660MW超超临界机组SCR脱硝系统对锅炉运行影响的分析_涂云涛

锅炉脱硝方案(20181213)

合川盐化公司锅炉烟气脱硝方案 1. 设计条件 1.1 项目概况 现有82t/h循环流化床锅炉，目前锅炉NOx排放浓度约为≦400mg/Nm3，为节能减排，现对该机组进行脱硝改造，将NOx排放浓度降低到＜100mg/Nm3。 本方案为82t/h循环流化床锅炉SNCR烟气脱硝技术方案。本方案对SNCR系统的工艺流程，电气及控制方案，平面布置、设备配置、运行费用等内容都进行简要介绍。 1.2 工程地点 公司热电厂房锅炉旁区域。 1.3 设计原则 本项目的主要设计原则： （1）脱硝技术采用SNCR工艺。 （2）还原剂采用尿素水解方案。 （3）控制系统使用PLC单独控制。

（4）SNCR入口NOx浓度为≦400mg/Nm3，SNCR出口NOx浓度≦100mg/Nm3，脱硝效率75/90%。 （5）SNCR工艺NH3逃逸量≤6ppm。 1.4 设计条件 1.4.1锅炉烟气参数 1.4.2 设备安装条件：主厂房室外安装； 1)还原剂：以尿素水解为10%浓度的氨水和高分子剂作为SNCR 烟气脱硝系统的还原剂； 2)主燃料：煤； 3)运行方式：每天24小时连续运行； 4)年累计工作时间：不小于7200小时；

2.还原剂、工艺水、电源及压缩空气参数 2.1还原剂 本方案采用10%浓度的尿素溶液。 2.2工艺水 作为尿素稀释剂的水应是具有除盐水质量的软化水，并且满足下列条件，详见下表。 2.3电源 用于脱硝系统的电源，为AC 380V和AC 220±2%V、50±0.2Hz、波形失真率<5%的电源至设计界区。

2.4压缩空气 雾化使用的压缩空气由空压站提供至锅炉附近，应满足如下要求： 3. 技术要求 3.1 工程范围 3.1.1 设计范围 本次烟气脱硝系统设计范围是SNCR系统内的所有设备、管道、电控设备等全部内容。系统所需的还原剂、水、冷却空气和电源等由业主方输送至本次脱硝系统内。 3.1.2 供货范围 本项目工程范围为EPC交钥匙工程，包括一台机组SNCR脱硝系统的设计、设备供货、土建工程、安装、系统调试和试运行、配合考核验收、培训等。

热工自动控制B-总复习2016

热工自动控制B-总复习2016

在电站生产领域，自动化（自动控制）包含的内容有哪些？ 数据采集与管理；回路控制；顺序控制及联锁保护。 电站自动化的发展经历了几个阶段，各阶段的特点是什么？ 人工操作：劳动密集型；关键生产环节自动化：仪表密集型；机、炉、电整体自动化：信息密集型；企业级综合自动化：知识密集型； 比较开环控制系统和闭环控制系统优缺点。 开环：不设置测量变送装置，被控制量的测量值与给定值不再进行比较，克服扰动能力差，结构简单，成本低廉；闭环：将被控制量的测量值与给定值进行比较，自动修正被控制量出现的偏差，控制精度高，配备测量变送装置，克服扰动能力强； 定性判断自动控制系统性能的指标有哪些？它们之间的关系是什么？ 指标：稳定性、准确性、快速性。关系：同一控制系统，这三个方面相互制约，如果提高系统快速性，往往会引起系统的震荡，动态偏差增大，改善了稳定性，过渡过程又相对缓慢。 定性描述下面4 条曲线的性能特点，给出其衰减率的取值范围。 粉：等幅震荡过程，ψ=0；绿：衰减震荡过程，0<ψ<1；红：衰减震荡过程，0<ψ<1；蓝：不震荡过程，ψ=1； 在热工控制系统中，影响对象动态特性的特征参数主要有哪三个？容量系数，阻力系数，传递迟延 纯迟延与容积迟延在表现形式上有什么差别，容积迟延通常出现在什么类型的热工对象上？ 容积迟延：前置水箱的惯性使得主水箱的水位变化在时间上落后于扰动量。纯迟延：被调量变化的时刻，落后于扰动发生的时刻的现象。纯延迟是传输过程中因传输距离的存在而产生的，容积迟延因水箱惯性存在的有自平衡能力的双容对象 建立热工对象数学模型的方法有哪些？ 机理建模：根据对象或生产过程遵循的物理或化学规律，列写物质平衡、能量平衡、动量平衡及反映流体流动、传热等运动方程，从中获得数学模型。实验建模：根据过程的输入和输出实测数据进行数学处理后得到模型 了解由阶跃响应曲线求取被控对象数学模型的方法、步骤及注意事项，能对切线法、两点法做简单的区分。 注意事项：1实验前系统处于需要的稳定工况，留出变化裕量；2扰动量大小适当，既克服干扰又不影响运行；3采样间隔足够小，真实记录相应曲线的变化；4实验在主要工况下进行，每一工况重复几次试验；5进行正反两个方向的试验，减小非线性误差的影响。方法：有自平衡无延迟一阶对象：切线发和0.632法；有自平衡有延迟一阶对象：切线发和两点法；有自平衡高阶对象：切线发和两点法；无自平衡对象：一阶近似法和高阶近

