运行方式调整

关键词： 局部 供电 电网

运行方式调整（精选十篇）

运行方式调整 篇1

怒江电网内因某些输变电设备检修及缺陷处理等原因而影响到了局部电网的正常供电, 为尽量不影响局部电网内其它变电站的正常供电, 需要对局部电网运行方式做出相应的调整;在丰水期, 为了尽可能缓解各水电站的弃水压力, 长期以来由于局部电网内不具备合环调电的操作条件而不得不将局部电网先停下来后调整运行方式, 在需要恢复正常运行方式的过程中又得将局部电网重复停电, 由此不仅造成了局部电网内所有各类用户及水电站全部重复停电, 停电范围广, 而且停复电操作量较大, 操作时间较长, 操作过程中可能会出现一些不可预见的设备故障, 通过“局部电网先解列后并列”的方法对怒江局部电网运行方式调整方案进行研究, 提出最优的调整方案。

1 怒江局部电网简介

为了解决怒江部电网在运行方式调整过程中所出现的问题, 提出了不停电调整局部电网运行方式的调整方案, 将拟调整运行方式的局部电网先从主网中脱离出来形成独立电网, 然后将独立电网通过原来设有的断环点并入主网, 即“局部电网先解列后并列”的方法, 其前提条件是在断环点和并列点断路器必须装设有可靠的同期装置。由于历史原因, 怒江局部电网内的绝大部分断环点和并列点断路器都没有装设同期装置或者原有的同期装置不够可靠。必须对系统内的断环点和并列点以及重要联络线的断路器进行技术改造, 使其具备可靠的同期功能, 在此基础上提出以下两种解决方案。

方案一:先将拟调整运行方式的局部电网解列点的有功潮流调整至接近于“0”, 无功潮流调整至最小后解列, 然后用原来设有的断环点同期并列[1]。

方案二:对拟调整运行方式的局部电网进行稳定分析, 若局部电网内机组调节能力较差以及机组出力不能满足局部电网内的用电负荷需求, 则将局部电网外调节性能较好的发电机组调整至拟调整运行方式的局部电网中来, 使其作为拟调整运行方式的局部电网在独立网运行期间的调频调压电源[2,3,4,5], 确保拟调整运行方式的局部电网在独立网运行期间的安全稳定运行, 然后将拟调整运行方式的局部电网解列点的有功潮流调整至接近于“0”, 无功潮流调整至最小后解列, 最后用原来设有的断环点同期并列。

2 解决方案对比

方案一在实施的过程中, 缺少了对拟调整运行方式的局部电网进行稳定分析, 由于局部电网内绝大部分发电机组无调节能力, 且在枯水期来水不足, 发电出力不能满足拟调整运行方式的局部电网在独立网运行期间的用电负荷需求, 将影响到拟调整运行方式的局部电网在独立网运行期间的安全稳定运行和正常供电。

方案二对拟调整运行方式的局部电网进行了稳定分析, 若有必要, 则通过合理的调整方式先将局部电网外调节性能较好的发电机组调整至拟调整运行方式的局部电网中来, 使其作为拟调整运行方式的局部电网在独立网运行期间的调频调压电源, 从而确保了拟调整运行方式的局部电网运行方式的顺利调整。

通过对两个解决方案对比分析, 最终确定了方案二为最优的调整方案。

3 结束语

通过“局部电网先解列后并列”的方法对怒江局部电网运行方式调整方案进行研究, 得出了不停电调整怒江局部电网运行方式的最优方案, 并在怒江电网的日常调度运行工作中得到了广泛的应用, 取得了较好的社会效益和经济效益。

参考文献

[1]中国南方电网电力调度通信中心.南方电网地县调调度员实用知识问答[M].北京:中国电力出版社, 2009:31-34.

[2]DL/T1245-2013.水轮机调节系统并网运行技术导则[S].

[3]唐戢群, 毛成.水电机组孤网运行问题的研究与探讨[J].贵州电力技术, 2008, 增刊 (1) :70-72.

[4]沈春和, 唐戢群, 高晓光, 等.水电机组调节系统考虑黑启动及孤网运行控制策略[J].云南电力技术, 2015, 43 (5) :57-60.

运行方式调整 篇2

关键词：AGC控制；经济；环保；运行；调整

中图分类号： TM621 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）27-179-2

0 概述

4×300MW机组是自1998年相继投产亚临界压力、一次中间再热、自然循环、单炉膛、平衡通风、四角切圆燃烧、固态排渣、露天布置、全钢架全悬吊结构的燃煤锅炉，由于投产初期发电任务紧对于机组的协调控制方式只做简单调试即投入生产运行，机组在以后运行时间一直处于基础方式操作员手动调整控制模式，近年来随着国家环保经济要求，我司对锅炉燃烧器进行低氮燃烧器改造，同时随着单元机组容量的增加和发电厂上网竞争的日益激烈，发电厂对机组的安全稳定运行和经济性要求越来越高，及时优化协调系统及各子系统调节品质，及时投入机组AGC自动控制模式，保证机组安全经济、稳定运行，单元机组的协调控制系统是根据单元机组的负荷控制特点为解决负荷控制过程中内外能量供需平衡关系而提出的一种控制系统，从广义上讲，就是单元机组的负荷控制系统，它把锅炉与汽轮发电机作为整体进行综合控制，使其按照电网负荷指令和内部主要运行参数偏差要求协调运行，既保证机组对外有较快的负荷功率响应和一定的调频能力，对内又能维持主要运行参数偏差在规定允许范围内。

1 机组协调控制方式下运行调整存在的问题

300MW机组协调控制方式是基于锅炉跟随方式，该方式是汽机侧控制机组输出功率负荷，锅炉侧控制主蒸汽压力的基础上，让汽机侧配合锅炉侧控制主蒸汽压力的一种协调控制方式，系统能充分利用了汽包的蓄热能力，能大大地提高机组负荷的响应速度，能够满足机组AGC方式的调节要求，目前协调运行方式下运行调整存在的问题：①机组AGC协调控制方式下负荷波动较大，负荷控制不稳定。②机组AGC协调控制方式下滑压运行时压力波动较大且偏低。③机组AGC协调控制方式下气温，壁温波动大，易发生超限事件。④机组AGC协调控制方式下，随着AGC负荷指令变化，环保参数波动大极易超限。

2 目前實际影响机组协调控制方式的因素分析

2.1 协调控制参数设置对协调的影响

①负荷变化率的设置，负荷变化率是当负荷指令下达后指令输出按设定负荷率速率到达目标负荷值，负荷变化率增大时，目标负荷变化快，调门快开，压力下降，炉侧快加煤，能够满足电网对机组2%负荷率的要求一般为6MW。②压力变化率的设置，压力变化率，当目标负荷随负荷率上升时，主汽压力按内置滑压曲线受压力变化率限制而逐渐达到负荷对应压力，主要满足滑压压力与负荷设定同步一般保持0.2-0.3。③目标负荷的设置，协调控制负荷指令有两个来源值班员根据调度命令输入，另一种负荷指令来之中调自动负荷指令；不同的目标负荷设置，开始加煤量的多少不一，目标负荷设置越大，第一次加煤量愈大，呈不完全线性，一般为15MW，以满足协调方式要求。

2.2 协调控制方式滑压运行时滑压偏置的调整对协调的影响

滑压偏置设置增大时，滑压压力设定增大，煤量增加，压力校正目标负荷增大，主机调门开大反之煤量减小，压力校正目标负荷减小，主机调门关小，负荷压力波动，影响协调调整的一致性。因此不可频繁调整。

