的归纳总结,为设备预防性检修提供依据。

(3)实现智能安保。①人员、设备主动安全管控。应用基于物联网的人员定位管控功能、基于人员定位的设备在 DCS 系统操作管理、门禁管理与智能视频等功能,结合三维可视化、电子围栏等技术,与智能巡检、智能两票等功能进行联动,实现人员安全与设备操作主动安全管控。

②信息安全管控。全厂工业监控系统和管理系统布置信息安全防护产品,动态分析与监控网络及主机的运行情况,增强全厂工业监控系统和管理系统的网络健壮性,使整体系统防护能力等级达到三级,提高系统抵御病毒和非法入侵的能力。

(4)实现智慧燃料管控。通过自动化燃料采制、数字化煤场建设、实时经济配煤掺烧等功能实现智慧燃料管理,全面管控燃料管理价值链所涉及的全要素,保证燃料相关环节数据真实、实时、准确,保证安全生产,实现燃料管控智慧化。

(5)实现智慧经营。应用智慧物资、燃料成本实时分析、预算分析与管理、指标分析与管理、竞价上网辅助决策等功能,实现发电生产成本的预控与动态分析,提升电厂竞价上网分析报价能力,保证效益的最大化。最终达到实现企业全部资源和经营行为的可控、在控,有效促进资源整合,提升运营能力,为企业提供智能分析、决策支持。

(6)实现智慧营销。通过构建智慧营销系统,实现电量管控、利用小时对标、报价辅助决策、 客户关系管理等功能,实现对度电变动成本、度电固定成本、度电财务成本、度电完全成本与边际电价、资金平衡电价、盈亏平衡电价、目标利润电价等的智能 汇总分析,达到指导企业智慧营销的目的。

(7)实现智慧物资。通过构建智慧物资管理系统,采集库存信息对物资计划、采购、验收、出入库、盘点、财务成本管控、动态货位、动态库存、库存报警、联合仓储进行分析判断。实现采购流程清晰可查、采购管理规范高效,减少管理和采购成本,提高效益,实现企业高速运转。

(8)实现智能风险管理。建立风险应急预案库,实现对生产、市场、财务、运营、法律五大风险的智能在线管控。对安全生产、经营管理中的突发事故和潜在的风险进行分析和预警,逐步实现从事后管理,向事中、事前管控的转变,及时预警,提供准确的应急预案,提高决策效率,减少事故风险。

(9)实现移动化办公。以信息技术为支撑,将传统工作与互联网+理念相结合, 应用移动应用功能,在确保信息安全的前提下,可实现一部手机管理一个电厂的目标,可以移动办公、移动管理和远程监视,解决了管理过程中的难点和痛点。

(10)实现可视化培训。应用全激励仿真系统、三维可视化工艺系统和设备操作与检修仿真培训功能,对运行人员、检修人员可以进行三维可视化的、与现场实际情况完全一致的培训,增强培训效果。

(11)实现设备全生命周期管理。采用三维建模技术,通过设计图纸或对设备进行三维扫描,构建与实际电厂一致的虚拟电厂。在此基础上,应用设备全生命周期管理功能,从设备的资产价值属性、物理属性、能效利用 3 个方面,实现电厂设备全生命周期管理。

(12)集团级监控。通过区域、集团级系统的大数据分析平台,实现对电厂运行工况和污染物排放的监控、优化指导与统筹经营,提高集团整体运行与经营管理水平。

4 结语

与传统电厂相比,本项目提出的智慧电厂的建设可提高设备的可靠性、经济性,延长设备生命周期,加强生产过程的安全管理,提高维修效率,减少设备停机时间,确保清洁排放,降低企业运营成本等,逐步建设成为智慧型发电企业,能够灵活应对新的电力市场环境对发电企业的要求,同时本项目开发具有可复制性、可推广性,项目实施后也可为后续其他单位智慧电厂的建设提供可借鉴的解决方案,起到示范工程的作用。

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[19]国家能源局. 《电力监控系统安全防护总体方案》(国能安全〔2015〕36 号)[Z]. 2015.

[20]作者简介:

韩华锋 (1969—),男,高级工程师,从事智慧电厂建设研究,E-mail: hanhuafeng1033@dingtalk.com;

马玉娟(1992—),女,硕士,助理工程师,从事智慧电厂建设研究,E-mail:1107605297@qq.com。

燃煤电厂脱硫废水零排放技术探究

摘要:2015年4月,国务院发布《水污染防治行动计划》(简称“水十条”),对各类水体污染的治理提出了更为严格的要求;同时,国家“十三五”规划进一步严控水资源使用,要求工业生产尽可能回收和循环使用生产过程产生的废水。为了符合相关法律法规和相关产业政策,燃煤电厂废水零排放势在必行。然而,传统的脱硫废水处理技术不能满足电厂零排放要求,探索有效且经济的脱硫废水零排放技术迫在眉睫。基于此,本文对燃煤电厂脱硫废水零排放技术进行了分析,仅供参考。

关键词:燃煤电厂;脱硫废水;零排放技术

引言

在我国燃煤发电机组占据全部发电机组的70%以上,而燃煤发电机组因燃煤会产生大量含SO2烟气,常用湿法脱硫来处理。但是,此法有较大的废水处理问题。为了控制脱硫吸收塔石灰石循环浆液的Cl-、F-等有害元素的浓度和细小的灰尘颗粒浓度富集度,减少浆液对设备的腐蚀和堵塞,同时将烟气中被洗涤下来的飞灰排出,必须从系统中排出一定量的废水,从而保证FGD系统运行的安全可靠性。

1 排放脱硫废水的实际特征

脱硫装置的石灰石、石膏去湿法排放废水量完全由工艺部水质、石灰石质量、锅炉烟气散发量、脱硫吸取塔内部的浆液CI浓度等因素决策。在具体运转的过程中,电厂通常都利用对脱硫吸取塔内部的浆液CI-浓度标准进行控制才能明确具体的废水排放量。本文将某个600兆瓦的机组为例,需要将所吸收的塔浆液CI-浓度合理的控制在20kg/m3的同时,排放脱硫废水量应达到17.3m3/h。如果工艺水的质量较差或是必须合理的控制低于CI-的浓度,会在一定程度上增加排放脱硫的废水量。