燃油燃气锅炉烟气脱硝

燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案研究报告 长沙奥邦环保实业有限公司二零一二年十月

燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究 1国内外脱氮技术介绍 目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NOx的产生．分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术；工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NOx排放标准。另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)、电子束法等；排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。 1．1低氮燃烧技术 由氮氧化物（NOx）形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。 1.1.1燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。 煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过 1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5% 10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。1.1.2空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，

超临界火力发电机组热工控制技术及其应用

超临界火力发电机组热工控制技术及其应用 摘要：基于超临界火力发电机组的运行特点，结合热工控制系统的设计要求，深入探讨了超临界发电机组热工控制技术的特殊性，首以锅炉给水控制系统和过热汽温控制系统为例，详细分析了热工控制系统的设计原理。实际应用表明了该方案的有效性。 超临界发电机组以其热能转换效率高、发电煤耗低、环境污染小、蓄热能力小和对电网的尖峰负荷适应能力强等特点而得到广泛应用，日益成为我国火力发电的主力机组。超临界直流锅炉没有汽包，工质一次通过蒸发部分，即循环倍率等于1，在省煤器、蒸发部分和过热器之间没有固定不变的分界点，水在受热蒸发面中全部转变为蒸汽，沿工质整个行程的流动阻力均由给水泵来克服。 超临界直流锅炉主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量(负荷)，主要输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度。由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，一种输入量扰动则将对各输出量产生影响，如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，过热器出口汽温也会产生显著的变化，所以比值控制(如给水量/蒸汽量/燃料量/给水量及喷水量/给水量等)和变定值、变参数调节是直流锅炉的控制特点。 一、超临界机组的控制原则 (1)保持燃料量与给水流量之间的比值关系不变，保证过热蒸汽温度为额定值。当有较大的温度偏差时，若仅依靠喷水减温的方法来校正温度，则需要大量的减温水，这不仅进一步加剧燃水比例失调，还会引起喷水点前各段受热面金属和工质温度升高，影响锅炉安全运行。 (2)不能直接采用燃料量或给水流量来调节过热汽温，而是采用微过热汽温作为燃水比校正信号。虽然锅炉出口汽温可以反映燃水比例的变化，但由于迟延很大，因而不能以此作为燃水比例的校正信号。在燃料量或给水流量扰动的情况下，微过热汽温变化的迟延远小于过热汽温。同时，微过热点前包括有各种类型的受热面，工质在该点前的恰增占总恰增的3/4左右，此比例在燃水比及其他工况发生较大变化时变化并不大。因此，通过保持一定的燃水比例，维持微过热点的汽温(或焰值)不变，以间接控制出口汽温。 因此，与亚临界汽包锅炉机组相比，在超临界发电机组的热工控制系统中，锅炉给水控制系统和过热蒸汽温度控制系统不同，其他系统大致相似。下面以某发电厂4×6OOMW超临界发电机组为例，介绍其主要特色。 二、锅炉给水控制系统 2.1 给水控制系统的主要任务 超临界发电机组没有汽包，锅炉给水控制系统的主要任务不再是控制汽包水位，而是以汽水分离器出口温度或烙值作为表征量，保证给水量与燃料量的比例不变，满足机组不同负荷下给水量的要求。 当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焰值的动态特性相似;在锅炉的燃水比保持不变时(工况稳定)，汽水行程中某点工质的烙值保持不变，所以采用微过热蒸汽烩替代该点温度作为燃水比校正是可行的，其优点如下: (1)分离器出口焰(中间点焰)值对燃水比失配的反应快，系统校正迅速。 (2)烩值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变恰给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温(粗)调正。 (3)焓值物理概念明确，用"焓增"来分析各受热面的吸热分布更为科学。它不仅受温度变化的影响，还受压力变化的影响，在低负荷压力升高时(分离器出口温度有可能进人饱和区)，恰值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应措施。 因此，静态和动态燃水比值及随负荷变化的恰值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。 2.2 给水控制系统的工艺流程 此发电厂为600MW超临界发电机组的锅炉为螺旋管圈、变压运行直流锅炉，其启动系统配有2只内置式启动分离器，在锅炉启动和低负荷运行时，分离器处于湿态运行，同汽包一样起着汽水分离的作用，此时适当控制分离器水位，通过循环回收合格工质;当锅炉进入直流运行阶段时，分离器处于干态运行，成为(过热)蒸汽通道。机组配备有2台50%锅炉最大额定出力(BMCR)汽动给水泵和1台30%BMCR的电动抬水泵。由变速汽轮机拖动的锅炉给水泵(汽动给水泵)，布置在汽机房13~70m 层。每台汽动给水泵配有1台定速电动机拖动的前置泵，布置在除氧间零米层。给水泵汽轮机的转速由给水控制系统调节，以改变给水流量;液力偶合器调速的电动给水泵，作为启动和备用，前置泵与主泵用同一电动机拖动，它布置在除氧间零米层。在机组启动时，电动给水泵以最低转速运行，用其出口管道旁路上的气动调节阀控制给水流量。当机组负荷上升，给水流量加大时，由给水控制系统的信号控制给水泵的转速，以调节给水流量，直至汽动给水泵投人，停止电动给水泵运行，使其处