2.3 煤质的大幅变化对机组协调方式运行的影响

由于入炉煤质的变化，使炉内热负荷发生变化，煤质变好，辐射热增强，，对流热减少，气压上升，气温下降，负荷上升，协调控制下，锅炉减煤，汽机关调门，由于锅炉调整迟缓造成压力负荷大幅摆动，若不进行干预将会发生参数超限。

2.4 锅炉气温调整减温水量的大幅变化对机组协调运行方式的影响

由于锅炉工况发生变化，煤质变好，燃烧调整锅炉特性，减温水调门调整差的影响，再热气温调整无法投入自动，手动调整时势必减温水量大幅变化，机组压力，负荷发生变化加大了协调的扰动。

2.5 一次风压设定调整对机组协调运行方式的影响

由于1#机组一次风压由煤量生成，2#，3#，4#机组一次风压由蒸汽流量生成，在协调控制方式下只有负荷增加调门开大，蒸汽流量增加，一次风压自动设置才会增加，相对迟延比较大，对于直吹式制粉系统来说，一次风压的高低对炉内燃烧影响较大，因此对协调控制影响也较大。

2.6 主机调门的特性对机组协调运行方式的影响

我司机组主机调门在150MW负荷以上时调门在69%，86%存在两个明显拐点，对机组的压力，负荷影响较大，进而对一次调频，协调控制影响较大，而进入调门饱和区后调门开大关小对负荷，压力影响小，而不能满足协调控制要求。

主燃烧区域及燃尽风区域二次风挡板配比调整对于机组运行参数及环保参数影响，主燃烧区域二次风挡板开大，主汽压力上升，气温下降。环保参数增大，反之相反，燃尽风区域二次风挡板开大，气温上升，环保参数下降，反之相反，故应根据锅炉燃烧工况合理进行二次风挡板配比。

3 针对以上机组目前协调控制影响因素分析提出以下运行调整思路仅供参考

①合理设置协调控制参数，变负荷率设置为6MW，压力变化率设置为0.2-0.3，目标负荷设置以每次小于15MW，递增或递减，以保证煤量线性增加或减少，在满足协调控制要求同时，以便于对机组参数控制。②适时合理调整协调方式滑压运行的压力偏置，在机组加负荷时先适当提高压力偏置，以提高压力相应速度，等机组压力上升后，适当降低压力偏置，机组负荷已接近目标负荷时，应根据压力上升情况，降低压力偏置，使机组总煤量偏离根据煤质预测煤量不大，以减少机组压力负荷波动。③机组协调方式运行时，入炉煤质发生大幅变化时，当发生压力突升时，立即降低压力偏置，大幅减煤，此时应关注煤量和调门开度的变化，必要时切除A磨煤机控制自动，手动调整，减弱燃烧，若协调控制一致性失去，应汇报值长及时切除协调控制，调整机组运行正常，投入协调控制，防止超压，参数越限。④合理进行锅炉吹灰，保证机组的减温水量正常，在机组协调控制方式下，燃烧发生变化，气温调整尽量勤而缓，保证减温水量不大幅摆动，从而减少对负荷，压力的影响，以减少对协调控制一致性影响。⑤合理加强对一次风压自动设置的干扰，加负荷时适当提高一次风压，以提高锅炉压力相应速度，减少对协调控制一致性的影响。反之适当降低一次风压，但应加强对磨煤机运行工况监视，防止磨煤机出口温度高，堵煤等事件的方生。⑥机组协调控制方式下，当发生工况变化时，应及时调整组织燃烧，当煤量发生变化后，总风量将发生变化，风箱差压发生变化，炉内氧量将发生变化，此时气温，壁温变化较大，应根据氧量偏差，壁温情况，及汽包水位波动情况，合理调整二次风挡板特别是BC1.2挡板调整。保证炉内燃烧稳定，减少压力，气温波动，减少对协调控制影响。⑦机组协调方式运行时，主机调门运行在拐点附近时，应适当调整滑压偏置，使其离开拐点，以防止机组一次调频动作时，机组负荷，压力，汽包水位大幅波动，加剧对机组协调控制一致性影响。⑧机组协调控制运行时，工况发生变化，气温快速下降时，此时了提高滑压偏置，加大压力与对应负荷的偏差，使调门关小，同时可以调整磨煤机自动控制偏置，时煤量上移，必要时切E磨煤机控制为手动，干扰气温下降，防止越限。⑨机组AGC协调控制运行时，负荷指令变化变化较大，随着负荷指令的快速变化，炉内燃烧始终处于快速动态变化过程，炉内风粉燃烧随时处于调整过程，炉内氧量的快速变化影响着炉内NOx的变化，要求值班员根据炉内风粉变化，氧量变化，及时调整主燃烧区域，燃尽区域SOFA风挡板，超前调整抑制炉内NOx的生成，防止锅炉环保参数越限。

4 结束语

调整泵站运行方式,实现节能降耗 篇3

关键词：泵站,运行方式,节能

随着我国泵站工程的逐渐增多, 对泵站运行方式也提出了较高的要求, 有效地泵站运行机制对泵站的节能降耗发挥着重要的作用。但据相关的调查研究表明, 我国的泵站在实际的运行当中大都是凭借着主观的经验, 没有实现泵站运行的最优机制, 从而造成了弃水量过多等浪费现象。因此泵站的优化运行成为了泵站管理中的一个重要的问题之一。要小优化泵站的运行方式, 就必须从泵站工程的各方面入手考虑, 实现泵站的经济运行。

1 泵站优化运行方式的原则

泵站的优化运行主要是实现泵站科学的管理机制和优化的调度技术, 对泵站系统包括泵站的排管系统等做出全面的分析, 最终达到泵站运行的最优方式[1]。泵站运行的最优方式一方面要利用实际的人力、物力等资源, 提高泵站运行中的资源利用效率, 另一方面, 在既定的目标和客观条件的限制下, 要实现泵站运行的节能降耗。由于各泵站的实际条件不相同, 因此在泵站优化运行汇要遵循以下的原则:

1.1 以泵站的效率最高为原则。

泵站优化运行中效率主要是泵站运行中的电机等一些设备的运行效率达到最优, 因此可以采用水泵最高效率的运行方式运行。在泵站水泵管路和选型配套上必须合理科学, 这样才能使泵站中的水泵实现高效率的运行。如果泵站的水泵和管路设计不合理, 要想实现高效率运行方式就必须提高泵站运行的整体效率。

1.2 以泵站的耗电量最少为准则。

泵站运行的过程中能耗不仅受泵站效率的影响, 而且还受到水泵扬程等因素的影响。在水泵的扬程和抽水流量不变的情况下, 叶片的角度可以减少泵站运行中的能耗, 达到泵站的高效率运行。

1.3 以泵站运行的费用最低为原则。

泵站在运行中的费用主要是水泵抽水过程中所需要的电费以及其他的一些辅助性的设备费用。电费在泵站的运行中占据着重要的比例, 因此实现泵站最优运行就必须考虑将泵站运行中所需要的水费降到最低。

1.4 以泵站抽水的流量最大为准则。

在发生自然灾害时在尽可能保障人们生命财产安全的前提下, 实现泵站抽水量最大, 用最大的流量来抽水排水, 耗费的成本比较高, 但却有着整体的社会经济效益。灌溉渠和排灌渠的灌溉和排水量要根据自然条件来确定[2]。泵站内开机台数、扬程等因素决定着泵站流量的大小, 因此在满足灌溉和排水流量的条件下, 对泵站内水泵的运行和开机台数进行科学的设计, 从而提高泵站的经济效益。对于安装叶片来调节水泵的泵站, 可以通过改变叶片的角度调节水泵的工况。

2 水泵优化运行的数字模型

根据水泵各个参数之间的函数关系建立水泵优化运行的数字模型, 从而减低泵站的节能降耗。

2.1 泵站能耗最低。

在大型泵站的运行中, 能耗最大的主要是主机组, 占泵站能耗的90%以上, 因此可以通过优化主机组来降低泵站的能耗[3]。目标函数:

