CN101430345A - 火电厂脱硫上网电量的计算方法 - Google Patents

Abstract

一种火电厂脱硫上网电量的计算方法，涉及自动化控制技术领域；所要解决的是火电厂脱硫上网电量的计算技术问题；该计算方法的步骤如下：1)SO₂量＝SO₂浓度×烟气量；2)计算脱硫效率；3)根据计算量判断是否为有效脱硫；4)计算无效脱硫电量，处于无效脱硫状态的机组的上网电量定义为无效脱硫电量；电能量计费系统以每N分钟间隔采集电量数据，采用以上公式计算每N分钟内的无效脱硫电量；5)计算上网脱硫电量，上网脱硫电量＝总电量－无效脱硫电量。本发明具有能推进脱硫工作的规范化、市场化、法律化的特点。

Description

火电厂脱硫上网电量的计算方法

技术领域

本发明涉及自动化控制技术，特别涉及一种用于火电厂脱硫上网电量计算方法的实现技术。

背景技术

我国是以燃煤为主的国家，据统计，1995年煤炭消耗量为12.8亿吨，且呈逐年递增趋势，二氧化硫的排放量达2370万吨，超过美国2100万吨的排放量，成为世界二氧化硫排放第一大国。目前全国62％以上的城市SO2浓度超过国家环境质量二级标准，占全国面积40％左右的地区受到SO2大量排放引起的酸雨污染，因此控制SO2的污染势在必行。

1996年我国颁布的新《大气污染防治法》针对我国酸雨和SO2污染日趋加重的情况，规定对已经产生和可能产生酸雨的地区和其他SO2污染严重地区划定酸雨控制区或者SO2控制区，控制区内新建的不能燃用低硫煤的火电厂和其他大中型企业必须配套建设脱硫和除尘装置，或者采用相应控制SO2的措施；已建成的不能燃用低硫煤的企业应采取控制SO2排放和除尘措施。国家环保局要求在两控区内，要把治理措施作为当地规划的重点内容。

目前，国内外应用的SO2的控制途径有三种：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫(即烟气脱硫)。其中，烟气脱硫(FGD即Flue Gas Desulfuration)是目前世界唯一大规模商业化应用的脱硫方式，是控制SO2污染和酸雨的主要技术手段。

全世界已有15个国家和地区应用了FGD装置，其设备总装机容量相当于2-2.5亿Kw，每年去除SO21000万吨。据统计，1992年，全球安装了FGD装置646套，其中美国占55.3％，德国占26.4％，日本占8.6％，其余国家占9.7％。由于上述三国大规模应用FGD装置，且成效显著，虽然近年三国电站的装机容量不断增加，但SO2排放总量却逐年减少。

在我国，节能减排，降低单位GDP能耗，形成节约、环保型经济发展模式是国家“十一五”规划的战略目标。根据国家相关标准，减少火力发电厂的污染排放量是贯彻节能减排方针的重要途径。在火力发电厂新建脱硫系统，可大大改善电厂污染排放量，是目前火电厂实现环保运行的主要手段。

随着火电厂脱硫系统的建设和投运，凸现了一些新的问题。首先是火电厂自身缺乏脱硫系统投入运营的积极性。其次电网公司缺乏脱硫系统运行监视、评估的技术手段，不能形成闭环反馈从而促进火电厂脱硫系统运行的有效控制。最后电网公司和火电厂之间不能进行脱硫时段上网电量的核算，从而极大地阻碍了脱硫系统的市场化运营。

发明内容

针对上述现有技术中存在的缺陷，本发明所要解决的技术问题是提供一种能推进脱硫工作的规范化、市场化、法律化的火电厂脱硫上网电量的计算方法。

为了解决上述技术问题，本发明所提供的一种火电厂脱硫上网电量的计算方法，其特征在于，步骤如下：

1)计算SO₂量，SO₂量＝SO₂浓度(mg/Nm³)×烟气量(Nm³/h)，SO₂浓度和烟气量由SCADA系统采集得到；

2)计算脱硫效率，

$\mathrm{\η}=\frac{C_{S02-\mathrm{rawgas}}-C_{S02-\mathrm{cleangas}}}{C_{S02-\mathrm{rawgas}}}\×100\%,$