红豆热电有限公司75吨链条炉混合法脱硝工程初步方案

红豆热电有限公司 UG-75/3.82-M17锅炉混合法脱硝工程 初步方案 无锡华光新动力环保科技股份有限公司

目录 概述1 项目背景 (1) 主要设计原则 (2) 工程实施条件 (3) 厂区条件 (3) 主要工作参数 (3) 设计燃料 (3) 烟气脱硝技术方案 (5) SNCR技术 (5) SCR技术 (6) SNCR/SCR混合烟气脱硝技术 (8) 主要烟气脱硝技术的比较 (8) 本项目脱硝方案的选择 (9) 工程设想 (11) 系统概述 (11) 工艺装备 (12) 电气部分 (13) 系统控制 (14) 供货范围 (15) 占地情况 (16) 工程实施轮廓进度 (17) 投资费用 (18) 华光环保公司简介及业绩 (19) 公司简介 (19) 业绩情况 (19)

概述 项目背景 近年来，随着我国火电装机容量的急速增长，火电NOx排放量逐年增加，NOx已成为目前我国最主要的大气污染物之一。专家预测，随着我国对SOx排放控制的加强，NOx 对酸雨的影响将逐步赶上甚至超过SOx。 为控制锅炉尤其是电站锅炉NOx等大气污染物的排放，我国相继颁发了《中华人民共和国大气污染保护法》（2000年9月实施）、《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）等法律和标准，要求火电厂采取措施，控制NOx排放。 2011年7月，国家环境保护部等联合印发了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），与老标准相比，新标准对若干重要内容进行了修订，具体如下：——调整了大气污染物排放浓度限值； ——规定了现有火电锅炉达到更加严格的排放浓度限值的时限； ——取消了按燃煤挥发分执行不同氮氧化物排放浓度限值的规定； ——增设了燃气锅炉大气污染物排放浓度限值； ——增设了大气污染物特别排放限值等。 根据《火电厂大气污染排放标准》的要求，自2012年1月1日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1.1规定的大气污染物排放限值（重点地区）。要求从2012年1月1日开始，所有新建火电机组氮氧化物排放标准为100mg/Nm3；从2014年7月1日开始，现有火电机组氮氧化物排放标准为100 mg/Nm3（采用W型火焰炉膛、现有循环流化床、以及2003年12月31日前建成投产或通过项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行200 mg/Nm3标准）。重点区域火电机组的氮氧化物污染物排放标准则统一为100 mg/Nm3。

1000MW超超临界机组控制介绍

目录 目录 一、国际上超临界机组的现状及发展方向 二、国内500MW及以上超临界直流炉机组投运情况 三、超临界直流炉的控制特点 四、1000MW超（超）临界机组启动过程 五、1000MW超（超）临界机组的控制方案

一、国际上超临界机组的现状及发展方向 我国一次能源以煤炭为主，火力发电占总发电量的75% 全国平均煤耗为394g/(kWh)，较发达国家高60~80g，年均多耗煤6000万吨，不仅浪费能源，而且造成了严重的环境污染，烟尘，SOx,NOx,CO2的排放量大大增加 火电机组随着蒸汽参数的提高，效率相应地提高 ?亚临界机组(17MPa,538/538℃)，净效率约为37~38%，煤耗330~340g ?超临界机组(24MPa,538/538℃)，净效率约为40~41%，煤耗310~320g ?超超临界机组(30MPa,566/566℃)，净效率约为44~45%，煤耗290~300g （外三第一台机组2008.3.26投产，运行煤耗270g）由于效率提高，污染物排量也相应减少，经济效益十分明显。

一、国际上超临界机组的现状及发展方向 1957年美国投运第一台超临界试验机组，截止1986年共166 台超临界机组投运，其中800MW以上的有107台，包括9台 1300MW。 1963年原苏联投运第一台超临界300MW机组，截止1985年共187台超临界机组投运，包括500MW,800MW,1200MW。 1967年日本从美国引进第一台超临界600MW机组，截止1984年共73台超临界机组投运，其中31台600MW, 9台700MW，5台 1000MW，在新增机组中超临界占80%。