其中泵站的总耗能为N (KW) , 第i台水泵运行的流量 (m3/s) , 扬程为Hi (m) , 第i台装置的效率为ηi, 水密度为ρ (kg/m3) , 机台的数量为n, 重力加速度为g (9.8m/s2) 。

约束条件:

机组抽水能力约束:

功率约束:Ni≤Ne;扬程约束:;叶片角度约束:;机组台数约束:

2.2 装置效率最高

ηst表示为泵站的效率, ηmot表示为电动机的效率, ηpump表示为水泵的效率, ηint表示为传动装置的效率, 管理的效率为ηpi, 进出水池的效率为ηpv。因此e泵站的最高效率为:

2.2.1 电动机效率。电动机效率与负荷率的关系为:

电动机负荷率为β, β是有效功率N与额定功率Nm的比值, 因此得到:

2.2.2 水泵效率:水泵与扬程之间的关系式为:

水泵流量与轴功率关系为:

水泵的流量为Q, 水泵的扬程为H, 水泵的轴功率为N。

水泵装置总扬程为水泵的扬程加上管路水头的损失, 关系为:

将式子 (8) 和式子 (10) 连接起来可以得到水泵扬程的目标函数为:

水泵的效率为:

2.2.3 管路效率。管路的效率表示为装置和扬程和水泵的扬程比值, 函数关系式为:

2.2.4 进出水池效率。水池的效率为泵站的扬程和装置扬程的比值, 函数关系式为:

将上述式子整理可以得到泵站经济优化运行的目标函数:

3 其他经济运行准则

3.1 排灌区平均效率最高。

为了使泵站的扬程达到最高的效率, 可以在满足灌溉和排水量的前提下, 将叶片调节到最佳的状态, 科学规划叶片的安装角度。

3.2 利用电网的峰谷电价。

在泵站用电的高峰期减少机台的数量降低功率, 在用电的低峰恢复机台的数量实现高效率的运行。

4 结论

通过对泵站的实际运行情况的分析, 总结出泵站优化运行的原则, 并建立数字关系模型, 为实现求解的过程, 为科学优化泵站运行提供了可靠的;理论依据。在实际的运用过程中可以根据泵站的实际运行状况, 选择多个优化运行的准则, 从而实现泵站的节能降耗。

参考文献

[1]张玉胜, 吴建华, 刘慧如, 孙毅.具有变频泵的泵站经济运行方式研究[J].水电能源科学, 2015 (4) :164-166, 163.

[2]张媛, 莫岳平, 钱坤, 马瑞, 孙欢欢.泵站发电运行的调速方式研究[J].电工电气, 2015 (8) :5-8, 26.

市场仍在调整格局中运行 篇4

①结构分析显示，1541点上升以来，第一浪共上升了379,点(1541点至2006年11月10日的1920点)，延长第三浪走了1153点(2006年11月13日1841点至2007年1月24日的2994点)，三浪共走了一浪的约330％。幅度上基本满足了主升段的空间要求。并在结构上圆满完成了所有三浪的孙子、儿子、老子辈的完整五浪结构。按照经典的艾略特波浪理论，所有行情均需完整完成所有结构的组合才能进入下一结构。

结构提示，2994点开始的调整是1541，最开始的上升行情的第四浪调整。现在的问题是，该处开始的调整至2月6日的2541点是否正式结束?对此，可以展开一些讨论。

1541点至2994,最上升了1153点，运行了115天，如此大的上升幅度，如此长的运行时间，仅靠9天回撤455点，充分吗?似乎不够!这也是笔者2月8日的“调整并未结束”一文的主要理由之一。

②每波行情都有其主要“依靠”均线。即在运行阶段每次依靠该均线反身向原趋势方向挺进的那条均线。“依靠”均线不破，此波行情不结束。

1541点上升以来的“依靠”均线为20日均线。君不见，该线已两次被收盘点位打破。20日均线为市场中短期成本交汇之处，尽管目前市场仍竭尽全力再次站上20日均线，但市场显然已疲惫不堪。况且20日均线已走平。一旦市场再次掉头向下，20日均线随之就会拐头向下，甚至向下制约行情的发展。均线显示，市场并非毫无忧虑。

③从1541点至2006年11月14日画一根原始上升趋势线(即1541点开始的行情的一、二浪的连线)，目前在2230点附近。经典的行情走势，通常四浪调整会对一、二浪的连线进行考验。而2541点显然离这条原始上升趋势线尚远。这也是笔者认为该次调整在空间上或时间上尚不充分的主要理由。

④筆者独特的能量监视指标显示，周线指标开始背离，日线指标已多次产生背离，市场能量已严重缺乏。好比一个运动员已在带病进行比赛，能跑得快、走得远吗?

综上四维空间分析，我们从结构、趋势、成本、能量等不同方向分析，得出如下可能结论。

一是自2994点开始的调整行情并未结束。尽管市场创出了3049点的新高，也仅可能是穿头(破不破脚尚不知道)的不规则型调整。目前，可能处于一个大的调整C浪。

二是2994点作为1541点开始的行情的第四浪已简单调整至2541点结束。目前自3049点开始的调整，是对1238点开始的上升行情的调整，现在正处于一个复杂调整结构的第一阶段。那么，由于前一次调整是简单型调整，则此次调整在概率上应该是复杂型调整。

笔者认为第一种可能性更大。

明白了以上两种结论，对现在行情的理解就深入了一步。我们已经知道，无论是哪个结论，其调整幅度或时间都未到位。市场仍处于一个大的调整格局中。

运行方式调整 篇5

1.1 煤

煤是一种植物化石燃料, 其成分包括:碳 (C) 、氢 (H) 、氧 (O) 、氮 (N) 、硫 (S) 五种元素以及水分 (M) 、灰分 (A) , 其中C、H、S (挥发硫) 是可燃元素。这些成分并不是一般混合物, 而是复杂的化合物。煤中含碳的一部分与氢、氧、氮等结合成挥发性的有机物, 其余部分则呈单质状态, 称为固定碳。固定碳要在较高温度下才能着火, 燃烧比较困难, 因此, 煤中固定碳含量越高, 就越难完全燃烧。因此, 现代工业大容量火电厂燃煤锅炉需要将煤磨成煤粉进行燃烧。

1.2 煤粉性质

1) 煤粉的流动性:煤粉粒径越小, 其表面积越大, 吸附空气的能力越大, 煤粉具有较好的流动性, 有利于煤粉输送。

2) 煤粉的自燃与爆炸性:煤粉长期堆积而处于通风条件不好的区域, 与空气中的氧气发生缓慢化学放热反应而导致自燃现象。自燃现象发生于封闭环境中且燃烧速度快时, 会发生爆炸现象。煤粉在空气中浓度为1.2~2.0kg/m3爆炸性最强, 大于或小于该浓度不会发生爆炸。输送煤粉气流中O2浓度小于15%时不会发生爆炸。煤粉流速过低会造成煤粉沉积, 过高会引起静电火花, 导致爆炸, 故一般应在16~30m/s范围。

3) 吸湿性:干燥的煤粉有吸收周围水分的能力, 自粘性影响煤粉正常输送。

4) 磨蚀性:系统内部流动, 在惯性力作用下, 对管道及各部件的金属表面进行冲撞和摩擦, 以致造成壁面磨蚀。

1.3 煤粉细度

是煤粉颗粒粗细程度的反映, 磨煤机正常运行中煤粉细度是影响煤粉着火和燃尽程度及磨煤运行费用的主要因素, 因此要求磨煤机能最大限度地满足锅炉对煤粉细度的要求以确保安全经济运行。

