等离子点火的关键问题（精选7篇）
等离子点火的关键问题 篇1
国电东胜热电厂等离子体点火启动经验介
绍
摘 要：介绍国电东胜锅炉、磨煤机、等离子体点火、燃料特点，分析等离子体点火在国电东胜公司成功应用情况，分别从等离子体点火影响因素、点火控制参数、等离子体着火特点、运行控制策略、运行工况等方面分析了等离子体燃烧器的运行特性及存在问题，对今后推广等离子体点火启动技术的应用有借鉴作用。
关键词：等离子体煤粉细度液压加载
国电东胜发电有限公司（以下简称东胜公司）锅炉系上海锅炉厂制造的亚临界压力参数、自然循环汽包炉，单炉膛、一次中间再热、燃烧器摆动调温、平衡通风、四角切向燃烧、紧身封闭、固态排渣煤粉炉。锅炉燃用东胜本地烟煤。锅炉的制粉系统采用冷一次风机、正压直吹式制粉系统，配置5台液压变加载中速磨煤机。锅炉启动点火系统采用烟台龙源——DLZ-200型等离子体煤粉燃烧器，配有2层等离子体点火系统，配置在A、B层燃烧器上，无燃油系统。
磨煤机选型为：ZGM95G型中速、液压变加载、辊盘式磨煤机,出力10~46t/h。该型磨煤机特点适合低煤量长时间运行，主要原因：磨煤机加载压力可以较大范围变化调
整，以保持对煤种、煤量的适应性。
等离子体煤粉燃烧器选型为烟台龙源电力技术股份有限公司的DLZ-200型等离子体煤粉燃烧器，采用直流空气等离子体做为点火源，可直接引燃煤粉，实现锅炉的冷态启动。该系统主要有以下几部分组成：
等离子体发生器——产生电功率
为50～150kW的空气等离子体； 直流电源柜（含整流变压器）——
用于将三相380V电源整流成直流电，用于产生等离子体； 等离子体煤粉燃烧器——用于与
等离子体发生器配套使用，以引燃烧煤粉；
等离子体点火机理：
本装置利用直流电流（280~350A）在一定介质气压的条件下接触引弧，并在强磁场下获得稳定功率的直流空气等离子体，该等离子体在燃烧器的一次燃烧筒中形成T＞5000K的梯度极的局部高温区，煤粉颗粒通过该等离子体“火核”受到高温作用，并在10-
3秒内迅速释放出挥发物，迅速燃烧。原煤主要来自内蒙古东胜周边地区，燃煤水份大，挥发份高，易着火，易磨制。两年来累计启动15次，低负荷稳燃56次（负荷低于120MW），锅炉灭火后恢复3次（未统计），等离子体在上述事件发生时，其应用特点：
经济：采用等离子体点火技术，2008年
至2009年全年使用等离子体点火系统耗时329小时，阴极头更换6次。若使
用柴油，平均每小时耗油4t/h，则消耗柴油1316t。两者比较，其维护费仅是使用柴油费用的10%以下，对于电厂，其经济费用节省是相当可观的； 环保：由于点火时不燃用油品，电除尘
装置可以在点火初期投入，因此，减少了点火初期排放大量烟尘对环境的污染；另外，电厂采用单一燃料后，减少了油品的运输和储存环节，亦改善了电
厂的环境；
简单：电厂采用单一燃料运行，简化了
系统，简化了运行方式；
安全：取消炉前燃油系统，也自然避免
了经常由于燃油系统造成的各种事故； 升温、升压更易于控制：由于在升温、升压阶段，采取单一燃料、能维持少煤量长时间运行，其升温、升压平稳，过热器、再热器未使用喷水减温，从而有效防止了蒸汽温度大幅波动。1影响等离子体点火启动的因素： 1.1）载体风压力：
根据上述载体风压力分析：等离子体在点火阶段对载体风压力要求较苛刻，5~7kPa之间。在锅炉运行中，A、B层等离子体四角燃烧器载体风压力是不完全一致，同时各角一次风速、煤粉浓度都是不均匀的，造成锅炉点火初期，各角着火效果有好有坏，此时若等离子体载体风压力发生波动，会导致个别等离子体燃烧器着火效果差存在局部煤粉爆燃隐患。
等离子体点火系统通常在机组启动、滑参数停机、及低负荷消缺过程中使用，在以上三个过程中，只有在冷态时，对等离子体载体风压力要求较为苛刻，而在热态时，对载体风压力要求不高，只要其风压在7~12kPa以内均可以引燃煤粉。
因此建议：设一套等离子体载体风系统点火系统与一套载体风冷却系统，机组启动时由罗茨风机、自动调压阀提供载体风，保证载体风系统压力稳定。正常运行时，由压缩空气（或火检冷却风机）提供载体风，实现热态备用、稳燃、冷却目的，提高锅炉启动初期安全。1.2）煤粉细度：
煤粉细度大小是影响锅炉冷态启动着火的主要因素，本锅炉启动初期控制煤粉细度在12~15%（R90）之间，煤粉细度低，易着火且稳定性好。煤粉细度大，引燃煤粉相对困难。#2炉曾经发生过：A层等离子体拉弧正常后，启动A磨后，加载压力调整至2~3MPa（经验启动参数），点不着火现象。后将加载压力调整至9.0MPa（上限），锅炉
点火正常。事后分析原因：A磨连续运行周期较长，磨棍、磨盘磨损严重，且此时加载压力低，煤粉未能充分磨制，煤粉细度大，造成点不着火事件。事后我们把磨煤机运行周期作为一个主要统计指标，来确定启动中加载压力。
1.3）一次风速控制要求：
等离子体点火初期短时内要求一次风
速在13~16m/s，在多次点火过程中调整至13~14 m/s。风速高、风量大，携带煤粉量大，煤粉细度大，对等离子体燃烧器核心温度冷却量大，导致着火后效果差，火检弱。风速低，风量小，一次风携带煤粉能力降低，容易造成磨组、粉管堵塞。由于一次风速在实际运行中不稳定，变化较大，不利于运行长期监视，通常采用控制一次粉管风压方式来控制风速。
存在问题：一次风速控制不当，容易导致磨煤机堵塞。运行中采取措施：
控制一次风速、防止磨煤机启动初期堵
塞方法：跟踪磨煤机排渣情况，始终保持给煤量 = 燃烧量 + 排渣量，使三者达到动态平衡。其中燃烧量没法衡量的，只能根据磨煤机排渣量大小判断，渣量增加，磨煤机内存煤增加，说明此时一次风量偏小，需增加一次风量，减少煤量。若磨煤机内无渣，磨煤机振动大，说明一次风量偏大，需增加煤量减少风量。
1.4）二次风门控制：
点火初期，控制A、B层二次风门在20％以下，随着着火强化，燃料量增加，两台磨煤机运行后，逐渐调整A、B层二次风门开度至40％左右。
2等离子体点火启动特点： 2.1磨煤机选型特点：
东胜公司磨煤机选型为：ZGM95G型中速、液压变加载、辊盘式磨煤机。该型磨煤机特点适合低煤量长时间运行，主要原因：磨煤机加载压力可以较大范围变化调整，以保持对煤量、煤种的适应。东胜公司磨煤机设计液压加载压力运行范围在9~15 MPa，实际运行中，发现在少煤量运行时，磨煤机振动大，多次发生损坏，现将磨煤机加载压力调整至1.5~9 MPa，磨煤机运行稳定。
机组启动初期，为控制升温、升压率，要求单台磨煤机少煤量长时间运行，通常在12 t/h以下约3～4小时，对固定加载方式磨煤机、及球磨机，低煤量运行容易发生磨煤机振动损坏、堵煤事件。采用液压变加载系统可以克服加载压力高导致磨煤机振动
