小型燃油锅炉(共8篇)
小型燃油锅炉 篇1
1 引言
2009年8月3日, 广州某厨柜有限公司一台LSS0.3-0.7-YC型蒸汽锅炉发生爆炸事故。该锅炉于2006年6月由湖南某锅炉厂制造, 2006年7月由岳阳某安装公司安装, 2007年5月正式投用。为了解事故原因, 我们对其进行了详细的调查研究及检测分析。
2 现场情况
事故现场锅炉房石棉瓦房顶被掀开, 两侧墙壁部分倒塌, 后窗和前门破损。锅炉的燃烧机、顶盖板、安全阀及接管、吊耳、超压控制器等部件已飞出锅炉房, 部分部件掉入锅炉房对面的车间, 最远距离达70m;主蒸汽管道变形 (见图1~2) 。燃烧机主体、与燃烧机相连的上保温盖板、安全阀等部件未能找到。
3 资料审核及锅炉事故前状态
使用单位有该锅炉的出厂资料、安装资料、定期检验报告, 有持证操作的司炉工, 但无锅炉运行记录和其他记录。
据司炉工口述, 事故当天早上7:47开启锅炉, 开启时锅炉运行正常, 供汽至锅炉房左侧约10m远的油漆车间。之后锅炉压力升至0.7MPa, 锅炉自动停机, 压力下降至0.4MPa, 锅炉自动启动, 压力升至0.6MPa, 此后司炉工到锅炉房外左侧检查管道, 10min后锅炉发生爆炸。
4 测试与分析
4.1 宏观检查与现场测量
(1) 宏观检查
锅炉开裂部位为锅炉上汽箱的上平封头与内筒连接的角接接头, 整圈裂开, 裂口完全吻合, 上平封头已变形向上凸起, 裂口张开约60~68mm (见图2、图6) 。安全阀接管、主蒸汽管接管从上平封头管口中拉脱, 压力表 (含压力控制器) 的接管从上平封头管口处断裂, 两个吊耳从上平封头角焊缝上拉断飞出。对下水箱取样时发现其下平封头与内筒连接角焊缝穿透性开裂 (图3中箭头处) , 开裂长度为角焊缝长度的90%以上。下水箱的下平封头向下凸起变形 (见图4) 。
经对锅炉爆炸后的本体结构与锅炉设计图纸核查, 发现爆炸开裂处 (图5中部位1) 为角接接头结构, 与锅炉设计图纸中要求的扳边带垫板对接接头结构严重不符。上汽箱、下水箱各有三条环焊缝实际连接结构 (图5中部位1~6) 均为角接接头, 仅上汽箱的上平封头外侧为扳边对接结构, 而锅炉设计图纸中这些部位均为扳边对接结构 (见图5右) 。
角焊缝焊接工艺为单边焊未开坡口, 且存在大量未焊透缺陷。上汽箱内侧及水管内侧基本无水垢, 其下平封头上有少量堆积物。上汽箱内侧上半部局部有一些小面积的腐蚀坑, 最大腐蚀面积为准15mm, 腐蚀深度约1mm。
(2) 开裂口尺寸测量
上汽箱的上平封头在角焊缝处整圈开裂, 开裂后上平封头圆形裂口直径与内筒圆形裂口直径的差值为18mm, 裂口张开距离约为60~68mm (见图6) 。
(3) 壁厚测量
上汽箱、下水箱的受压部件壁厚与钢板名义厚度差距较大, 根据GB713-1999的要求, 20g钢板允许负偏差为0.25mm, 宏观检查无明显均匀腐蚀、磨损减薄, 可以认定原始钢板负偏差超过标准规定值。
(4) 安全附件检查
锅炉本体上的安全阀、压力表现场未能找到。
(5) 机械性能试验: (a) 在上汽箱内筒上制取两个拉伸试样, 拉伸试验结果表明:上汽箱内筒材料的机械性能指标符合GB713-1997对20g钢板的要求。 (b) 在上汽箱内筒上制取三个V型夏比冲击试样, 试验结果表明:上汽箱内筒材料的冲击功符合GB713-1997对20g钢板的要求。 (c) 采用里式硬度计对现场切割取回的上汽箱内筒样品进行硬度测试, 结果未见异常。
4.2 化学成分分析及金相检验
采用16元素光谱分析仪对锅炉的四个受压部件 (标称材质均为20g) 进行化学成分分析。参考GB713-1997与GB/T222-2006, 上汽箱上平封头、下水箱内筒和上汽箱内筒的材质不符合20g的要求, 上汽箱内筒和下水箱下平封头材质的C含量偏低, 上汽箱内筒的P元素含量超标。化学成分分析结果与锅炉质量证明书中的数据不符。
对上汽箱内筒样的火侧、汽水侧取样进行复膜金相检验。其火侧组织为珠光体加铁素体, 珠光体较少, 3.5级球化;汽水侧组织为珠光体加铁素体, 珠光体较少, 3.5级球化 (见图7) 。对下水箱下平封头与内筒角焊缝制取试样进行金相检验, 封头侧过热区为魏氏组织, 晶粒异常粗大, 且有大量网状铁素体 (见图8) 。
5 原因分析
锅炉上汽箱、下水箱内筒和上、下平封头连接结构为角接接头, 焊接工艺为单边焊未开坡口, 造成大量未焊透缺陷, 不符合《蒸汽锅炉安全技术监察规程》 (96版) 第47条的要求。该焊接接头结构和未焊透缺陷导致该位置严重应力集中。
上汽箱的上平封头、下水箱内筒的材质与材质证明书上标称的20g不符, 上汽箱内筒和下水箱下平封头材质的C含量偏低, 上汽箱内筒的材质P元素含量超标。
开裂角焊缝处组织异常, 熔合线附近存在晶粒粗大、网状铁素体等微观缺陷, 造成焊接接头的强度和韧性下降, 因此在应力集中作用下, 导致锅炉爆炸事故的发生。
6 结语
(1) 锅炉上汽箱、下水箱的焊接采用了角接接头结构, 与原设计结构不符, 且焊接质量差, 存在严重的先天性制造缺陷, 这是导致锅炉爆炸事故的直接原因和主要原因。
(2) 由于小型蒸汽锅炉持证上岗的司炉人员难以实行专职是客观存在的问题, 为了加强水质处理监控, 推行小型蒸汽锅炉日常保养工作制度, 应优先选用铜合金材料的全启式安全阀。安全阀自动开启;熄火保护联锁报警;低水位保护联锁报警;每月至少试验一次。
摘要:某锅炉上汽箱、下水箱的焊接采用了角接接头结构, 与原设计结构要求不符, 且焊接质量差, 导致锅炉爆炸事故。文中介绍了对该事故进行调查研究及检验检测的过程, 给出了事故原因及相关的建议。
关键词:焊接缺陷,测试,分析,开裂
小型燃油锅炉 篇2
朱浙乐
(中国联合工程公司 浙江 杭州 310052)
摘要:循环流化床锅炉作为一种资源回收再利用的设备在电力工业中得到广泛应用,除渣系统是锅炉安全运行的重要配套系统之一。除渣系统按设计规范推荐多数采用水冷式滚筒冷渣机 +机械输送系统,除渣系统连续运行。鉴于中小型CFB锅炉大多排渣量非常少,本文通过优化除渣系统流程,将系统连续运行改为断续运行,一方面可以减少能耗,另一方面减少磨损延长设备适用寿命。
关键词:CFB锅炉;除渣系统;运行方式;节能 1导言