2 处理工艺

目前脱硫废水处理方法为中和、沉降、絮凝以及澄清等工序,污泥由板框压滤机脱水,泥饼外运。传统脱硫废水处理工艺通过在中和箱中加入石灰石,将pH调高至9.0以上,使得大部分的重金属离子能够生成难容的沉淀物;在沉降箱中加入有机硫,与Ca2+、Hg2+反应,生成难容的硫化物沉淀;在絮凝箱中加入复合铁絮凝剂,使石膏颗粒、SiO2、以及金属氢氧化物絮凝成大颗粒并进一步沉淀;经絮凝后的水进入到澄清浓缩池进一步浓缩,底部形成污泥,上部的清水进入到出水箱。传统脱硫废水处理工艺可以除去废水中的一部分悬浮物和重金属,但出水中仍含有大量的可溶性盐,无论是排入到水体还是泥土,容易造成水体的恶化以及盐碱地的形成;并且脱硫废水不含有机物,排入到市政污水处理厂会造成微生物的死亡,从而导致出水恶化,无法达到回用的标准。

3 回用方式

因脱硫废水成分复杂,处理困难,目前燃煤电厂中脱硫废水回用方式也较少,主要为以下几种方式:1)用于水力除灰渣系统。采用水力除灰渣的燃煤电厂将脱硫废水回用到灰渣水系统,因灰渣水为碱性,可中和酸性的脱硫废水,但脱硫废水中悬浮物和Cl-含量高,易造成管路的堵塞和腐蚀,存在着一定的风险。2)用于煤场或灰场喷淋。该方式将脱硫废水作为煤场、灰场抑尘喷洒水的补水,但同样存在腐蚀的风险,并且脱硫废水中的污染因子转移到燃煤中,继续进入到锅炉,在整个燃煤系统中循环累积。3)用于干灰拌湿。该方式需要水量较小,且由于粉煤灰的外卖而逐渐不被采用。

4 燃煤电厂废水零排放技术核心

废水梯级利用是实现燃煤电厂废水零排放的核心,废水梯级利用的前提是充分了解电厂各用水系统的水质、水量情况,制定准确的水平衡图,把全厂用水看作一个整体,统一规划全厂的用排水水质、水量,协调各用水系统的用水分配,做好水量平衡。优化各用水系统的关系,根据其水质、水量要求,为废水处理后的回用找到合适的系统,减少补水量,达到节水、零排放的目的。燃煤电厂废水零排放技术核心可分为四个层次:1)加强水务管理:消除跑冒滴漏现象;定期进行水平衡测试及优化,降低设备的耗水量,增加水的梯级利用级数;2)减少系统耗水:对于循环冷却机组,循环水排污水是电厂最大的排污水,节水减排的关键是提高循环水浓缩倍率,降低循环水排污水量;3)废水综合利用:按照“雨污分流、清污分流、分类回收、分质回用”的原则,建立经济可靠的废水处理设施,对全厂废水进行处理及回用,使废水量“最小化”;4)末端废水治理:用水末端产生的高含盐、腐蚀性废水,主要是指湿法脱硫产生的脱硫废水,是废水零排放的难点,对该废水通过蒸发结晶等方式治理,实现零排放。

5 脱硫废水零排放处理工艺

5.1预处理+蒸发工艺

预处理系统采用“两级反应+沉淀和澄清”处理,一级投加石灰,二级投加碳酸钠软化水质。蒸发结晶处理采用多效蒸发结晶或MVR蒸发工艺,结晶通过离心机和干燥床制得固体结晶盐。

脱硫废水经废水缓冲池调节水量,均衡水质,在一级反应器,投加石灰乳、絮凝剂和助凝剂,大部分重金属被生成沉淀,沉淀微粒物在絮凝剂和助凝剂的作用下凝聚成特大的颗粒物,最后流入一级澄清器,然后完成一系列的程序后实现固体和液体的分离。上清液进入二级反应器,为了确保后期的深度处理的部分能够长期稳定,减少清洗次数,需要对容易结垢的物质进行直接处理。

在二级反应器中加入软化剂后,使水中钙离子生成沉淀,沉淀微粒物在絮凝剂和助凝剂的作用下凝聚成特大的颗粒物,最后流入二级澄清器,上清液经过滤器再次过滤,确保废水满足深度处理进水要求。

蒸发器一般分为2种,一种是多效蒸发装置,一种是MVR蒸发装置。多效蒸发装置分为4个单元:热输入单元、热回收单元、结晶单元、附属系统单元。热输入单元即从主厂区接入蒸汽,经过减温减压后成为低压蒸汽,再将蒸汽送至加热室对废水进行加热处理。热交换后的冷凝液则进到冷凝水箱中。预处理后的脱硫废水排水,经多级蒸发室的加热浓缩后送至盐浆箱,由盐浆泵输送至旋流器,将大颗粒的盐结晶进行旋流并进入离心机,分离出盐结晶体,然后再经螺旋输送机送往各类干燥床干燥塔进行干燥。旋流器和离心机分离出的浆液返回至加热系统中再进行蒸发浓缩,最终干燥出的盐结晶包装运输出厂。

MVR蒸发装置原理是利用高能效蒸汽压缩机压缩蒸发产生的二次蒸汽,提高二次蒸汽的焓,被提高热能的二次蒸汽打入蒸发室进行加热,以达到循环利用二次蒸汽已有的热能,从而可以不需要外部鲜蒸汽,通过蒸发器自循环来实现蒸发浓缩的目的。从理论上来看,使用MVR蒸发器比传统蒸发器节省80%以上的能源,节省90%以上的冷凝水,减少50%以上的占地面积。预处理+蒸发工艺,投资成本较高,所有废水进入蒸发系统,运行费用高。

