气化装置（精选8篇）
气化装置 篇1
1 概况
鄂尔多斯神华煤直接液化项目是国内新建大型煤化工项目, 规划煤液化工厂油品总生产能力为500万吨/年, 分两期进行建设, 其中一期100万吨/年。煤制氢装置是煤直接液化项目的主要生产装置之一, 其任务是为煤液化装置和液化油提质加工装置制氢装置提供氢气, 分别称为第一、第二煤制装置 (105/106单元) , 单套制氢装置生产能力为287t/d (设计100%负荷) 。每套制氢装置分为煤气化装置和净化装置两部分, 其中煤气化装置采用Shell干煤粉加压煤气化工艺, 设计单炉原煤用量为2000吨/天, 单台气化炉的设计能力为有效气150, 000Nm3/h, 年操作时间8000小时。该炉采用干煤粉加压进料方式, 纯氧作为气化剂, 气化炉膛温度高达1400-1600℃, 压力3.96MPa, 碳转化率高达99%以上, 氧耗低、冷煤气效率高、液态排渣, 有效气体 (CO+H2) 高达85% (干基) 以上。
在装置试车初期, 由于存在设计不足、设备缺陷以及操作人员经验欠缺等问题, 气化装置停车比较频繁, 很难实现安稳长满优运行, 给直接液化项目的试车也带来一定的不利影响。近年来, 随着对装置逐步进行技术改造, 消除瓶颈问题, 同时加强人员培训, 积累相关的运行经验, 两套气化装置运行时间逐步提高, 目前已达到百日运行常态化 (A级连运) , 105单元A级运行最长时间185天, 106单元A级运行最长时间137天。虽与国内最好的运行记录仍有差距, 但相信经过不断的探索与发展, 装置运行会不断进步, 实现更好的运行记录。
2 装置存在的主要问题
2.1 合成器冷却器十字吊架积灰
最初运行阶段因为对炉温控制经验不足, 曾经多次发生十字吊架积灰的情况。十字吊架积灰后造成通道变小, 合成气流速变高, 系统阻力降增大, 激冷气下降, 如果长时间运行, 十字吊架处水冷管将会磨损严重, 甚至磨漏。同时激冷气下降还会导致合成器冷却器入口温度升高, 系统被迫降低负荷运行。
2.2 高温高压陶瓷过滤器滤芯断裂
飞灰高温高压过滤器是气化装置核心设备, 主要作用是分离从合成器冷却器出来的合成气和飞灰。由于神华项目设计煤种灰分偏低, 只有7%左右, 因此该过滤器只设计了15组陶瓷滤芯, 其它同规模厂家的24组滤芯相比, 少了接近37.5%。
由于受当地煤质限制, 装置在实际投产时使用的煤种灰分在12%左右, 远高于设计煤种, 导致高温高压过滤器设计余量不足, 抗冲击能力较差。同时因为滤芯组数偏少, 反吹阀动作频率高, 达到了其它厂家的3倍多, 因此阀门故障率高。在开车初期, 滤芯出现频繁断裂现象, 导致的停车次数占到了停车总数的1/3左右。
2.3 煤粉收集器布袋损坏
煤粉收集器是磨煤及干燥单元的主要设备, 主要作用是分离过滤磨机出口的煤粉和热惰性气体, 分离后的煤粉送入煤粉输送单元。试车运行阶段, 煤粉收集器的布袋烧损现象严重, 严重影响磨煤系统的安全、长周期运行, 制约了装置负荷提高, 甚至造成装置停车。
2.4 烧嘴头、烧嘴罩泄漏
随着装置运行时间的增加, 煤烧嘴的烧嘴头、烧嘴罩泄漏成为影响气化装置长周期运行的重大因素。在烧嘴头、烧嘴罩泄漏初期, 泄漏的水汽对气化炉炉温变化较小, 运行一段时间泄漏变大后, 气化炉渣口堵渣现象频繁发生。为解决渣口堵渣的问题, 气化炉需要提高炉温运行, 这将导致气化炉壁挂渣变薄, 水冷壁销钉磨损严重。炉温升高还会导致合成气冷却器入口温度升高, 十字吊架处将会发生积灰现象, 最终造成负荷降低, 装置停车。
2.5 捞渣机运行周期短
原设计的捞渣机为刮板式捞渣机, 设计负荷为25t/h, 主要由驱动装置、刮板链条、壳 (槽) 体、贮水槽、放水阀 (活动堰板) 及控制系统等所组成。该捞渣机自2008年投入使用后, 因设计出力偏低、部件材质不过关、工艺操作等原因, 出现传动链卡链、绷断, 斜升段轨道损坏、粉料盘损坏、减速机损坏、钢结构梁损坏等现象, 当气化炉负荷到90%以上时, 捞渣机的负荷很难满足生产要求。
2.6 滤饼机故障频繁
S1702真空皮带过滤机是气化装置初步水处理单元的关键设备, 对气化水质有很大的影响, 一旦皮带过滤机故障, 将造成气化排放水质恶化, 不能循环利用, 在增大用水量的同时, 还导致下游污水处理难度增加, 工厂环保压力增大。
2.7 设备、管线泄漏
煤气化装置工艺流程复杂, 物料种类多样, 试车初期泄漏发生频繁。既有含固气液相输送造成的设备及管线磨蚀泄露, 又有合成气腐蚀造成的管线、仪表引压点泄漏, 即污染了现场环境, 又有可能引成工艺波动, 严重的甚至造成装置停车。煤气化装置因合成气管线泄漏曾经多次停车。
2.8 产气量未达到设计负荷
神华项目单台气化炉的设计能力为有效气150000Nm3/h, 试生产中进行的第一次100%负荷标定时实际有效气产量仅为132000Nm3/h。造成这种情况的原因有两个, 一是气化炉使用煤种与设计煤种存在偏差, 设计的上湾煤灰分只有7%, 但实际运行时原料煤灰分在10%-11%;二是由于诸多原因限制, 装置实际的碳转化率在95%左右, 未能达到SHELL宣称的98%-99%;三是受限于激冷气压缩机的能力, 系统无法实现超负荷运行。
由于目前使用的煤种与设计煤种有较大偏差, 以及激冷气压缩机能力不足的原因, 虽然经过长期的摸索, 但气化炉的实际最高运行负荷 (氧负荷) 只能维持在90%左右, 远低于设计能力, 后续仍需继续提高。
3 近年来装置改造情况
针对在试车和运行过程中暴露出来的问题, 从2009年开始, 神华煤制油鄂尔多斯分公司联合Shell公司和部分国内的设备制造商、科研单位一起对系统进行了一系列的技术改造, 共完成了技改项目31项, 科研项目6项, 大部分取得了良好效果。
3.1 S1501滤芯改为金属滤芯
2010年开始分公司与北京安泰科技股份有限公司就S1501陶瓷滤芯国产化进行合作, 金属滤芯首次考核评价时间从2010年11月22日起, 运行装置为106单元, 安装滤芯1组共48支, 至2011年7月7日装置大修停车, 使用时间约7个月, 过滤系统最高氧负荷90%, 滤芯运行状态良好。运行数据与进口陶瓷滤芯基本一致。2011年9月7日, 将使用后的1组国产金属滤芯经清洗后加上4组全新金属滤芯 (合计192支) 混合10组清洗后的陶瓷滤芯组重新使用至煤气化装置105单元, 同时, 106单元使用全新进口陶瓷滤芯, 两套装置对比运行。两套装置氧负荷均基本稳定在90%, 过滤系统操作压力3.79MPa, 操作温度270℃, 合成气量380000Nm3/h, 反吹气压力7.5MPa, 反吹气温度225℃, 105单元初期使用时压差15-16KPa, 比106单元低2KPa左右, 说明金属滤芯流通能力达到或优于进口陶瓷滤芯。
鉴于105、106两套装置的金属滤芯试用情况, 2012年8月将105单元S1501飞回过滤器的720根滤芯全部更换为国产金属滤芯。