2 中速磨煤机的结构、工作原理与特性

由四部分组成:驱动装置、研磨装置、干燥分离装置、煤粉分离和分配装置。

工作过程:电机驱动通过减速装置和垂直分布的主轴带动磨盘转动, 原煤经下煤管进入两组相对运动的研磨件表面, 在压紧力作用下受到挤压和研磨, 被粉碎成粉。磨成煤粉随研磨部件一起旋转, 在离心力和煤粉推降作用下被甩至外环。热风经装有均流导向叶进入风环整流后以一定的风速进入环形干燥空间, 对煤粉进行干燥, 并将煤粉带入磨煤机分离器, 粗煤粉在分离器中分离下来, 经锥形分离器返回研磨区重新研磨。合格的煤粉经煤粉分配器、经粉管通过燃烧器进入炉膛进行燃烧。煤中夹带难以磨碎的石块等在磨煤过程中被甩至风环上部, 因风速不足而下降, 通过风环降至渣箱内定期排除。

3 磨煤机启动注意事项

首先应启动润滑油系统, 加载油系统:一次风母管压力大于8kpa;密封风/一次风差压大于2kp;密封母管风压力大于10~16kp;二次风温﹥177℃ (投小油枪时, 启A磨二次风温大于100℃即可) ;一次风量大于30t/h;检查润滑油压、油温、油位正常;磨煤机外观检查正常;启磨煤机时应先开密封风, 再开冷、热风。初次启动应该给磨煤机磨盘上加一定煤量, 不允许磨盘无煤启动, 防止研磨部件损坏。调整磨出力时, 先加风, 后加煤;降出力时, 先减煤, 后减风, 防止一次风量过小导致一次风携带煤粉能力不足, 造成磨碎的煤粉携带不走, 导致石子煤量过多或者磨煤机堵煤。一次风量过小, 会导致燃煤在磨煤机停留时间延长, 煤粉细度过小, 磨煤机出力达不到经济出力, 一次风量过大, 会导致一次风携带煤粉能力增大, 造成煤粉细度粗的煤粉携带进炉膛, 从而使煤粉在炉内燃烧时间延长, 不利于煤粉着火, 煤量稳定后, 将风量调至合适。

4 磨煤机运行调整

1) 通过调整磨煤机给煤量:保证蒸汽量 (锅炉热负荷, 对应电负荷) 与总煤量匹配, 蒸汽参数在规定范围内, 同时应保证燃烧稳定, 着火正常, 炉膛负压不应大幅波动, 汽包水位正常, 而且使脱硫出入口SO2浓度不超限。

2) 磨煤机最小风量:减少磨煤机煤量, 应保证磨煤机最小风量不得低于30t/h, 一般磨煤机风煤比保持在2∶1, 否则不能保证风环处风速, 不能将煤粉带走, 造成积粉堵煤, 排渣不及时, 会造成煤粉自燃爆炸, 影响磨煤机安全。

3) 磨煤机煤量调整:增加磨出力时, 先加磨煤机风量 (同时增加总风量) , 后加给煤量, 降磨出力时, 则应先减煤, 后减风 (同时减少总风量) , 否则都会造成堵磨。磨煤机先加风, 待磨出口温度上升至75~80℃左右时, 再增加给煤量, 同时检查磨煤机煤量变化后, 磨煤机电流、入口风压、出口温度、风速、加载压力变化, 就地检查磨煤机声音振动、渣量有无明显变化。随后调整风量与煤量相匹配。在此过程中磨煤机加减不应过快, 否则可能造成风煤失调。

4) 由于我厂正在进行贫煤掺烧, 煤质变化较大, 当机组电热负荷、主蒸汽流量无明显变化时, 主汽压力下降时, 注意磨煤机出口温度, 先适量加大各磨风量, 同时缓慢增加磨煤量, 注意压力、氧量变化, 检查磨煤机振动及渣量, 防止磨煤机堵煤, 主汽压力大幅波动。主汽压力升高时, 减小煤量, 同时减小风量, 注意磨出口温度不应上升或下降过快, 注意磨煤机电流变化。

5) 正常调整时, 煤量不应大幅增加和减少, 应根据主汽压力、温度的变化速度以及氧量的变化, 调整磨煤机煤量和风量, 煤量加入磨煤机磨制, 进入炉膛完全燃烧需要一定的时间, 维持煤量的稳定, 方可保证主汽参数的稳定, 同时维持合适的风煤比, 可在煤质变化时, 通过风量的调整, 延缓压力变化。

6) 煤粉细度变化受分离器折向门开度、磨辊压力、给煤量、一次风量及磨煤机磨损程度影响。煤粉细度对燃烧的影响:煤粉细度偏粗时, 煤粉与空气接触面积相对减少, 则一次风量偏大, 风速偏高, 造成煤粉着火推迟, 排烟温度升高, 煤粉不完全燃烧损失增加。煤粉细度偏细时, 煤粉与空气接触面积相对增大, 则一次风量可减少, 煤粉着火过早, 会造成挂焦或烧坏喷嘴, 制粉电耗相应增加。

7) 煤粉细度同时由受给煤量的制约, 给煤量在一定范围内, 煤粉细度变化比较稳定。我厂磨煤机煤粉细度较稳定范围按设计要求在27.88t/h。所以磨煤机应该在25~32t/h之间运行是比较经济且细度可保证。因此磨煤机煤量大于32t/h, 应尽量启备用磨, 当煤量大于32t/h, 一次风量相应保持偏大些, 防止堵磨。

8) 煤中水分对磨煤机的运行的影响:当煤中水分偏高, 尽量用热风进行调整, 减小冷风量, 保证磨煤机出口温度和通风量。

9) 煤中灰分偏高、挥发分降低时, 贫瘦煤相对可燃成分降低, 同时比热下降, 造成磨煤机出口温度高, 相应的加大冷风量, 同时将磨煤机出口温度保持较高些:85~88℃, 煤中挥发分较高、灰分较少的长焰煤, 应保持较低的出口温度:80℃左右, 防止自燃、爆炸。

10) 磨煤机排渣:每次启停磨煤机必须检查或清理排渣箱, 正常运行时, 1~2h检查一次。煤量发生突变时, 风量偏低时, 加强磨煤机渣箱的检查, 同时当磨煤机电流摆动大、振动增大时, 应进行排渣检查。排渣应及时, 不应使渣箱过满, 防止损坏刮板和石子煤进入一次风室内, 造成入口风管堵塞, 一次风量下降, 继而堵磨。磨煤机密封风压应高于一次风压1.5~2kp, 防止煤粉进入磨辊轴承、拉杆或磨盘密封环, 破坏碳精密封环喷出造成环境污染。

5 磨煤机切换及停止

尽量平稳缓慢, 防止压力、温度、水位波动, 启动备用磨煤机应选择适当时机, 一般情况下, 尽量在压力偏低时, 煤量偏小时, 启动磨煤机, 因为磨煤机磨盘上有一定煤量, 启动时, 煤粉会吹进炉膛, 燃烧加强, 则主汽压力、温度将会迅速变化。磨煤机启动后保持磨煤机煤量在8~10t/h左右运行一会儿, 防止煤量过少造成磨煤机振动大, 待磨煤机运行正常后, 再逐步加大该磨煤量, 同时减小待停磨煤机的煤量, 注意主汽压力、温度的变化, 及时进行调整。并根据氧量及主汽压力变化及时调整总煤量, 待停磨煤机煤量减至最小煤量时, 等压力、温度的变化平缓稳定时停运给煤机, 磨煤机保持冷风吹扫1~2分钟后停运, 降低磨煤机出口温度60~80℃, 关闭冷热挡板, 关闭密封风门, 保持磨热备用。