损坏事件。东胜公司为防止磨煤机振动损坏，先后将磨煤机加载压力下限由9.0MPa下调至3.0MPa和1.5MPa，彻底消除了磨煤机在低负荷时振动。
2.2启动过程中如何防止汽包壁温差大 2.2.1等离子体启动点火特点：
燃油炉在点火初期，其燃尽率高，在95%以上，其放热量也是一个连续的过程，随燃油增加，其放热量也在逐步增加。区别于燃油炉，等离子体点火初期，投入煤量少、燃尽率较低，导致初期升温、升压率慢。但随着炉膛温度的不断升高，其燃尽率跃升，尤其是启动第二台磨煤机后，其燃尽率呈阶跃性变化，最终导致升温、升压率变化不规则性，控制不当将会造成汽包壁温差超限。2.2.2锅炉汽包壁温差变化特点：
对于锅炉汽包,锅炉点火后，炉水温度逐渐升高，产生蒸汽，但是，由于点火初期燃烧较弱，产生蒸汽量较少，此时，汽包内水流动很慢，由于水对汽包壁的放热系数小，汽包壁下半部金属温度升高并不多，而汽包壁的上半部与饱和蒸汽接触，蒸汽遇到较冷的汽包，壁面会凝结成水，由于蒸汽凝结放热系数比水对汽包壁的放热系数大很多，所以汽包上半部壁温上升较快，产生上、下壁温差。控制汽包内外、上下壁温差的关键是控制工质升温速度。升压速度越快，对应工质温升速度也越大。在低压阶段，升压速度应控制的慢些，而在高压阶段则其升压速度可以快些。
2.2.3控制汽包壁温差上主要采取：
冷态启动点火前，投入炉底蒸汽加热系统，（蒸汽参数：压力1.0~1.2MPa，温度300℃），通常需要4小时左右，汽包下壁温由50℃加热至85~92℃，上下壁温差控制在30℃以内。
控制初期点火后燃料量，锅炉点火后燃料量控制在8~12 t/h以内，连续运行2~3小时，汽包压力升至0.3MPa，在此过程中，汽包压力未达到0.3MPa，禁止增加燃料量。
通常在3~4小时后，汽包压力达到0.4MPa以上方允许启动第二台磨煤机（第二台磨煤机为非等离子体点火时，要求控制磨煤机入口一次风温在110℃以上，方允许启动）。
2.3低负荷稳燃、滑参数停机特点： 东胜公司#
1、2炉在2008年168小时试运后，每周一、三、五上白班进行A、B层等离子体发生器拉弧试验，每次2~5分钟，以保证等离子体点火设备可靠备用。公司曾多次发生辅机故障、低负荷消缺事件，最低负荷减至60MW，投入一层等离子体即可达到稳燃效果。2009年11月9日，#2炉因汽包水位调节异常发生锅炉MFT保护动作，锅炉灭火事件。从锅炉吹扫、汽轮机减负荷，到汽轮机带负荷正常，耗时10分钟，期间再
热蒸汽温度最低降至480℃，发电机未解列。2008年~2010年，#
1、2机组滑参数停机共计16次，汽轮机中压内缸高点金属壁温通常降至300℃以下，2009年4月21日#1机组滑停，缸温最低降至274℃，给检修预留了充足时间。
总结多次滑停成功经验：
锅炉燃烧工况稳定，热负荷降低均
匀；
磨煤机煤量调整范围大，可少煤量
长时间运行；
滑停过程中经济成本低，无燃油，消耗等离子体发生器的阴阳极材料。
滑停主要操作：最终保留两台磨煤机运行，保持一层或两层等离子体（A或B磨故障时），维持50t/h左右煤量，机组负荷在50MW左右，降低汽缸温度。
存在问题：滑停过程中，两台磨煤机运行中，其中一台磨煤机跳闸、或不出力，导致燃料释放热量大幅降低，使汽包水位发生大幅变化，调整不及时容易造成MFT保护动作。
总结：东胜公司自2008年1月24日＃1机组移交生产，6月28日＃2机组移交生产发电，两年来，在等离子体点火启动、低负荷消缺、辅机故障稳燃，锅炉灭火处理过程中，等离子点火系统着火稳定，稳燃效果好，启动投运快，故障率低，经济性好，得到充分证实。公司锅炉采用四角切园燃烧、固态排渣煤粉炉；制粉系统采用冷一次风、正压直吹式、液压变加载中速磨煤机；及两层等离子体点火燃烧器系统；在300MW机组中是一种非常典型组合，其适应低负荷、掺烧劣质煤能力好。结合当前环保、经济、可持续发展的要求，东胜公司锅炉配置、机组启动方式值得大力推广。
等离子点火的关键问题 篇2
目前, 我国火力发电厂动力基本上都来自煤粉锅炉, 它们点火和稳燃传统上都是采用燃烧重油或天然气等稀有燃料来实现的。煤粉锅炉在启动时先点燃油枪, 油在炉膛中燃烧一段时间后将炉膛加热到煤粉的着火温度, 此时将煤粉喷入炉膛进行煤油混烧, 直到煤粉稳定燃烧时才将油切断, 完成点火启动过程。这种点火方式点火时间长, 耗油量大, 经济效益差。等离子点火作为一种新技术, 既可提高经济性, 又可以改善火电厂的生态条件。其采用直流空气等离子体作为点火源, 可实现锅炉的无油冷态启动, 具有节能节油的优势。因此, 等离子点火是未来火力发电厂点火和稳燃的首选设备。
传统的等离子电弧电源系统为饱和电抗器调压整流电源, 其控制系统为开环系统, 没有引入反馈, 而且响应较慢, 系统不稳定, 易断弧[1]。而目前国内外采用的点火系统中引弧方式大多采用接触引弧, 必须要有推动电极接触拉弧的电机系统, 从而也增加了系统的成本[2]。本文研制了一套高效等离子体点火电源试验系统, 采用了电流闭环控制, 利用高频引弧电路引弧, 通过PLC控制实现系统的全自动化。实际试验也验证了所设计方案的正确性和可行性。
2 等离子点火系统
2.1 等离子点火原理
等离子点火系统利用直流电流 (大于300A) 在介质气压大于0.12MPa的条件下采用高频引弧, 并在强磁场控制下获得稳定功率的定向流动空气等离子体, 其温度在5000K以上[3]。等离子体的高温及化学活性不仅可快速点燃煤粉, 而且可增加煤粉中有机物的受热分解程度。在等离子体燃烧器内被点燃的少量煤粉随同部分可燃气体喷入炉内形成中心火焰区, 并点燃主燃烧器的喷出煤粉, 代替油枪点燃煤粉燃烧, 从而达到降低成本, 节油节能的目的。
2.2 等离子点火系统组成
等离子点火系统主要由以下几个部分组成:
直流等离子喷枪——主要由阳极、阴极、外套管、内套管、水冷系统、供气系统、上电接头等组成, 是等离子体产生装置。
直流电源供电系统——由直流电源柜 (含电源变压器, 冷却风机) 、功率组件、直流平波电抗器等组成。将三相交流电整流成直流, 给等离子喷枪供电。
高频引弧装置——产生高频高压用于击穿等离子喷枪正负电极间的空气, 从而启动等离子喷枪开始工作。
等离子燃烧器——等离子燃烧器设计为多级燃烧器。将高温等离子体有限能量, 应用多级放大, 以同煤粉及风速相匹配, 从而完成一个持续稳定的点火、燃烧过程。
控制系统——控制系统由PLC、上位机、通讯接口和数据总线等构成。
辅助系统——包括冷却水和空气供给系统。