SCR燃气机组脱硝说明

燃气机组脱硝说明 按照目前的国内应用场景区分，燃气机组主要分以下四大类：天然气机组、沼气机组、煤层气机组及垃圾填埋气机组。我司就这几种应用场景给予贵司进行尾气脱硝去除NOx选型的以下建议参考： 1、天然气机组脱硝，目前国内的管道天然气甲烷占比94%以上，含硫量低于1PPM，气体成分和流量稳定，进入机组燃烧后产生的氮氧化合物排放稳定在500mg/m3左右，目前国内最严格的北京地标是75mg/m3，而上海地标是150mg/m3，脱硝效率目前要求是≥85%，即可满足现行主要法规。 2、沼气机组脱硝，沼气发电机组采用厌氧发酵工艺，甲烷含量在55-70%，不同沼气的其他成分较为复杂。对于发电机组尾气后处理最大的困难是发电机组前端的沼气脱硫工艺，含硫量过高会导致后端的SCR反应器中的催化剂中毒，脱硝效率急剧下降。传统的生物脱硫和传统的干-湿法脱硫，受制于天气气温，都无法将硫含量控制稳定和降低到天然气同等水平。我司过往的经验，同等功率1000kW的沼气机组脱硝反应器设计体积上要比1000kW 的天然气机组大一倍，成本更高。 3、煤层气机组，煤层气甲烷(CH4)含量一般大于96.5%，热值高。我们常用的SCR中温催化剂，最佳反应温度是280-450℃，超过这个温度就会脱硝效率降低，同时过高温度影响催化剂寿命。煤层气机组脱硝的难度在于发电机组的排温远高于普通机组，满载排气温度通常在550℃，最高可以到达600多。因此在承接该类型机组脱硝时，需采用价格高一点的高温催化剂，保证在高温情况下的脱硝效率。 4、垃圾填埋气机组，甲烷(CH4)含量在30 %～55 % 体积比的甲烷。因为使用工况的影响，类似于沼气机组脱硝，在脱硫方面无法处理的较为稳定和低数值，催化剂中毒比较普遍，寿命收到了极大影响。建议在承接类似项目时，无法承诺具体的质保期，或按照新发电机组质保期1年或1000小时执行。 同时，目前脱硝产品还属于定制阶段，不同项目的发动机不同，现场的布置条件不同，

大型火电机组热工自动控制系统

大型火电机组热工自动控制系统 一、自动化 支撑：理论与技术 从技术装置来看发展： 1．三、四十年代基地式仪表 2．五、六十年代单元组合仪表 3 ．七十年代计算机控制 国外，五十年代开始试验计算机控制 （1）DDC控制 （Direct Digital Control直接数字控制） （2）SCC控制 （Supervisory Computer Control监督计算机控制） （3）DCS控制 （Distributed Control Systems分散控制系统） （4）FCS控制 （Fieldbus Control System现场总线控制系统） 理论上看控制发展： 五十年代以前， 理论基础是传递函数（经典控制），以简单控制系统为主。六十年代，以状态空间分析方法为基础，现代控制理论应用。 由于以线性系统为前提，但实际应用效果不好。 第三代控制理论出现

针对机理复杂，精确数学模型难以建立。 理论上看控制发展： 以专家控制系统、神经网络控制和模糊控制为主。 典型应用： MAX Power 1000+ 以专家系统，神经网络进行生产过程设备故障分析和性能分析。 XDPS分散控制系统（新华控制工程公司）加入了模糊控制模块。 OVATION分散控制系统(西屋）提供模糊控制、神经网络算法模块。 二热工自动化 自动检测 顺序控制 自动保护 自动调节 我国机组近年发展： 300MW→600MW亚临界→ 600MW超临界 →1000MW（ 660MW）超超临界 一般 600 MW机组单元机组和公用系统I/O 测点数量一般约8000~9000点；控制设备数量约为 750~ 900 个。（ DCS 系统） 1000MW超超临界机组单元机组和公用系统 I/ 0 测点数量达到 12000 点左右，控制设备数量约为 1100~1400 个，模拟量控制回路数量和600MW机组无明显差别。

脱硝改造工程施工方案

目录 一、编制依据 二、工程概述 三、工程组织机构 四、施工机具计划 五、施工现场布置 六、施工技术措施 七、施工进度计划及保证措施 八、工程质量保证措施 九、安全技术及文明施工保证措施

一、编制依据 1、相关施工图纸； 2、现行的结构规范标准和标准图集； 3、我公司有关施工经验； 4、项目现场实际情况； 二、工程概述 一、工程概述 1.工程名称：北京京丰燃气发电有限责任公司1号机组余热锅炉脱硝改造工程 2.建设地点：北京市丰台区京丰电厂。 3.抗震设防烈度：8度，设计基本地震加速度值0.2g。 4. 场地土类别：Ⅱ类，环境类别：二类B 5. 建筑高度：8.2m. 6.基础部分为钢筋混凝土结构，上部主体部分为单层轻型门式钢结构。 三、工程组织机构 根据本工程的特点，特成立一个相对稳定的专业施工队用于本工程的施工，确保工程顺利施工，专业施工队设施工队队长、施工技术员、质检员、材料员、安全员；下设木工班、钢筋班、砼班、电焊工班、水电工班。具体组织机构图如下: 施工组织机构图 四、施工机具计划 根据本工程的特点，为满足工程施工要求，加快施工进度，特制定本工程项目施工机具计划，同时必须加强对施工机具使用和维护保养工作，确保工程顺利施工，具体施工机具计划见附表。 机械设备表