6 磨煤机运行期间应监视参数及堵煤迹象

1) 磨煤机出口温度、一次风压力;

2) 磨煤机入口一次风流量、入口一次风压、出入口差压;

3) 出现堵煤迹象时, 磨煤机本体差压增大, 电流增大, 入口一次风压上升, 出口风速下降, 严重时风量严重下降说明通风受阻。

参考文献

运行方式调整 篇6

宜昌供电公司110k V火烧坪变电站于2010年12月10日投入运行, 为新首钢集团提供生产、生活电源, 并为当地小水电提供上网通道。在近两年的运行过程中, 运行人员发现了不少不利于安全、经济运行的问题。首先、由于110k V火烧坪变电站地处偏远, 行程在4h以上, 在本站原有的单电源供电的运行方式下, 一旦发生电源线跳闸将引起全站失压, 而赶往现场的速度、运行人员的安全不能得到可靠的保障。再者、该站的用电负荷 (主要负荷为首钢一回) 一直太小, 主变负载率仅为0.2%, 主变损耗极大。如新首钢生产负荷不能立即提升, 长期以此方式运行将给公司造成极大的经济损失。诸多问题日益凸显, 使得一个更加合理且高效的运行方式成为了需要即刻面对的一个课题。

1 现状调查及分析

110k V火烧坪变电站原运行方式为:

110k V:长火线火51、火水线火55开关运行, 天火线火54开关热备用;

10k V:1#所变、首钢一回火703开关接7#母线运行;桃火线火803开关接8#母线冷备用;10k V分段火711开关运行;

#1主变 (火57、702开关) 运行, 110k V侧中性点火577地刀拉开。

此种运行方式下, 110k V长火线为本站唯一电源。然而从火烧坪变电站投运以来, 长火线共发生了6次线路故障, 其中3次造成火烧坪全站失压。由于从城区到火烧坪要4个多小时的车程, 发生全站失压后运行人员难以及时到达现场。且故障多发生于恶劣天气, 赶往途中也加大了运行人员人身的危险性。

另外, 该站主变压器容量为50MVA, 但其所带唯一负荷10k V首钢一回线一直用电负荷太小, 目前主变负载率仅为0.2%, 综合损耗高达25.15%之多, 为典型的“大马拉小车”, 对电网企业来说这是非常不经济的。

通过上述分析, 火烧坪变电站存在站内供电可靠性、线损率过大等问题。如何对站内运行方式进行调整, 成为了亟待解决的问题。

2 运行方式调整方案提出及确定

通过对电网及变电站接线方式的分析, 为提高火烧坪变电站运行的可靠性、安全性及至经济性, 我们建议采用以下运行方式:

110k V:长火线火51、火水线火55开关运行, 天火线火54开关热备用;

10k V:1#所变、首钢一回火703开关接7#母线运行;桃火线火803开关接8#母线运行;10k V分段火711开关运行;

#1主变 (火57、702开关) 热备用, 110k V侧中性点火577地刀推上。

此种方式是将火烧坪变电站按开关站方式运行, 火10k V7#、8#母线由10k V桃火线供电。

当110k V长火线跳闸时不会影响本站所用电及用户供电, 如10k V桃火线跳闸时, 会造成本站所用电及用户供电中断, 由于1#主变为热备用, 中性点地刀在推上位置, 监控中心此时可以遥控合上主变高、低压侧开关, 及时恢复本站站用电和用户的供电。当站用电恢复后, 再遥控拉开中性点地刀。

这样就可以大幅提高火烧坪变电站对用户及自身站用电供电的可靠性。同时兼顾了对主变损耗的考量, 从运行经济性的角度也建议将1#主变转备用, 由10k V桃火线带新首钢的用电负荷。

下表为烧坪变电站两种运行方式比较结果, 通过对两种运行方式下站内发生故障时对系统的影响进行对比分析可知, 主变热备用运行方式更有优势, 为此我们把此方案作为可行方案。

4 综合评价

4.1 可靠性

据向110k V桃山变电站了解, 今年10k V桃火线未发生过跳闸, 说明该条线路可靠性高于110k V长火线即使桃火线发生跳闸, 也可以通过遥控操作恢复1#主变运行, 从而保障10k V系统可靠性。即使桃火线发生跳闸, 也可以通过遥控操作恢复1#主变运行, 从而保障10k V系统可靠性。

4.2 安全性

10k V桃火线控制电流为300A, 且此种方式下为馈供方式无合环风险, 据统计首钢一回的历史最大负荷仅180A, 可见由桃火线带是安全的。

4.3 经济性

此种方式下, 将火烧坪1#主变转为热备用, 每月至少可节约主变损耗约2万度电, 供电经济性大为提高。

5 总结和展望

本文通过对火烧坪变电站运行方式调整, 在现有条件下, 既能保证各方面都适合电网安全的需要, 又能有效提高站内供电可靠性, 有效的节约人力成本, 同时降低了线损率, 取得了很好的经济效益。

接下来需要完善的工作:

1) 对10k V桃火线串代首钢一回线的保护定值进行核算, 并将桃火线火803开关保护停用;

2) 责成10k V桃火线线路维护部门做好相关维护工作;

调整锅炉运行以适应环保改造 篇7

中国是一个以燃煤为主的发展中国家, 能源构成以煤炭为主, 煤炭消耗量占一次性能源消费量的70%以上。随着经济的快速发展, 煤炭的消耗量不断加大, 因为燃烧所造成的大气污染也日渐严重, 氮氧化物 (NOX) 污染是室外大气污染物之一。因此“十二五”期间国家把NOx减排作为重要指标进行考核, 减排NOx对控制大气污染有着非常重要的现实意义。为积极响应国家政策, 满足新的环保排放标准, 绝大多数热电厂进行了锅炉低氮燃烧器的改造。

二、改造成效及带来问题

低氮燃烧器改造后, NOx降低效果显著, 但也随之带来了以下相关问题:一是升降负荷时主汽压力反应滞后, 在投CCS的情况下, 容易引起超温、超压, 负荷稳定时压力也不稳定;二是负荷响应能力差, 负荷速率最高只可设定10MW/min;三是运行中减温水量大, 主汽减温水量平均增加约50t/h, 再热器减温水量增加约2t/h;四是升降负荷过程中后屏过热器和末级再热器易超温, 而且超温幅度大;五是所有二次风门全部手动调节, 严重影响燃烧调整的及时性;六是低负荷再热汽温较低, 经过调整有一定提高, 但较改造前仍低10℃左右。以上问题严重威胁机组的安全稳定运行, 且经济性也很差, 不能满足运行要求, 而问题中的1、2、4条均为第5条问题导致。

三、解决方案

通过认真分析低氮燃烧器的燃烧原理和现场实际存在的问题, 在极短时间内找出其症结, 从运行培训管理、燃煤掺烧管理、燃烧优化和实现自动、指标竞赛制度、绩效管理、吹灰制度和运行分析制度等方面采取了一系列的措施, 并对相关制度重新进行了修定, 率先解决了低氮燃烧器改造后存在的全部问题, 保证了环保改造后机组的安全、经济、环保运行。以上措施的采取从管理角度更深一步讲, 具有实时性、高效性, 打破了火电厂习惯性的管理模式, 并具有较高的科技含量, 促进了运行管理水平的提高。