3 等离子点火电源电路设计
电源供电系统是为等离子喷枪电极间起弧稳弧, 电弧稳定运行的用电要求而设计。电源系统负载为等离子体电弧, 呈非线性负阻特性 (电流越大电压越低) , 具有气体放电的特点。起弧后弧区内存在气体电离与消电离的矛盾, 当消电离因素主导其物理过程时, 电弧可能突然断开。所以在负载扰动或试验状态发生变化时, 电源能做出快速响应, 保证电弧稳定燃烧, 不断弧。等离子喷枪工作参数:电弧电流DC300A, 电弧电压400～500V, 气流量20～30g/s。根据负载特性和工作参数, 设计如下电源方案。
3.1 电源系统结构
电源供电系统主体结构为西门子直流装置6RA70。电源系统原理如图1所示。系统采用三相380V供电, 6RA70的直流输出侧接滤波电抗器, 然后与等离子喷枪的电极相连, 形成回路。其中电抗器两端并联压敏电阻, 抑制电路中出现的异常过电压, 保护电路免受过电压的损害。
3.2 高频引弧电路
系统采用的高频引弧电路原理图如图2所示。T2为高频升压变压器, HF为火花放电器, C2为振荡电容, T3为高频耦合变压器。首先整流出的直流经过由MOS管VF及其控制电路, 升压变压器T2构成的单端反激变换器[4], 在T2的二次侧输出高压, 为火花放电回路提供所需的充电高压和能量。当C2的充电电压达到火花放电器HF的放电电压 (由HF的电极材料和空气隙大小决定) 时, 便发生火花放电。此时, HF的空气隙接近电性短路状态, 已充电的C2将通过火花间隙而放电, 从而在回路里形成高频的电磁振荡。最后通过T3耦合升压, 即可输出高频高压, 达到引弧目的。
在该设计中采用电阻R, 电容C, 二极管D构成电阻-电容-二极管箝位电路来确保T2不出现单向磁饱和现象, 这样既可以防止磁饱和造成过大激磁电流而损坏VF的现象, 又可以保证T2应有的耦合系数, 有效输出足够的能量。
由于T2二次绕组的匝数较多, 本身具有一定的内阻, 因此当火花放电器放电并将T2二次侧短路时也不会造成T2一次侧出现过大电流的现象, 无需采取串接限流电阻或将T2设计成高漏抗变压器等措施, 因此设计简单。
4 控制系统
控制系统是电源系统的核心和关键, 控制方法优劣直接影响到系统的性能和指标。针对电弧负载的特殊性, 利用晶闸管易于控制, 可以实现快速调压的特点, 引入晶闸管调压整流的控制方案来提高系统的稳弧特性, 使等离子喷枪电弧能够稳定燃烧。同时利用电流闭环控制, 确保等离子喷枪不断弧, 具有稳定工作点。电流闭环采用了前馈控制和反馈控制相结合的复合控制方法, 来提高系统的稳态和动态性能指标。前馈控制确保在没有扰动的情况下的精确控制, 反馈控制抑制和消除等离子喷枪运行过程中可能出现的干扰, 提高控制系统的鲁棒性, 电流闭环控制框图如图3所示。
如图1所示, 电源系统采用西门子S7-200PLC来实现系统的全自动化控制, 包括主接触器分合、高频引弧装置投切、故障报警以及远程监控等。
6RA70与S7-200PLC之间采用USS协议通信方式。USS协议是SIEMENS公司专用的传输协议, 是一个纯粹的主从协议, 数据交换以ASCII码的形式进行传输。实现USS标准通讯协议的物理介质采用RS485, 而且USS作为一个标准协议装在SIEMENS传动装置的接口上[5]。在本系统中, 作为主站的S7-200PLC根据报文中的地址寻找进行数据交换的从站6RA70, 从站只可以对主站发来的报文进行处理, 同时发送应答报文。
系统中选用的是6RA70的第二个串行接口即G-SST2, 运行于RS485标准二线模式。6RA7O的60端子作为从站屏蔽点要连接到网络屏蔽层中确保传输数据不失真, 网络的终端电阻设置为“ON”。表1为6RA70的具体参数设置, 设定电枢输入电压为830V, 输出电流为300A。
控制系统结构框图如图4所示, 由上位机, PLC, 6RA70控制系统, 通信接口, 数据总线等构成了整个控制系统。在判断启动条件满足的前提下, S7-200PLC控制高频引弧装置工作, 击穿等离子喷枪电极间的空气产生等离子体, 使电源输出由开路状态变为回路状态, 之后迅速启动6RA70装置, 然后切断高频引弧电路, 从而完成整个启动过程。在运行过程中, S7-200PLC采集6RA70的输出电压、输出电流、故障信息等反馈给上位机。S7-300采集现场信号和故障信号, 包括冷却水压, 炉膛气压, 炉膛温度, 各开关发出的动作指令等。上位机可实现对S7-200PLC的RUN/STOP控制, 负责系统监控, 显示各种参数信息, 故障报警等。所有正常运行参数, 故障参数及各种信号均能被显示, 记录和处理。从而使整个系统具有遥控、遥测、遥显和遥信的功能。
图5为PLC和6RA70的电子板电路的I/O接口接线图。6RA70端子109和110连接进线主接触器的控制线包。PLC的控制方式分为本地控制和远程控制, 其中本地控制作为远程控制的备份, 方式之间的转换由转换开关完成。本系统的软件采用STEP7编写。图6为系统程序流程图。系统程序的初始化最为关键, 主要为USS协议的初始化, 包括分配S7-200的PORT1口为USS协议通信口, 获取6RA70装置代号并激活该装置, 对USS协议的V存储器的空间进行分配。整个控制程序采用结构化编程, 由通讯主程序、控制子程序、读写参数子程序和错误处理子程序等组成。
5 实验分析
配合中国航天空气动力技术研究院的火电厂等离子点火系统模拟实验台 (完全模拟火电厂等离子点火系统) 进行实验, 实验参数为:电源系统供电电压380V, 频率50Hz, 电源设定输出电流300A, 气流量30g/s, 冷却水压0.8MPa。图7为电源系统正常启动运行的电弧电压和电流波形。图中, 通道1为电弧电压波形 (2V/格, 2V对应500V) , 通道2为电弧电流波形 (2V/格, 2V对应100A) 。从图 (a) 可知, 电源启动停止对系统冲击不大。图 (b) 为电源稳定运行的电弧电压电流波形。尽管等离子电弧不稳定, 波动较大, 但电源系统能迅速控制电弧电压在稳定范围内, 电弧电流在给定值300A上下波动, 从而保证等离子喷枪不熄弧不灭火, 整个点火系统长时间的正常稳定工作。
6 结论
本文根据火电厂等离子点火系统的用电要求为其设计了直流电源系统和高频引弧装置, 提出了整个系统的控制方案。设计的高频引弧装置引弧可靠, 通过PLC控制引弧电路的投切, 能很好地达到起弧目的。通过实验可知, 电源的响应速度在ms级, 输出较稳定, 控制的速度和精度完全能保证等离子电弧的稳定燃烧, 整个电源系统也满足等离子电弧负载对电源的特殊要求。