循环流化床锅炉作为一种资源回收再利用的设备在电力工业中得到广泛应用,除渣系统是锅炉安全运行的重要配套系统之一。目前设计规范中对除渣系统的设计推荐采用水冷式滚筒冷渣机+机械输送,系统出力按锅炉排渣放大一定系数。系统需要连续运行冷却锅炉排渣,而中小型循环流化床锅炉的排渣量相对较小(锅炉一般排渣量只有1~2t/h,具体情况是煤种变化),小时渣量小于设备出力,导致设备低负荷运行。本身设备出力较小,大部分功率用于维持机械设备运转做功,输送物料做功较小,所以设备空耗较大。冷渣器需要连续运行冷却锅炉连续排渣,在冷渣器后增加缓冲储仓容纳一定时间的锅炉排渣,这样后续输送设备就可以做到断续运行(比如几个小时内运行几十分钟)。
2系统方案设备配置及布置比较
某电厂2×130t/h CFB锅炉满负荷小时排渣量为1.1t/h,锅炉设置两个正常排渣口和一个事故排渣口,排渣口离地面高度2.8m。按设计规范推荐设计每台锅炉排渣配两台水冷式滚筒冷渣机出力(0~4t/h),两炉公用一套机械输送系统出力10t/h。处理流程为:冷渣机→埋刮板输送机→ 斗式提升机→ 渣仓。冷渣器架高布置于锅炉房零米,埋刮板输送机布置锅炉房零米地沟内(地沟上加盖板不影响锅炉房通行,检修时打开盖板即可),斗提机及渣仓布置与锅炉房外。
采用断续输送系统方案,需要在冷渣器后加入缓冲储仓,根据锅炉排渣量在每台冷渣器后设置一只2m³的缓冲仓,大约可以储存锅炉3h的排渣量。系统处理流程为:冷渣机→2m³缓冲仓→埋刮板输送机→ 斗式提升机→ 渣仓。系统布置由于增加了缓冲仓,需要增加一定得高度空间来布置,地沟适当挖深即可(本身埋刮板高度较小)。
3运行费用比较
针对同样的两台锅炉,两种方案的设备配置一致,唯一的区别就是断续运行方案增加一个缓冲仓;两个方案中冷渣机都是连续运行,后续输送设备运行方式不同,下面对两种方案设备运行进行比较。
断续方案中配置两只2m³的缓冲仓,大约可以储存锅炉3小时的排渣量,设定3小时为一周期启动输送设备运行一次。两台锅炉3小时渣量为2×3×1.1=6.6吨,输送设备出力10t/h,输送完需要0.66小时(约40分钟)。
连续运行方案中设备连续运行3小时,输送渣量为2×1.1=2.2t/h。埋刮板输送机及斗士提升机的额定功率分别为7.5kw、5kw。实际运行中根据设备的实际出力而定,满载和轻载电机功率不一样;而对于本次选用的小出力设备载荷对于设备功率影响不是很大,大部分载荷用于维持设备自身空载运转。按照相关手册经验公式计算两种载荷情况下的电机功率,来进行验算比较。
连续运行系统运行3小时输送设备消耗的能量为:(3.1+4.5)×3=22.8kwh,每天的能耗为22.8×8=182.4kwh;设备年运行天数取300天,则年能耗为182.4×300=54720kwh。
相对于断续运行系统,3小时为一周期,每个周期运行40分钟,一天运行320分钟相当于5.33小时。设备每3小时能耗为(3.9+5)×3=5.93kwh,每天能耗为5.93×8=47.47kwh;设备年运行天数取300天,则年能耗为47.47×300=14240kwh。
通过上述对两种系统的运行能耗比较可见断续运行系统的能耗为联系运行系统的三分之一不到,可见断续运行系统节能效果明显。
4设备运行维护
埋刮板输送机及都是提升机作为机械输送设备,其运行过程中存在磨损,运行到一定时间后需要对相关磨损件进行维修更换才能继续正常运行。设备磨损跟设备的使用时间相关,用的时间越长磨损就会越厉害,所以适当减少设备的使用时间也是延长设备寿命的有效办法之一。
连续运行系统输送设备年运行天数为300天/年,而断续运行系统输送设备的年运行天数为67天/年;可见断续运行系统的适用天数远远小于连续运行系统,对机械输送设备的使用寿命和维护肯定要比连续运行系统好很多。
5结论
通过上述对锅炉除渣系统的连续运行和断续运行两种方案进行比较,通过对系统设备配置、系统布置、能源消耗、运行维护使用寿命进行比较,可见断续运行系统明显要好于连续运行系统。
参考文献:
小型燃气冷凝式锅炉的开发 篇3
天然气是一种无色、无味的节能环保型燃料,其热值为煤气的2.5倍,燃烧后的产物主要是水和二氧化碳。天然气锅炉主要的热损失是排烟热损失,排烟中含有一定量的显热和大量的水蒸气的汽化潜热。而排烟中水蒸气的含量比较高,水蒸气的汽化潜热所占的份额相当大[1,2]。若能充分利用水蒸气的汽化潜热,无疑将大大提高锅炉的热效率。目前主要通过降低排烟温度的方法,使温度降低到烟气的露点温度以下来回收和利用这部分热量[3]。降低排烟温度意味着增加相应的受热面的吸热量,而受热面的吸热量与接触面积和传热系数有关。
目前,降低排烟温度的方式,主要有两种,一种是增大受热面的接触面积;另一种是提高受热面的传热系数。针对这两种方式,采取的措施如下[4]:
1)增大锅炉本体(即炉膛)辐射和对流换热受热面积,或者提高受热面传热系数。
冷凝式燃气锅炉炉膛主要是通过对流管束与烟气接触进行换热,增加换热面积意味着锅炉管束(烟管数量、长度)的增加,过多的管束会使管束排布过密,降低烟气流速及传热系数,不利于强化传热。提高锅炉传热系数,主要是通过增加扰流子的方法。增加扰流子的方法有采用变截面的管束、管束内部插扰流子或者管外通过增加肋片的方式来增大传热系数,强化传热。
2)增大锅炉尾部的受热面积(即锅炉尾部增加冷凝换热设备)。
天然气是一种洁净燃料,燃烧的产物中二氧化硫和三氧化硫的含量极少,而且烟气中粉尘的含量也极少,不会因为冷凝使粉尘颗粒附在受热面上,增加传热热阻影响传热效果。当烟气从锅炉管束出来进入大气之前,可以考虑在锅炉尾部给其增加个冷凝换热设备,吸收烟气中部分的显热和烟气中过热的水蒸气的汽化潜热,降低锅炉的排烟温度的同时提高锅炉的热效率,节约能源,保护环境。
本文介绍的冷凝式锅炉,主要采用在天然气锅炉尾部增加换热设备的方式来吸收烟气中显热和水蒸气的汽化潜热来提高锅炉的热效率。
1 设计方案
该小型冷凝式锅炉在锅炉尾部增加的换热设备主要有省煤器和板式换热器等[5]。板式换热器是由许多波纹形的传热板片,通过橡胶垫片压紧组成的可拆卸的换热设备。板片组装时,两组交替排列,板与板之间的橡胶密封板要用粘结性好的粘结剂将其粘结起来并固定好,一方面是为了防止流体泄漏出来影响了传热效果,另一方面是为了挤压两板之间的通道,形成狭窄的网形流道。由于外力的作用,换热器板片相互挤压并形成各种波纹形,这样不仅增加了换热的板片的受热面积,同时增强了其刚性,产生的波纹液体在其上面流过时,容易形成湍流,从而达到强化传热的目的。