装置运行了约8个月后, 从滤芯压差数据来看, 运行状态良好。更换金属滤芯后, 滤芯强度提高, 抗波动能力明显增强;备件投资额下降约1/3。
3.2 5.5MPa过热蒸汽并网改造
在试车运行阶段, 由于SGC积灰情况超出预想, 导致气化炉自产过热蒸汽温度只能达到340℃, 与原设计温度400℃的指标偏差达60℃, 达不到蒸汽并网的要求, 两套装置约有70t/h的3.5MPa蒸汽只能就地排放, 造成能源浪费。为了提高过热蒸汽温度, 分公司分别对混煤比例、上水温度、敲击器频率、供水方式等进行了多项改造和实验, 但收效甚微。
为了能回收这一部分蒸汽, 降低消耗, 结合全厂蒸汽系统不平衡, 1.1MPa蒸汽不足的情况, 我们采用了将这些蒸汽降温减压使用的方案, 即增加减温减压器, 将这部分蒸汽送至1.1MPa蒸汽管网。减温减压器按照80t/h×2设置, 一开一备, 布置在106装置由106单元控制。改造完成当年即收回改造投资, 并创造了可观的效益, 有效的降低了装置的生产综合能耗, 此项改造对装置的生产综合能耗影响占约5.4%。
3.3 煤粉收集器改造
试车运行阶段, 煤粉收集器运行中经常出现布袋烧损现象, 在带来安全隐患的同时, 严重影响制约磨煤系统的长时间运行。经过多次观察与分析, 我们认为导致布袋烧损主要是由于反吹氮气不足、温度偏低, 煤粉收集器内部结构导致煤粉分布不均匀, 局部堆积等原因造成的。
针对以上原因, 装置采用增大气包容量、增加反吹氮气缓冲罐;加粗氮气缓冲罐至反吹气包管线的管径、更换脉冲阀等措施克服反吹氮气量不足的瓶颈;通过上箱体内部增加保温衬板, 保证了箱体温度, 防止结露;通过对煤粉收集器内部结构进行改造, 增加煤粉分配板, 使煤粉均匀分配, 且有部分煤粉不需要附着于滤袋而直接进入下一工序, 增加了滤袋的使用寿命。经过上述改造后, 备煤系统从09年运行良好, 未再发生烧布袋现象, 为装置的长周期运行打下良好基础。
3.4 捞渣机系统改造
捞渣机系统灾运行初期, 主要问题一是捞渣机本身故障率高, 二是设备附属阀门故障率高, 因此该系统的改造分为两部分进行:
第一次技改为T1401改造, 即在T1401小室增加搅拌机, 防止细渣沉积;将内部蝶阀改为外部球阀, 便于检修, 同时减小下渣时渣水对阀门的冲击, 增加阀门的密闭性。改造后运行良好, 阀门故障率明显降低, 密封性能更好, 未再因阀门故障造成装置污水溢流, 阀门能够在外部处理, 检修时间大大缩短;T1401小室增加搅拌器后, 捞渣机未能捞净的细渣能及时通过P1403被输送, 沉积物较少, 大大减少了管线堵塞、机泵故障的发生率。
第二次技改为捞渣机技改, 即将捞渣机拖动链条由板式链改为强度高、使用寿命长、易更换的圆环链, ;刮板采用矩形刮板, 且镶焊耐磨板, 增强刮板的耐磨性能, 延长使用寿命, 增强了刮板的抗弯性和抗扭强度;将拖动链轮改用锻造凹齿链轮, 具有承载能力高、耐磨损、寿命长、固定可靠等优点, 不易造成夹链现象;将张紧机构由机头改为机尾, 更便于链条张紧且对头部拖动机构不产生任何干涉, 保证了设备平稳运行;捞渣机、斜升段的上部工作面全部铺砌40mm厚的玄武岩铸石衬板, 铺砌方式采用“带耳板方形铸石+孔条斜铺”的方式, 不易脱落, 延长了其使用寿命。捞渣机改造后, 运行周期大大延长, 维修费用显著降低, 取得了良好的效果
3.5 系统管道升级
针对气化装置管道泄漏比较集中的区域, 厂家与专利商一起对管道进行过多次升级, 一是将碳钢管道升级为316L, 包括气化炉环形空间安全阀入口管线、13XV0033至气化炉管线、吹扫氮气线至SGC管线、气化炉取压总管、13XV0038至激冷气管线、激冷气入气化炉管线等;二是将压缩机防喘管线进行升级, 升级为内衬8825管线;三是初步水处理系统管线升级, 将P1704出口至T1702管线, P1709出口至S1702管线由碳钢升级为双相钢材质。
管线升级后泄漏频率明显降低, 但煤气化装置流程较长, 工艺比较复杂, 仪表点众多, 存在泄漏机会较高, 后续仍需要继续统计泄漏点出现的位置及频率, 对泄漏率较高的部位进行升级。
3.6 滤饼机长周期运行改造
滤饼机改造方案包括滤饼机增加真空泵技改及滤饼机长周期运行改造项目, 主要是增大真空泵出力、增加滤饼机速度开关、皮带增加光电式跑偏开关、增加冲洗水等。
滤饼机改造后, 运行周期明显延长, 但由于滤饼机运行环境恶劣且无备机, 一旦检修时间较长, 仍有可能导致1700单元水质恶化, 因此滤饼机仍有继续进行改造的需要以达到更长周期运行。
3.7 气化炉出口温度控制改造
试车运行阶段, 气化炉合成气冷却器出口温度 (13TI0018) 一度超过了设计值 (380℃) , 且在采取降低炉温、提高敲击频率、调节激冷气量、改变煤粉粒度等多种措施后仍然无法得到控制, 尤其是在高负荷生产情况下情况更为严重, 严重制约了气化炉负荷的提高。经过Shell公司的分析, 认为最好也最有效的办法就是将部分锅炉给水直接注入合成气冷却器末端相对低温的蒸汽发生器 (E1303D) , 替代原来的强制循环锅炉水, 并提供了具体的实施方案。
改造投用后, 发现气化炉出口温度降低并不明显, 只能降低6-8度, 并未能有效缓解存在的问题, 也未能对系统提高负荷提供空间, 没有达到预期的改造目标。因为造成问题的主要原因是原料煤中碱金属含量高, 飞灰粘度大, 目前根据SHELL的建议及其它厂家的生产经验, 在原料煤中掺入高硫煤, 有效的解决了出口温度高的问题。
4 进一步的努力方向
4.1 实现煤烧嘴、烧嘴罩长周期运行
经过大量的技改及科研攻关, 现在气化炉长周期运行的主要瓶颈为烧嘴头、烧嘴罩泄露, 导致气化炉运行恶劣, 直至停工。
经过论证, 延长烧嘴头及烧嘴罩的使用周期, 需从材料升级、烧嘴插入深度及煤线循环、煤线速度等各方面进行攻关, 目前此项工作正在逐步实施。
4.2 力争高温高压过滤器运行正常
由于装置高温高压过滤器设计较小, 更换完金属滤芯后, 滤芯抗冲击能力变强, 但使用清洗过后的滤芯, 滤芯压差上升较快, 压差长时间在高位运行, 进入水洗单元的合成气中飞灰含量变大, 文丘里管处易堵塞, 造成激冷气量降低, 限制气化运行负荷。
此问题需要对滤芯长度、安装质量等方面进一步优化, 保证气化装置长时间运行后, 高温高压过滤器过滤精度未受影响, 保障后续装置运行稳定。
4.3 避免设备、管线泄漏
随着装置运转时间的延长, 设备、管道的腐蚀、磨蚀现象会逐渐加重, 关键部分管线尤其是合成气部分设备、管线一旦泄漏, 将会造成生产波动, 甚至并且造成环境污染及人身伤害等重大事故。因此在对易腐蚀的设备管线加强检查、检测的同时, 要根据现场情况, 提前对这部分设备、管线进行技术改造和材质升级, 保障装置安全可靠, 避免形成人身伤害。
4.4 延长部分转动设备运行周期
目前气化装置部分转动设备虽未影响装置长周期稳定运行, 但限制了装置运行负荷, 增加了装置能耗, 对生产装置造成波动, 对环保造成了一定影响。如单套磨机发生故障造成负荷降低;渣水泵故障频繁造成低压除氧水用量过大, 堵渣后除渣效果降低等。