摘要：等离子点火作为一项新技术, 其节能环保的优点使其成为未来火力发电厂点火燃煤的首选设备。本文介绍了等离子点火系统的点火原理以及系统组成。根据等离子点火系统的用电要求, 设计了一种直流电源方案。详细分析了电源系统和高频引弧电路的结构组成和工作原理。阐述了程序设计思路和控制功能的实现过程, 采用基于RS485接口的USS协议, 实现PLC与6RA70之间的串行通信。通过PLC控制高频引弧电路的投切, 能与电源系统很好地配合从而达到了起弧稳弧的目的。现场实验也验证了整套方案的可行性。
关键词：等离子点火,6RA70,高频引弧电路,PLC,USS协议
参考文献
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等离子点火的关键问题 篇3
【关键词】锅炉；点火方式；应用
0.前言
当前，大型锅炉采用等离子和气化微油点火技术都比较成熟，虽然两种点火方式性能、投资、经济性有一定差异，但在现实应用中都有广泛的市场，以下将从几个方面对二者进行对比，以期确定我公司新建机组的具体采用形式。
1.等离子点火与微油点火的工作原理
（1）等离子的点火原理是：利用直流电流在等离子载体空气中接触引弧，并在强磁场控制下获得稳定功率的直流空气等离子体，该等离子体在专门设计的燃烧器的中心燃烧筒中形成温度梯度极大的局部高温区，煤粉颗粒通过该等离子“火核”受到高温作用，并在10-3秒内迅速释放出挥发物，使煤粉颗粒破裂粉碎，从而迅速燃烧。
（2）气化微油点火燃烧器的工作原理是：先利用压缩空气的高速射流将燃料油直接击碎，雾化成超细油滴进行燃烧，同时用燃烧产生的热量对燃料进行初期加热，扩容，在极短的时间内完成油滴的蒸发气化，使油枪在正常燃烧过程中直接燃烧气体燃料，从而大大提高燃烧效率及火焰温度。气化燃烧后的火焰刚性极强、其传播速度极快超过声速、火焰呈完全透明状（根部为蓝色，中间及尾部为透明白色），火焰中心温度高达1500～2000℃。微油气化油枪燃烧形成的高温火焰，使进入一次室的浓相煤粉颗粒温度急剧升高、破裂粉碎，并释放出大量的挥发份迅速着火燃烧，然后由已着火燃烧的浓相煤粉在二次室内与稀相煤粉混合并点燃稀相煤粉，实现了煤粉的分级燃烧，燃烧能量逐级放大，达到点火并加速煤粉燃烧的目的，大大减少煤粉燃烧所需引燃能量。满足了锅炉启、停及低负荷稳燃的需求。
2.等离子点火与微油点火的系统组成
（1）等离子点火系统主要有：等离子体点火燃烧器、等离子体发生器、等离子体电源及控制系统、冷炉制粉系统、风粉在线检测系统、压缩空气系统、循环冷却水系统以及火焰检测等系统构成。
（2）气化微油点火燃烧器一般安装在最下层的一层或二层主燃烧器位置，安装数量与等离子基本相同。
系统构成：由燃油系统、送粉系统、控制系统、辅助系统等部分组成。
燃油系统由燃油系统、压缩空气系统、高压风系统及气化小油枪等组成。
控制系统根据机组控制系统不同而采取不同方式，主要有就地手动控制与远程保护、PLC控制与FSSS联合保护、DCS控制与BMS（或FSSS）保护等几种。
3.煤种适应性
（1）从实际使用情况看，等离子对煤质稳定性的要求较高，主要是因为不同的煤质稳定点燃所需的点火能量不同，等离子技术的点火输入功率一般为110kW左右（约10kg油的发热量），容量增加时电气设备也要相应增加，较为困难，因此输入功率的提高受到一定的限制。
（2）气化小油枪点火技术实际是借鉴了等离子点火的系统工程技术，只是将等离子发生器换为了气化油枪，同时又可适当调节和增加功率。因此，对于煤种的适应性好于等离子点火技术。它可以适应于所有烟煤，但是对于Var≤19%的烟煤小油枪的出力将提高到150kg/h以上。
对于贫煤和无烟煤，小油枪要完全借鉴等离子点火的技术就有较大困难。因为等离子弧不消耗氧气，小油枪点火必须消耗氧气。对于烟煤，小油枪所需油量较小，煤油抢风的问题不突出，对于贫煤和无烟煤，小油枪的油量需要达到150～300kg/h，煤油抢风造成无法将煤粉引燃的问题非常突出。
4.锅炉点火初期煤粉量
锅炉点火初期的煤粉量受两个因素影响，一是锅炉的初始燃烧率，二是磨煤机的最小出力。
根据等离子点火的测试结果，初始燃烧率不超过额定负荷的5%，对于600MW亚临界机组燃用神华煤满负荷时总煤量在225吨左右，考虑到冷炉点火初期的燃尽率，如为85%，机组启动时的燃煤量不能超过13.2吨。
磨煤机的最小出力是直接反映锅炉刚启动时的输入热量，最小出力大于锅炉初始燃烧率时，锅炉的温升速率会提高，如HP983磨煤机燃用神华煤时设计出力最大出力是63.5t/h，最小出力一般为最大出力的25%，即15.8t/h，大于锅炉初始燃烧率。因此，为减小温升速率过高，对于大型机组必须设法进一步降低磨煤机的出力（低于磨煤机设计最小出力）。但磨煤机的最小出力受磨煤机型式、干燥、研磨、通风、基本出力、磨煤机振动的制约。等离子和气化微油点火设计厂家与运行电厂都已通过试验调整，如采取调整磨煤机加载、控制风温等方法，但各电厂进一步降低后的磨煤机最低出力差别较大，即使是同型号、同煤种的磨煤机由于控制措施的不同差别也很大，如HP983磨煤机的磨煤机的最小出力范围在7～14之间。一般出力过低时磨煤机振动较大，磨煤机安全运行受到威胁。因此，磨煤机出力的降低是有一定限度的。同时磨煤机的出力降低后由于风量不是等比降低的，造成煤粉浓度下降，在煤粉浓度低于0.20kg/kg时对于等离子点火技术较难点燃，气化微油点火技术由于油量较大，输入热量是等离子的2倍以上，所以点燃能力较强，但为保证点火的可靠性，两种技术都采用了管道煤粉浓缩技术。因设计能力和专利的限制，各个厂家的浓缩方式和效果有所区别，等离子点火系统管道浓缩技术比较成熟，能够确保管道平均煤粉浓度在0.16～0.2kg/kg 的条件下可靠地点燃，这对于缩短磨煤机启动到点燃，确保点火时不发生爆燃有重要作用。
5.可靠性分析
等离子点火易损部件主要是阴极和阳极，一般阴极的寿命在100h左右，阳极的寿命在500～1000h之间，根据拉弧时间的长短，制造厂设计了阴阳极寿命监测装置，可作为更换时的参考，但因阴极的寿命相对较短，等离子装置使用期间，运行维护人员必须加强监视和维护，以提高可靠性。
等离子点火断弧，是威胁点火安全的主要问题，主要是需要保证载体风的品质，如采用压缩空气作为等离子载体，应采用仪用压缩空气。气化微油点火技术最常见的故障是小油枪堵塞造成灭火。对于烟煤由于油枪出力低，雾化装置孔径较小，油管路稍有杂物即造成堵塞，造成燃烧器灭火，威胁点火的安全。小油枪积炭堵塞，也是主要故障之一。小油枪主要的维护工作在于滤网和油枪头的清理，必须保证油的质量、管道干净，根据滤网压差的情况定期做一下清理，才能保证投入。综合比较，气化微油点火技术由于较等离子点火系统简单，可靠性高一些。