四、采取的措施

低氮燃烧器虽然仍是燃烧器, 但与原来的燃烧器原理差别较大, 因此分析实际运行存在的问题后, 采取了以下具体措施。

(一) 所有二次风门实现全自动跟踪调节。SOFA风门的自动完全是从无到有的创新性实现。

(二) 组织进行燃烧调整。

燃烧调整主要是针对低氮燃烧器的原理展开, 即炉膛出口NOx排放在满足设计的前提下, 增加主燃烧区域的风量, 尤其在升降负荷期间, 从而保证主燃烧区域煤粉的燃烧和水冷壁及其他受热面吸热比例的分配。具体措施是:一是适当减少燃尽区域的二次风量, 在满负荷由原来投入六层改为投入四层, 低负荷由原来的五层改为三层;二是提高大风箱差压, 从而增加了主燃烧器区域的送风量;三是调整燃尽风水平摆角, 解决烟温和汽温偏差;四是低负荷适当增加送风量, 达到提高再热汽温的目的;五是改变配煤掺烧方式, 解决负荷响应速度和防止锅炉受热面高温腐蚀的问题。

(三) 进行相关自动优化。

自动优化主要是送风自动、二次风门和燃尽风自动、CCS自动、一次风自动、磨煤机加载力与热风调门自动的优化。

(四) 进行风门开度调整。在升降负荷时采取瞬间增减主燃区二次风门开度的方法满足运行调整的要求。

(五) 改变煤种掺烧方式。

掺烧方式的改变主要是考虑机组的负荷调节能力。在掺烧时, 将热值高的煤种应用于A磨和F磨, A磨掺烧热值和挥发份较高的煤种有利于主汽压力的适时升高或降低, 增强机组的负荷适应能力, 应用于F磨主要是考虑挥发份较高的煤种易于快速燃尽, 避免产生还原性的CO, 导致高温腐蚀。

(六) 吹灰方式的优化。

低氮燃烧器实现了分级燃烧, 由于主燃烧区域风量的减小而导致整体炉膛温度降低, 从而减缓了水冷壁的结焦, 因此水冷壁吹灰由原来的每日两次改为一次, 烟道吹灰主要取决于空预器入口烟温和低温过热器出口汽温。

(七) 完善运行指标管理。

随着低氮燃烧器的改造和环保指标的严格要求, 为促进运行人员加强调整, 规范运行管理, 将炉膛出口NOx的浓度、喷氨量列入小指标竞赛;引风机耗电率加大得分比例, 通过规定提高了运行人员的调整水平, 保证低氮燃烧器等设备改造后锅炉的安全经济运行。

(八) 完善运行分析制度。

以前的运行分析基本是由专业或班组完成, 专业的分析仅有专业性, 而没有系统性。现在分析的内容是针对现场出现的综合性问题或涉及系统较为复杂且多个专业交错的内容进行分析, 每月必须进行一次。

(九) 完善绩效管理考核制度。

发电部的绩效管理主要是针对运行中存在的问题和事故的避免进行考核和奖励的。但随着电厂运行方式的调整和设备改造的进行, 有些需要完善, 于是借着本次环保改造的机会, 编制了机组运行调节性能 (Kp) 值的考核管理办法, 环保指标的考核管理办法, 根据现场实际修编了运行参数的考核管理办法。

五、具体成效

(一) 减少锅炉超温超压次数, 保证机组安全稳定运行。

经过一系列工作的开展, 超温超压次数明显减少, 有力保证了锅炉的安全稳定运行, 且运行中在负荷稳定的情况下压力趋于稳定。

(二) 提高了机组调节性能, 降低了煤耗。

因进行规范化管理和燃烧调整, 再热汽温平均提高了5.6℃, 可降低煤耗0.51g/kwh;通过优化吹灰方式, 全天可少进行吹灰62根次, 节约主蒸汽4.23吨, 可降低煤耗0.053g/kwh;经过燃烧调整, 主汽压可严格按照滑压曲线进行, 可提高主汽压0.17MPa, 煤耗降低0.28 g/kwh;减温水量降低52t/h, 可降低煤耗0.624g/kwh。综合考虑实际可降低煤耗1.467g/kwh, 全年单机按37亿kwh计算, 可节约标煤5427.9吨, 节约燃料费。

(三) 实现了燃烧调整的全自动。

像送风自动、CCS自动、一次风自动、磨煤机加载力与热风调门自动以前一直投运, 只是在低氮燃烧器改造后有针对性地进行了优化。而燃尽风门和二次风门的全部自动化, 与其他低氮燃烧器改造的电厂相比, 具有创新性和前瞻性, 为其他电厂自动的实现提供了依据。

(五) 创新性地规范了运行管理。

通过完善运行分析制度、绩效考核制度和指标竞赛制度, 规范了运行操作, 调动了大家的工作积极性。

六、结语

循环流化床锅炉运行调整研究 篇8

1.1 锅炉基本参数

额定蒸发量220 t/h,额定蒸汽温度485 ℃,额定蒸汽压力(表压)5.29 MPa,给水温度105 ℃,锅炉排烟温度137 ℃,锅炉设计热效率90.7%,燃料消耗量46.33 t/h。

设计燃料见表1。根据设计煤种的性质,考虑燃烧、循环的要求,对入炉煤的粒度提出分布要求,要求范围0 mm～8 mm,切割粒径d50=1.5 mm,小于200 μm的份额不大于20%,粒度大于6 mm的不大于10%。

用于炉内脱硫的石灰石的要求CaCO3含量大于92%。石灰石既用于脱硫又起循环物料作用,要求石灰石的入炉粒度范围在0 mm～1 mm。

1.2 锅炉整体布置

该锅炉为次高温次高压,单锅筒横置式,单炉膛,自然循环,全悬吊结构,全钢架∏形布置。锅炉运转层以上露天,运转层以下封闭,运转层标高8 m。

锅炉主要由炉膛、绝热旋风分离器、自平衡回料阀和尾部对流烟道组成。炉膛采用膜式水冷壁,锅炉中部是绝热旋风分离器,尾部竖井烟道布置两级三组对流过热器,过热器下方布置两组光管省煤器及一、二次风各两组空气预热器。给煤机将煤送入落煤管进入炉膛,锅炉燃烧所需空气分别由一、二次风机提供。一次风机送出的空气经一次风空气预热器预热后由左右两侧风道引入水冷风室,通过水冷布风板上的风帽进入燃烧室;二次风机送出的风经二次风空气预热器预热后,通过分布在炉膛前后墙上的喷口喷入炉膛,补充空气加强扰动与混合。燃料和空气在炉膛内流化状态下掺混燃烧,并与受热面进行热交换。夹带大量物料的烟气经炉膛出口进入绝热旋风分离器之后,绝大部分物料被分离出来,经返料器返回炉膛,实现循环燃烧。分离后的烟气经转向室、高温过热器、低温过热器、省煤器、一、二次风空气预热器由尾部烟道排出。由于采用了循环流化床燃烧方式,通过向炉内添加石灰石,能显著降低烟气中SO2的排放,采用低温和空气分级供风的燃烧技术能够显著抑制NOx的生成。

1.3 锅炉基本尺寸

炉膛宽度10 700 mm,炉膛深度5 400 mm,炉膛顶棚管标高35 837 mm,锅炉顶板标高42 300 mm,布风板标高5 200 mm,锅炉宽度21 300 mm,锅炉深度23 100 mm。

1.4 风机选型

经过压力修正,压力和流量均留有20%余量,一次风机QAG- 6C-20.5F,二次风机QAG- 6A-17F,引风机QAY-5-24.5F,罗茨风机JTS200。采用两级环锤式破碎机,出料粒度不大于12 mm;尾部烟气净化采用布袋式除尘器,除尘效率不小于99.8%。

2220 t/h循环流化床锅炉的调整

该炉2008年12月开始调试运行,在烘煮炉及前期低负荷调试过程中,出现了主蒸汽温度偏低、排烟温度偏高的问题。锅炉实际使用煤种为烟煤+造气炉渣,造气炉渣比例一般在20%左右,表2为典型入炉煤取样化验结果。锅炉运行初期的运行参数见表3。