板式换热器的特点:体积小,占地面积少,传热效率高,在一般情况下,换热系数为在4000kW/m2左右,是管壳式换热器的3~5倍。通过设备的流体能够在板片波纹的作用下形成湍流,达到充分换热的目的。板式换热器的污垢系数比较低,流体在板片间运动时激烈的翻腾形成了强烈的湍流,尽可能地避免了死区的存在,杂质就不易在通道中沉积堵塞,保证了良好的传热效果;
根式换热器的缺点:密封周边较长,容易泄漏,使用温度一般要低于180℃,承受压力一般为2.0MPa,由于其工作压力和工作温度不是很高,限制了其在比较复杂的工况中的使用。其传热面积的增大,必然造成了板式通道的狭窄,因此也不适合用于杂质较多、颗粒较大的介质,一旦发现板片结垢必须拆开清洗。
省煤器是一种通过增加锅炉总的对流传热面积来提高锅炉效率的换热器。国内外省煤器的种类很多,主要是光管省煤器、搪瓷管省煤器、鳍片管省煤器、螺旋肋片管省煤器和膜式省煤器等。其中光管、鳍片管、螺旋肋片管的结构示意图如图1所示。
光管省煤器由于其相对于其他省煤器的传热面积较大,传热系数较小,而且当温度比较低的时候,烟气流速比较快,吸热效果比较差,造成排烟温度比较高,浪费了大量的能源。在实际使用中,磨损比较严重,使用寿命比较短,宜堵灰,对锅炉的正常运行会带来隐患。若是对其采取增加防磨套或喷涂防磨涂料,这样虽然可以减轻其磨损,但同时也增加了阻力,减小了传热系数,浪费资源,积灰的难题仍然解决不了,正在逐渐被其他省煤器所替代。
鳍片管省煤器组成部件分为两部分:基管和纵向矩形鳍片。通过在其外侧增加肋片的方式,增大受热面积来增强传热[6]。与光管相比,其具有以下优点:相比光管省煤器增大了换热面积,鳍片管换热面积有两部组成:光管和扩展表面。当其与光管的外形尺寸相同的情况下,其换热面积相对光管大,不仅提高了换热能力,而且还提高了传热效率。由于其外侧增加了换热面积,在传热量相同的情况下,其结构比较紧凑,减少了换热器的面积。鳍片管两两靠近的时候,两个鳍片管的交界处会形成一个曲径的小烟道,当烟气从中经过的时候,会形成一个中间高、两边低的速度场,由于温度场的存在,会使烟气经过小烟道时,中间速度很快,而两边的温度比较低,使此处产生气流扰动,造成流动边界层分离,使鳍片上的流动边界层和热边界层变薄,从而使流动边界层的长度变短的同时并破坏了层流低层,增强了传热系数,起到了强化传热的作用。在结构相同的情况下,鳍片管省煤器的传热面积大于光管省煤器的传热面积,在相同传热量的情况下,可以适当缩减鳍片管省煤器管束的排数,从而使换热器的阻力下降。由于其传热系数的增加,强化了其传热能力,在保证传热量相同的情况下,可以适当的降低管外流体的速度,同时也降低了受热面的磨损,节约了能耗。
螺旋肋片管省煤器[7]相对于其他省煤器,具有特殊的传热特性。单位长度的受热面积比较大,由于在其外层加上了环形的肋片,当烟气经过它时会产生扰流,由于气流的原因,灰粒在水平方向是不断移动的,在中间处,灰粒的浓度比较集中,减轻了其对管子的摩擦和冲刷的频率,降低了其对管子的冲刷力。通常情况下,省煤器的管子背面容易积灰,但迎风面积灰的可能性就很少了,烟气在流经此处时,产生的湍流强度比较大,对管子自身起了清扫的作用。其传热系数增大,传热面积增大,在相同的传热量的条件下,可适当降低烟气的流速,减轻了烟气对管子的磨损,延长了其使用寿命。
省煤器的布置主要有错列和顺列两种布置方式[8]。鳍片管省煤器也有这两种排列方式,虽然顺列的布置方式相对于错列的布置方式来说排列比较简单,烟气在流动的过程中阻力比较少,但同时也减少了传热面积,降低了传热系数。当鳍片管省煤器顺列布置的时候,前排的管子一直将后排的管子放在其阴影区域里,而且迎风面的传热系数要高于背风面。当管子错列布置时,烟气在其中不易通过,虽然阻力比较大,但容易产生扰流,增强了传热系数,强化了传热效果。鳍片管省煤器布置时候,通常采用错列布置。
2 设计计算
该锅炉额定蒸发量D=2t/h,锅筒额定蒸汽压力1.25MPa。燃气在锅炉内燃烧后,烟气经过锅炉管束后进入到省煤器中,先经过鳍片管省煤器,再经过搪瓷管省煤器把烟气温度降低到50℃以下,最后排到大气中。
由于在燃气锅炉设计中,燃气锅炉的密封性很好,所以各处的的过量空气系数取值为1.1;漏风系数为0。燃气在锅炉中燃烧的计算过程,跟普通锅炉的计算过程都是一样的。天然气的成分组成如表1所示。计算过程及计算结果如表2所示。
烟气进入到锅炉尾部的省煤器中,先经过鳍片管省煤器将烟气温度降低到该压力下水蒸气的饱和温度,后用搪瓷管省煤器将烟气冷凝。
鳍片管省煤器规格 500mm×500mm。单根管数据:ϕ38鳍片管,单根管受热面面积Hsm=1.0052m2/m,横向排数z1=4,纵向排数z2=12。
搪瓷管省煤器规格500mm×500mm。单根管数据:ϕ38搪瓷管,受热面面积Hsm=0.06m2/m,横向排数z1=8,纵向排数z2=18
省煤器计算的主要式如下:
烟气侧放热量为:
Qrp=φ(I′-I″) (1)
传热面积为:
H=BjQcr/KΔtpj (2)
式中:I′—进口烟焓,kJ/kg;
I″—出口烟焓,kJ/kg;
Bj—燃料的燃烧量,m3/s;
Qcr—受热面传热量,kJ;
Δtpj—平均温差(用对数法求),℃;
K—传热系数,kW/(m2·℃),根据相关文献,第一段省煤器的传热系数选取为0.0373,第二段省煤器的传热系数选取为1.5。
省煤器的受热面积为:
H=z1z2Hsm (3)
式中:z1—横向排数;
z2—纵向排数;
Hsm—单根管受热面积。
通过上述公式以及选取的数据进行计算,烟气经过对流管束及省煤器的后烟气温度如表3所示。
3 经济效益分析
按照高位发热量来计算,该锅炉热效率为93.2%,按低位发热量来计算其效率可以达到108%(传统锅炉的热效率按低位发热值计算一般为85%)。根据资料,对北京的天然气供热情况进行调查:到2011年底,北京全市供热面积将达到6.79亿m2,其中利用天然气供热的供热面积将达到3.13亿m2,占全市所有供热面积的46%。全市的供热锅炉房有5800多座,其中燃气锅炉房大约有2800座。如果对北京地区的天然气供热锅炉进行烟气冷凝换热回收热量,按照每台天然气锅炉的热效率提高为7%~10%,那么2t/h锅炉每年节约的天然气量为3万~4.2万m3,目前北京天然气的价格大约为2.05元/m3,每年就可节约燃料费用为6万~8.6万元,同时每天产生大约2t、50℃左右的凝结水可以回收利用;就2006年来说,北京的天然气用量为21亿m3,节约天然气的用气量为1.4~2.1m3,节约的燃料费用为208亿~4.2亿元,同时相应的减少了NOx化合物排放,减少了碳排放,减少了对大气的污染,并且同时产生87.5万~125万t的凝结水,可回收利用。