其中：

C_SO2-rawgas—折算到标准状态、干基、6％ O₂下的原烟气中的SO₂浓度

C_SO2-cleangas—折算到标准状态、干基、6％ O₂下的净烟气中的SO₂浓度；

3)根据计算量判断是否为有效脱硫，有效脱硫的指标为：

a)脱硫效率介于80％～100％；

b)脱硫装置的脱硫总量大于脱硫装置设计总量的70％；

c)脱硫装置出口SO₂浓度小于1200mg/m³；

当旁路烟气挡板关闭时，a)与b)两个指标同时满足即判定机组脱硫运行参数合格；当旁路烟气挡板打开时，a)与b)、c)三个指标同时满足即判定机组脱硫运行参数合格；

4)计算无效脱硫电量，处于无效脱硫状态的机组的上网电量定义为无效脱硫电量；电能量计费系统以每N分钟间隔采集电量数据，采用以下公式计算每N分钟内的无效脱硫电量：

$D=\frac{\underset{\mathrm{ti}}{\mathrm{\Σ}}{\∫}_0^{\mathrm{ti}}{P1}_t\mathrm{dt}}{{\∫}_0^N{P}_t\mathrm{dt}}\×E_N$

其中：

P1_t——由数据处理得到的机组处于无效脱硫状态时的瞬时功率；

P_t——从脱硫RTU采集到的机组瞬时功率；

t_i——机组处于无效脱硫状态的持续时间；

E₁₅——从电能量计费系统获取的机组每N分钟电量；

实际系统实现中对火电厂有功SCADA(supervisory control and dataacquisition，数据采集监控)采集数据进行积分处理得到每N分钟电量；通过公式处理获得有效脱硫状态下的的瞬时功率，并对此功率值进行积分处理获得每N分钟无效脱硫电量，然后从电能量计费系统获取电厂N分钟总电量，通过上述公式获得无效脱硫电量；

由于SCADA数据不能作为计量标准，所以SCADA数据只是计算出无效脱硫电量在总时段电量中所占比重，由于数据来源一致，因此可以消除系统误差；利用这个比重量再和电能量系统获得的精确电量数据相结合从而获得比较精确的无效脱硫电量；

5)计算上网脱硫电量，上网脱硫电量＝总电量-无效脱硫电量。

进一步的，所述步骤4)中，N分钟为15分钟。

利用本发明提供的火电厂脱硫上网电量的计算方法，为电网公司和火电厂之间建立一个脱硫系统运行管理的闭环反馈信息通道提供了可能。有利于规范并网火电厂的脱硫管理和购售电合同管理，为政府职能部门提供污染物排放统计数据和监管依据，对改善大气质量、保护生态环境将发挥积极作用。电网公司、火电厂可实时获取脱硫系统运行工况、有效性以及电量核算，利用本发明首先是火电厂自身提高了脱硫系统投入运营的积极性；其次电网公司解决了脱硫系统运行监视、评估的技术问题，以形成闭环反馈从而促进火电厂脱硫系统运行的有效控制；最后电网公司和火电厂之间能进行脱硫时段上网电量的核算，从而极大地促进了脱硫系统的市场化运营；同时也对推进脱硫工作的规范化、市场化、法律化提供了技术支撑。

以一台30万千瓦的发电机组为例，按照每日有效脱硫时间95.3％、平均负荷率86.7％计算，将产生二氧化硫9.1万千克，脱硫后二氧化硫的排放量仅为0.4-0.5万千克，可减少了8.6万千克的二氧化硫排放量。而脱硫信息监测系统的投运将促使各并网火电厂按照国家规定投入脱硫系统，确保单台燃煤机组的二氧化硫排放浓度满足国家环保标准。