这些问题一方面要进一步加强设备的维护保养, 提高计划检修的效率;另一方面对于设备的关键部位、易损部位进行升级改造;第三对于有条件的设备增加备用机泵, 保障生产的可靠性。
5 结语
5.1神华气化装置进行了较多技术改造、科研、攻关, 取得了良好的效果, 气化装置运行周期明显增加, 运行周期由40天左右提高至现在的100天左右。
5.2神华Shell气化装置仍存在部分瓶颈问题, 如烧嘴头及烧嘴罩泄漏、高温高压过滤器长期运行压差高、设备和管线泄漏等, 一定程度上限制了气化装置的长周期运行。
5.3神华Shell气化炉运行负荷偏低的问题仍然存在, 主要是原始设计阶段存在的设计缺陷造成的, 需要有针对性的进行改造, 以进一步提高气化炉的运行负荷。
气化装置 篇2
学 生 姓 名：李玲学号：1131077专 业 班 级： 电气化铁道技术312312班指 导 教 师：王旭波
目录
摘要………………………………………………………………………………………1 引言………………………………………………………………………………………1
1.牵引变电所SVC无功补偿的背景和意义……………………………………………….1
1.1牵引变电所SVC无功补偿的背景和意义…………………..1
1.11电气化铁道牵引供电系统的组成及功能…………………1
1.12电气化铁道牵引供电系统的主要特点…………………….1
1.13牵引变电所的负荷特点……………………………………………1
1.14牵引变电所的功率因数……………………………………………1偿1.2牵引变电所SVC无功补的研究现状……………………….1
2.牵引变电所SVC装置一次接线方式………………………………..1
2.1 SVC的作用及其原理…………………………………………………..1
2.2 SVC系统的一次接线方式……………………………………………1
2.3 SVC系统的容量选择……………………………………………………1
2.4 SVC装置中需要注意的问题………………………………………..1
3.牵引变电所SVC装置二次系统设计…………………………………..1
3.1牵引变电所SVC装置的二次系统设计…………………………1
3.11交流回路的设计……………………………………………………..1
3.12控制回路的设计……………………………………………………..1
3.13遥信回路的设计……………………………………………………..1
3.2牵引变电所SVC装置保护定值计算的一般方法………….1
3.21电流保护的保护定值计算………………………………………1
3.22电压保护的保护定值计算……………………………………….1
3.23固定电容器组（FC）的保护定值计算…………………….1
3.24晶闸管可控电抗器（TCR）的保护定值计算……………1
4.结论………………………………………………………………………………………1 致
谢……………………………………………………………………………………………1
干煤粉加压气化装置控制系统研究 篇3
干煤粉加压气化技术近年在国内煤化工领域应用广泛,该气化工艺具有煤种适应性广、氧耗低、碳转化率高等特点,本文根据干煤粉加压气化工艺的运行特点和控制要求,研究了该工艺气化装置控制参数选择、控制策略制定、控制系统设计等核心问题。
2干煤粉加压气化工艺气化原理(1)
干煤粉加压气化工艺采用气流床气化技术,煤粉、氧气及少量蒸汽送入气化炉,在加压条件下进行反应,迅速完成升温、挥发分脱除、裂解、燃烧及转化等一系列物理和化学过程,生成以CO和H2为主的合成气[1]。气化过程用以下化学反应简单描述:
2CH+O2⇒2CO+H2(这里将CH作为煤的简化分子式)
具体来说,煤气化过程又通过以下三种方式进行(放热反应用负反应热表示,吸热反应用正反应热表示):
(1)部分氧化反应。
C+O2⇒CO2-393 MJ/kmol (1)
C+CO2⇔2CO+173 MJ/kmol (2)
(2)烃类蒸汽裂解反应。
C+H2O⇒CO+H2+131 MJ/kmol (3)
(3)加氢气化反应。
C+2H2⇒CH4-75 MJ/kmol (4)
此外,还有下面两个反应起作用:
CO+H2O⇔CO2+H2-41 MJ/kmol(基本反应) (5)
CH4+H2O⇔CO+3H2+211 MJ/kmol(次要反应) (6)
在干煤粉加压气化炉工艺中,气化反应所需的能量来自反应内部的反应热。
3 干煤粉加压气化装置工艺说明
干煤粉加压气化装置包括煤粉制备、煤粉输送、合成气生成、废热回收、除渣、除灰、激冷等主要工艺流程,典型的干煤粉加压气化系统如图1所示。
原煤经预破碎、干燥后进入磨煤机中磨制成90%粒径小于100 μm的煤粉,经充高压惰性气体(N2或CO2)升压后落入操作压力略高于气化炉的工作煤仓,然后用惰性气体浓相输送入气化炉喷嘴,在气化炉内与氧气、蒸汽的混合物反应。
气化炉压力壳体里布置有膜式水冷壁,吸收反应区热量产生中压蒸汽。气化产生的灰渣沿水冷壁向下流动至气化炉底部,变成玻璃态渣排出。气化产生的粗煤气在气化炉出口与激冷气压缩机送来的低温粗煤气混合后进入废热锅炉回收热量。
废热锅炉出口合成气送入除灰系统,由飞灰过滤器除去合成气中90%以上的粉尘。除灰系统出口合成气分为两股,一股送往激冷气压缩机,另一股进入湿洗系统。
湿洗系统由文丘里洗涤器和洗涤塔组成,合成气通过湿洗系统除去剩余的灰并将温度继续降至150 ℃。湿洗系统出口合成气分为两股,一股与除灰系统送出的合成气混合并由激冷气压缩机升压后作为激冷气送回气化炉,另一股送往后续工艺流程。
4 干煤粉加压气化装置控制系统分析
4.1 干煤粉加压气化装置的控制方式
干煤粉加压气化装置从启动到满负荷运行过程大致可以分为启动准备阶段、启动阶段、准备供气阶段、正常供气阶段等四个阶段,每个阶段因工艺要求不同而采取不同的控制方式,大体分为顺序控制和调节控制两类。
气化炉启动准备阶段主要控制完成气化炉启动前准备工作,确保空分系统、煤粉制备及输送系统、气化炉与废锅汽水系统、除渣系统、除灰系统、湿洗系统等子系统处于热备用状态,气化炉具备启动条件,这一阶段气化炉控制主要由顺序控制完成。
气化炉启动阶段主要控制完成气化炉点火、升温、升压过程。一方面,由顺序控制完成包括点火烧嘴投入/退出、开工烧嘴投入/退出、循环冷却气投入、煤烧嘴投入、除渣系统投入、除灰系统投入、湿洗系统投入等过程;另一方面,由调节控制调整气化炉投入的氧气流量、煤粉流量,维持工艺要求的气化炉升温、升压速率。
气化炉准备供气阶段主要控制合成气组分及合成气温度、压力等热力学参数,使之满足后续工艺过程的需要。在顺序控制完成气化炉蒸汽投用后,由调节控制回路控制气化炉投入的氧气流量、煤粉流量、蒸汽流量以及三者的比例关系,为气化炉向后续工艺流程供气作准备。