4 结语
在锅炉设备中,决定锅炉效率的因素有燃料的种类(含氢量)、锅炉的排烟温度、工艺流体的温度、燃料的含水量、过量空气系数以及空气的湿度等。该锅炉采用的冷凝换热设备主要是搪瓷省煤器,相比螺旋肋片省煤器,搪瓷省煤器使烟气温度降得更低,在所处的温度区段不会结露,也不存在冷凝式液腐蚀,受热面始终是比较干燥的,烟气中的灰尘不易粘结。
摘要:冷凝式燃气锅炉是节能和环保型锅炉,通过增加尾部受热面对烟气进行冷凝换热,吸收烟气中水蒸气的汽化潜热,降低排烟温度。对冷凝式锅炉烟气冷凝方案不同的换热设备进行相应的分析讨论,并采用搪瓷省煤器对烟气进行冷凝换热,锅炉的热效率明显提高。
关键词:燃气冷凝式锅炉,搪瓷管省煤器,烟气处理,效率,节能
参考文献
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小型柴油机燃油系统维修5问 篇4
如果小型柴油机是逐渐熄火而不是突然熄火, 大多数是燃油系统的故障, 可以打开喷油泵或者柴油滤清器上的放气螺钉, 用喷油泵手柄连续泵油, 若油流中的气泡总不消失, 一般是负压段存在漏气。所谓“负压段”, 是指从燃油箱至输油泵进油口之间的油路。柴油机工作时, 喷油泵对这段油路产生吸力, 因而这段油路的油压低于大气压。在负压段, 漏油较少, 而漏气较多, 因此排除柴油机油路中的空气应当从负压段开始。
2.怎样保证喷油泵柱塞调节臂安装在调速拨叉内
在三轮农用运输车上, 由于其柴油发动机 (例如S195型) 位于车架的里面, 而柴油机的喷油泵总成以及调速杆件等安装在定时齿轮室盖上。在喷油泵维修 (例如更换柱塞偶件等) 后, 由于周围机件的阻碍, 当喷油泵总成向定时齿轮室盖安装时, 柱塞调节臂很难准确地装入调速拨叉的槽口内, 容易造成油门失去控制而产生“飞车”事故。
下面介绍几种简易而准确的安装方法:
(1) 将柴油机的油门手柄置于最大油门位置, 通过连接杆件使调速拨叉也处于最大供油位置;又将柱塞调节臂放在最大供油位置, 小心地保持上述位置不动, 然后将喷油泵总成水平地插入喷油泵安装孔内, 柱塞调节臂一般会进入调速拨叉槽口内。
(2) 打开定时齿轮室盖正面的观察孔盖板, 一边用手电筒等光源照射观察孔内, 一边插入喷油泵总成, 直到柱塞调节臂准确无误地进入调速拨叉槽口内。
(3) 用锉刀将调速拨叉的槽口端头锉出1×45°倒角, 利用倒角斜面的导向作用, 使调节臂比较准确地进入拨叉槽口内。对于采用齿条齿圈方式调节供油量的喷油泵, 也可以使用同样的方法, 对齿圈上的叉口进行锉修, 这样在安装柱塞时, 柱塞上的榫台就比较容易进入齿圈的叉口内。
(4) 将柴油机的油门手柄放在供油位置, 拉紧调速器弹簧, 使调速拨叉槽口靠向定时齿轮室壳体一侧。然后将喷油泵柱塞调节臂推向最大供油位置, 也靠向定时齿轮室壳体一侧。再顺时针方向转动飞轮, 找到压缩上止点后再转动180°, 最后将喷油泵总成对准安装螺柱向里推进, 一般能装配准确。
以上几种方法可以交叉使用, 相互验证。无论采用何种安装方法, 都不可粗心大意, 装配后还要进行检验。其方法是:先不要安装喷油泵上的出油阀, 在喷油泵总成插入到位后, 用手来回移动油门手柄, 从出油阀一端观察柱塞能否同步转动。如果柱塞不转动, 说明柱塞调节臂没有进入调速拨叉槽口内, 应该抽出喷油泵总成, 重新进行安装, 直到柱塞调节臂准确无误地进入调速拨叉槽口内, 以确保不发生“飞车”事故。
3.怎样就车检查出油阀的技术状态
让柴油机熄火, 拆下高压油管, 然后转动飞轮, 或者用喷油泵手柄泵油, 观察喷油泵的出油管接口, 如果该处有柴油渗漏, 说明出油阀已经磨损, 因而出现了泄漏。
4.高速运转时柴油机冒黑烟的原因何在
有一台180型柴油机, 怠速时运转正常, 一旦提高转速就冒黑烟, 若将出油阀紧座旋松些, 冒黑烟现象立即消失。取出出油阀弹簧和出油阀检查, 发现出油阀弹簧一侧有与出油阀紧座孔壁摩擦的痕迹。将出油阀弹簧装回出油阀紧座孔中, 然后倒放在平板上, 发现该弹簧偏向孔壁的一侧, 这说明出油阀紧座孔的底面不平。在怠速时, 虽然弹簧与孔壁也有摩擦, 但是由于弹簧工作频率较低, 循环供油时间长, 所以出油阀尚能落座, 对供油影响不大;当柴油机高速运转时, 歪斜的弹簧造成出油阀紧座滞后, 影响了正常供油, 因而柴油机冒黑烟。经过更换新的出油阀紧座后, 该故障不再出现。
5.怎样判断喷油器滴油的故障
小型燃油锅炉 篇5
结构:小型热水锅炉主要采用撬装模块式设计, 内部主要由燃烧室、热交换器、自动燃烧器、自动控制装置及配套设施构成。
工作原理:将天然气作为燃烧材料, 通过燃烧器转化成热量, 传递给水, 水经过加热达到一定温度, 利用水泵将水传递至各家各户, 达到供暖效果, 而传递过程会有热损失, 降温后的水又循环回到加热设备, 二次加入并进入到另一个循环过程。
主要工艺流程:清水通过全自动软化水供水机组处理后打入加热炉, 通过点燃天然气产生燃烧, 将水温加热到85度时, 通过循环水泵, 将高温水运送到各家各户, 从而传递热量, 热量散失后回到加热点。
工艺技术:此锅炉内部自控系统较为成熟, 燃烧功能能够自动实现, 并且, 有专门的控制装置来保证各种数字的准确精密, 并能够对产生的问题发出金宝宝, 根据外界环境的变化适时做出相应调整, 例如水温上升则锅炉自行停止燃烧工作, 而水温下降后又将自动开始燃烧工作, 有助于节约能源消耗以及提升工作效率。
热水锅炉水质硬度指标一般在0.3mmol/L, 通过全自动软化水供水机组处理后, 水质硬度指标一般小于0.01mmol/L, 远远低于热水锅炉水质要求, 降低了锅炉的腐蚀结垢情况及维修量。
2 与其它供热设备技术对比分析
2.1 运行能耗