6.环保方面
6.1等离子点火与微油点火的粉尘排放
按照常规的试运方法，机组在试运期间要长期低负荷运行，此期间锅炉纯烧油或油煤混烧，为避免未燃尽的油滴粘污锅炉电除尘器的电极，电除尘器无法正常投入，大量烟尘直接排放到大气中，给环境带来严重的污染，同时烟气中的粉尘会对锅炉引风机叶片造成磨损。据统计，300～399MW机组每次启停烟尘排放平均为42吨，500～800 MW机组每次启停烟尘排放平均为70吨。如果机组采用没有旁路的烟气脱硫系统，点火初期的粉尘会污染吸收塔浆液。当然虽然投入电除尘器但未完全燃烧煤粉不可能全部收集，吸收塔浆液还是有一定的污染可能，根据运行情况需进行浆液部分置换。
在机组试运期间投入等离子或气化微油点火系统，电除尘器可以在锅炉启动及低负荷期间正常投入，大大减少粉尘的排放，避免环境污染和引风机磨损，给电厂带来显著的社会效益和经济效益。
6.2对NOx的影响
采用等离子和气化小油枪点火技术的主要目的是节油，降低高品质的油耗量。
等离子点火燃烧器，本身也是一种，空气和燃料深度分级的燃烧器，如果设计控制的好，在正常运行中也投入等离子发生器点火装置运行，有利于提前着火，有利于燃尽且提前进入火焰内还原区，对降低NOx有好处，但采用等离子或气化微油点火煤粉燃烧器仍需要考虑尽量不降低锅炉的热效率、不增加锅炉的NOx排放。
7.结论
从以上分析得出，等离子点火系统在诸多方面具有优势，因此建议我公司发电工程宜选用等离子点火系统，并且采取一些辅助措施，而气化微油点火做为备用方案考虑。
【参考文献】
等离子点火技术应用 篇4
1 背景
燃油石油已成为影响我国能源和经济安全的战略物资。国家计委在“中国能源”白皮书中鼓励全社会开展以煤代油的工作。在国家电力公司节油规划:要加大力度点抓好等离子点火技术的完善和推广应用。
从20世纪70年代初开始，美国的CE公司、B&W公司、西屋公司、前苏联动力科学院、澳大利亚太平洋公司、我国的一些高校、科研院所和锅炉制造厂等都曾投入大量的人力和财力研究开发该技术。而今，等离子点火技术解决了多项关键技术问题，成功地应用于燃用贫煤、烟煤和褐煤的多台电站锅炉，涵盖了从50MW到600MW不同的机组容量等级、主要类型燃烧器和各种典型的制粉系统。
2 等离子点火系统工作原理
直流电流在一定介质气压的条件下引弧，并在强磁场控制下获得稳定功率的定向流动空气等离子体，该等离子体在点火燃烧器中形成T>4000K的梯度极大的局部高温火核，煤粉颗粒通过该等离子“火核”时，迅速释放出挥发物、再造挥发份，并使煤粉颗粒破裂粉碎，从而迅速燃烧，达到点火并加速煤粉燃烧的目的。
等离子体内含有大量的化学活性粒子，如原子(C、H、O)离子(O2-、H+、OH-)和电子等。它们可加速热化学转换，促进燃料完全燃烧。
等离子发生器由线圈、阴极、阳极组成。其中阴极和阳极由高导电率、高导热率及抗氧化的特殊材料制成，以承受高温电弧冲击。线圈在高温情况下具有抗直流高压击穿能力。电源采用全波整流并具有恒流性能。
等离子发生器利用直流电流(300A, 300V)在介质气压(0.01～0.03MPa)的条件下接触引弧，并在强磁场控制下获得稳定功率的直流空气等离子体;等离子体被定义为除固、液、气三态之外的第四态物质存在形式，内含有大量化学活性的粒子，形成温度T>5000K的，温度梯度极大的局部高温区。其发火原理为：在一定输出电流条件下，当阴极前进同阳极接触后，系统处在短路状态，当阴极缓缓离开阳极时产生电弧，电弧在线圈磁场的作用下被拉出喷管外部。压缩空气在电弧的作用下，被电离为高温等离子体，进入燃烧器点煤粉。
煤粉通过温度高达4000℃、含有大量化学活性粒子的等离子体火核时，迅速破裂、气化，并可再造挥发分，以其较低的点火功率稳定地将煤粉直接点燃。
等离子燃烧器采用分级点火技术，出力可达12T/h;后级的煤粉对前级燃烧筒壁其冷却作用，保证燃烧器壁不超温、结渣，同时，燃烧器壁上装有可更换热电偶，在集控室内可实时监视壁温。
等离子燃烧器结构如右图所示。
3 等离子点火系统构成
等离子燃烧系统由点火系统和辅助系统两大部分组成。点火系统由等离子燃烧器、等离子发生器、电源控制柜、隔离变压器、控制系统等组成;辅助系统由压缩空气系统、冷却水系统、图像火检系统、一次风在线测速系统等组成。
4 等离子点火技术特点
1)阳极与阴极使用抗氧化材料，使等离子体载体可以采用廉价易得的压缩空气，降低了运行成本;
2)输出电功率可达到100KW以上，阳极使用寿命长(≥1000小时)，适合与各种燃烧器配合;
3)燃烧器采用了分级燃烧、气膜冷却及浓淡分离等技术，使其适应煤种范围宽，对煤粉细度无特殊要求，且出力大、不易结焦、耐磨损、使用寿命长;
4)供电电源及控制主机采用了总线式的通讯方式，切换方便，两台单元式锅炉可采用共用一套供电电源、各自使用独立的操作界面的办法，从而节省大量的初始投资，提高设备的利用率。
5 等离子点火技术在西柏坡电厂三期工程2×600MW机组应用
1)等离子点火装置能直接点燃西柏坡电厂燃用煤;等离子点火煤粉燃烧器结构简单，操作控制方便。只需提供冷却水、压缩空气、交流电源和煤粉，便可实现锅炉用较少量燃油或无油启停和稳燃的目的，可简化甚至不用燃油系统。
2)燃烧稳定，火焰明亮，未发现锅炉尾部出现二次燃烧及炉内燃烧不稳产生灭火打炮现象。
3)完全满足锅炉、汽机升温升压速率的要求，启动时间与燃油基本一致。
4)可以实现锅炉在点火初期直接启动磨煤机，实现机组的冷炉制粉。等离子点火煤粉燃烧器具有节省启动调试阶段燃油的作用，若在吹管阶段即投运，则节油更可观。投产后，它还具有节省机组运行、调峰阶段助燃用油的能力，经济效益可观。
5)等离子点火煤粉燃烧器投资回报较快。在新建锅炉首次点火时便投入等离子点火煤粉燃烧器运行，则基建调试期间所节省的燃油费用就基本上可填补投资等离子装置主、辅设备及安装所需的费用。
摘要：全国电力需求迅猛, 大型机组越来越多, 其中火电机组占全国装机容量的80%以上。机组的启、停及低负荷稳燃需消耗大量的石油资源, 年耗油量达到1000多万吨。因此, 控制锅炉燃油消耗已成为各个燃煤电厂的不得不面对的现实问题。
关键词：等离子点火,燃煤机组,技术
参考文献
[1]马广平.浅析2×1950t/h超临界对冲燃烧锅炉等离子点火稳燃系统[J].广东电力, 2007.