气化炉供气阶段主要由调节控制回路控制气化炉投入的氧气流量、煤粉流量、蒸汽流量以及三者的比例关系,维持气化炉温度、压力在允许范围内平稳变化,保证合成气供气流量和合成气组分符合后续工艺过程的需要。
4.2 干煤粉加压气化装置的控制特点
干煤粉加压气化装置的最终产品是合成气,最关键的控制参数是合成气流量和合成气组分。合成气流量主要由送入气化炉氧气、煤粉、蒸汽总量决定,属于气化炉负荷控制范畴,合成气组分主要由送入气化炉氧气、煤粉、蒸汽的比例关系决定,属于合成气质量控制范畴。
从控制要求上看,气化炉启动阶段,合成气不送往后续工艺流程,气化炉控制的首要任务是保证气化炉按既定曲线完成升温升压过程,气化炉负荷控制和合成气质量控制均围绕这一中心进行调节;气化炉启动完成符合供气条件后,合成气送往后续工艺流程,气化炉控制的首要任务是保证合成气流量和组分满足后续工艺流程需要,由气化炉负荷控制调节合成气流量,由合成气质量控制调节合成气组分。
从控制特性上看,气化炉负荷控制和合成气质量控制相互联系。气化炉负荷控制以合成气流量控制为核心,但氧气、煤粉、蒸汽总量变化引起的气化炉反应区温度、压力变化会影响合成气组分;合成气质量控制以合成气组分控制为核心,但氧气、煤粉、蒸汽配比的变化引起的气化炉反应区温度、压力变化也会影响合成气流量。
从控制实施上看,气化炉负荷控制和合成气质量控制都可归结为氧气、煤粉、蒸汽调阀开度的控制。气化炉负荷控制的重点是控制氧气、煤粉、蒸汽的流量,对某一具体工况而言,可以简化理解为调阀开度的控制;合成气质量控制的重点是控制氧气、煤粉、蒸汽三者的比例关系,对某一具体工况而言,可以简化理解为调阀开度关系的控制。
因此,干煤粉加压气化炉控制的关键是综合气化炉负荷控制和合成气质量控制的需要,完成气化炉氧气、煤粉、蒸汽流量的控制。
4.3 干煤粉加压气化装置控制参数的选择
干煤粉加压气化装置生成合成气的有效组分是CO和H2,合成气中CO质量(MCO)和H2质量(MH2)可以用送入气化炉的煤粉质量(MC)、送入气化炉的氧气质量(MO2)、送入气化炉的蒸汽质量(MH2O)、气化炉反应温度(T)和气化炉反应压力(P)构成的函数f1和f2表示:
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在气化炉压力升至额定压力后,合成气中CO质量(MCO)和H2质量(MH2)可以简化为函数f1′和f2′:
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从式(9)和式(10)可以看出,选定C、H2O或O2中的任意一个参数作为气化炉负荷控制的被调量,根据合成气质量控制回路计算出的比例关系控制另两个参数,即可在正常控制阶段同时满足负荷控制和质量控制的需要。考虑到这种控制方式下,另外两个控制量的设定值是以负荷控制被调量为基准进行比值计算得出,气化炉负荷控制的被调量必须满足如下要求:
①在气化炉点火启动至停机熄火过程中全程存在;
②可精确测量,调整速度快且调整过程被调量波动小;
③事故状态下,可保证气化炉设备的安全。
从干煤粉加压气化炉的特点来说,H2O的投用量相对较少,且并非点火启动后全程投用,因此不适宜作为被调量。从气化炉内发生的化学反应方程式(1)～式(6)可以看出,式(1)对应的氧化反应是炉膛热量的最主要来源,对炉膛温度的影响也最大,考虑式(9)和式(10)中温度对合成气中CO质量(MCO)和H2质量(MH2)的影响,选择煤粉质量(MC)和氧气质量(MO2)作为负荷控制被调量较为适宜。
干煤粉加压气化炉的煤粉以气固两相流形式浓相送入气化炉,流量精确测量难度大,管路流通状况对煤粉流量影响大;氧气以气态形式送入气化炉,流量容易实现精确测量,调节过程流量变化平稳。由于负荷控制被调量将以比值控制方式进行合成气质量控制,非控制因素造成的负荷控制被调量波动将引起另外两个被调量波动,影响气化炉稳定运行,因此,选取氧气流量作为气化炉负荷控制被调量最为合适。
4.4 干煤粉加压气化装置的控制策略
以氧气为负荷控制被调量的干煤粉加压气化炉控制策略如图2所示,其核心是气化炉负荷控制和合成气质量控制。由气化炉负荷控制需要给出氧气设定值,直接据此进行氧气流量控制;根据合成气质量控制需要给出氧气/煤、氧气/蒸汽的比值设定点,由当前的氧气流量采用比例控制算法分别计算煤粉和蒸汽流量设定值,并据此分别进行煤粉流量和蒸汽流量的控制。
4.5 干煤粉加压气化装置控制系统设计
根据以上控制策略,可建立如图3所示的干煤粉加压气化炉控制系统,该控制系统有启动控制和正常控制两种控制模式。
启动控制模式下,气化炉压力经函数1、速率限制1及氧气上下限值限制后,计算得出启动阶段氧气流量设定值,该设定值用于启动阶段氧气流量的控制;启动阶段氧气流量设定值经函数2、速率限制2、函数4及函数5分别计算得出启动阶段煤/氧设定值和蒸汽/氧设定值,该值与启动阶段氧气流量设定值由乘法模块分别计算得出启动阶段煤粉流量设定值和蒸汽流量设定值,进行启动阶段煤粉流量和蒸汽流量的控制。
正常控制模式下,由运行人员根据合成气流量需要给出负荷设定值,该值经速率限制1及上下限限制后,计算得出正常运行阶段氧气流量设定值,该设定值用于正常运行阶段氧气流量的控制;正常运行阶段氧气流量设定值经函数3计算当前合成气组分设定值,该设定值与当前合成气组分测量值作PID计算后,由速率限制2及函数4、函数5分别计算正常运行阶段煤/氧设定值和蒸汽/氧设定值,该值与正常运行阶段氧气流量设定值由乘法模块分别计算得出正常运行阶段煤粉流量设定值和蒸汽流量设定值,进行正常运行阶段煤粉流量和蒸汽流量的控制。
因此,在启动阶段,控制系统以气化炉压力为基准给出负荷控制回路设定值,合成气质量控制回路设定值为开环跟随状态,通过函数1、函数2、函数4、函数5的选取保证气化炉升温、升压曲线符合气化炉启动阶段的设计参数;在正常运行阶段,控制系统以合成气流量为基准给出气化炉负荷控制回路设定值,合成气质量控制回路设定值为闭环控制状态,通过函数3的选取保证合成气流量、合成气组分符合气化炉不同负荷的设计参数。力波动或负荷给定值变动时氧气流量设定值平稳变化,通过速率限制2保证氧气流量设定值变化时煤/氧设定值和蒸汽/氧设定值平稳跟随。
5 结束语
我国是煤炭蕴藏十分丰富的国家,干煤粉加压气化工艺在化工、能源领域有非常广阔的应用前景[2]。本文以气化炉负荷控制和合成气质量控制为中心建立的干煤粉加压气化炉氧气、煤粉、蒸汽控制系统,符合该工艺气化装置的运行流程和控制特性,对同类型气化装置控制系统设计具有借鉴意义。
摘要：以干煤粉加压气化技术为基础,分析该类型气化装置的运行特点和控制要求,重点讨论气化炉负荷控制和合成气质量控制的关系,提出氧气流量作为气化炉负荷控制主控变量、氧煤比作为合成气质量控制主控变量的控制策略,并制定详细的控制系统设计方案。
关键词：干煤粉加压气化装置,气化炉负荷控制,合成气质量控制,控制策略
参考文献
[1]许世森,张东亮,任永强.大规模煤气化技术[M].北京:化学工业出版社,2006.