二合一采暖炉燃烧情况不稳定, 并且容易局部燃烧, 某些零件受到偏移加热, 损伤增加, 而效果平均值低于节能标准80%, 仅仅达到75%, 所以在经济性和环保性能方面都无法达标。小型热水锅炉炉效可达88%左右, 节能烟箱的设计, 通过在烟箱内壁加涂特殊的辐射材料, 降低热损失;并在烟管内加装高效传热扰流构件, 进一步强化传热等措施确保了锅炉更高的燃烧及传热效率。
而且它具备自动启炉和停炉的功能, 当炉内水温达到85℃左右时, 小型热水锅炉可自行停止加热, 当回水温度降至55℃左右时, 设备自动启炉, 开始加热, 大大降低了耗气量。
相变真空炉则采用两回程燃烧室和优化的换热面设计, 确保了最佳的热传递, 使加热炉效率高达87%~91%。
2.2 安全性
二合一采暖炉的安全性较差, 首先, 它缺乏自行点火和熄灭系统, 另外加热炉的检查办法以及精密程度难以控制, 人员掌握燃烧情况的方法还停留在通过眼睛观察的状态, 内部火焰不稳定, 易灭火。
小型热水炉安全性较高。它的监控系统和燃烧器都具备自动运行功能, 能够精确掌握运行现状, 保证锅炉的稳定运行, 也不依赖人员看管, 不会发生因人员疏忽或者经验不足引起的火焰熄灭, 或者材料耗费高, 能量输出少的问题。
真空炉安全性最好, 能够保证外界气压大于内部压力, 因此基本杜绝压力膨胀发生爆炸的几率。
2.3 使用寿命
从寿命方面来讲, 二合一采暖炉程度最低, 影响寿命的重要原因就是内壁结垢, 结垢问题导致内部受热差异, 尤其是对于燃烧器附近的材料, 受热过大, 就会首先发生损伤。
小形热水炉内壁采用防腐衬膜, 内部材料受损程度大大降低, 检修维护相应减少, 而使用寿命变得更长。
真空相变炉其内部运行状况完全处于真空条件下, 并且不会产生结构, 因此使用寿命很长。湿背式回燃式结构, 有效保证了燃烧系统的运行寿命。
2.4 管理维护及供热负荷
“二合一”采暖炉属于压力容器管理范围, 因此每年需要开机检修, 更换附件 (更换火嘴、燃烧器、耐火砖、维修烟囱等) , 而小型热水锅炉和相变真空炉的损坏现象很少, 维修工作量相对较小。
“二合一”采暖炉和相变真空炉供热负荷范围比较大, 而小型热水锅炉的最高供热负荷为0.7MW, 适用于小型场所。
3 经济效益分析
3.1 初投资对比分析
若以一台额定热功率为0.29MW的炉子为例, 小型热水锅炉、“二合一”采暖炉、相变真空炉主要设备工程投资比较具体情况见下列各表。
通过上述对于经济性的比较来看。小型热水炉能够大大减小成本花费, 比起真空相变炉来说能够节约12.1万元, 比“二合一”采暖炉投资节省5.5万元。
3.2 运行费用对比分析
就小型热水锅炉、相变真空炉及“二合一”采暖炉进行效益分析, 以0.29MW采暖炉为例:
(1) 耗气量 (天然气价格为0.99元/立方米估算、湿气价格为0.54元/立方米估算)
小型热水锅炉耗气量为33Nm3/h, 年耗气量为14.2x104Nm3, 一年费用为1.4万元
相变真空炉耗气量为32.4Nm3/h, 年耗气量为14x104Nm3, 一年费用为1.39万元
“二合一”采暖炉耗气量为40Nm3/h, 年耗气量为17.3x104Nm3, 一年费用为0.93万元
(2) 年维护费用
这两种锅炉的独立运行状态都较好, 检修维护所需要的花费也较少, 从节约的角度来说, 远优于二合一采暖炉, 在检修方面可以每年少花费0.8万元。所以, 使用真空相变炉以及小形热水炉很便宜, 大约可以比二合一采暖炉便宜0.35万元的花销。
4 认识与总结
4.1 全面的比较起来, 小型热水锅炉所需要的花费较少, 从成本控制的角度来说可以得到认可。
4.2 该装备的供热能力强, 使用其供热的房屋内部温度一般能够满足基本室温———20℃~25℃的需要, 如何小队点标准。
4.3 独立运行能力强, 基本不需要人员盯防, 便于操作和解放人的劳动。
4.4小型热水锅炉较为稳定, 不容易出现意外, 检修问题少, 拥有气源和较为独立, 所以也适宜远站点使用。
摘要:本文总结了当前供暖设备中较为普遍应用的三种供暖装置, 小型热水炉, 真空相变炉, 二合一采暖炉, 比较了这三种供暖装置的优势和劣势, 从工作能力, 操作便捷度, 花费高低等方面进行比较, 说明了三者适合的使用范围, 并重点推荐了小型热水炉。
关键词:小型热水锅炉,二合一采暖炉,分析
参考文献
[1]王鹏.小型热水锅炉水动力特性研究[D].东北电力大学, 2007, 4, 26-27.
小型蒸汽锅炉安全技术管理探析 篇6
随着我国社会市场经济发展, 尤其乡镇小企业 (包括制衣、化妆品行业) 经济发展, 使得小型蒸汽锅炉 (水容积≤50L, 额定压力≤0.7MPa) 的用量增加较快。由于此类锅炉自身价值低, 设备使用单位认识不足及不重视;导致安全事故时有发生, 且逐年上升的趋势.根据《小型和常压热水锅炉安全监察规定》要求:小型蒸汽锅炉两年进行一次内外部检验及水压试验。在检查过程中往往发现持证上岗的司炉人员难以实行专职。现场内外检验普遍存在问题:
(1) 安全阀锈死, 不能自动开启泄压。
(2) 排污试验因水垢堵塞而不能排污。
(3) 水位表因水垢堵塞而出现假水位现象。
(4) 低水位联锁保护装置失效。
(5) 熄火保护联锁装置失效。
(6) 水压试验:一般在运行状况差2~3年就会出现本体渗漏现象。
上述问题主要原因是锅炉长期无人保养管理, 无定时排污及水处理工作所致。由于GB1576—2001《工业锅炉水质》规定:可采用炉内加药处理。大部分小型蒸汽锅炉安装时都没配备水处理设备, 因实际操作时持证上岗的司炉人员难以实行专职;锅炉长期使用未经软化处理的自来水入炉, 对水质未进行监督, 缺乏排污换水。新炉进行2~3年, 往往结垢很厚, 严重的会淤塞水管;不仅浪费燃料, 还会引起锅炉爆管, 烧坏锅壁, 严重的会引起锅炉爆炸。针对普遍存在无定时进行加药、排污等工作;我们进行了研究探讨, 设计出一套电气自动化系统, 对存在实际问题进行互补。实践表明:每天一次对水质化验及调校, 可满足锅炉安全运行的要求;下面介绍主要工作原理如图1所示。
1. 对燃油锅炉控制系统进行优化改进
在常规的燃油锅炉自动控制线路系统及常用“燃烧控制器LAL2”操控程序基础上, 利用PLC内置计数器, 时间继电器等元件;扩展 (1) 定时排污功能。 (2) 注药功能及其连锁报警功能。其中包括:汽压高不能排污, 低水位不能排污;熄火保护联锁报警;低水位保护联锁报警;超压停炉报警;注药箱缺药液报警。确保锅炉安全运行。
2. 智能化进行定时排污