5.2预处理+膜浓缩+蒸发工艺

考虑蒸发装置的投资成本和运行成本,新兴的脱硫废水零排放工艺在预处理之后,加入膜浓缩工序,对脱硫废水进行减量化,降低后续蒸发装置的处理规模。降低脱硫废水零排放工艺的整体投资成本和运行成本。膜浓缩工序一般采用高压反渗透、DTRO和正渗透3种工艺。高压反渗透主要采用海水淡化膜对预处理后的脱硫废水进行浓缩,提高脱硫废水含盐量至80000mg/L,降低进入后续蒸发装置的处理规模。DTRO采用碟管式膜组件对预处理后的脱硫废水进行浓缩,DTRO膜可耐受120MPa超高压,能够使脱硫废水含盐量浓缩至12000mg/L。正渗透是采用正渗透膜,利用具有高渗透压的汲取液,将水分子自发的由低渗透压的原水侧汲取出来,而且将原水中的其他溶质截留,然后再采用其他工艺将水从被稀释的汲取液中分离出来,最终获得纯净的水,汲取液可以循环利用。正渗透可以使脱硫废水含盐量浓缩至15000mg/L。

5.3预处理+膜浓缩+烟道蒸发工艺

此种工艺主要在末端浓水处理采用烟道蒸发系统代替多效蒸发系统或MVR蒸发系统,大大降低了脱硫废水零排放系统的投资成本和运行成本。浓水烟道蒸发系统利用雾化喷嘴将浓水进行雾化,并且喷入除尘器和空预器之间的烟道中,利用高温烟气将废水液滴蒸干,然后形成微颗粒结晶,进入除尘器中外排,以期达到脱硫废水零排放的目的。

6 国内燃煤电厂废水零排放案例

6.1广东河源电厂

广东河源电厂(2×600MW)采用“二级预处理+多效蒸发结晶”工艺,系统投资9750万元,于2009年投入运行,是国内第一家真正意义上实现废水零排放的电厂。预处理系统采用“两级反应+沉淀、澄清”处理工艺,一级加石灰、二级加碳酸钠对废水进行软化,出水钙离子浓度小于5mg/L;蒸发结晶系统采用“四效立管强制循环蒸发结晶”工艺,出水TDS小于30mg/L,回用于电厂循环水补水,产生的固体结晶盐达到二级工业盐标准。该系统运行情况良好,水质较稳定,设备结垢量小,但该系统无浓缩,蒸发水量大,运行能耗高,处理1t废水消耗蒸汽约300kg,耗电约30kWh[36]。

6.2华能长兴电厂

华能长兴电厂(2×600MW)废水零排放工艺由预处理单元、膜浓缩单元及蒸汽压缩蒸发结晶单元组成,总投资约8000万元[5],于2015年4月投运,工艺流程如图6所示。其反渗透单元产水水质良好,回用于锅炉补给水,蒸发结晶析出的固体盐中NaCl和Na2SO4质量分数大于95%。该系统处理1t废水,耗电10.4kWh,消耗蒸气203kg。

结束语

总而言之,目前,我国脱硫废水零排放技术仍处于广泛研究与初步应用探索阶段。现有零排放技术的投资成本普遍较高且运行费用较大。如何组合现有工艺,扬长避短,实现低成本脱硫废水零排放,提高废水和矿物盐的综合利用率,将是今后脱硫废水零排放研究的重点。

原标题:燃煤电厂脱硫废水零排放技术探究

燃煤电厂低投资高效能废水零排放技术有待研发

“适应废水零排放环境管理趋势,加强燃煤电厂废水利用的环境管理,指导燃煤电厂废水零排放技术路线的制订,积极推进节水增效工作。这是当前火电行业环保工作的重点。”日前,在内蒙古自治区包头市召开的燃煤电厂全厂废水综合利用及废水零排放技术交流研讨会上,中国电机工程学会热电专业委员会原秘书长郁刚表示。

燃煤电厂是我国工业用水的大户,其用水量和排水量十分巨大,在工业用水中约40%用于燃煤电厂,燃煤电厂每年的排放量约占全国工业企业排放量的10%。近年来,“减少电厂水耗”和“废水排放量”等关键词越来越频繁地进入更多火电厂的视野。

火电用水问题成下一步环保重点

“高效用水和深度节水型火力发电机组是未来10年燃煤火电机组设计、运行优化的重点之一。缺水地区燃煤机组运行面临取水指标低和取水价格高的问题,倒逼机组进一步减少用水。”中国能源建设集团规划设计有限公司高级工程师黄晶晶在上述会议上表示。

记者了解到,我国大型煤电基地主要集中于过度取水地区和干旱地区。超过50%的燃煤火电机组位于过度取水地区,高效用水和深度节水问题突出。

“近两年政府部门密集发布的环保政策表明,党中央、国务院高度重视生态环境保护工作,火力发电厂作为耗水大户在水资源约束与排放限制方面的压力陡然上升,加快落实深度节水和废污水零排放已成为必然选择。”郁刚在会上接受《中国电力报》记者采访时表示。

记者注意到,从2015年《水污染行动计划》发布以来,《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》《控制污染物排放许可制实施方案》《“十三五”生态环境保护规划》《火电厂污染防治技术政策》等政策也陆续出台,这些政策要求火电厂在紧盯降低大气污染排放浓度的同时,也必须更加重视深度节水和废水零排放工作。其中,《水污染防治行动计划》更是明确指出,到2020年,电力等高耗水行业达到先进定额标准。

“火电耗水量2000年达到45亿吨,2011年达到峰值91.3亿吨,随后耗水量逐年下降,2016年降至55.8亿吨。火电单位发电量耗水量持续下降,由2000年的4.1千克/千瓦时降至2016年的1.3千克/千瓦时,降幅达到68%。”《中国电力行业年度发展报告2017》对火电用水进行了统计。

“应进一步推广燃煤电厂以城市中水为主要水源,将城市中水利用落到实处。加强燃煤电厂外排水对环境的影响评估,合理、有序推进燃煤电厂的节水降耗,有针对性地开展全厂废水零排放工作。重视电厂非计划用水,重视暴雨初期雨水的排放管理。”黄晶晶在会上作出建议。

从“脱硫废水零排放”到“全厂废水零排放”