五、施工现场布置 本工程项目地势平整开阔，且工程量不大，框架也较简单，生产设施基本都设在现场附近。钢筋、木模、埋铁等均利用原有临建布置加工好之后搬运到现场，砼由商品混凝土搅拌站站供应，用混凝土罐车拉至施工现场，施工用水用电已按施工总设计要求接至现场附近，施工时直接接至施工工作面。施工材料、钢结构组装采用汽车吊吊运。 六、施工技术措施 6.1、基础施工顺序 测量放样→土石方开挖→人工清基→基坑验槽→垫层→承台及水池底板（绑扎钢筋、模板安装、浇筑混凝土）→基础模板拆除→土方回填 6.1.1测量放样：根据平面控制线及高程控制点，以及相关资料设置控制点，放置开挖边线并实时测控开挖深度； 6.1.2基础开挖： 测量放样经复核无误后即可进行土方开挖。在开挖过程中，坑壁按1：0.67的坡度放坡，严禁出现亏坡或胀坡现象。 6.1.2.1施工机械设备的配置 根据施工技术的需要主要仪器配置表: ⑴实行操作制度，专机的专门操作人员必须经过培训和统一考试，必须持证上岗。 ⑵现场环境夜间施工安排好照明。 6.1.2.2 开挖方案的确定 （1）本工程基坑，采用人工辅助机械开挖，人工清理、平整基底，本工程土方开挖因设计要求，开挖深度为－2.5米，因工期要求，为保证开土方开挖和基础施工安全，本次开挖采用增加工作面和放坡作业进行土方开挖。因混凝土垫层、承台需支模浇筑、设临时排水沟等，增加作业面宽度根据规范要求为支模面外增宽500㎜，放坡系数为1：0.67。 （2）弃土方案：按指定地点，堆放在场地附近。 6.1.2.3 施工进度计划及保证措施 为保证工期的完成，机械必须实行无故障作业，进场的所有机械必须经过维修检查，确保运行状态良好。 6.1.2.4 测量放线 施工测量的准备工作 （1）、熟悉、校核施工图轴线尺寸、结构尺寸和各层各部位的标高变化及其相互间的关

600MW超临界机热工试题

600MW超临界机组热控试题 一、填空题（每小题1分）共10分 1.锅炉跟随为基础（CBF）的协调控制方式，即主蒸汽压力通过锅炉 自动控制，机组功率通过汽机调门自动控制。 2.直流锅炉汽温调节的主要方式是调节煤水比，辅助手段是喷 水减温。 3.当任一跳机保护动作后，汽机主汽阀将迅速关闭、停止机组运行。 4.汽轮机的进汽方式主要有节流进汽、喷嘴进汽两种。 5.有一测温仪表，精确度等级为0.5级，测量范围为400—600℃， 该表的允许误差是±1℃。 6.DEH基本控制有转速、功率、调节级压力三个回路。 7.任何情况下,只要转速n>103‰立即关闭高压调门和中压调门。 8.单元机组按运行方式可分为炉跟机、机跟炉、协调、手动四种方 式。 9.动态偏差是指调节过程中被调量与给定值之间的最大偏差。 10.滑压运行时滑主蒸汽的质量流量、压力与机组功率成正比例变化。 二、选择题（每小题1分）共10分 1.下列参数哪个能直接反映汽轮发电机组的负荷（ B ） A 主汽压力 B 调节级压力 C 高调门开度 D 凝气器真空 2.锅炉MFT的作用是：（C ） A跳引风机 B跳送风机 C切断所有燃料 D切断所有风源

3.锅炉点火前必须建立启动流量的原因是（ A ）。 A、防止启动期间水冷壁超温 B、防止启动期间过热器超温 C、为强化热态冲洗效果 D、为建立汽轮机冲转压力 4.高主、高调、中主、中调门的缩写正确的是：（ A ） A、TV、GV、RSV、IV B、TV、RSV、GV、IV C、TV、IV、RSV、GV D、IV、TV、GV、RSV 5.炉水循环泵跳闸条件是：（ B、 C、 D ） A、过冷度>30℃ B、冷却水温度>55℃ C、最小流量阀关闭 D、给水泵全跳闸 6.直流锅炉的中间点温度控制不是定值，随:（ B ） A、机组负荷的增大而减小 B、机组负荷的增大而增大 C、火焰中心位置的升高而降低 D、减温水量的增大而减小 7.对于直流锅炉，燃水比变大，则不正确的叙述是（ D ） （A）过热汽温升高；（B）水冷壁管子温度升高； （C）排烟温度升高；（D）主汽压升高 8. 滑压控制方式其最大的优点在于( A )。 (A)减少了蒸汽在调门处的节流损失；(B)提高了汽机本体的热效率； (C)汽包水位控制较容易；(D)主蒸汽温度容易维持恒定。 9.直线结构特性的阀门在变化相同行程的情况下，在阀门小开度时要比在大开度时对系统的调节影响( A )。 (A)大；(B)小；(C)相等；(D)无法确定。 10. 汽轮机调节系统的作用是调节汽轮发电机组的( B )。