EF06-3自动排污器, 安全、可靠、耐用等优点;原理:PLC发出脉冲电流控制排污器执行电机的开启速度;通过齿轮组合传动阀门打开或关闭, 并由磁感应微开关作为限位, (图2) 防止误操作而造成事故及损坏机械。齿轮组合机构作减少力矩, 手动时减速作用。
3. 炉内加药处理自动化
根据GB1576-2001《工业锅炉水质》规定:小型蒸汽炉可采用炉内加药处理, 注药系统控制有:
方案一:装设给水流量传感控制器, 传送给PLC进行计算后输出注药器电磁阀通电时间从而得到注药量。
方案二:在配药箱装设水位控制器根据配药箱每次补水容积计算注药量。前者设备昂贵, 但数据精确, 而后者设备简单便宜。用药量可参考表1。
4. 总结和建议
由于小型蒸汽锅持证上岗的司炉人员难以实行专职是客观存在问题, 为了加强水质处理监控, 采取加强自动化补偿措施, 改善锅炉运行水质差状况;确保锅炉更有效地安全运行, 并有小小建议仅供参考:
4.1小型蒸汽锅炉日常保养工作, 由相应资格单位进行维修保养;并承担相应责任 (参考电梯办法) 。
4.2加强水质化验管理, 根据化验结果调整相应炉内加药处理药量及排污数量。
4.3安全阀应优先选用铜合金阀体材料的启式安全阀。
4.4安全阀开启;熄火保护联锁报警;低水位保护联锁报警;每月至少试验一次。
摘要:通过对燃油锅炉电控系统改进升级, 采用可编程序控制器PLC为主板实现更安全的全自动控制。
关键词:安全技术,管理
参考文献
[1]工业锅炉安全附件与电气控制保护装置.北京科技出版社
[2]燃油锅炉安全技术.广州市劳动局
中小型锅炉脱硫脱硝技术简述 篇7
1 二氧化硫控制技术
中小锅炉脱硫技术可分为三类:燃烧前脱硫、燃烧中脱硫及燃烧后脱硫(烟气脱硫)。
1.1 燃烧前脱硫
燃烧前脱硫是指利用选煤技术降低煤中硫成分,煤的含硫量可降低40%[2]。选煤技术主要有物理法、化学法和微生物法。物理法是我国广泛采用的选煤技术,主要有跳汰选煤、重介质选煤和浮选等,物理法针对煤中的无机硫成分;化学法针对煤中的有机硫成分,主要有碱液法和其他氧化法;生物脱硫是利用微生物(氧化亚铁硫杆菌和氧化硫杆菌)将煤中硫分转化为硫酸盐。生物脱硫能去除煤中90%的黄铁矿和40%有机硫[3]。物理法和化学法需要消耗大量水资源,产生废水的较高浓度的悬浮物和COD。生物脱硫由于微生物繁殖速度有限,因而工业化程度较低。
1.2 燃烧中脱硫
燃烧中脱硫是指在煤燃烧过程中,将煤中的硫分转移到固体废物中,减少SO2的排放,主要技术方法有煤粉炉直接喷钙脱硫和型煤固硫。煤粉炉直接喷钙原理是在炉膛低温区域喷钙,吸收SO2,脱硫效率仅为30%~40%,脱硫效率有限,通常和尾部活化器增湿相结合,可使脱硫效率达到70%以上[4]。固硫技术是通过向煤中加入固硫剂(石灰石),煤燃烧生成的SO2与固硫剂反应生成硫酸盐而留在灰渣中,固硫技术的脱硫效率一般为40%~50%[5]。
1.3 燃烧后脱硫(烟气脱硫)
燃烧后脱硫即锅炉烟气脱硫,是当前主要的脱硫方法。烟气脱硫技术原理是利用吸收剂吸收除烟气中的二氧化硫,并使其转化为稳定的硫化合物。烟气脱硫技术按脱硫剂及脱硫反应产物的状态可分为湿法、干法及半干法三大类。其中湿法脱硫技术应用较为广泛,主要的湿法脱硫工艺有石灰/石灰石-石膏法、钠钙双碱法和氨法。
1.3.1 石灰/石灰石—石膏法
工艺原理:锅炉烟气经进口挡板进入增压风机,通过烟气换热器后进入吸收塔,洗涤脱硫后的烟气经除雾器除去带出的小液滴,再通过烟气换热器从烟囱排放,脱硫副产物经过旋流器、真空皮带脱水形成脱水石膏,脱水石膏含水率小于10%。
采用石灰或石灰石作为吸收剂时,湿法脱硫系统运行控制指标各不相同。
石灰/石灰石-石膏法是主流脱硫工艺,90%以上的锅炉烟气脱硫采用该工艺,脱硫效率大于95%,技术成熟,运行可靠性高,对煤种适应性强。我国石灰、石灰石资源丰富,吸收剂价格低廉,但是脱硫设备易腐蚀、结垢、堵塞,此外脱硫石膏资源化利用是当务之急,每脱出1tSO2,产生2.7t石膏混合物,据统计我国脱硫石膏的利用率不超过10%,脱硫石膏处理已成难题[8]。
1.3.2 钠钙双碱法
工艺原理:它首先用一种碱(通常是氢氧化钠或碳酸钠)溶液吸收二氧化硫,生成亚硫酸氢钠;然后在再生池内用石灰或石灰石将亚硫酸氢钠再生成亚硫酸钠,再生的吸收液循环再利用,而SO2以亚硫酸钙和石膏的形式析出。
钠钙双碱法最早在美国和日本得到应用,脱硫效率为90%以上[9]。石灰/石灰石-石膏法吸收二氧化硫,生成亚硫酸钙、硫酸钙的溶解度较小,容易结晶析出,容易造成吸收塔设备及管道的堵塞;双碱法采用钠基脱硫剂,其碱性强,生成的亚硫酸钠和硫酸钠的溶解度较大,相对于石灰/石灰石-石膏法,双碱法对设备的堵塞有较大改善。但是双碱法工艺较为复杂,设备占地面积大;由于氧化副反应生产的硫酸钠无法再生,需要不断补充钠基吸收剂,吸收剂的成本较高。
1.3.3 氨法脱硫
工艺原理:锅炉烟气进入吸收塔,含氨的吸收液吸收烟气中的SO2,脱硫后的净烟气经除雾按要求排放。吸收液吸收烟气中SO2后在氧化设施中被氧化成硫酸铵,所形成的硫酸铵溶液脱水干燥,产物为含水率小于5%的硫酸铵。
氨法脱硫为液气反应,接触面积大,脱硫效率高一般大于95%;脱硫装置的工艺简单,布置合理,占地面积小,与石灰/石灰石-石膏法脱硫技术相比,占地面积可节省50%以上[10]。副产物硫酸铵价值高,经济效益高;但设备腐蚀较为严重,脱硫剂氨水成本高,有足够低廉的废氨水来源的企业(化肥厂)适宜选择氨法脱硫;氨易挥发逃逸,形成气溶胶,对周边环境造成影响,尤其对钢结构建筑有较强的腐蚀。
综上所述,从脱硫率、使用原料、副产品及其用途等方面,对比石灰石-石膏法、双碱法和氨法的脱硫情况,结果如表2所示。
2 氮氧化物控制技术
目前,控制NOx排放的技术措施大体上可分为两类:一类是低NOx燃烧技术(炉内脱氮技术),依据NOx形成机理,改造锅炉,抑制NOx生成。另一类是烟气净化技术,将生成的NOx还原为N2,从而脱除烟气中NOx;常见的烟气净化技术主要有选择性非催化还原脱硝(SNCR)、选择性催化还原脱硝(SCR)、SNCR-SCR联合脱硝。
2.1 低氮燃烧技术
低氮燃烧技术主要有空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧技术、烟气再循环技术。