等离子点火的关键问题 篇5
交流等离子无油点火装置是利用交流380V动力电源 (电流250~600A) 在介质气压0.35MPa的条件下采用高频自动引弧方式接触引弧, 并在强磁场下获得稳定功率的交流空气等离子, 形成火焰中心温度>5 000K的局部高温电弧区, 煤粉通过该区时受到高温作用, 在10-3s内迅速释放出挥发物, 并使煤粉颗粒破裂粉碎, 从而迅速燃烧。由于反应是在气相中进行, 使混合物组分的粒级发生了变化, 交流等离子气体内含有大量活性化学粒子, 如原子 (C、H、O) 、原子团 (OH、H2、O2) 、离子 (O2-、H2-、OH-、O-、H+) 和电子等, 可加速化学转换, 促进煤粉完全并低氮燃烧。除此之外, 交流等离子有再造挥发分的效应, 这对于点燃低挥发分煤粉、强化燃烧有特别的意义。
2 系统组成及工作原理
2.1 系统组成
该装置由电气系统 (电源柜、引弧柜、限流电抗器) 、交流等离子枪、四通道煤粉燃烧器、监测及控制系统 (DCS、工控PC、就地控制柜和热工检测装置) 、循环水冷却系统及压缩空气系统等组成。
2.2 交流等离子枪工作原理
如图1所示, 交流等离子枪由管状前电极、深杯形后电极、进气室、旋气环和绝缘体组成。电极采用高导电率的金属材料制成, 深杯形后电极外部缠绕有磁控线圈, 磁控线圈串接于高频引弧装置和限流电抗器之间, 通过高频引弧装置与电源相线连接, 管状前电极与电源的零线相连, 前、后电极及进气室均为水冷夹层结构以承受电弧高温冲击。旋气环通道采用管状气旋弧技术延伸交流等离子电弧。交流三相380V空载电压加于前、后电极间, 高频引弧装置的升压变压器和高频振荡器将输入电压形成高频高压, 击穿前、后电极间间隙产生短路高温电弧;同时, 压缩空气从极间进气室切向进入前、后电极内, 并形成高强度旋气流;由于间隙内有强旋气流高速通过, 该电弧无法稳定在间隙内, 弧根被切向高速旋转的压缩空气旋入前、后电极内, 并稳定于弧室通道中心线附近的低压区形成电弧柱, 与此同时, 高强旋转气流缠绕着电弧沿管状前电极向前流动, 被加热离解成交流等离子气体从喷嘴喷出, 作为高温纯净点火热源在煤粉燃烧器中点燃煤粉。
2.3 煤粉燃烧系统工作原理
如图2所示, 3只交流等离子枪被嵌入四通道煤粉燃烧器中心筒一级燃烧室, 交流等离子电弧与一次点火煤粉在此发生强烈的电化学反应, 煤粉裂解, 产生大量挥发分并被点燃, 并随一次点火煤风向前涌入内套筒二级燃烧室, 煤粉继续燃烧, 并将后续引入的煤粉点燃, 实现分级燃烧, 最后从中心筒喷入窑内。这里要设燃烧器壁温监测点, 便于随时对壁温进行调整, 既有利于点火又可防止燃烧器被烧坏。第二层套筒引入的内净风冷却二级燃烧室, 同时在火焰根部产生一个较大的回流区使火焰更加稳定, 形状更适合新型干法水泥窑。
当窑温达到要求时, 就可以关闭交流等离子点火枪和点火煤粉风, 无需撤离交流等离子点火装置。正常煅烧时的二次煤粉风由第三层套筒引入, 其头部装有与窑旋转方向相同的旋叶片;最外层为轴流风道, 其头部设计成带槽形通道出口, 可以单独喷射空气, 通过改变出口截面, 改变出口风速, 改变火焰形状, 保护窑皮。点火开始时轴流风道是关闭的, 随着窑温升高逐渐开启, 但风压较正常煅烧时要小。燃烧器的最前端还要加一个拢焰罩以避免气流过早扩散, 在火焰根部形成一股缩颈, 降低窑口温度, 使窑体温度分布合理, 火焰的峰值温度降低。
2.4 控制系统
如图3所示, DCS系统通过就地控制柜来控制交流等离子枪的点火、稳弧、功率平衡、冷却水循环和形成旋气流的压缩空气系统等。
2.5 系统主要技术参数
系统运行时的主要技术参数见表1。
3 试验运行情况
某厂5 000t/d生产线停窑检修更换窑内耐火材料后, 投入交流等离子无油点火系统进行试验。点火烘窑期间, 运行安全、稳定, 仅用16h, 消耗24t煤粉即达到了投料要求。经测试无油点火燃烧的升温曲线基本符合回转窑要求的升温曲线, 见图4。
由于嵌入煤粉燃烧器的交流等离子枪穿越二次煤粉风通道, 局部阻碍了二次煤粉风, 使得正常煅烧时窑内火焰形状出现偏火。后通过局部调节二次煤粉风通道喷嘴的叶片角度和局部改变轴流风道出口截面, 使得正常煅烧时窑内火焰形状达到了煅烧要求。
因为取消了燃油系统, 也就避免了燃油点火时, 燃油雾化质量差等因素导致的烘窑时燃烧不稳定、窑炉灭火, 以及为了节省燃油, 提前进行油煤混烧, 使得煤粉燃烧不充分等现象。同时, 也克服了燃油雾化不好, 导致油滴混合煤粉沉积在窑内耐火砖上, 损坏窑砖的情况发生。
根据以往生产统计数据, 采用燃油方式点火烘窑, 每次检修更换窑内耐火材料后, 用0号柴油进行点火烘窑一般需要18h, 消耗11.5t燃油和1.5t煤粉 (最后阶段为了节油采取油煤混烧) 。由于设备故障等造成的停窑, 根据停窑时间不同, 每次用燃油进行点火烘窑需要6~16h不等, 消耗0号柴油5~10t。
4 效益分析
4.1 投入分析
交流等离子无油点火系统 (含专用的煤粉燃烧器) 的一次性投入约需160万元, 因不需要储油设施, 所以实际投入和燃油点火四通道煤粉燃烧器费用大致相当。系统的易耗部件是交流等离子枪内前、后电极, 其使用寿命可达500h, 一般可以随煤粉燃烧器一起更换, 即使单独更换的费用也不超过5万元, 系统的其它设施则可长期使用, 所以交流等离子无油点火系统的年平均维护费用与正常燃油点火四通道煤粉燃烧器的维护费用也大致相当。
4.2 运行费用分析
两种点火方式烘窑数据计算:燃油时, 按0号柴油7 000元/t, 燃煤500元/t计, 一次点火烘窑需要的费用为:11.5t×7 000元/t+1.5t×500元/t=81 250元;用交流等离子无油点火方式, 除燃煤, 同时耗电能300kW×16h=4 800kWh, 按电价0.5元/kWh计, 一次点火烘窑需要的费用为:24t×500元/t+4 800kWh×0.5元/kWh=14 400元。
由以上数据可以计算出:交流等离子点火的运行成本为燃油点火的运行成本17.8%。
4.3 对粉尘排放的影响
由于燃油点火方式在燃油和油煤混烧期间不能投入除尘设备, 无法解决点火期间冒黑烟和烟尘排放等环境污染问题;而使用交流等离子点火方式, 在点火初期即可投入除尘设备, 减少了点火期间的粉尘排放, 并且由于交流等离子点火技术是低氮燃烧方式, 还减少了点火期间NOx排放量, 所以, 也具有一定的社会效益。
参考文献
[1]陈建华.电厂锅炉应用等离子点火技术的技术经济分析[J].中国电力, 2004 (3) :38-40.