燃气发电项目研究报告刚要完整版

燃气发电项目研究报告 刚要 HEN system office room 【HEN16H-HENS2AHENS8Q8-HENH1688】

燃气发电项目研究报告大纲 目录 前言概述 第一章热电负荷 电力需求预测及电力平衡 当地电力负荷预测 装机方案及区外受电安排 热负荷需求预测及市政未来规划 第二章天然气供应 天然气整体规划 天然气最大供应量 第三章国家及省市相关政策 气价政策 热价政策 电价政策 其他相关优惠政策 国内已运行项目情况 第四章经济技术分析 燃气机组概况 燃气蒸汽联合循环发电典型机组比较 燃气-蒸汽联合循环供热机组配置方案及对比 经济效益分析 影响盈利的主要问题（投资风险预测） 天然气价格影响分析 电价影响分析 热价影响分析 燃机联合循环性能 第五章结论和建议 项目可行性

关注天然气价格供热亏损问题机组选型建议机组配置建议

前言概述 我国已经步入能源结构调整的新时期，以清洁能源建设利用为中心，优化能源机构，保障能源安全，保护生态环境，提高能源使用效率和效益，确保国民经济可持续发展。随着天然气开发利用程度的不断加大以及日益严格的环保保护要求，天然气综合利用项目以其高效率、低污染等诸多优势为国内外所亲睐，必将迎来一个高速发展时期。 近20年来最适用于燃用天然气的燃气轮机及其联合循环发电技术得到了快速发展。目前世界上最先进的单机燃气轮机的最大功率可达334MW(三菱M701G)，净效率最高达%（GE的PG9001H和三菱M701G），联合循环机组的最大功率可达972 MW (三菱MPCP2)，效率最高达60%(GE的S109H)。 燃气蒸汽联合循环机组具有功率大、热电效率高、厂用电率低、重量轻、尺寸小占地少、启停快调峰能力强、安装周期短、工程总投资少、可燃用多种燃料、污染排放低（无固体排放物和烟尘排放物，极低的二氧化硫排放）及少用水、自动化程度高、人员定编少等优点，逐渐在发电供热领域取得优势地位；单位造价可控制在3200元/千瓦，低于煤电机组的4000/千瓦。 在国际燃机技术上处于垄断地位的主要有四家，即美国GE、日本三菱、法国阿尔斯通、德国西门子。国内合作主要有GE-哈尔滨电气集团、SIEMENS-上海电气集团、MHI-东方电气集团、Alstom-北重集团。 截止2010年底我国燃气发电装机约2800万千瓦，占装机总量的3%，机型以9F 为主，占比93%，其次是9E。燃机的主要设备全部需要进口，购臵费较高，国内组装。 第一章热电负荷 电力需求预测及电力平衡（电网公司关于未来三年的电力需求预测以及电源点规划，河南省郑州市）待查 河南郑州市电网电力负荷预测 待查 河南郑州市电网装机方案及区外受电安排装机方案。 待查 退役计划：待查 区外受电：待查

第1-3热工自动控制系统

热工自动控制系统 一、教材 热工控制系统华北电力大学边立秀等编中国电力出版社 http:〃61.155.6.178/zyf 密码：200803Y 二、主要参考书 0:超超临界机组控制设备及系统肖大雏主编化学工业出版社2007年 1.陈来九：热工过程自动调节原理与应用第三章第七章 2 .电子书：热工过程自动控制杨献勇主编清华大学出版社 3.《热工自动控制系统》华北电力大学李遵基 4.《热工自动控制系统》东北电院张玉铎、王满稼 三、课程主要内容 1 ?简单介绍单回路反馈系统(复习) (1)基本调节作用 (2)工业调节器 (3)调节器参数的整定 2.重点介绍电厂热工过程自动控制系统，包括汽温、给水、燃烧自动控制 3?介绍单元机组负荷(协调)控制系统(直流锅炉自动控制系统以及单元机组给水全程控制系统) 三、考核方法 1.期末考试+平时成绩。 2.平时成绩包括：作业，回答问题，出勤，平时答疑，约占10% 第一章概述 § 1-1火电厂自动控制的发展 控制方式大致经历了三个发展阶段： 1、独立控制： 机、炉、电各自独立地进行控制，机、炉、电及重要的辅机各自设置一套控制表盘，它们之间无联系。 调节仪表均为大尺寸的较笨重的基地式仪表，由运行人员进行监视与控制。国外在20-40年代，我国50年代建造的火电厂属该类型。 2、集中控制： 40年代以后，由于中间再热式汽轮机的出现，使锅炉和汽轮机之间的关系更加密切，为了便于 机炉的协调运行和事故处理，将它们的控制盘集中安装在一起，对机炉实行集中控制。集中控制的初 级阶段，调节仪表采用电动或汽动单元组合仪表。50年代后，采用组件组装仪表或以微处理机为核 心的数字调节器，对机炉进行集中控制。

2#机组脱硝改建工程SCR反应器、进出口烟道制作及安装作业施工方案

专业施工组织设计/重大施工技术方案报审表 表号：DJH-A-07（98版） 本表一式三份，由承包商填报，项目法人、项目监理部、承包商各存一份。

工程名称：**电有限公司2#机组脱硝改造 作业名称：SCR反应器及进出口烟道制作安装编制单位：**工程公司 编制人： 审查/审核： 批准： **工程公司 编制时间 2013 年 6 月 28 日