记者注意到,2006年颁布的《火力发电厂废水治理设计技术规程》明确指出,火电厂的脱硫废水处理设施要单独设置,优先考虑处理回用,不设排放口,必须实现废水零排放。

“我国对燃煤电厂废水治理的研究起步较晚。但是随着环境保护的法律和监管越来越严格,燃煤电厂废水零排放越来越多地被提及。”郁刚表示。

近年来,随着环保技术的不断进步以及环保理念的革新,一些走在环保前列的燃煤电厂开始超前布局、合理规划,不惜在环保上投入大量资金,但即便如此,目前国内真正实现全厂废水“零排放”的燃煤电厂仍然屈指可数。

“燃煤电厂废水综合利用及零排放工程性能试验,是近年来新近兴起的一门性能试验项目。由于其工艺路线的多样性,试验性质与试验内容也五花八门。”国电科学技术研究院化学技术研究所陈钢表示。

华北电力大学副教授刘松涛告诉《中国电力报》记者,火电厂除脱硫废水外,各类废水经处理后基本能实现“一水多用、梯级利用”,废水不外排。因此,实现废水零排放的关键是实现脱硫废水(包括流入脱硫系统的循环冷却排污水和反渗透产生的高盐废水)零排放。

电力规划设计总院水务环保处主任工程师韩宇超针对脱硫废水零排放的路线给出建议,相关技术路线的选择可以因地制宜,如西北部地区可以采用蒸发塘的方式实现零排放;石膏综合利用不畅的地区可以考虑采用再循环的方式;同时有湿发脱硫和喷雾半干法脱硫的电厂可以采用两者结合的方式,有湿式出渣系统的电厂可以考虑将脱硫废水处理后用工作出渣系统补水。

“全厂废水零排放技术方向趋向于低运行成本,高适应性和可操作性,降低环保运营负担,同时兼顾对水量、水质的适应性和可靠性,基于在脱硫废水排放系统、电厂热力系统等方面全方位的深厚功底,制订最适合电厂零排放技术路线。”北京国电龙源环保工程有限公司设计部总工程师陈鸥在接受《中国电力报》记者采访时谈道。

低投资高效能的废水处理技术有待研发

“低投资、高效能的废水处理回用技术有待研发与推广应用。标杆电厂节水工程实际上以付出巨大经济利益为代价,脱硫废水、反渗透浓水等高含盐废水处理代价较高,不仅初期投资成本较高,而且运行和设备维护成本更是需要付出巨大投入。如‘预处理+蒸发结晶’的工艺在部分电厂投运,但其成本极高,目前国内已建设的工程造价每吨水约为300万元,每吨水运行成本在100~150元。”相关专家在上述会议上表示。

“目前来看来各种处理方法在技术上都是可行的,工程投资相差不大,差异主要体现在运行成本上,相对于蒸发结晶,烟道蒸发在运行成本上具有一定的优势,也是目前各个电厂选择较多的技术路线。”韩宇超表示。

来源:中国电力新闻网  作者:冯义军 张玉坤

国家能源局回复关于推广电储热供暖调峰项目建议

近日,国家能源局对人大代表提出的推广电储热供暖调峰项目建议进行回复,各地区利用电储热设施调峰并给予补偿,我们鼓励各类提升电力系统调节能力技术的研究和创新,推进能源互联网、智能电网、电动汽车、储能等技术的应用。未来将在落实好现行政策基础上,积极会同有关单位健全完善相关制度、政策和措施。详细如下:

对十二届全国人大代表第9531号建议的答复

国能建电力〔2018〕3号

王波代表:

您提出的关于大力支持推广电储热供暖调峰项目的建议,我局高度重视,经认真研究,现答复如下。

为构建清洁低碳、安全高效的能源体系,促进清洁能源消纳,近年来,国家能源局开展了包括电储热供暖调峰在内的一系列火电灵活性改造工作,提高了电力系统的调节能力,对于更多消纳清洁能源起到了重要作用。对于您所提建议,我们非常赞同。

一、关于优先调用电储热项目调峰。为提升电力系统调节能力,我们鼓励各地区利用电储热设施调峰并给予补偿,如《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》提出鼓励供热电厂(也可引入第三方)投资建设储能调峰设施,同等条件下优先调用其调峰资源,并制定了补偿办法。2017年国家能源局印发了《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》(国能发监管〔2017〕67号),提出实现电力辅助服务补偿项目全覆盖,部分地区自动发电控制、调峰等服务未进行补偿的,要补充完善区域并网发电厂辅助服务管理实施细则相关规则条款,并切实落实到生产运行中。

二、关于合理安排、引导各类调峰项目投资及火电厂灵活性改造。由于不同地区情况存在差异,各地应按照当地电力系统调节能力需求,合理实施火电灵活性改造等调峰工程。2018年国家发展改革委、能源局印发的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》(发改能源〔2018〕364号,以下简称《意见》)明确提出,要根据不同地区调节能力需求,科学制定各省火电灵活性提升工程实施方案。

三、关于进一步推广高压固体电储热技术。我们鼓励各类提升电力系统调节能力技术的研究和创新,并推动新型技术试点应用。根据《意见》,将加强创新推动新技术应用,建立企业、研究机构、高校多方参与的提升电力系统调节能力技术创新应用体系。加强火电灵活性改造技术的研发和应用,推进能源互联网、智能电网、电动汽车、储能等技术的应用。

四、关于提高储热设施利用率。我们支持企业按照有关要求,充分发挥市场机制作用,结合当地实际需求,在非供暖期有效利用储热和配电设备,提高设备利用率,增加投资效益。

下一步,我局将在落实好现行政策基础上,充分考虑您的建议,积极会同有关单位健全完善相关制度、政策和措施。感谢您对国家能源工作的关心和理解,希望今后能得到您更多的支持和指导。

联系单位及电话:国家能源局电力司,010-68555070

来源:北极星储能网讯

关于智慧电厂的新姿势 你get到了么?

大数据

云计算

人工智能

互联网+

……

是不是很高大上?

智慧电厂!

是不是有点耳熟?

面对五花八门的智慧电厂概念

是不是已经感到累觉不爱?