附图说明

图1是本发明所涉及到的火电厂脱硫运行工况示意图；

图2是本发明的火电厂上网脱硫电量计算方法的流程图。

具体实施方式

以下结合附图说明对本发明的实施例作进一步详细描述，但本实施例并不用于限制本发明，凡是采用本发明的相似方法及其相似变化，均应列入本发明的保护范围。

如图2所示，本发明实施例所提供的一种火电厂脱硫上网电量的计算方法，即利用SCADA(supervisory control and data acquisition，数据采集监控)系统采集的脱硫运行工况数据来计算火电厂有效脱硫上网电量的方法，该方法的实现过程如下；

1)计算SO₂量，SO₂量＝SO₂浓度(mg/Nm³)×烟气量(Nm³/h)，SO₂浓度和烟气量由SCADA系统采集得到。

2)计算脱硫效率，

$\mathrm{\η}=\frac{C_{S02-\mathrm{rawgas}}-C_{S02-\mathrm{cleangas}}}{C_{S02-\mathrm{rawgas}}}\×100\%,$

其中：

C_SO2-rawgas—折算到标准状态、干基、6％ O₂下的原烟气中的SO₂浓度

C_SO2-cleangas—折算到标准状态、干基、6％ O₂下的净烟气中的SO₂浓度

3)根据计算量判断是否为有效脱硫。有效脱硫的指标为：

a)脱硫效率介于80％～100％。

b)脱硫装置的脱硫总量大于脱硫装置设计总量的70％。

c)脱硫装置出口SO₂浓度小于1200mg/m³。

当旁路烟气挡板关闭时，a)与b)两个指标同时满足即判定机组脱硫运行参数合格；当旁路烟气挡板打开时，a)与b)、c)三个指标同时满足即判定机组脱硫运行参数合格。

4)计算无效脱硫电量，处于无效脱硫状态的机组的上网电量定义为无效脱硫电量。电能量计费系统以每15分钟间隔采集电量数据，采用以下公式计算每15分钟内的无效脱硫电量：

$D=\frac{\underset{\mathrm{ti}}{\mathrm{\Σ}}{\∫}_0^{\mathrm{ti}}{P1}_t\mathrm{dt}}{{\∫}_0^{15}{P}_t\mathrm{dt}}\×E_{15}$

其中：

P1_t——由数据处理得到的机组处于无效脱硫状态时的瞬时功率

P_t——从脱硫RTU采集到的机组瞬时功率

t_i——机组处于无效脱硫状态的持续时间

E₁₅——从电能量计费系统获取的机组每15分钟电量

实际系统实现中对火电厂有功SCADA采集数据进行积分处理得到每15分钟电量；通过公式处理获得有效脱硫状态下的的瞬时功率，并对此功率值进行积分处理获得每15分钟无效脱硫电量，然后从电能量计费系统获取电厂15分钟总电量，通过上述公式获得无效脱硫电量。

由于SCADA数据不能作为计量标准，所以SCADA数据只是计算出无效脱硫电量在总时段电量中所占比重，由于数据来源一致，因此可以消除系统误差。利用这个比重量再和电能量系统获得的精确电量数据相结合从而获得比较精确的无效脱硫电量。

5)计算上网脱硫电量，上网脱硫电量＝总电量-无效脱硫电量。

本发明实施例的电网利用SCADA采集系统和电能量系统协同实现火电厂上网脱硫电量的计算。

如图1所示，为火电厂脱硫工况。烟气经入口烟气挡板、烟气加热器，至脱硫岛(脱硫系统)，再经烟气加热器、出口烟气挡板，至烟囱出口，在烟气进口与烟囱出口之间设有旁路烟气挡板；需要采集的脱硫信息包括以下内容：