气化装置 篇4
管道系统已经按照设计文件规定的内容和施工及验收规范规定的标准完成了全部安装工作, 并且施工单位提供具备耐压试验的相关技术资料和文件。有关管道耐压试验和内部处理的方案已经得到批准, 参加耐压试验的人员经过学习并能正确掌握要领。实际上管道系统的耐压试验工作应由施工单位完成, 但是业主应该安排专人对管道耐压试验进行全程跟踪并做好相关记录。
2 管道冲洗、吹扫
管道冲洗、吹扫前应做好以下准备工作:1) 压力管道在试压完成后组织人员编制管线的冲洗和吹扫方案逐级报批, 得到批准后进行管道的冲洗和吹扫工作。2) 管道冲洗和吹扫前应该提前准备好相应的垫片, 因为施工单位已经对管道进行了水压试验, 进行管道冲洗后拆开的管道法兰口垫片多数已经不能重复使用, 必须更换新垫片。3) 管道冲洗、吹扫前应将官道上的止回阀、限流孔板、孔板流量计、仪表阀暂时拆除以临时短接相连, 防止管道内的杂物堆积无法排出。4) 与动设备相连的法兰口必须拆开并加临时盲板隔离, 留有足够的空间便于杂物排出, 防止管道内的焊渣等杂物进入设备内, 设备运行时造成损坏。5) 管道冲洗、吹扫过程中安排人员对管道的焊缝进行敲打, 冲洗水流速≥1.5m/s, 吹扫流速应≥20m/s。对液体管道冲洗合格的检验以水清澈, 无杂物为合格, 气体管道吹扫应以打靶合格为准。
3 单机试运转
单机试运转的的目的和时间:1) 单机试运转的目的是检查机器设备和电气、仪表的性能与制造及安装质量。2) 机器设备的单机试运转时间宜为2h。3) 做好单机运转记录, 作为原始记录存档, 便于在以后生产中查阅。
4 组织三查四定
由建设单位或总承包单位组织设计、生产、施工单位在在施工单位自检合格的基础上对工程进行设计漏项和缺陷、工程质量和隐患、未完工程等进行了查清;并经定人员、定任务、定措施、定时间处理后, 达到规定标准。
5 Texaco气化炉所用煤质分析
随着国内大型煤化工项目纷纷上马, 配套煤矿相继建设投产, 使得煤种变化非常快, 原有煤种的的用量和产地发生了很大的变化, 因此在系统正式投产前生产单位应该联系有资质的院所作煤种的粘温特性曲线和煤质的全分析、可磨性、成浆性。
6 人员培训工作
一个新的大型化工厂的建设、生产需要大量操作工人, 一般情况下企业会招聘一部分应届大专、大学毕业生、技校毕业生, 这部分人员刚刚走出校门没有生产经验。公司需安排新招收的工人到同行业其它厂家进行实习, 实习时间应不少于6个月, 并且在实习过程认真组织好学、练、考工作, 使工人在实习期满后基本能够达到现场副操的操作水平。在基建中期人员回厂, 安排专人对管线的配置工作进行全程跟踪, 这样作的目的是即保证了施工质量又能够使操作人员在系统开车前对现场流程熟练掌握和有助于业务水平的提升。
7 Texaco气化炉烘炉 (烘炉所用燃料准备)
一般情况下前系统锅炉先于气化装置半年以上开车, 一旦蒸汽管网建立就开始烘炉, 这就要求提前做好渣池管线、激冷水管线冲洗和试压工作。燃料系统提前投用———烘炉用的柴油、液化气、天然气等具备使用条件, 有充足的储备。创造一切条件尽早完成气化炉烘炉工作, 为系统气密试验、原始烘炉后耐火砖使用前原始数据测量做好准备。
8 现场仪表调试
现场仪表调试时系统原始投料前一项非常重要的工作, 必须安排专人对现场所有仪表阀门和电动阀门进行调试, 有条件的生产单位应该技术人员全程跟踪负责调试工作, 确保100%合格。
9 系统联动试车
完成所有设备单机试车后系统基本具备了系统水联动的条件, 系统水联动是练兵的好时机, 也是对设备、电气、仪表的一次全面检验。
1 0 系统气密试验
气化系统的产品是水煤气, 水煤气的主要成份是水、一氧化碳、氢气、二氧化碳、硫化氢的混合气体。装置水煤气特点高温、高压、易燃、易爆、易中毒。所以系统原始安装结束后开车前必须对系统进行气体密闭性试验, 消除所有漏点。
1 1 气化装置投料试车
进行化工投料试车必须具备的工作:
1) 清空所有的安装用工具、脚手架、安装设施、剩余材料、建筑安装垃圾。2) 装置建设完成后按设计文件规定的内容和施工及验收规范和标准全部验收完成, 确保装置实际与PID图的要求一致。3) 装置验收完成相关的技术资料审查归挡完成。4) 装置界区内的消防设施、气防设施、劳动保护用品、通讯照明设施齐备。5) 试车所需燃料、水、电、汽、工艺空气和仪表空气等可以确保稳定供应, 各种物资和测试仪表、工具皆已齐备。6) 参加试车的人员培训合格, 持证上岗。
Texaco气化装置原始投料试车前的准备工作与其它化工大型生产装置有很多类似之处, 但也有很多不同点, 如:1) 气化炉原始烘炉提前烘炉、烘炉结束后降温检查、测量炉砖尺寸, 为系统正式运行后耐火砖的磨损情况提供原始数据;2) 氧气管线的脱脂、吹扫、气密每一步工作都严格按照相关标准执行;3) ESD系统步骤调试是气化炉开车的最为关键和核心的环节 (ESD是安全逻辑系统) , 一旦系统出现触发逻辑系统停车的信号系统将自动执行停车程序, 保证系统安全停车。4) Texaco装置人员储备相对缺乏, 随着国内大型、特大型Texaco装置的上马, 需要大量的专业技术人才, 人才的缺乏在一定程度上成了公司发展的软肋, 所以在装置投料试车前期准备工作上最好请开车队给予专业指导, 保证系统试车一次成功, 并能安全、持续、稳定生产, 尽快达到设计能力, 发挥投资效益。
参考文献
[1]GB50235-2010, 工业金属管道工程施工及验收规范[S].