什么是智慧电厂?谁能解答呢~

所谓智慧电厂,是通过信息化、网络化技术实现全厂范围各控制系统、控制设备等互联互通;通过虚拟化技术实现电厂的三维虚拟可视化;综合运用大数据、智能优化控制、智能决策支持等智能化技术手段,最终实现电厂全生命周期内的企业资产最优分配、生产质量最优控制、经济效益与社会效益的最优实现。

金字塔形架构

中国能建华北院设计的智慧电厂整体架构,采用金字塔形,涵盖了电厂从建设到运维的整个过程,是全生命周期的智慧电厂解决方案。智能工程和智能控制是智慧电厂的基础,智慧安全是重要特征,智慧管理则真正打通了各系统之间的信息壁垒,体现了智慧电厂的核心价值。

四大法宝

仔细看智慧电厂的架构内容, 有没有发现什么特别之处?总结起来,就是智慧电厂的四大法宝,为你揭晓具(武)体(功)内(秘)涵(籍)!

法宝1:智能工程
智能工程是智慧电厂的骨骼躯干,包括数字化设计、数字化工程采购、数字化工程管理以及数字化移交等基本内容,它是一个完整的电厂建设管理体系,采用现代项目管理理论和智能化管理方法,管控实体电厂和智能电厂的建设过程。

法宝2:智能控制
智能控制是智慧电厂的心脏,通过应用现场总线智能设备、APS自启停技术等丰富的智能控制手段,结合人工智能等先进智能控制思想,保证机组的运行稳定性,使机组在达到节能减排效果的同时,提高机组对于智能电网响应的灵敏度。

法宝3:智慧安全
智慧安全是智慧电厂的五官,在统一的智慧安全一体化平台下,整合电厂安全防范有关的视频监视、门禁管理等各子系统,还包括企业安全生产管理、培训、工作流转所需要的系统平台。智慧安全落实安全生产,最大限度地保障电厂人员的生命安全。

法宝4:智慧管理
智慧管理是智慧电厂的大脑,将智能工程与智能控制提供的关系数据和实时数据进行了充分的挖掘与分析,所提供的智慧管理功能和层级化的决策支持信息是智能电厂的核心价值所在,还可以定制个性化管理功能。

技术应用

智慧电厂如何有“智慧”?这些技术很关键!通过应用多项前沿技术,智慧电厂更睿智,同时也推动了相关技术的进一步发展。

云计算与大数据

电力大数据既是云计算上的主要应用,又为云计算发展提供了新的动力。智慧电厂提供的电厂运行数据和海量用户数据,为电力大数据分析提供了坚实的基础。

2

人工智能

作为一种基础性技术,人工智能可以在电厂设计、建设到运行、维护、管理全生命周期中得到应用。

3

机器人技术

目前,机器人技术已经可以实现在电厂厂区进行智能巡检,在条件恶劣的生产设备区域代替人工进行简单的设备检修维护工作。

4

VR/AR技术

VR/AR技术可整合多种数据,为电力工程和电力设备的设计、规划、项目决策、优化和分析等方面提供参考。

5

3D打印技术

与电厂三维模型结合,可以打印生成电厂实体模型,实现了虚拟电厂与实体电厂的有机联系。

6

工业物联网技术

现阶段,可探索工业物联网技术应用于非实时生产过程的监控管理、工业安全生产管理等领域,如电厂设备仓储管理等。
智慧电厂新姿势,你get了么?

案 例

华北院在智慧电厂方案的设计和提供上,有着丰富的经验,为多项工程提供了智慧电厂的解决方案。

1

安庆电厂二期

2台100万千瓦机组扩建工程

该项目是由华北院执行的EPC总承包项目。工程建设期间,华北院首次采用全专业、全范围的数字化设计,完整实施了数字化工程和数字化控制的几乎所有功能,转入运行期后,数字化管理系统按照规划分步实施。该项目荣获我国工程总承包领域的最高荣誉──优秀总承包项目金钥匙奖。

我国首座全寿命周期数字化电厂

2

神华国华北京高安屯

燃气热电工程

该项目由华北院整体设计,其中数字化设计和数字化控制由华北院进行实施,智慧安全和智慧管理功能根据业主的管理模式需求按照“一控三中心”的方案进行建设。

数字化与智能化水平在国内燃机电站领域始终保持领先

3

神华胜利电厂

2台66万千瓦机组工程

该项目是中国神华能源公司独家投资,在锡林浩特市胜利煤田筹建的大型煤电一体化坑口电站,也是由华北院执行EPC总承包项目。神华胜利项目智能化建设突出的亮点在智慧安全方面,目前项目正在实施中。

目标在于建成国内火电厂智慧安全领域的标杆项目

还有这些优势

(来源:能建视界)

K-TEK产品简介

K-TEK产品有 KM26磁翻板、AT100型高精度磁致伸缩液位变送器、AT200型外捆绑安装高精度磁致伸缩液位变送器、AT100S型智能高精密度磁致伸缩液位计(卫生型,用于食品、饮料、酒类)K-TEK MT5000导波雷达物位变送器(液位/界位变送器)、RLT100紧密型远传液位变送器、SWS卫生型传感器静井、SW传感器静井、PS35空气驱动开关、LM200超长量程激光测距及定位变送器、TX标准响应热扩散开关、KP旋阻式开关、IR10内置继电器模块、KM50油罐车专用顶装测量仪、ST95用于隔离流体系统的密封流体供应灌、AT500MD浆料灌料位变送器、KB电子-机械型连续料位探测系统、MS8F腔体外水平安装浮子型电气液位开关、MW05磁耦合&导波雷达双腔液位计系列、K-TEK LS系列机械式磁液位开关、K-TEK RF射频导纳、K-TEK超声波、K-TEK激光、K-TEK音叉、K-TEK热扩散、K-TEK阻旋、K-TEK重锤。K-TEK MS50多点液位传感器、MS30浮子式开关、MS10电气式液位开关。 AT系列磁致伸缩液位计是一种可在恶劣环境下同时测量液位、界面的极高精度测量仪表,误差一般不超过全量程的0.01%。 磁致伸缩液位测量技术的出现,很好地解决了高精度、高可靠地测量液位、界位的难题。独特的非接触、磁耦合压磁传感器比传统的簧片发讯器的感应分辨率提高了10倍以上。 AT系列磁致伸缩液位计自推出以来,迅速在工业上得到了广泛的应用,获得了极佳的测量效果。