空气分级燃烧的原理是将燃料燃烧分为2个阶段:第一阶段燃料在缺氧条件下燃烧,空气量为总燃烧空气量的70%~75%,降低NOx在该燃烧阶段的生成量;第二阶段,将剩余空气送入炉膛,与第一阶段烟气混合完全燃烧。该方法可使NOx的排放量减少15%~30%[12]。
燃料分级燃烧的原理将炉膛分为主燃区、再燃区和燃尽区,在主燃区送入80%~85%燃料,在过量空气系数大于1的条件下燃烧并生成NOx;在再燃区送入15%~20%燃料,使再燃烧区呈还原性气氛,将NOx还原成N2;在燃尽区送入空气,使再燃燃料完全燃烧。一般采用该方法可使的氮氧化物的排放浓度降低40%左右[13]。
烟气再循环技术是将空气预热器前的一部分低温烟气抽出,直接送入炉内,降低燃烧温度,降低氧气浓度,NOx生成受限。烟气再循环率为15%~20%,NOx减排效率约为25%[14]。
2.2 选择性非催化还原脱硝(SNCR)
工艺原理:SNCR技术,即选择性非催化还原法,是将氨水或尿素在一定的条件下与烟气混合,反应温度在800℃~1100℃,在不使用催化剂的情况下将NOx还原成为无毒的N2和H2O。当还原剂为氨(NH3)时,其发生的反应主要如下:
SNCR脱硝工程主要包括还原剂的储备与制备、输送、计量分配及喷射。SNCR技术是利用锅炉炉膛作为脱硝反应器,通过改造锅炉可实现此技术的利用,因此SNCR技术的建设周期较短、成本较低,适用于改造中小型锅炉,具有较好的经济性,但脱硝效率较低,实际运行结果表明,应用于大型电站锅炉的SNCR的NOx的还原率只有25%~40%[15],可能造成较高的氨气逃逸率。
2.3 选择性催化还原脱硝(SCR)
工艺原理:利用还原剂在催化剂作用下有选择地与烟气中的NOx发生化学反应,生成氮气和水的方法。
SCR技术主要包括还原剂系统、催化反应系统、公用系统和辅助系统。SCR催化剂的主要成份为V2O5,催化剂类型可分为平板式、蜂窝式和波纹板型,反应温度为320℃~400℃,催化剂分层布置,一般为2~4层[16]。烟气中颗粒物、碱金属(钾、钠)和砷会导致催化剂活性降低。SCR是一种高效脱硝技术,脱硫效率为70%~90%,但整套SCR系统压力损失较大,约1000Pa[17],增加能耗,该技术投资、运行成本较高。低氮燃烧、SNCR、SCR技术比较。
2.4 SNCR/SCR联合脱硝
SNCR/SCR联合脱硝是锅炉烟气首先经过SNCR工艺脱除部分NOx,SCR利用SNCR工艺逃逸的还原剂进一步脱除NOx,减少了SCR技术的喷射系统。单一的SNCR脱硝技术(脱硝效率一般为25%~40%)难于满足现有的排放标准,而单一的SCR脱硝技术采用较多的催化剂,且设备复杂,投资和运行费用高,不适用于中小型的燃煤锅炉。由于该技术在炉膛上部和锅炉尾部进行氮化物的二次脱除,其脱硝效果远远大于单纯地采用SCR技术,脱硝效率大于80%[18],且投资成本、运行成本更低,SNCR/SCR联合脱硝技术适合应用在无法加装大量催化剂的中小型锅炉。
3 结语
锅炉燃烧前脱硫和燃烧中脱硫的脱硫效率有限,面对国家日趋严格的环保标准,当前中小锅炉脱硫技术主要考虑烟气脱硫,而烟气脱硫技术中以湿法脱硫应用较为广泛,因为湿法脱硫工艺是目前较为成熟可靠的烟气脱硫技术,脱硫效率较高,能够有效吸收烟气中二氧化硫,使烟气达标排放。但如何有效对湿法脱硫副产物的进行资源化利用,是湿法脱硫技术亟待解决的问题,以石灰/石灰石-石膏法为例,2010年,我国每年排出脱硫石膏1500×104t[19]。大量的副产物仍然以露天堆放为主,不仅占用土地资源,还会对环境造成二次污染。
低氮燃烧技术对NOx的产生进行源头控制,并且投资省,系统复杂性低,是最为经济的脱硝方式,在我国很大一部分锅炉燃烧器都进行了低氮燃烧技术改造,但低氮燃烧技术脱硝效率有限,为了确保锅炉烟气中NOx达标排放,低氮燃烧技术通常与SNCR或SCR技术联合应用。SCR技术投资成本高、占地面积大,在大型发电机组应用广泛;SNCR技术是一种建设周期短、投资少、脱硝效率中等的烟气脱硝技术,它比较适合于对中小型电厂锅炉的改造,SNCR技术和其他脱硝技术的联合应用可在较低投资成本下进一步降低NOx的排放。例如针对无法加装大量催化剂的中小型锅炉,SNCR/SCR技术具备较好的应用前景。
我国将在相当长的时间内,仍以煤为主要能源,我国大型发电机组均以装备脱硫脱硝设备,当前控制中小锅炉烟气污染已是必然趋势,中小锅炉应根据自身实际情况出发,因地制宜,采用有效适宜的脱硫脱硝技术,实现二氧化硫和氮氧化物的减排,这将对改善我国大气环境质量和减少酸雨危害起到关键作用。
摘要:近年来,SO2和NOx被纳入大气污染物总量控制指标,国家环境保护部颁布《锅炉大气污染物排放标准》GB13271-2014,排放标准日趋严格。随着大型火电厂已装备脱硫脱硝设备,削减中小型锅炉的SO2和NOx的排放量已是刻不容缓。通过概述中小型锅炉脱硫脱硝技术及现状,对比中小型锅炉脱硫脱硝工艺,对脱硫脱硝工艺中存在问题提出了建议,为中小型锅炉SO2和NOx治理提供技术参考。
小型燃油锅炉 篇8
我国的煤炭产量占世界煤炭总产量的42%, 在未来的20年内煤炭的产量仍将增加。我国SO2的排放量多年来一直位居世界第一, 排放的SO2中90%来自于燃煤, 而燃煤产生的污染物多大几十种, 其中危害最严重且在我国排放受控制的为SO2、烟尘、NOx。
二、我国环境现状分析
目前, 我国大气污染形势非常严峻, 以可吸入颗粒物 (PM10) 、细颗粒物 (PM2.5) 为特征污染物的区域性大气环境问题日益突出, 损害人民群众身体健康, 影响社会和谐稳定。随着我国工业化、城镇化的深入推进, 能源资源消耗持续增加, 大气污染防治压力继续加大。为切实改善空气质量, 2013年9月10日, 国务院印发的《大气污染防治行动计划》 (国发[2013]37号) 中制定的具体指标规定:到2017年, 全国地级及以上城市可吸入颗粒物浓度比2012年下降10%以上, 空气质量优良天数逐年提高;京津冀、长三角、珠三角等区域细颗粒物浓度分别下降25%、20%、15%左右, 其中北京市细颗粒物年均浓度控制在60微克/立方米左右。由此可见, 作为燃煤供热企业在未来的运行过程中脱硫除尘的任务非常艰巨。
三、目前中小型燃煤锅炉最理想的脱硫除尘组合方式