等离子点火的关键问题 篇6
我国是以煤为主要燃料的国家, 为了提高燃料的利用效率, 国内新建的大型燃煤发电机组均采用了超临界、超超临界技术, 机组循环效率大大提高。在锅炉点火技术方面, 新建机组绝大多数都采用了等离子或小油枪点火技术, 燃油的消耗量也大大降低, 很多采用等离子点火技术的燃煤机组在基建调试期间还实现了燃油的零消耗。但是, 根据以往超超临界机组经验, 在整套启动期间, 采用等离子点火燃煤启动时, 过热蒸汽和再热蒸汽超温现象普遍存在, 具体现象如下:
(1) 过热蒸汽和再热蒸汽超温, 甚至发生再热蒸汽出口温度难以控制, 汽温超过主汽温度的现象。
(2) 为了控制汽温, 减温水过调, 造成减温水出口温度低于该压力下的饱和温度。
1 危害分析
以上不良现象的危害是很大的。过热蒸汽和再热蒸汽温度失控、减温水过调会造成:冲转参数偏离汽机设计冷态冲转参数, 危及汽机的运行安全, 甚至引发锅炉爆管。
从2000年等离子煤粉点火技术首次在一台50MW机组上应用成功至今, 已有几百台机组先后采用了等离子点火技术, 其中许多机组在启动过程中, 发生过过热蒸汽和再热蒸汽超温现象, 甚至引发锅炉爆管, 造成了不小的损失, 部分机组至今还没有解决此类问题。
2 原因分析
要分析以上不良现象发生的原因, 得从等离子点火技术入手:
传统的煤粉锅炉点火方式是将煤粉喷入炉膛后被相邻的油枪火焰点燃, 点火期间需要消耗大量的燃油。等离子点火技术是煤粉燃烧领域中的新技术, 可利用高温等离子体在燃烧器内部直接点燃煤粉, 替代点火所需的燃油。
如图1所示, 等离子燃烧器后端弯头装有等离子发生器, 该发生器在一定介质气压的条件下接触引弧, 并在强磁场控制下获得稳定功率的定向流动空气等离子体。产生的等离子体温度可达4000K以上, 并通过输送装置送到煤粉燃烧器的中心位置。锅炉一次风中的煤粉进入燃烧器中心位置后与高温等离子体相遇, 煤粉颗粒会迅速破裂并释放出挥发物, 然后开始猛烈的燃烧。当几乎所有的煤粉在燃烧器内部被点燃并形成稳定的火焰之后, 再进入炉膛继续燃烧。
根据上述原理, 煤粉点火过程将不再需要油枪等额外的点火源, 利用等离子点火装置即可实现锅炉的点火启动和稳燃。
但是, 由于目前的超超临界锅炉是按以前燃油启动的工况设计的, 采用等离子点火后, 炉内燃烧工况和温度场分布较以前发生了很大的变化, 改变了烟气和蒸汽的传热特性。加之锅炉在进入干态运行前, 直流锅炉主要表现为汽包锅炉的运行特性。
主要表现在:
(1) 锅炉的辐射和对流传热比例发生变化, 辐射传热减少, 对流传热增多。
(2) 燃烧系统对流烟气量增加, 温度偏高。
(3) 采用等离子点火启动初期, 燃烧效率差, 蒸汽系统流量偏小, 温度偏高。
这样, 在启动过程中就会发生引言中所提不良现象:用尽各种手段降低再热器温度, 但再热器出口温度变化很小, 造成再热器温度失控。主要原因还是受热面蒸汽量太小所至, 按照传热学特性再热器出口温度只与高温再热器的进口温度有关。
另外, 同样由于受热面蒸汽量太小, 启动过程中, 稍微增加减温水量, 减温器后温度即降至该压力下的饱和温度, 造成减温水作用失效。
3 对策
通过以上分析, 我们可以得知, 要解决上述问题, 需要提高启动阶段锅炉燃烧效率, 增加蒸汽量。可采取的具体措施有:
(1) 尽量减少风烟总量, 以增加炉膛辐射热。
(2) 调整燃烧器配风, 增加炉膛的燃尽率。减少一次风速 (18~20m/s) , 增加对应层 (特别是燃料风档板层) 和上层二次风门挡板开度。一方面一次风可尽快着火, 另一方面又能在炉膛充分燃烧。
(3) 尽量提高一次风和二次风的温度, 提前一次风的着火点, 增加炉膛的燃烧率。
降低分离器出口压力, 二方面的作用:一、降低分离器出口压力, 以降低水冷壁出口温度, 从而有效降增加炉膛的热量吸收, 降低炉膛出口温度, 对降低再热器出口温度起积极作用;二、降低分离器出口压力, 以增加锅炉蒸发量, 从而降低各级受热面温度, 但要与汽机的冲转参数匹配。
(4) 适当增加锅炉的燃料量, 减少给水量, 增加锅炉的蒸发量比例, 降低各级汽温。
(5) 提高给水温度, 二方面的手段:一、增加除氧器的辅汽加热量;二、启动阶段, 在水质合格的条件下, 尽量回收启动分离器的疏水;三、适当减少给水流量, 但要注意不能影响水动力安全。
(6) 在汽机冲转参数允许的条件下, 尽量开大高压旁路, 以增加锅炉受热面的通流量, 降低各级受热面的温度。
(7) 降低锅炉炉膛燃烧器摆动喷嘴的角度 (等离子断弧后) , 有效降低再热器出口温度。
(8) 适当控制减温水, 调节各级蒸汽温度, 但必须注意避免减温水过调, 保持蒸汽的过热度。
(9) 整体协调上, 尽量减少锅炉旁炉运行的时间, 尽快进行机组冲转和并网, 提高锅炉的负荷, 避开蒸汽的高温区。
4 实践应用
以上对策是我们在多台超超临界机组的调试过程中, 逐步摸索出来的, 并通过了实践检验, 例如:在安徽某电厂一期工程2×600MW机组采用的国产超临界燃煤锅炉是由上海锅炉厂有限公司制造的单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式, 平衡通风、固态排渣、露天布置、燃煤、全钢构架、全悬吊结构п型超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉。在A磨出口粉管上分别装了四台等离子点火器, 锅炉点火直接用等离子进行点火, 油枪作为备用。在#1机组的初期调试过程中, 过热器和再热器汽温难以控制, 出现超温现象, 甚至导致过热器和再热器数次爆管;而在#1机组后期调试和#2机组的调试过程中, 由于采用以上措施则成功的避免了此类事故的再次发生, #2机组甚至创造了调试阶段零MFT的佳绩。
另外, 在此后的600MW、1000MW机组的调试过程中这些措施均收到了良好的效果。
5 结论
事实证明, 此间所列措施如果加以应用, 可以将超超临界机组等离子点火启动阶段的汽温控制在合理范围内, 从而有效避免超温等不良现象的发生, 对于机组的安全性、稳定性有积极的作用。
参考文献
[1]967-1-8601锅炉设计说明书.上海锅炉厂有限公司.
[2]牛涛, 陈颉.等离子煤粉点火技术在超超临界机组的应用及无燃油系统电站的建设.600/1000MW超超临界火电机组研讨会报告文集, 2008.9.