目录 1 编制依据------------------------------------------------------ 1 2 概况及特点---------------------------------------------------- 1-2 3 范围---------------------------------------------------------- 2 4 施工进度计划-------------------------------------------------- 2 5 作业条件------------------------------------------------------ 2-3 6 劳动力计划---------------------------------------------------- 3 7 机工具配置---------------------------------------------------- 3-4 8 材料、设备要求------------------------------------------------ 4 9 操作工艺流程图------------------------------------------------ 5-6 10 作业程序、方法------------------------------------------------ 7-9 11 质量标准------------------------------------------------------ 9-14 12 职业健康安全与环境措施---------------------------------------- 14-17 13 安全专项措施-------------------------------------------------- 18-19

洛河2×600MW超临界机组热工自动化系统的优化改进

洛河2×600MW超临界机组热工自动化系统的优化改进 刘斌 一、概述 大唐淮南洛河发电厂三期2×600MW超临界机组分散控制系统（DCS）采用ABB 公司生产的Symphony控制系统。软件组态采用Composer 4.3控制软件,图形组态采用PGP 4.0组态软件。其主要包括：数据采集及处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、旁路系统（BPS）、炉膛安全监视系统（FSSS）以及事故追忆系统（SOE）等。DEH系统和MEH系统也采用ABB的控制软件及硬件，即与DCS一体化，是一套完成全套机组各项控制功能的完善的控制系统。两台机组分别于2007年11月30日、12月8日完成168h试运行，正式投入商业营运。 二、热工自动化系统的逻辑优化 1、FSSS的逻辑优化 1.1 在等离子模式下且等离子均启弧成功，判定为“等离子启弧成功”。 1.2 对煤层运行的判断要考虑到直吹式制粉系统的特点，从磨煤机运行、给煤机运行、煤仓下煤到磨煤机出粉需要一个时间过程，以煤粉A层为例说明判断A 层有火的逻辑：A磨煤机和A给煤机已运行240秒且A层3/4有火。由此，“有火记忆”逻辑为“任一油层或任一煤层运行”。 1.3 对“失去全部燃料”逻辑变更为“等离子启弧成功”闭锁该保护，通过“有火记忆”来确认的，所以，“失去全部燃料”是在任一油层或任一煤层运行且无“等离子启弧成功”信号的情况下才发出的。当运行人员切除等离子模式或由一个等离子启弧失败的情况下，“失去全部燃料”就回归到常规模式。“失去全部燃料”逻辑简图如下所示：

1.4 对“失去全部火焰”逻辑也变更为“等离子启弧成功”闭锁该保护，通过“有火记忆”来确认的，所以，“失去全部燃料”是在任一油层或任一煤层运行且无“等离子启弧成功”信号的情况下才发出的。当运行人员切除等离子模式或由一个等离子启弧失败的情况下，“失去全部火焰”就回归到常规模式。“失去全部火焰”逻辑简图如下所示： 1.5 针对“汽机跳闸”逻辑，考虑到汽轮机跳闸时，在低负荷阶段可以采用停机不停炉的运行方式，维持锅炉最低负荷运行。蒸汽经汽轮机旁路系统进入凝汽器，待故障原因消除后机组又可以热态启动。所以增加负荷大于35%时汽机跳闸才触发MFT。当然“汽机跳闸”取自两个高压主汽门全关行程接点的串接信号，一旦一个行程开关不动作等故障发生就会引起该保护的拒动。 1.6 在炉膛吹扫条件中，增加了以下允许条件：燃烧器摆角在水平位；SOFA挡板全关；燃油母管进、回油快关阀全关；火检冷却风母管压力正常；全部等离子不运行。 2、辅机保护的逻辑优化 2.1 原设计上凝泵电机下轴承温度没有进保护逻辑，现该点温度进保护逻辑，其

600MW超临界机组低压加热器水位控制系统设计

目录 一摘要 (2) 二关键字 (3) 三设计要求 (4) 四低压加热器系统相关介绍 (6) 4.1 低压加热器 (6) 4.2 低加控制系统 (10) 五设计思路 (14) 六低加控制系统框图 (15) 七主要仪表选型 (16) 7.1 变送器 (16) 7.2 控制器 (17) 7.3 执行器 (19) 7.4 显示器 (19) 八附图 (20) 九总结 (24) 十致谢 (25) 十一参考文献 (26)

教师批阅：一摘要 现在大中型汽轮机都采用抽气回热循环，采取在不同 压力下从汽轮机中抽取一部分已部分做功的蒸汽引至会惹加 热器中加热给水，提高水的温度，减少了汽轮机排往凝汽器 中的蒸汽量，降低了能源损失，提高了热力系统的循环效率。 本次设计任务是完成对600MW超临界机组低压加热器水位控制 系统设计。本设计根据低压加热器水位控制相关要求，结合热工 控制仪表相关知识对低压加热器水位控制系统进行设计，基本达 到了设计任务书相关要求。