由上述参数可知,运行工况不正常。分析是由于锅炉尾部过热器、省煤器受热面积灰严重造成的。虽然锅炉尾部烟道装设激波吹灰器,而吹灰效果很不理想,不能有效清除积灰,导致主蒸汽温度偏低、排烟温度偏高。

针对上述问题,将原有的激波吹灰器改为蒸汽吹灰器,其参数如下:

名称/型号:伸缩式蒸汽吹灰器/C304C 5.5(3.7) m;位置/数量:过热器/10(省煤器/6);推进(旋转)速度:2 190 mm/min(19 r/min);吹灰蒸汽压力(温度):1.3 MPa～2.0 MPa(≤350 ℃);单个吹灰器蒸汽耗量:50 kg/min～100 kg/min;吹灰频率1次/24 h。

吹灰汽源取自自用蒸汽接口,经过减温减压器后,吹灰器蒸汽压力降至1.5 MPa～1.8 MPa。蒸汽吹灰器于2009年3月25日15:25投运,锅炉运行负荷在170 t/h～200 t/h之间,主蒸汽温度从吹灰前376 ℃上升至485 ℃,减温水量由0 t/h增加至13 t/h,排烟温度从145 ℃下降至115 ℃,吹灰效果显著。锅炉运行趋于正常,见表4。典型的减温水变化见图1。减温水量与吹灰与否密切相关,同时,与负荷有关,见图2。在此过程中,主蒸汽基本控制在483 ℃左右,见图3。

在吹灰器每天吹一次的条件下,排烟温度的变化见图4。经过跟踪运行,确认合理的吹灰时间及频率,优化运行操作,最终确认每班(8 h)吹扫一次,每次约25 min,效果最佳。吹灰器投运后,锅炉运行正常。对入炉煤、底渣和飞灰取样进行分析,2009年3月11日入炉煤热值15 800 kJ/kg,底渣含碳量2%,飞灰含碳量9%;2009年3月12日入炉煤热值16 729 kJ/kg,底渣含碳量2.2%,飞灰含碳量10.3%。结果比较合理。

根据数据,可得到不同烟气流速下的灰污系数,见图5。考虑烟气流速的影响:不同烟气下的灰污系数与设计取定的灰污系数之比k是烟气流速的函数:

$\epsilon =\frac{1}{{\rm K}}-\frac{1}{{\rm K}{}_0}$ (1)

根据运行参数,可以得到k的表达式:

k=1+exp(6.8-wy) (2)

3结论和建议

通过对流化床锅炉运行调整研究,可看出流化床锅炉有自己独有的特点。

1)循环流化床锅炉的煤种适应性非常好,可燃烧煤矸石在内的各种劣质燃料。但燃料的灰分含量不宜变化过大,否则在受热面布置不变的条件下,将产生设计与实际的偏差。

2)煤粉炉、鼓泡床炉及层燃炉均有统一的热力计算标准,灰污染系数有成熟的经验和计算数值,而循环流化床锅炉热力计算,依自己的经验选取污染系数往往低于实际污染系数,对流受热面的积灰使排烟温度偏高。建议设计时热力计算中的灰污染系数应考虑燃料的灰分和分离器的性能选取。

3)烟气流速对对流受热面的灰污系数有着重要影响。烟速偏低将导致积灰严重,在分离器性能比较好的条件下,尾部受热面的防磨已不是主要问题,而重点应转移到解决积灰问题上,设计时应适当提高尾部受热面的烟气流速。

4)不同烟气下灰污系数与设计取定灰污系数之比k是烟气流速的函数,本文根据运行数据得到了k的表达式:

k=1+exp(6.8-wy)。

资态与方式的调整 篇9

布什政府的对外政策正在发生着一些变化，从原来的强硬与顽固出现某种程度的缓和与灵活。对此，国际舆论有三种解释：一是“学习论”。认为布什正在不断地学习，虽学业远未完成，而且速度不是很快，不过，布什政府新近的一些政策变化表明，确实学有所得：如一旦发现原来强硬、单边主义的政策遇到巨大阻力，他就不得不想办法改正，如同克林顿执政时的初期情形。二是“对外政策的回旋余地不大论”或曰“回归论”。认为布什政府从美国的长远利益出发，在与盟国以及其他大国打交道时对外政策形式上会很不同，但本质变化不大。三是“与前任不同论”。认为布什现在的一些对外政策变化只是局部的调整，基本方向未变，仍然在追求与过去八年克林顿政府不同的政策。

此三种判断国内国际问题研究界都存在，见仁见智，都不无道理，而笔者倾向于第三种看法。

形变实不变

我认为，布什在对盟国、对俄罗斯与中国、对朝鲜的政策由于受到国内外的反对，开始进行调整，这是毫无疑问的，但这种调整还不是实质性的，而是策略性的变化，或者是一种方式的转变。

如在环境问题上，布什的立场惹起众怒，美国国家安全事务顾问赖斯立即为布什找台阶，说美国还是重视全球变暖趋势的，只是要重新谈判一个新的气候框架，以替代现在的《京都议定书》。口气变缓，但骨子里推翻《京都议定书》的立场未变。

再看中国问题，当前从总统到赖斯，从贸易代表到助理国务卿，似乎更强调美国与中国关系的“建设性”的一面，说在贸易关系上中国是美国的“伙伴”，美国支持中国尽早加入世贸组织。国务卿鲍威尔7月访问了北京，布什10月也将参加上海APEC峰会并访问中国。这些言谈举止，明显缓和了原先对中国的强硬立场以及由此引起的亚太地区的紧张空气。但美国并没有说中美两国关系在经历了一些冲突后获得了实质性改善，也没有改变在非经济领域中国是美国的“竞争对手”的说法。

在关键的导弹防御系统问题上，美国现在只是说要与盟国进一步协商，但只是“劝说”盟国，并没有听从盟国的逆耳忠言的意思。布什访问欧洲，仍然强调北约军事现代化，仍然以对付“流氓国家”来恫吓欧洲人。在美国看来，只要导弹防御计划上马，北约就军事现代化了，欧洲也因此继续得到美国的保护。总之，说由你说，我还是老主意。

不过，布什当局确实也在一些对外政策上变化幅度不小。比如，在对待朝鲜问题上，6月7日美国宣布不设定先决条件地恢复与朝鲜的对话。实际上，布什在朝鲜问题上白浪费了半年时间，而让欧盟、俄罗斯等抢在前面加强了与朝鲜的关系。实际上，即使是这个变化，也是策略性的调整，不是继续克林顿的路线。布什做这个姿态是给他的欧洲同行看的，因为欧洲国家多次对布什的对朝政策表示不满，认为布什应先考虑外交途径解决问题，而不要动不动就诉诸大棒，放弃克林顿政府后期对朝鲜接触的成果。美国对俄罗斯的政策也在调整，一个基本的思路是尽可能给俄罗斯好处，换取俄在导弹防御系统问题上的让步。

变是为不变服务的

布什当局的思维是一个全盘的冷战思维，如同国际大投机家索罗斯最近批评的那样，“美国新政府打算回到冷战时代：太空导弹防御系统应处于美国的控制下。格言是：我们想保卫我们想保卫的东西，我们不保卫我们不想保卫的东西。这恰恰是老的军事方针”。原因其实很简单，布什当局那么偏爱冷战逻辑，是因为它代表的是共和党中少数利益集团的利益，这些掌了权的利益集团只有发起新冷战、找到新威胁（比如来自“流氓国家”与中国、俄罗斯的威胁）才能使其新的经济军事化计划获得充分依据，他们才能从中渔利。

