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。

主机润滑油箱油位低跳机保护改造

 

谭鑫(大唐湘潭发电有限责任公司,湖南 湘潭 411102)

摘要:根据国家能源局下发的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》,其中规定机 组应设置主机油箱油位低跳机保护,必须采用测量可靠、稳定性好的液位测量方法,并采用 三取二的方式送入到 DCS 实现油位低跳机。

关键词:主机润滑油箱;油位;保护;三取二

1 前言

主油箱油位液位测量装置单一,不满足国家能源局下发的《防止电力生产事故的二十五 项重点要求》对于实现主机油箱油位低跳机保护的要求。

现有的油位测量装置会出现随着使用年限的增加,出现零位漂移测量数据失真的情况且 取样管路容易发生泄漏。若油箱油位过低会造成汽轮机润滑油供油中断,导致轴瓦烧损,甚 至大轴弯曲叶片损坏的重大设备事故。

为满足国家能源局下发的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》,规定机组应设置 主机油箱油位低跳机保护的要求,必须对主油箱油位液位测量装置进行加装。

2 油位测量配置情况

大唐湘潭发电有限责任公司#1 机 1997 年 12 月投运,#2 机 1998 年 8 月投运,#3 机 2006 年 3 月投运,#4 机 2006 年 7 月投运,大唐湘潭发电有限责任公司四台机组的主机润滑油箱 油位均采用一台 Honeywell 变送器送入 DCS 供操作员站画面显示。

 

图1改造前主机润滑油箱油位测量装置

 

现有的主油箱油位测量装置单一,不满足国家能源局下发的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》对于实现主机油箱油位低跳机保护的要求;而且现有的液位测量装置会出现 随着使用年限的增加,出现零位漂移测量数据失真的情况且取样管路容易发生泄漏。若油箱 油位过低会造成汽轮机润滑油供油中断,导致轴瓦烧损,甚至大轴弯曲叶片损坏的重大设备 事故。

3.主机润滑油箱油位测量装置的改造

 

3.1 油位测量装置的安装方案 结合机组集中检修大唐湘潭发电有限责任公司对四台机组主机润滑油箱油位测量方式的进行了改造,在#1-#4 机主机油箱上各加装三套油位模拟量测量装置。

图 2 改造后主机润滑油箱油位测量装置效果示意图

 

3.2 主机润滑油箱油位低保护功能的实现 磁式液位测量筒内存在一磁性浮球,磁性浮球会随着液位测量筒内的液位升降而上下动作,磁式液位计会感应磁式液位测量筒内磁性浮球的位置输出 4-20mADC 的电流值,磁性浮 球在液位测量筒底部时输出 4mADC,顶部时输出 20mADC。磁式液位计输出的 4-20mADC 电流信号则通过控制电缆输出,实现数据的采集至 DCS 系 统进行处理,经过 DCS 系统处理后的信号输出至 ETS 系统,触发跳机保护。

3.3 改造后油位测量装置的特点 改造用的液位测量装置为捆绑式磁式液位计,磁式液位计采用一体化设计安装简单,无活动部件;系统简单,仅需一次阀;其中的测量浮子的位置不受蒸汽、真空的影响;调试投 用方便,装好后可无条件投入;测量精度高;测量值重复性好;免维护;智能化高;测量不 受真空影响;测量不受环境温度和压力变化的影响。且主机润滑油箱内油的翻动可能产生大量的气泡,如果采用导波雷达式液位计进行测量,发射的雷达波会在遇到气泡时,就开始反射雷达波从而液位计获得的时间差与实际会产生偏差导致测量不准,磁式液位计由于其设计 有一个磁性浮子的存在,会避免油箱内有气泡导致测量不准的情况。

4.保护组态逻辑部分

三个主油箱液位信号分别通过全程相对独立的输入通道,送至 DCS 进行模拟量比较后转 化为数字量输出至 ETS,在 ETS 组态中实现三取二跳机。

 

图 3  改造后的保护逻辑图

上述组态逻辑对主机润滑油箱油位模拟量信号进行了逻辑判断,当润滑油箱油位测点跳 变(变化速率超过 15mm/s)、坏质量,则该点退出保护,改由其他两点采用二取二方式实现 停机,若两点及以上跳变、坏质量则油箱油位低跳机保护退出。此逻辑还增加了,三个液位 测点模拟量相互之间偏差大报警,以及经过高低比较判断转换后的三个油位低数字量保护信 号测点状态不一致的报警,并且当有润滑油箱油位测点退出保护,会点亮润滑油系统故障报 警的光字牌并在保护状态画面显示润滑油箱油位低保护故障,以便能够及时发现和修复故障 测点。

5 结论

本改造利用了磁式液位计这种采用一体化设计安装简单,无活动部件;系统简单,仅需 一次阀;调试投用方便,装好后可无条件投入;测量精度高;测量值重复性好;免维护;智 能化高;测量不受真空影响;测量不受环境温度和压力变化影响的测量方式。液位计测得的 油位信号通过控制电缆与 DCS 系统相连,在 DCS 系统里实现了油位低三取二送至 ETS,从而 实现在主机润滑油箱油位低达到跳机值时,DCS 系统发出油位低自动停机信号,以防止发生 汽轮机断油烧瓦的事故,提高润滑油系统的可靠性。

参考文献:

[1] 《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程 DL/T 774-2004》 [2] 《300MW 机组热工设备检修标准》

[3] 《600MW 机组热工设备检修标准》

[4] 《防止电力生产重大事故二十五项重点要求》

[5] 《电力建设施工及验收技术规范》(第五部份:热工自动化)

液位计的市场趋向

    液位计应用场合极不相同,因而种类也繁多。生产过程中各类塔釜罐液位的检测目前仍是以压力和差压变送器为主。这除了其自身性价比还有一定的优势外,还有设计和应用的习惯问题。其次是磁浮子式、浮筒式、电容式液位计也有相当的应用量。随着技术发展,磁致伸缩式、超声波式和射频导纳式液位计的用量将会迅速增加,压力(差压)式液位计比例会有所下降。依据介质和现场条件的不同,各种液位计各展优势,将形成一个多元化的局面。 

       罐区储罐由于其容积很大,要求液位计精度很高,过去大多用浮子钢带式液位计,伺服式和静压式也有一定应用量。然而无论是浮子钢带式、伺服式还是静压式液位计,都不是测量罐区储罐液位的最佳方式。浮子钢带式液位计安装复杂,可靠性也低;静压式液位计受介质密度和温度影响很大,为消除这些影响,一套完善的静压测量系统其价格也很高;伺服式液位计精度较高,但由于其有机械传动机构,不可避免带来磨损问题,同时价格也偏高。近几年磁致伸缩式液位计异军突起,由于其高精度、高稳定、高可靠及长寿命而更适于罐区储罐液位测量,应用量也必将迅速增加,逐渐会和雷达式液位计平分秋色。光纤液位计可以做到现场无电检测,安全性好,这是其突出的优势,缺点是仍然有很多机械传动部件,故障率就会增加,安装也复杂些。超声波物位计精度略低些,但其安装简单价格适中,因此,也会在罐区中有一席之地。 

       环保包括污水处理行业,近年发展很快,所需液位计不断增加。 

       污水处理、水池、水箱过去以静压式液位计居多,随着超声波液位计价格不断降低,将会在环保行业中大有用武之地,特别是在泥位测量、泥水分层测量上更显出其优越性。

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