教师批阅：二关键词 低压加热器控制系统水位测量

教师批阅：三设计要求 600MW超临界机组低压加热器水位控制系统设计 课题内容与要求 1.针对机组运行要求，利用所学知识，设计低压加热器水位控 制系统的总体方案。内容包括：合理选择传感器、变送器、 调节器和执行器等。并根据自己方案编写主要模块的组态， 实现对低压加热器水位的控制。该控制系统要求的功能： 1)维持低压加热器水位为要求值，并实现保护调节功 能； 2)能显示低压加热器水位测量值； 3)能记录低压加热器水位测量值； 4)能显示和记录执行器阀位值； 5)可在线设置或修改参数和组态，实现控制功能。 2.设计内容： 1)选择传感器，执行器、调节器等，设计总体方案； 2)画出系统框图及接线图； 3)设计调节器组态； 4)设计模拟量输出/输入通道； 5)画出控制系统SAMA图； 6)撰写设计说明书，要求字迹清楚，图表规范。 已知技术条件与参数 系统误差：满足控制指标要求 使用环境：温度：传感器-30℃～＋80℃， 变送器执行器：-30℃～＋80℃，

红豆热电有限公司75吨链条炉混合法脱硝工程初步方案

红豆热电有限公司 UG-75/锅炉混合法脱硝工程初步方案 无锡华光新动力环保科技股份有限公司2012年9月

概述错误!未定义书签。 项目背景....................................................... 错误!未定义书签。主要设计原则................................................... 错误!未定义书签。工程实施条件.......................................... 错误!未定义书签。 厂区条件....................................................... 错误!未定义书签。 主要工作参数................................................... 错误!未定义书签。 设计燃料....................................................... 错误!未定义书签。烟气脱硝技术方案...................................... 错误!未定义书签。 SNCR技术 ...................................................... 错误!未定义书签。 SCR技术 ....................................................... 错误!未定义书签。 SNCR/SCR混合烟气脱硝技术....................................... 错误!未定义书签。 主要烟气脱硝技术的比较......................................... 错误!未定义书签。 本项目脱硝方案的选择........................................... 错误!未定义书签。工程设想.............................................. 错误!未定义书签。 系统概述....................................................... 错误!未定义书签。 工艺装备....................................................... 错误!未定义书签。 电气部分....................................................... 错误!未定义书签。 系统控制....................................................... 错误!未定义书签。 供货范围....................................................... 错误!未定义书签。 占地情况....................................................... 错误!未定义书签。工程实施轮廓进度...................................... 错误!未定义书签。投资费用.............................................. 错误!未定义书签。华光环保公司简介及业绩................................ 错误!未定义书签。 公司简介....................................................... 错误!未定义书签。 无锡华光环保脱硝业绩........................................... 错误!未定义书签。

纳电二厂2#机组脱硝改造项目电气施工方案

中电投贵州纳雍发电二厂#2机组脱硝 改造项目安装工程 电气安装施工方案 审批：日期： 审核：日期： 编制：日期： 中国化学工程第七建设有限公司纳二项目部

目录 一编制依据 (2) 二使用范围 (2) 三工程概况 (2) 四主要工作量 (2) 五主要施工方案及技术措施 (3) 六施工人力资源计划 (20) 七施工进度安排 (21) 八主要施工机械及工器具 (21) 九质量管理 (22) 十安全管理 (23) 十一雨季施工措施 (23) 十二安全保证措施 (24) 十三文明施工措施 (25) 十四氨区电气设备安装 (26) 十五危险源的辩识及控制 (28)

1 编制依据 1.1中电投贵州纳雍发电二厂#2机组脱硝改造项目安装工程施工组织总设计 1.2 中煤科工集团重庆设计研究院施工设计图纸及现场情况。 1.3同类型机组施工方案、施工经验、施工总结。 1.4.《火电厂烟气脱硝工程施工质量验收及评定》（DL/T5417-2009） 1.5 《火电厂烟气脱硝工程调整试运质量验收及评定》（DL/T5403-2007） 1.6 《电力建设安全工作规程》（DL5009.1-2002） 1.7电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》（GB50170-2006） 2 适用范围 本施工组织设计适用于中电投贵州纳雍发电二厂#2机组脱硝改造项目工程脱硝装置项目电气专业。 3 工程概况 本工程为中电投贵州纳雍发电二厂#2机组脱硝改造工程脱硝装置，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置。整个脱硝工艺系统分为两个个区：#2SCR反应区和氨区。SCR反应区包括烟气系统、氨/空气混合系统、氨喷射阀门站、蒸汽吹灰系统；氨区包括：液氨卸载系统、液氨储存系统、液氨蒸发系统、液氨辅助系统等。本专业为上述工艺系统提供完整的变、配电系统。 4 主要工作量 4.1本工程电气系统包括：供配电系统、电气控制与保护、照明、检修系统及安全滑线、防火封堵、防雷接地系统、通讯系统、工业电视系统、电缆构筑物安装和电缆敷设等。 4.2电气专业主要工作量见下表：以下工程量若有误，以现场施工量为准。 第1页共28 页