K-TEK简介

K-TEK简介

K-TEK公司1975年成立于美国路易斯安那州,是世界上首家将应用于航空航天的“磁性位移技术”转为民用,并成功研发出了新一代的液位测量产品“磁致伸缩液位计”,并以其独特的 “磁技术”著称于世的专业物位仪表生产厂商。K-TEK公司与2010年被ABB集团合并,成为ABB集团的成员之一。
产品优势
一.K-TEK磁致伸缩液位计
1.全球唯一获得SIL3认证的磁致伸缩产品;
2.高精度:精度为满量程的0.01%;
3.高可靠性:过程温度、压力以及介质密度的变化对精度的影响很小;
4.可同时测量液位和界位,界位测量应用时,最小密度差为30kg/m³;
5.插入式安装,最高承压:20.7MPa;
6.过程温度范围:-196℃ to 427℃
7.零点永无漂移,无需维护,无需重复标定。

发电集团“千亿俱乐部”都有谁?

原五大发电集团和神华集团年度发电量早已进入千亿俱乐部。在神华集团和国电集团合并之前,华能集团发电量基本上每年都领跑六大巨头,合并之后,国家能源能源集团以8880亿千瓦时的年发电量赶超华能集团,坐上了千亿俱乐部的头把交椅。

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国家电投是五大发电集团中发电量最少的一位,这与它占到了45%以上的清洁能源装机比重是密不可分的。但是,国家电投在2016年电价下调、煤价上扬的市场环境中,净利润居五大发电之首,达到87.6亿元。因此,也不难预测,在2017年煤价再度上扬的市场环境下,受益于清洁能源装机,国家电投的净利润依然十分可观!

中广核2017年仅清洁能源上网电量就超过2千亿千瓦时,旗下阳江核电站和宁德核电站2017年发电量分别达到300亿千瓦时和285亿千瓦时,与国家电投等比控股的红沿河核电站2017年发电量达到219亿千瓦时。并且2017年弃核现象也有所好转。

中国核电是2017年才进入千亿俱乐部的新成员。中国核电2017年能进入千亿俱乐部一是由于秦山一核、秦山二核、秦山三核年度大修、降负荷情况略有变化,江苏核电2017年较2016年少安排1台机组大修;二是由于海南核电2号机组于2016年8月投入商运,福清核电3、4号机组分别于2016年10月和2017年9月投产;三是由于漳州能源平均风速提高,风况较好和辽宁核电光伏2016年的3次增容。

水电方面,长江电力依然独占鳌头,并且2017年长江上游溪洛渡水库来水总量和三峡水库来水总量都较上年同期偏丰。2017年,三峡电站实现全电站机组全年“零非停”目标,截至2017年12月31日24时,三峡电站年度发电976.05亿千瓦时,创历史第三好水平,成为2017年全球单座电站发电量最高的电站。

国投电力2017年水电发电量占到了总发电量的64%,仅雅砻江水电站2017年发电量就达到了724亿千瓦时。

浙能电力是电力君统计的唯一一家进入千亿俱乐部的省级发电企业。

(来源:北极星电力网 )

未来供热的发展方向

全球来看,目前集中供热的大面积使用地区只有北欧,俄罗斯和中国。北欧地区,即丹麦、瑞典、挪威、芬兰等地,毗邻北极圈,冬季漫长,地广人稀,集中供热发展较早,且技术较国内更为精细。中国由于历史、政治原因,早期的管网设计基本上借鉴前苏联模式,参照俄罗斯的供热系统。近来,丹麦的学者提出“第四代供热技术”的概念引发了一些讨论,究竟国内外的供热系统发展有何不同,中国国内下一代集中供热系统会是什么样?这些都将引发供热人的思考。

第一代,蒸汽供热系统。

供汽温度达到 200 度;水泥管道,管网布置简单;热源单一,只有燃煤;热力公司规模小,只有地区性热力公司。

第二代,加压热水系统。

供水温度超过 100 度;管网开始扩大;热源形式开始有燃煤、燃气,部分地区有热电联产,调峰采用燃油供热;重型设备,现场建造热力站。

第三代,规模继续扩大,出现跨地区大型热力企业。

在第二代基础上增加预制保温管,供水温度降到 100 度以下,采用工业化紧凑型的换热站,同时引入计量系统和监控系统;

热源除了燃煤和天然气以外,开始利用生物质燃料,工业余热和垃圾焚烧技术。

第四代,在第三代基础上完全摒弃化石燃料,充分利用太阳能,地热,风能、生物能等可再生能源,形成分布式智能能源网。

对于用户,其被动房产生的能量可以并入能源网,从热力公司向用户的单方向供热转为根据用户需求的双向互动选择。采用低温区域供热系统,供水温度在 50~60 度。

国内专家对比丹麦标准,也提出了自己对于供热系统代际划分标准:

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回过头来,参照丹麦的标准划分,可以对比出,国内大部分集中供热系统处在第二代,甚至落后、边远地区还停留在第一代系统,只有少部分能达到第三代水平,供热发展不均衡。

未来供热,专家指出:采用多种能源供热,逐渐降低化石能源在供热的使用比例将是大势所趋;供热的控制系统要能与其他能源控制方式通讯,从简单的自动化控制向大数据和智能化发展;对供热技术、人才培养和从业者的知识结构也提出了更高的要求。

燃煤电厂深度超低排放之白烟治理技术

2016年底全国已有60%以上火电机组完成烟气超低排放标准要求,到2017年10月估计全国(上网电厂)大约完成80%左右烟气超低排放的要求。目前,相当多的电厂正进行或完成烟气超低排放灵活性控制改造,使机组能在超低排放的基础上,机组可以全负荷调峰,满足社会不同时段电负荷要求,同时可以配合风电、太阳能供电、水电等可再生能源充分发挥作用。另外,火电厂为了进一步清洁生产,已经有几十台机在改造或已完成在运行的脱硫废水零排放技术装备。