[2]HGJ231-91, 化学工业大、中型装置试车工作规范[S].
气化炉装置液位计问题分析及对策 篇5
1 测量管嘴堵塞分析
为解决和设备相连的液位计测量管嘴堵塞,原方案设计了冲洗水,如图1所示。
在气化炉运行初期,仪表人员每天冲洗一次,运行近一个月后,仪表人员每天至少冲洗2～3次,到气化炉运行后期有时一晚上要冲洗5次,这既带来了繁重的重复劳动,同时每次冲洗要解除联锁,给装置的正常运行带来不稳定因素。
防堵塞的解决方法是对设备测量管嘴连续在线冲洗,但是操作人员反应冲洗时液位计指示会发生变化,对于冲洗液位计测量管嘴会影响液位计指示的问题,笔者进行了试验。对投料仅一天的气化B炉激冷室液位LICA10703B进行了冲洗,冲洗曲线如图2所示;对投料20天的气化C炉LICA10703C和LICA10705C进行冲洗,冲洗时液位计曲线如图3所示。
气化B炉激冷室液位LICA10703B冲洗前和就地液位计视镜指示一样,冲洗时液位指示偏低,是因为B炉经过清理运行时间不长,液位计设备管嘴没有一点堵塞,冲洗口距离变送器膜片非常近,冲洗水压力7.8MPa,气化炉压力6.0MPa,有1.8MPa的压差,当冲洗水冲入管嘴后,形成射流抽引,使变送器正压室膜片附近的压力下降,从而使变送器指示下降。
气化C炉激冷室液位LICA10703C和LI-CA10705C冲洗前和就地液位计视镜指示一样,LICA10703C在冲洗水较大的情况下,液位指示从正常值很快到达最大值;关掉冲洗水,液位回到正常值,这是由于C炉经过二十多天的运行,液位计管嘴已经开始堵塞,但还没有完全堵塞,当大量冲洗水冲入管嘴,不能及时流出,造成液位测量管嘴内局部憋压,使变送器指示很快到最大。
气化C炉LICA10705C在冲洗水较小的情况下,液位指示从正常值较快到达一个较大的值,关掉冲洗水,液位回到正常值,和LICA10703C情况类似,只是因为冲洗水量小,憋压使液位计指示上升。
气化C炉这样的情况在气化A炉也同样存在,特别是气化A炉运行后期非常明显。在气化A炉备炉检修时拆开激冷室的液位计管嘴,发现液位计气相和液相设备管嘴近乎完全堵塞,如图4所示。
可以看出,虽然仪表人员在间歇冲洗方面做了大量工作,但是由于工艺介质的状况苛刻,间歇冲洗不奏效,笔者提出了解决方法:连续冲洗保证测量管嘴不堵塞;加长冲洗水口离变送器膜片的距离,减小射流抽引。为此对变送器与冲洗水的安装进行了改造,如图5所示。在冲洗环中加150mm长的弯通至截止阀位置,延长了冲洗水出口离膜片的距离,减小了冲洗水喷射抽引对变送器膜片的影响,使得液位变化仅为1%,有效减少了冲洗测量管嘴影响气化炉液位测量的情况,且延长了变送器膜片的使用寿命。
冲洗水改造后经过在气化A炉试运行,由于在线连续冲洗解决了测量管嘴堵塞的问题,同时也没有对液位测量造成影响,效果显著,将在该公司的3台气化炉激冷室液位、旋风分离器液位和水洗塔液位测量上推广。
2 双法兰变送器测量膜片氢离子渗透腐蚀
采用双法兰差压变送器进行测量时变送器膜片会发生氢离子渗透腐蚀,这种情况在类似的气化装置中时有发生。氢渗透腐蚀是无法避免的,在项目设计选型时已经考虑了变送器防真空(加厚膜片)以及防氢离子渗透腐蚀(膜片镀金)等措施以延长变送器的使用寿命,但是经过一段时间的运行,目前在装置中氢离子渗透腐蚀仍很严重。
3 解决气化装置液位计测量问题的探讨及方向
为解决气化装置液位测量的问题,笔者也在考虑采用外置测量筒加雷达液位计进行改造,当然用雷达液位计进行测量也有如介质温度、压力高及介质较脏等问题需要解决;射空雷达目前还没有可以满足高温高压的产品;高温高压型导波雷达液位计可以满足国内气化装置的温度和压力要求,但是它也存在两个问题:
a.液相介质非常脏,必将在导波雷达的缆式天线上结垢,结垢的情况对测量的影响目前还没有得到验证;
b.气相介质含有大量的粉尘和水蒸气,也将干扰测量。
4 结束语
目前国内还没有厂家在此工况下使用雷达液位计。国内气化炉单炉连续运行的周期一般在两个月左右,如果导波雷达的导波缆结垢在一个气化炉运行周期内不会明显地影响测量,在气化炉检修时可以拆洗导波雷达的天线,清除结垢后可以继续使用;如果导波缆损坏,可以更换导波缆。需要探讨和验证的是导波缆损坏的周期,是不是要比现在所使用的双法兰差压液位计的膜片使用周期长,并且更换导波缆的费用要小于双法兰差压变送器的检修费用。
摘要：气化炉激冷室、旋风分离器以及水洗塔液位测量管嘴堵塞和差压变送器膜片的氢渗透腐蚀在国内煤化工行业是个普遍的问题,通过多种工况的试验分析,并对现有的冲洗水装置进行改造,解决了测量管嘴堵塞问题,探讨了用雷达液位计进行测量的方法。
气化装置 篇6
1 应用现状
该设备是气化装置的关键是设备,一旦出问题均会不同程度影响生产。在使用过程中,出现过以下问题:由于物料在澄清槽内是一个沉淀的过程,这样会使底部锥形集渣斗内物料浓度高,造成集渣斗内积渣、堵塞、结块,导致泵入口管线堵塞,泵不打量,这样沉降槽内物料就不能排出,使生产不能正常进行。2015年年初,公司曾因锥底部堵塞而减负荷生产,使公司蒙受损失。
2 解决办法
从图1简图可以看出,由于锥形集渣斗形状所限,且其排泥管线(Ø168)接在锥形的最低端,物料浓度稍大就会堵塞泵的入口管线,使下料不畅,生产无法继续。
为了解决该问题,我们对现场做了以下改进:(1)在底部放料阀阀前短节增加冲洗口,通过引消防水冲洗、稀释内部堵塞物料,以使入料管恢复正常物料浓度,达到消除堵塞的目的(如图2);(2)配置低压氮气管线,实现对锥形集渣斗内物料的搅拌,可以有效防止底部的积渣和结块现象(如图2)。(3)改变泵入口管线的接入位置,将原来由最低端的接入位置改至从锥形集渣斗的中间部位接入泵的入口,由于上部物料浓度低于锥底物料浓度,这样就可以防止泵入口管线堵塞(如图2)。
(4)2015年7月利用停车检修机会,在刮泥轴的最下部增加了搅拌桨叶,这样就相当于给锥形集渣斗安装了搅拌器(如图3),避免了高浓度料浆在锥底的沉淀,保证了泵长期稳定的工作。
2 结语
经过改进后,目前我公司澄清槽耙料机运行正常,泵工作平稳,未发生过管线堵塞问题。达到了预期效果。
参考文献
[1]《自动化应用》2012年08期。光自锋等“HT-L粉煤加压气化装置沉降槽耙料机运行状态的监测”.