美国政治学家亨廷顿前几年就说过，美国国家利益在空洞化，其中主要原因是美国形形色色的利益集团在起着空前的作用，两党政治已经不是美国政治生态的全部内容，甚至两党本身也都分属于各种利益集团。在美国社会日益分化的今天，确实很难有严格意义代表所谓“美国利益”的政府。所以，那种认为布什的对外政策与克林顿的对外政策差别不会很大，布什现在正在回归克林顿时代的许多做法的看法，未免太低估布什政府代表的利益集团与克林顿政府的差别！

一般地讲，美国对外政策的回旋余地确实不大，但却存在着多种选择的版本。比如，在单边主义与多边主义的关系上，在如何对待美国军事力量与外交力量的关系上，在如何看待外部世界的威胁与美国安全利益上，在如何看待美国的世界地位、美国在世界上应扮演何种角色上，都可以有相当不同的观点与政策结论。美国国内在过去几年已经为此争论不休，今后可能还要争论下去，这些将为布什当局的对外政策选择提供更多可能。所以，不能简单地从抽象的美国总体利益出发，得出布什的政策将与克林顿差别不大的结论。

确实，存在学习过程的问题，布什政府现在调整其对外政策方式与策略的做法本身就说明这点，但学习的最终目的不是回归到克林顿时代去，而是为了在对外政策上有实质性突破。如在部署导弹防御系统上，美国寻求盟国的理解、支持就是为了最后在这个问题上化解外交障碍。

复杂用户热力站运行情况分析及调整 篇10

1 详细了解信息

1) 对该小区的供热情况进行了解。具体情况为:三座楼均为普通暖气片采暖, 建筑形式为节能建筑。其中A号楼楼内不分区, 地下室安装有循环加压泵及回水减压系统, 加压泵的技术参数为P=7.5 k W, Q=43.5 m3/h, H=38 m, 加压泵为两台, 一用一备;加压泵采用变频控制, 设定运行频率48 Hz, 加压泵出入口压差0.2 MPa;B号楼无循环加压装置, 楼内不分区, 为热力站直供系统;C号楼楼内分高、低区, 低区为1层~14层, 高区为15层~31层, 低区为热力站直供, 高区在地下室安装有循环加压泵及回水减压系统, 加压泵的参数为P=15 k W, Q=50 m3/h, H=50 m, 加压泵为两台, 一用一备, 加压泵采用变频控制, 设定运行频率48 Hz, 加压泵出入口压差0.3 MPa。热力站运行初期的循环泵运行频率为39 Hz。用户加压泵系统无人管理, 运行期间均设定为固定频率, 不做调整。用户楼内循环加压装置及回水减压装置系统示意图见图1。2) 进行基本的调整。运行过程中, 工作人员尝试通过循环泵的变频进行调整至35 Hz及以下去降低消耗, 当频率低于35 Hz, C号楼的顶层用户反映家中无暖气, 确定为压力不足, 系统高点出现倒空现象, 可见单纯通过调整无法保证供热质量, 满足降耗要求。

2 运行情况分析

2.1 现阶段实际运行流量

根据运行经验, 二次网的循环流量单位供热面积 (万m2) 为20 t~25 t, 一般选取22 t, 该小区8.35万m2需要的循环流量为Q1=8.35×22=183.7 t/h。现热力站循环泵额定流量为Q=346 m3/h, 由相似定律 (循环频率与转速成正比关系) , 可得实际循环流量为346× (39/50) =270 t, 可以满足系统循环运行的要求。

2.2 扬程

补水泵扬程H=50 m, 根据相似定律, 计算循环泵可提供的扬程为60× (39/50) × (39/50) =36.5 m, 实际循环泵前后压力为0.45 MPa, 0.8 MPa, 与理论值基本一致。层高按照3 m进行计算, A号楼的高度为25×3=75 m, B号楼的高度为11×3=33 m, C号楼的高区高度为31×3=93 m, 低区高度为14×3=42 m。热力站内及用户系统考虑损失均为5 m水头, 用户系统考虑损失为3 m水头, 用户系统扬程余量考虑5 m水头。为保证系统不超压、不倒空, 则减压阀必须控制阀前用户侧压力, A号楼0.75+0.05=0.8 MPa, C号楼0.93+0.05=0.98 MPa, 加压泵出口压力最低为A号楼0.8+0.03+0.05=0.88 MPa, C号楼0.98+0.03+0.05=1.06 MPa, 阀后回热力站压力控制略高于热力站总回水压力。

2.3 承压能力

正常暖气片的理论设计承压能力0.4 MPa, 经查相关产品的说明, 钢暖气的承压能力可达到1.0 MPa以上, A号楼底层用户承压0.88 MPa, B号底层用户承受热力站供水压力, C号楼底层用户承受热力站供水压力, 15层楼用户承受的压力为1.08-0.03×14=0.66 MPa, 则A号楼底层用户承压最大, 经走访用户, 以往的运行中, 未出现由于运行超压导致的暖气片爆管情况, 可见承压能力可满足要求。

3 理论计算调整

通过分析可见现有的运行模式可以满足用户的供热要求, 但流量数据明显偏大, 导致电耗增加, 在运行过程中, 循环泵起到弥补压力不足的效果。如果能通过流量数据进行计算, 并使其余数据满足运行要求, 则可相应的降低消耗。1) 用户系统运行所需要的循环流量。根据以上计算数据为183.7 t/h, 倒推得到的循环泵需要的运行频率为 (183.7/346) ×50=27 Hz。2) 当变频器设定为27 Hz时, 循环泵可提供的扬程为 (27/50) 2×50=15 m, 满足热力站站内、管网及用户楼内损失要求的13 m的要求, A号楼满足运行要求需要的系统供水侧压为:0.98-0.2-0.15=0.63 MPa。C号楼满足运行要求需要的系统定压压力:1.08-0.3-0.15=0.63 MPa。通过计算发现, 在循环泵的运行频率为27 Hz的条件下, 仅有回水压力定压无法满足要求, 因此需要调整补水泵的扬程至0.63 MPa以上。

4 设备调整及效果

工作人员将原补水泵更换为参数P=5.5 k W, Q=5.9 m3/h, H=70 m。更换后热力站循环泵频率29 Hz, 二次网进出热力站的压力为0.8/0.65, 用户系统运行状况好, 电耗满足要求。同时, 用户系统也可将加压泵的参数进行相应的调整。

5 在实际运行中, 对存在加压泵的系统需要注意事项

1) 补水泵在热网系统中起到定压作用, 循环泵起到克服循环阻力作用, 若由循环泵去弥补补水泵的扬程不足, 将增加运行费用。2) 应调整好减压阀的出口压力, 保证阀前系统满水及阀后压力稳定。3) 现代多层及高层建筑虽均为中空玻璃、保温板, 但由于采用大面积的落地窗, 在白天提供充足采光的同时, 也增加了夜间的热耗, 需较地暖及节能建筑供热标准适当提高出口参数。4) 地暖系统加装的过滤装置较多, 一般在热力站、入楼管及入户管均有安装, 增加了系统运行阻力, 影响了供热循环效果, 在运行两个采暖季、经过几次清理后, 可考虑拆除入楼管及入户管滤网, 仅通过热力站系统的过滤器进行过滤即可。5) 加压系统应在停热期间进行正常的检修保养, 若长期不保养, 可能导致加压泵的运行参数远低于额定计算参数。6) 高点排气, 由于热力站的定压不能满足系统满水, 现代的高层地暖系统立管多为双管系统, 易集气, 虽安装有自动排气装置, 也需要定期进行检查, 待加压泵启动后需要进行系统的排气。7) 热力站二次网系统运行需要采用压差控制变频循环泵系统, 当用户系统的加压泵故障停电时, 不至于造成系统的超压, 杜绝由于系统超压造成的暖气爆管情况。

参考文献

[1]贺平, 孙刚, 王飞, 等.供热工程[M].第4版.北京:中国建筑工业出版社, 2009.