最近,电力系统不负众望,又出新招,使火电厂逐渐成为清洁能源一个重要组成部分,又踏入烟气深度超低排放技术,使烟囱看不到白烟、告别石膏雨,进一步使烟气中的硫酸盐、硝酸盐、S03以及氨逃逸的气溶胶等再减少,使烟气中一次生成的污染物更少,也就是小于PM2.5um以下颗粒物更少,使大气更清洁,使我们都有更健康的身体。

这不是幻想,上海外高桥三厂7号1000MW机组在脱硫后使用烟气冷凝除水技术,在2016年8月投运后完全消除了白烟,回收烟气水份约50t/h,在达到设计温度和额定负荷时预计可回收约80t/h。每年可減排多种污染物约200纯。另外还有大唐托克托6号600MW机组小型试验装置也采用了烟气冷凝除水技术,也可以消除白烟,折算到600MW负荷回收水量将达到60t/h,回收污染物没做检测。

总之,在脱硫后加装烟气冷凝除水装置可以消除烟囱上的白烟,可以深度减排多种污染物,可回收大量水,一举三得,值得推广应用,现已有电厂在调研,有些电厂已打算改造采用。下面介绍主要的案例。

1.外三#7机组烟气冷凝除水技术

1.1 外三电厂概况

上海外三7号1000mw超超临界机组,锅炉为2953t/h,当前的燃煤烟气量853.2m3/s,采用三层除雾器湿法脱硫装置,烟气污染物排放指标已达到超低排放要求,NOX、SO2和烟尘的平均排放浓度分别19.27mg/m3、14.83mg/m3和2.42mg/m3,符合国家超低排放排放要求。因经湿法脱硫后的出口烟气是饱和湿烟气,含有大量的水蒸汽,经烟囱排出后,在低温下空气凝结成含有其它污染物微小的液滴,从而造成烟囱“白烟”现象。

1.2 烟囱消除白烟方案选择

外三电厂一台1000MW机组烟囱外排100t/h水量,同时还产生视觉污染的白色烟羽和部分的污染物。采用湿式电除尘可以进一步可深度除去烟气中的污染物,不节水还增加耗水,维护较麻烦;采用MGGH只能减轻白烟和使烟气抬升高度增加,使污染物稀释扩散更大的范围,对减少用水量没有作用。经过调研以及技术经济比较论证后,采用冷凝法烟气除水减排法技术;

1、可以回收大量凝结水、回收水处理后可供脱硫系统使用并消除白烟;2、通过凝结水的过程同时回收部分烟气中的PM2.5、Hg、S03、氨的气溶胶等多污染物联合脱除,并对大气造成二次污染生成物得到减少;3、消除烟羽的视觉污染。这是一举三得可行方案。

1.3 冷凝除水减排技术

在脱硫塔出口水平烟道加装冷凝换热器(相变凝聚器)。冷凝器内是由数量众多的柔性冷凝管排组成,管束采用高导热性耐腐蚀CAC改性塑料构成换热器,和省煤器结构相似,管外通过要冷却的饱和湿烟气。

其原理是进入除湿器内的饱和湿烟气被管束进行降温,使得饱和烟气中的水蒸气发生相变,由汽态冷凝成液态,从而增加局部区域内的雾滴浓度,促使烟气中含尘的微细颗粒物长大并脱除。较大粒径颗粒由于自身惯性碰撞到柔性管排被拦截,而被壁面水膜粘附脱除。

系统通过循环泵采用长江水开放式降温,达到除水、污染物减排、消除白色烟羽的深度超低排放目的。

1.4 冷凝法除湿减排工程投运后技术经济分析

2016年8月投入运行后,由于当时环境温度较高,循环冷却水温高于设计温度,机组负荷也没有达到额定设计值,所以性能试验没有完成。仅提供当时测试报告得出以下几点结果;

(1)消除烟囱白烟效果明显

2016年8月份投运,当仅投入冷凝系统之后,“大白烟”现象明显减轻,烟羽颜色很淡且很短。9月份烟气加热系统投入之后,仅提高温度6℃,“大白烟”即完全消除,效果显著!

(2)节水明显

节水效果已经非常明显,冷凝收集烟气中水份约50t/h;预计在设计温度下运行时,收水可达80t/h以上。脱硫实际蒸发水量约为70-80t/h,可实现脱硫零水耗。

(3)去除多污染物效果

根据电厂烟囱冷凝水测试报告,冷凝法除湿减排工程投运以后,按年利用小时数5500小时计算,可减排多污染物(含可溶性盐分)约200吨。

(4)技术经济效果分析

本技术革新项目总体投资费用为4553万元。年运行费用约为79万元.

(5)系统简单,设备少便于维护操作。

(6)不足之处,效率和效果受环境温度影响。用一次性开放式大量冷卻水,缺水地区使用有一定难度

1.5、冷凝除水减排技术从以上的简要分析,投资和年运行费用与节水和减少多项污染物排放比较具有较好的经济效益和社会环境效益,全国第一家推出的革新成果,适合条件的电厂有推广价值。希望尽快做出该系统性能试验。

2.托克托6号机组烟气冷凝除水

(冷却水与烟气接触+空冷)技术

大唐托克托电厂6号600MW机组,采用的是清新环境公司开发的湿法脱硫零补水技术,即烟气冷却除水技术。是通过在传统脱硫吸收塔后串联冷却凝结塔的方式,回收脱硫净烟气中的饱和水汽,从而达到脱硫零补水的效果。冷却塔采用―旋汇耦合‖技术后,在极小的液气比条件下即可实现气液的充分接触换热,提高了换热效率。

同时旋汇耦合装置拥有良好的气液接触功能也保证了烟气中夹带的尘和石膏液滴的捕集,再经过管束除尘器进一步除尘。系统整体不但能够回收水分,同时可以对污染物进行二次脱除。所以,在传统的脱硫塔后搭建了满负荷约20000Nm3/h烟气量的热态试验台架。进行工程试验。