气化装置 篇7
1 Shell煤气化流程简述
1.1 概述
Shell 煤气化属气流床(entrained bed) 气化、煤粉、氧气及蒸汽在加压条件下并流进入气化炉内,在极为短暂的时间内完成升温、挥发分脱除、裂解、燃烧及转化等一系列物理和化学过程[1]。Shell煤气化技术原料为干煤粉,用氮气或二氧化碳将煤粉送到气化炉,经过高温加压反应生成合成气即一氧化碳和氢的混合物。合成气可以用来生产合成氨或甲醇。气化设备由气化炉,输气管和合成气冷却器组成[2]。经过加压的煤粉,氧和蒸汽通过气化炉壳体上四个水平对称布置煤烧嘴进入到气化炉,在压力为3.5～4.0MPa,温度为1400℃～1600℃的条件下在膜式壁内转化成合成气。在气化炉顶部排出的热合成气通过再循环的无固体冷合成气流激冷,在合成器冷却器出口处温度达到340℃。合成气冷却器出来的煤气进行除灰净化的工艺过程过滤后飞灰含量控制在20mg/Nm3以下干净的合成气离开飞灰过滤器后分成两股,一股去下游湿洗系统,一股去冷激气压缩机。从干法除灰系统来的合成气进入合成气洗涤系统,一方面除去合成气中的细灰,使其降低到1mg/Nm3以下,另一方面合成气中一些酸性气体也会在湿洗过程中除去,并降低了合成气的温度,使其降低到168℃左右。合成气通过C-1601洗涤,经过C-1601顶部除沫器后,分成两股,一股去下游甲醇变换工段,一股与干法除灰系统来的部分合成气混合后去冷激气压缩机。
1.2 激冷合成气的流程及作用
1.2.1 激冷合成气的流程
来自湿洗系统和干法除灰系统的合成气通过13PDI0076和13TI0020实现合成气温度控制使压缩机进口合成气温度达到200℃,通过V1310气液分离器和压缩机过滤器S1307,经压缩机后合成气温度控制在210℃合成气由13FV0008控制流量,在气化炉顶部把刚反应生成的热合成气激冷至900℃以固化和冷却夹杂的液态飞灰颗粒,再通过膜式壁结构的激冷管,输气管和合成气冷却器进一步冷却,在合成器冷却器出口处合成气温度达到340℃,流程见图1。
1.2.2 激冷合成气的作用
在湿洗和干法除灰后,按温度控制比例抽取煤气,混合后的200℃煤气,经激冷气压缩机加压后送至气化炉激冷段,与从气化反应室出来的1600℃左右的高温煤气充分混合,将其温度迅速激冷至900℃以下。煤气经激冷后,气相中的液态渣全部以干灰或固体颗粒存在,从而具备了进行间壁式换热的条件[3]。
1.3 激冷合成气流程中相关的控制及问题
1.3.1 激冷合成气流量控制器13FIC-0008
激冷合成气流量控制器13FIC-0008采用的是分程控制,分为两个不同的量程:
(1) 在气化炉刚开车时,当气化炉压力达到0.6MPa时,启动压缩机,当气化炉煤烧嘴点燃后,通过调节13FV0008的开度来调节粗煤气的激冷量,随着气化炉负荷的慢慢升高,当气化炉负荷达到65%时,将13FV0008阀门全开。
(2) 当气化炉负荷继续上升时,此时激冷合成气将通过调节激冷气压缩机的变频调速来控制粗煤气的激冷量,当负荷达到100%时,此时,压缩机的转速应该在设计范围内的最高值。
(3) 上述控制实现激冷合成气的激冷比控制,激冷比是激冷合成气激冷效果性能的指标,激冷比越高,合成气激冷效果越好。
1.3.2 激冷合成气温度控制
通过压缩机进口温度13TI0020实际值和控制器温度设定值的偏差来对13TV0020实现开关调节。当压缩机进口温度实际值低于设定温度时,温度控制阀13TV0020开度加大,来自干法除灰系统合成气流量增大,从而实现对压缩机进口温度的控制。在实际生产中,由于来自干法除灰系统的合成气量较小,所以,当13TV0020阀门全开时,有可能13TI0020也达不到设计要求,我们将通过以下13PDI0076的压差来控制。
1.3.3 来自湿洗系统合成气流量控制
通过13PDI0076压差(阀门13TI0020前后压差值)实际值和控制器压差设定值的偏差来对16PV0076实现开关调节。当13TI0020温度低于设定值时,通过设定13PFI0076的压差来使13TI0020温度达到设定值,将13PDI0076压差设定值高于实际压差时,此时,压差控制阀16PV0076开度会慢慢减小,来自湿洗系统合成气流量减少,从而进一步的实现对压缩机进口温度的控制。
1.3.4 激冷气压缩机在生产过程中遇到的问题
在生产过程中,激冷气压缩机遇到过压缩机振动值高、油压过低等导致激冷气压缩机跳车。
2008年4月试车阶段,压缩机的振动值13VEX0691.2达到120μm导致激冷气压缩机跳车,停车后,将激冷气压缩机进口涡轮处拆开,分析原因是因为压缩机进口温度13TI0020未达到设定值200℃,导致压缩机叶轮粘灰,造成激冷气压缩机跳车。
2008年9月试车阶段,激冷气压缩机的油压(13PT0646.1)低于跳车值(100kPa)导致激冷气压缩机跳车,分析原因是因为仪表故障导致13PDT0646.1不显示,造成此次激冷气压缩机跳车。
2009年4月正常运行阶段,激冷气压缩机的进口过滤器(13PDI0073)压差达到150kPa,导致粗煤气激冷量降低气化装置运行不稳定,被迫手动停车,分析原因是因为来自湿洗系统的合成气中带有少量的水蒸气且13TI0020未达到设定值200℃,造成压缩机进口管线氯离子腐蚀,是激冷气压缩机进口过滤器压差13PDI0073急剧升高的主要原因。
1.4 激冷合成气流程中主要设备
1.4.1 激冷合成气压缩机简介
电机带动压缩机主轴叶轮转动,气体进入离心式压缩机的叶轮后,在叶轮叶片的作用下,一边跟着叶轮作高速旋转,一边在旋转离心力的作用下向叶轮出口流动,并受到叶轮的扩压作用,其压力能和动能均得到提高,在叶轮和扩压器的流道内,利用离心升压作用和降速扩压作用,将机械能转换为气体压力能的。
激冷气压缩机为单级悬臂离心式机组,主要由变频调速电机、增速箱、轴承箱、机壳、叶轮以及润滑油系统和干气密封系统组成。压缩机跳车保护系统包括轴振动、轴位移、各测温点超温跳车联锁组成。压缩机控制系统由速度控制和速度控制组成,压缩机启动步骤见图2。
1.4.2 压缩机的喘振防护
(1)激冷气压缩机防喘振控制器13FFICA-0011通过压缩机运行状态工作点进入喘振区域,通过打开适当开度防喘振阀13FV0011控制压缩机喘振。
(2)在启动压缩机喘振控制器没有投自动之前,手动控制与自动控制切换要做到稳定过渡,始终使压缩机工作点远离喘振区域的同时实现切换。