自1979年《中华人民共和国环境保护法 (试行) 》颁布以来, 我国燃煤锅炉脱硫除尘之路探索了三十多年, 在这些年的探索过程中形成类多种类型的脱硫除尘设备及相应的脱硫除尘方法, 设备及方法的完善所带来的处理效率的提高是有目共睹的, 不同的方法决定了所选择的设备, 目前来说, 我国中小型燃煤锅炉烟气的除尘方法有干法除尘和湿法除尘两种类型, 而对于电除尘和布袋除尘在大型工业燃煤锅炉和发电厂燃煤锅炉烟气处理中常用;烟气脱硫方法也分为干法脱硫和湿法脱硫两类。
干法除尘主要以旋风除尘器和多管除尘器为主, 实际上多管除尘器也是旋风除尘器的一种, 它是在旋风除尘器的基础上进行完善, 有多个旋风子并联组成一体并且共用进气室和排气室以及灰斗而形成多管除尘器。多管除尘器的特点是多个旋风子并联使用, 在处理相同风量的情况下除尘效率较高, 能达到80%以上;比单个旋风除尘器并联使用的除尘装置压力损失小 (即阻力小) ;体积小节约占地面积;在实际运行过程中与密闭集灰箱配用, 可以实现密闭除灰, 但要注意在清灰时要先关闭引风机, 然后开启排灰口, 避免集灰斗内的积灰在引风机的动力作用下被烟气重新带走而降低除尘效率。相比湿法除尘来说, 多管除尘器在实际运行过程中不用考虑冬季防冻、酸性气体与水接触形成酸液对设备形成腐蚀、黏性粉尘堵塞设备等问题, 也不省去了湿法除尘的水处理工艺。
从脱硫效率上来比较, 湿法脱硫效率要高于干法脱硫。而目前的湿法脱硫工艺中石灰石 (石灰) 法、双碱法、镁法等工艺较复杂, 适合大型燃煤锅炉的脱硫;氨法脱硫脱硫剂来源受限, 而且技术要求高, 氨挥发也会造成空气污染;而钠碱法脱硫优点明确, Na OH的水溶性好, 可以配成任意浓度的脱硫吸收液, SO2吸收速度快、效率高, 工艺和技术简单, 脱硫剂好存放, 虽然Na OH价格比石灰高, 又不能循环利用, 但是它不存在副产品回收工艺的成本, 对目前中小型燃煤锅炉烟气脱硫来说是最理想的方法了。
四、多管除尘+钠碱法脱硫的工艺原理
早在十年前燃煤锅炉烟气脱硫除一体化技术和设备非常受欢迎, 但是随着污染物排放标准的不断提高, 要求对燃煤锅炉烟气除尘和脱硫要进行两级治理的方式, 以提高烟气的脱硫除尘效率, 降低排放浓度。而本文以“多管除尘+钠碱法脱硫”两级治理的工艺进行分析, 以供各位同行进行参考。
“多管除尘+钠碱法脱硫”两级治理的工艺即:置于引风机前的除尘设备 (为多管旋风式除尘器) , 经其处理后的烟气含尘浓度明显降低, 再经过脱硫塔进行湿式脱硫和二次除尘, 最终达到脱硫和除尘的目的。脱硫系统工作时必须通过水 (Na OH水溶液) 的循环, 将脱硫剂 (Na OH) 带到脱硫塔内, 与烟气中的SO2进行化学反应, 并将反应后的生成物 (盐) 带出至脱硫循环水池内, 此时水中的Na OH浓度明显降低, 循环水的PH值迅速降低, 须在循环水池内补充反应消耗掉的Na OH, 再通过循环泵将水 (Na OH水溶液) 打入脱硫塔, 周而复始地重复这个过程, 实现运行中的连续脱硫。因此, 系统中除安装有除尘器和脱硫塔外, 还有脱硫循环水池 (沉淀池) 、循环泵、给水管道、排水沟等形成的水循环系统, 以及补充Na OH的加碱器等设施 (详见《脱硫除尘流程图》) 。
目前脱硫采用钠碱法, 其脱硫机理为:烟气中的二氧化硫 (SO2) 与碱溶液 (脱硫剂) 中的氢氧化钠 (Na OH) 进行化学反应, 生成钠盐, 从而达到降低烟气中二氧化硫浓度的目的。其化学反应方程式主要有:
五、多管除尘+钠碱法脱硫工艺在日常运行过程中存在的问题及解决措施
1. 脱硫塔也会出现结晶、堵塞, 当其堵塞时, 排烟系统阻力增大, 锅炉炉膛出现微正压, 引风机出口压力升高、电流下降。
u结晶原因:循环水中加入Na OH太多或排盐不及时都会使循环水中盐的浓度过饱和, 引起在脱硫塔管路内部阻力稍大的部位以及塔内旋流板叶片上、填料表面出现结晶、结垢现象, 而使叶片间距和变小及部分堵塞和填料球出现干式结垢现象, 使系统阻力增大, 影响运行。
u解决方法: (1) 根据锅炉燃煤含硫量、燃煤量来控制投碱量的加入量, 实现循环水的PH值稳定控制在8左右。PH值偏高, 不仅会造成脱硫剂的浪费, 而且循环水系统容易出现结垢、结晶现象。PH值偏低, 不仅烟气难以保证达标排放, 而且循环水中的亚硫酸、硫酸等酸性物质会腐蚀循环水管路、塔内核心部件以及烟气管道, 造成设备腐蚀, 缩短设备的使用寿命。 (2) 要在每天运行过程中对脱硫池进行排盐换水, 目的是稀释脱硫循环水中盐的浓度, 避免过饱和结晶现象。 (3) 在排完盐后可以利用冲洗脱硫塔的方式进行补充循环水量, 同时冲掉填料层上积灰, 免得停水后积存在填料球上的循环水烘干成硬垢, 无法冲掉。
2. 脱硫循环水中含灰太多, 会堵塞管路和脱硫塔内的喷淋头。
u解决方法:对脱硫循环水池进行定期的清灰, 清灰可用抓斗的方式将一级沉淀池内沉淀在脱硫池底部的细灰抓出, 清灰工作最好是在排盐工作之前且两者连续进行, 这样可以将未抓出的细灰浆以排盐的方式排出。
3. 投碱量要均匀稳定, 若投碱量忽高忽低会容易造成结晶现象出现, 可以选用自动加碱设备以控制脱硫水的PH值。
4. 制定行之有效的烟气脱硫除尘设施运行的操作规程和管理制度;认真做好脱硫除尘相关运行记录。
5. 钠碱法属于湿法脱硫, 严禁无水 (干式) 运行。
6. 以排盐方式排出的废液须经环保部门批准达标排放, 严禁私自排入农田造成土壤污染。
结论
对于中小型燃煤锅炉烟气的除尘脱硫工艺的选择, 首先要选择脱硫效果好的工艺和设备, 只有在满足达标排放的前提下, 再考虑投资运行费用的问题。“多管除尘+钠碱法脱硫”两级治理的工艺正是符合以上原则的, 该工艺装置简单、占地少, 一次性投资少, 运行时的工艺流程简单易操作, 目前国内的技术基本成熟, 运行可靠、维护方便;虽说脱硫剂成本没有石灰或者氧化镁那么低廉, 但是我们在选择工艺设备时考虑资金成本的同时也要考虑环境效益。
摘要:对于中小型燃煤供热企业来说, 如何提高燃煤锅炉的脱硫除尘效率, 减少污染物排放, 是一直以来在供热运行过程中重点关注的问题, 本文通过对中小型燃煤锅炉多管除尘+钠碱法脱硫两级处理的系统进行解析, 为燃煤锅炉烟气除尘脱硫的实际运行中常见问题提出了相关的解决方法。
关键词:燃煤锅炉,除尘,湿法脱硫
参考文献
[1]吴忠标主编.实用环境工程手册.大气污染控制工程[M].北京:化学工业出版社, 2001, 324~341.