2.1 烟气冷凝除水技术

脱硫塔排出的饱和净烟气进入冷却凝结塔,经过旋汇耦合装置与喷淋的冷却循环水进行剧烈的汽水混合,实现换热降温冷凝,大颗粒的冷凝液被循环喷淋水捕集直接进入冷凝塔底水池,其余的细小液滴被管束式除尘除雾器捕集后进入水池。冷却凝结塔内也设置管束式除尘、除雾器,用于减少冷凝烟气的夹带水量。

冷却凝结塔内利用气液直接接触的高效换热,冷却循环液通过空冷器间壁气液换热,换热效率高,可有效保证和控制净烟气的降温凝结过程。调整喷淋量,调整运行温度,调整冷却空气流量等,来保证烟气冷凝水量的稳定;凝结水质呈酸性PH≈2.7,塔内衬玻璃鳞片防腐,塔内喷淋水管采用FRP管道。

塔外阀门、管道等均按防腐蚀衬胶管道,冷却循环泵按耐酸腐蚀泵选型,空冷器通流部件选用316材质。冷却凝结塔下部可储存大量的凝结水,用冷却水泵送入空冷器冷郤后送回冷凝塔循环喷淋冷卻使用。系统中为了供水稳定,加装缓冲箱。

2.2 运行较果

该项主要目的是脱硫零补水试验,该系统其满负荷烟气量约为20000m3/h,其相当于600MW机组满负荷烟气量的1%。在固定空冷器工况以及循环冷却水流量的工况下,逐步的增加节水系统负荷。由于节水效率跟环境温度有一定的关系,一天中的各个时间段温度变化的数据。试验结果可以看出,回收水量平均量为0.618m3/h,折合成600MW机组回收水量将达到60m3/h,可以满足单台600MW机组脱硫系统用水量。

空冷器是装置中最容易受结垢影响甚至堵塞的试验装置,试验运61天,空冷器进出口差压在160Kpa以内,有可能可以长时间运行。经测试各项指标都达到预想的目的,阻力、能耗、回收水质等项目进行系统分析,表明对节水效果非常好

第三方检测单位的检测结论:能实现湿法脱硫净烟气中冷凝液回收,实现高效脱硫除尘以及湿法脱硫系统废水零排放。

2.3 今后的发展趋势

(1)上面介绍只是一种小型试验装置,放大到300MW、600MW、1000MW机组上使用,首先是体绩很大,在工程应用方面确实存在一些局限性。首先装置需要一定的占地空间。装置主体包括了几乎和脱硫吸收塔同样尺寸的冷却凝结塔,工程应用中的空冷器组同样需要充分的场地,此外需要增加冷凝水缓冲箱。

(2)在大机组使用时阻力、能耗、流速都会影响到换热效率,能否在工程应用还有大量工作要做。

(3)与上海外三电厂有很大的差别,没有做到一举三得,消除白烟、大量节水、去除烟囱排放污染物等,目前,只是小型工程试验。

(4)效率环境温度影响较大。

3.高性能旋流式分离深度净化器

高性能旋流式分离器是一种静态设备,运行过程中无需用电和用水,本技术具有稳定性高、无二次污染等优点,是解决燃煤电厂尾部烟气石膏雨、硫酸雨排放以及粉尘超低排放并减缓烟囱腐蚀的先进专利技术。

烟气进入净化器壳体内的分离涡管,分离涡管把净烟气中的烟尘(包括石膏颗粒和硫酸雾滴)进行分离,且通过对涡管的特殊设计将分离下来的雾滴及颗粒与主流隔离,避免烟尘的二次携带,当脱硫塔出口烟气雾滴浓度≤75mg/Nm³时,设备出口可达到≤20mg/Nm³。收集系统则将分离出来的雾滴及尘颗粒进

行收集并排入集水箱,然后送入脱硫塔内。冲洗系统采用脱硫系统的工艺水,仅在启停机时对核心分离装置进行冲洗,避免装置结垢。

安装在脱硫塔出口和烟囱之间的水平或垂直烟道上,其截面尺寸基本与烟道一样大小,长度约为四米,可以看成为烟道的一部分,安装方便,现场施工只需停机10天便可完成。

据报导已在:

(1)山东章丘电厂145MW1号机组使用,烟尘二氧化硫、氮氧化物出口平均排放浓度分别为1mg/m3、27mg/m3、33mg/m3。

(2)长沙电厂1号660MW机组在50%以及100%负荷测试出口排放结果;烟尘分別为2.4mg/m3、1.7mg/.m3。

(3)淄博热电200t锅炉在负荷167t/h时烟尘排放浓度1.51mg/m3。

由于结构原理没有得到详细介绍,测试结果不全面,从系统和结构看没有深度除水作用,所以没有脱水状况没有测试结果,目前来看,只能说是超低排放深度治理的一种手段,尚未有“脱白”功能。

4.结语

(1)目前制定大气环境地方标的有河南、河北、上海、山东、淅江等省市,现天津、上海、淅江又下文规定应采取温度控制及有效措施消除石膏雨、有色烟羽等现象。即通过采取相应技术降低烟气排放温度和含湿量,收集烟气中过饱和水蒸汽中水分,减少烟气中可溶性盐、硫酸雾、有机物等可凝结颗粒物的排放。可能很快就出现烟气深度超低排放治理出现日程上。

(2)采用MGGH只能减轻白烟和使烟气抬升高度增加,污染物没有减少,只起到稀释扩散更大的范围,对节水量没有作用,投资也不低。建议不再采用。

(3)用消除烟囱白烟较为通俗,但用烟气深度超低排放较为全面适合,所以,标题采用后者。

(4)上面只介绍了两种案例,一种水冷、一种空冷,其他技术尚未收集到。在应用中要根据电厂环境和周边的条件因地至宜考虑方案。

作者简介

江得厚,原河南电力试验研究院副总、总工程师,教授级高级工程师。1993年荣获政府特殊津贴有突出贡献专家。近25年从事火电厂烟气污染物排放治理等试验研究工作。

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