1开关量：

1)旁路烟气挡板状态；

2)入口烟气挡板状态；

3)出口烟气挡板状态；

4)脱硫系统总有功功率；

5)脱硫系统总无功功率

2模拟量：

进口烟气挡板前即：

1)机组进口烟气挡板前的二氧化硫浓度；

2)机组进口烟气挡板前的烟尘浓度

3)机组进口烟气挡板前的烟气流量；

4)机组进口烟气挡板前的烟气含氧量；

出口烟气挡板前即：

1)脱硫后出口烟气挡板的二氧化硫浓度；

2)脱硫后出口烟气挡板的氮氧化合物浓度；

3)脱硫后出口烟气挡板的烟尘浓度

4)脱硫后出口烟气挡板的烟气流量；

5)脱硫后出口烟气挡板的烟气含氧量；

6)脱硫后出口烟气挡板的脱硫效率；

脱硫公用出口(主烟囱处)：

1)烟囱出口二氧化硫浓度；

2)烟囱出口氮氧化合物浓度；

3)烟囱出口烟尘浓度

4)烟囱出口烟气流量；

5)烟囱出口烟气含氧量；

3电能计量信息：

1)单台机组变压器(发变组)高压侧出口的有功功率电量、无功功率电量；

2)单台机组变压器(发变组)高压侧出口的有功功率行度、无功功率行度。

以上实施例很好地为贵州电网解决了火电厂有效脱硫电量和无效脱硫电量的上网价格不一样的问题。

Claims (2)

1、一种火电厂脱硫上网电量的计算方法，其特征在于，步骤如下：

1)计算SO₂量，SO₂量＝SO₂浓度(mg/Nm³)×烟气量(Nm³/h)，SO₂浓度和烟气量由SCADA系统采集得到；

2)计算脱硫效率， $\mathrm{\η}=\frac{C_{S02-\mathrm{rawgas}}-C_{S02-\mathrm{cleangas}}}{C_{S02-\mathrm{rawgas}}}\×100\%,$ 其中：

C_SO2-rawgas—折算到标准状态、干基、6％ O₂下的原烟气中的SO₂浓度

C_SO2-cleangas—折算到标准状态、干基、6％ O₂下的净烟气中的SO₂浓度；

3)根据计算量判断是否为有效脱硫，有效脱硫的指标为：

a)脱硫效率介于80％～100％；

b)脱硫装置的脱硫总量大于脱硫装置设计总量的70％；

c)脱硫装置出口SO₂浓度小于1200mg/m³；

当旁路烟气挡板关闭时，a)与b)两个指标同时满足即判定机组脱硫运行参数合格；当旁路烟气挡板打开时，a)与b)、c)三个指标同时满足即判定机组脱硫运行参数合格；

4)计算无效脱硫电量，处于无效脱硫状态的机组的上网电量定义为无效脱硫电量；电能量计费系统以每N分钟间隔采集电量数据，采用以下公式计算每N分钟内的无效脱硫电量：

$D=\frac{\underset{\mathrm{ti}}{\mathrm{\Σ}}{\∫}_0^{\mathrm{ti}}{P1}_t\mathrm{dt}}{{\∫}_0^N{P}_t\mathrm{dt}}\×E_N$

其中：

P1_t——由数据处理得到的机组处于无效脱硫状态时的瞬时功率；

P_t——从脱硫RTU采集到的机组瞬时功率；

t_i——机组处于无效脱硫状态的持续时间；

E₁₅——从电能量计费系统获取的机组每N分钟电量；

实际系统实现中对火电厂有功SCADA采集数据进行积分处理得到每N分钟电量；通过公式处理获得有效脱硫状态下的的瞬时功率，并对此功率值进行积分处理获得每N分钟无效脱硫电量，然后从电能量计费系统获取电厂N分钟总电量，通过上述公式获得无效脱硫电量；

5)计算上网脱硫电量，上网脱硫电量＝总电量-无效脱硫电量。

2、根据权利要求1所述的火电厂脱硫上网电量的计算方法，其特征在于，所述步骤4)中，N分钟为15分钟。

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