等离子点火的关键问题 篇7
1 600 MW超临界机组FSSS的特点
1.1 FSSS相关设备概述
国电铜陵发电厂一期工程锅炉由东方锅炉(集团)股份有限公司与日本巴布科克-日立公司合作设计、联合制造的,其型号为DG1900/25.4-Ⅱ1,型式为超临界参数变压直流本生锅炉。燃烧器分3层布置,每层前后墙各4只,共24只。每只燃烧器配有1套点火设备,包含油枪、点火枪、油角阀、吹扫阀各1支,另外中层前后墙各配3支启动油枪。
锅炉装设6套制粉系统,每套制粉系统由1台磨煤机和1台给煤机组成,磨煤机采用上海重型机器厂引进美国CE公司技术生产的HP-1003型碗式中速磨煤机,给煤机系上海发电设备成套设计研究所生产的CS2024型电子称重式给煤机,并在锅炉下层前墙配置了青岛龙源生产制造的等离子系统,其控制系统结构图如图1所示。
1.2 FSSS构成
1.2.1 控制对象
FSSS的控制对象主要有:6台磨煤机和给煤机、2台一次风机、等离子设备、燃油总阀、点火油泄漏试验阀、启动油快关阀、2台回油阀、24套点火枪设备、6套启动油枪设备、2台密封风机、2台火检冷却风机,并能够跳闸其系统以外的设备,如:汽轮机、小汽机、电除尘和脱硫系统等。由此可见,FSSS是一个直接影响全厂运行安全的保护系统。
1.2.2 主要功能
FSSS要能在锅炉存在较大生产运行安全问题时,及时跳闸锅炉设备,并正确动作相关系统设备,以保证人身及设备的安全。主要完成以下功能:
(1)锅炉启动前的燃油泄漏试验;
(2)炉膛吹扫;
(3)锅炉主燃烧跳闸(MFT)保护联锁功能;
(4)OFT保护联锁功能;
(5)保护动作相关系统(如:汽机、脱硫系统等);
(6)火焰监视及报警。
1.2.3 MFT逻辑构成
MFT是全厂最重要的热控保护之一,下面任一条件发生时,就触发MFT动作:
(1)机组负荷>120 MW且汽机跳闸;
(2)2台送风机全停;
(3)2台引风机全停;
(4)2台空预器全停;
(5)炉膛压力高二值(延时3 s);
(6)炉膛压力低二值(延时3 s);
(7)总风量<30%(延时3 s);
(8)2台冷却风机均停(延时10 s);
(9)炉膛冷却风压力低(延时10 s);
(10)全炉膛灭火;
(11)全燃料丧失;
(12)有任一煤层投运且油枪都未投运时2台一次风机均停;
(13)主蒸汽压力过高(延时3 s);
(14)省煤器进口流量低(延时20 s);
(15)省煤器进口流量低(延时3 s);
(16)3台给水泵均停(延时3 s);
(17)再热器遮断;
(18)操作台手动跳闸;
(19)FSSS保护柜电源消失。
2 调试过程中出现的问题及对策
随着这2年国际油价起伏不定,不少发电企业开始选择等离子点火系统作为主要的锅炉启动手段,尽可能地减少燃油消耗。国电铜陵电厂采用了该设计,在锅炉底层前墙配置了4台等离子发生器,等离子发生器轴向安装在等离子燃烧器上,用以产生高温等离子体,为等离子燃烧器提供点火能量。由于启动方式的改变,使得原先针对燃油点火的FSSS控制逻辑在细节上不再适应生产的要求,在1号机组调试过程中,发现一些问题。
2.1“全燃料丧失”逻辑的改进
MFT触发条件之一“全燃料丧失”的逻辑内容详细描述为:当锅炉某煤(油)层已运行后,若所有磨煤机停止且燃油中断,即发生全燃料丧失。之所以有“当锅炉某煤(油)层已运行后”这一条件,是考虑到锅炉启动前设备的停止状态,避免逻辑死循环,以及锅炉未运行前,防止启动初期设备故障,触发MFT,造成很多相关设备的保护动作,拖延启动时间。详细逻辑见图2。其中:“某油层已运行”表示该层油层中油枪已投入,对应油阀已打开,并且有相应的火检。“某煤层已运行”表示该煤层磨煤机和给煤机均运行,且任意3个火检有火。
锅炉冷态启动时,采用等离子点火系统进行无油点火,启动等离子对应的磨煤机和给煤机,由于等离子暖风器温度偏低,磨煤机进口一次风温不高,煤粉未能很好的干燥加热,因此,在点火一段时间后,无法检测到火焰,磨煤机因无火跳闸。根据前面的判据,虽然磨煤机和给煤机均运行,但因为一直没有火检,因此不能构成“当锅炉某煤(油)层已运行后”这一条件,即没有发触发MFT动作。但磨煤机和给煤机已运行了一段时间,有大量的未能充分燃烧的煤粉进入了炉膛内,为防止发生爆燃,应该触发MFT动作,然后进行炉膛吹扫后,方可再次点火。出现这一问题的原因是,以往在锅炉冷态启动时,均是先启动油层再启动煤层,由油层为煤层提供点火能量,而未考虑到等离子无油点火这一特殊情况。
这个问题的关键在于“某煤层已运行”这个条件不适应目前的运行要求,在无油点火时可直接投粉运行,因此可将“磨煤机和给煤机均运行,且火检正常”改为“磨煤机和给煤机均运行”即可,无需进行火检判断。这样,如果锅炉冷态启动时,不管有无火检,一旦该层磨煤机跳闸就触发MFT,强制进行吹扫,保证了锅炉运行的安全。当进行常规锅炉启动,油层先点火时,该逻辑同样适用。
2.2“全炉膛无火”逻辑的改进
MFT触发条件之一“全炉膛无火”的逻辑内容详细描述为:当锅炉某煤(油)层已运行后,若所有煤(油)层火检均消失,即发生全炉膛无火。其中:“某煤(油)层已运行”逻辑同上;“油层火检均消失”表示该油层燃烧器有3个或3个以上燃烧器失去火检或对应油角阀未开;“煤层火检均消失”表示该煤层燃烧器有2个或2个以上燃烧器失去火检或对应磨煤机停止。
常规锅炉冷态启动时,先进行油层点火,然后再启动煤层。在等离子点火系统进行无油点火时,直接启动煤层,利用等离子提供点火能量。最初点火时,由于锅炉系统处于冷态,环境温度较低,燃烧器出口火焰强度较弱,火检信号不够稳定,容易产生波动。所以,当磨煤机和给煤机均运行后,一旦同时检测到3个火检信号,“煤层已运行”条件即满足,由于火检信号的晃动,随时都可能有2个火检同时消失,这样就触发了MFT。出现这一问题的原因是,以往先进行油层点火时,油枪容易着火,且火焰比较稳定,虽然刚开始偶尔也会出现熄火的情况,但是总体上还是能够顺利启动的。
在进行了一定的试验后,发现在点火60 s以后,火检便趋于稳定,因此在等离子点火时,可以增加延时60 s后再进行煤层失去火焰的判断,考虑到防止这期间等离子出现异常,不能正常提供点火能量,可判断若10 s内煤层持续无火立即触发“全炉膛无火”,具体逻辑详见图3。这样,逻辑既保证了锅炉运行安全,又避免了点火期间锅炉频繁跳闸与启动,减轻了运行人员的工作量。
2.3“炉膛吹扫”逻辑的改进
原“炉膛吹扫”条件中包含“所有火检探头均探测不到火焰”条件,由于本系统带有等离子设备,在等离子正常拉弧工作时,不允许吹扫,因此将原条件改为“所有火检探头均探测不到火焰且所有等离子断弧”。
2.4 制粉系统保护逻辑的改进
(1)在等离子模式下锅炉点火时,完全由等离子提供点火能量,一旦其中某个等离子发生器不能正常拉弧,应立即关闭相应的出口门,防止未燃烧的煤粉直接吹进炉膛,因此应增加“在等离子方式下磨煤机运行且任意等离子断弧,联关相应出口门”。
(2)当等离子继续断弧大于等于2个时,由于只剩下一半的等离子在正常工作,不能保证有充足的点火能量,因此应立即跳闸磨煤机,快关所有出口门。即在原磨煤机急停保护逻辑中应加上“在等离子模式下,2/4等离子断弧”条件,及时保护锅炉安全。
(3)考虑到在无油点火方式下启动与底层前墙磨煤机(F磨煤机)临近的第二台和第三台磨煤机(A、D磨煤机)时,将原FAT设计中磨煤机启动条件中:“对应油层已投运且负荷>20%或50%”条件,改为对于A、D磨煤机或者满足上述条件或者“等离子模式下F磨煤机运行且煤量大于35 t/h”。这样在等离子继续拉弧且煤量大于35 t/h的前提下,锅炉是能够为相邻的A、D 2层提供足够的点火能量的。
3 结束语
目前,等离子点火已经在全国很多600 MW及以上大型机组中被使用,其运行特点和控制方法也渐渐为人所掌握,如何使其更加安全、高效地为电力生产服务,是值得深入研究探讨的课题。基于国电铜陵发电有限公司1号机组的调试工作,为控制等离子系统提供一些思路,希望能有一定的借鉴作用。
参考文献
[1]殷立宝.等离子点火在600 MW燃煤机组的应用[J].电力建设,2006,(12).
[2]杨献勇.热工过程自动控制[M].北京:清华大学出版社,1999.