(3)在气化炉系统升压和压缩机提速过程中,密切注意压缩机运行状态所处的工作点在喘振区域图的位置,根据实际运行情况调节始终使压缩机工作点远离喘振区域。
2影响Shell气化装置长周期稳定运行问题浅析
Shell气化炉开车后在负荷100%工况相对稳定情况下,以气化炉各项各性能参数为分析对象,见表3。
在Shell气化炉负荷100%时,合成气激冷比偏低的后果,导致合成气冷却器入口温度涨。同时,不能有效将合成气中的飞灰颗粒冷却,合成气中夹带飞灰以高黏结性状态进入合成气冷却器,造成合成气冷却器积灰严重。
如果加大压缩机进口来自湿洗系统的合成气流量,压缩机进口温度13TI0020低于200℃,压缩机进出口管线氯离子腐蚀加剧,大大减小了管道的使用寿命。更为严重的是存在了不安全隐患,氯离子腐蚀过的管道会随时出现合成气泄露事故。同时,压缩机入口过滤器S1307的压差增长,也使压缩机工况恶化振值加大,(严重时压缩机振值超过120μm跳车,联锁气化炉跳车)激冷合成气的流量会进一步降低。
3 结 语
Shell煤气化工艺中激冷合成气流量是至关重要的,直接影响气化炉工况的稳定。另外,根据Shell气化装置多次运行后的参数结果,进行对比和计算,重新评估激冷合成气压缩机设计能力是否偏小。对压缩机进出口管线氯离子腐蚀进行分析,重新进行管道材质选型。在实际运行过程中不是所有的煤种都适于Shell气化炉,我公司经过一年多的配煤、试烧后,在配煤方案上有了长足的进展。随着对配煤方案不断探索一定能找出了灰熔点适合、活性好、灰分含量不高、飞灰黏结性较低适于Shell气化的最佳配煤方案,保证Shell气化炉长周期安全稳定运行。
摘要：阐述Shell煤气化工艺中粗煤气激冷流程,激冷气的作用,激冷气流程主要设备激冷气压缩机及启动步骤进行简介,Shell气化炉运行过程中实际遇到问题的浅析。
关键词：Shell煤气化,合成气激冷气,激冷气压缩机,合成气冷却器
参考文献
[1]郑振安.Shell煤气化技术(SCGP)的特点[J].煤化工,2003,31(2):7-11.
[2]汪寿建.壳牌煤气化关键设备设计探讨[J].大氮肥,2003,26(5):304.
气化装置 篇8
电气化铁道具有运输能力大、行驶速度快、工作条件好等特点,在全世界得到了迅速发展,然而,电力牵引负荷在运行中要产生大量的谐波电流、负序电流,并且不会随着变压器的类型改变或者采用多重化技术而消失。这些电流通过牵引变电所注入电网后,会引起电力系统的电压、电流不对称以及波形畸变[1,2],影响电力系统的安全、稳定运行,并造成严重的经济损失。
我国在牵引变电所无功补偿、谐波抑制、负序电流治理方面已做了很多研究工作。目前广泛应用于电气化铁路的是在牵引母线上投切3次谐波电容装置,进行固定无功补偿。这种装置的缺点是在机车启动、下坡时会出现过补现象,且不能实现动态的无功补偿,只能对3次谐波进行滤波,对有时牵引臂出现的比较大的5、7次等谐波无法进行治理,而且由于LC无源滤波器的滤波效果受到电网频率的影响,3次谐波的滤波效果并不理想。虽然电力机车正致力于采用新技术来减少谐波、提高功率因数,但一些牵引变电站的高次谐波还是普遍存在。
有源电力滤波器(APF)通过控制可以快速地实现动态补偿。目前,APF的主要研究内容包括:如何提高装置容量和性能价格比;如何使装置多功能化;如何快速检测有害电流。因此出现了APF混合型的装置:一类是APF与无源滤波器的组合,目的是降低成本;另一类是APF与其他变流器的组合,一个补偿无功功率,另一个负责治理谐波[3,4,5]。这2类装置都是利用APF进行综合治理,检测和控制的量比较多,因此装置较复杂。
文献[2]提出的电能质量调节器相当于一台一相接地的三相电压型变流器,用2台V接线的单相变压器连接到两相供电系统。该方案的不足之处在于:输出端一相接地的三相逆变器,可认为是一个不平衡的三相负载,会引起逆变器输出电压的基波畸变;三相逆变器要实现有功功率的一相到另一相的转移比较困难。因此,本文在文献[2]的思路上提出一种新型的谐波抑制、无功补偿和负序治理的装置,即用感应滤波变压器实现无源滤波和大部分无功补偿,用可逆的PWM单相整流逆变装置实现动态的无功补偿以及2个牵引臂有功电流的平衡,由电流小的一臂向电流大的臂补偿有功电流,即实现有功功率的转移。这样牵引臂的输出电流就只是相等的有功电流,实现了两臂的负荷平衡,达到消除网侧负序电流的目的。该装置的优点有:感应滤波变压器代替隔离变压器,能实现无源滤波,滤除含量高的3、5、7次谐波,并进行无功补偿,既降低了电容的容量,又能屏蔽谐波进入到单相的逆变器,使逆变器的工作更加稳定;单相的逆变器只补偿少量的无功电流和实现有功电流的转移,容量比三相低,且控制方法容易实现。
1 谐波负序治理装置的拓扑结构和工作原理
1.1 拓扑结构
谐波负序治理装置的拓扑结构如图1所示。TR1、TR2为感应滤波变压器,它是三绕组变压器,第二绕组输出端接有LC滤波器(根据需要可接3次或3、5、7次)可以起到无功补偿和滤波作用。可逆的换流器1和换流器2采用单相全桥,通过合适的控制,可使它工作于高功率因数的PWM整流或逆变状态。整流状态时,给电容充电到所需的电压值,逆变状态时,产生所需补偿的电流。可逆的整流逆变装置实现有功电流由小的一侧向电流大的一侧补偿,并实现无功功率的动态调节,使两臂只输出相等的有功电流,即负荷达到平衡。对阻抗匹配平衡变压器和SCOTT而言,牵引臂负荷平衡时,网侧的负序电流为零。
1.2 感应滤波变压器的滤波及无功补偿机理
1.2.1 滤波机理
单相感应滤波变压器的基本结构如图2所示。变压器由铁心、一次绕组W1、二次绕组W2和W3组成。绕组W1接入电源,绕组W2接入滤波器,绕组W3接入负载。负载绕组与滤波绕组的设计容量可以相同,也可以不同,其匝数根据需要选定[6,7]。
感应滤波变压器的谐波模型如图3所示。谐波源作电流源Isn处理,绕组W1、W2和W3中的谐波电流分别为I1n、I2n和I3n,滤波器支路的谐波电流为Ifn。
设变压器一次侧绕组W1的等值谐波阻抗为Z1n,二次侧绕组W2的等值谐波阻抗为Z2n,绕组W3的等值谐波阻抗为Z3n,滤波器的谐波阻抗为Zfn,其等效模型如图3(b)所示。绕组W1、绕组W2和绕组W3的等值谐波阻抗可用式(1)表示:
其中,Znij为绕组Wi与绕组Wj之间的n次谐波短路阻抗,i,j=1,2,3且i≠j。Z n23(1)表示Zn23折算到绕组W1,Zn13(2)表示Zn13折算到绕组W2,Zn12(3)表示Zn12折算到绕组W3。
由图3(b)所示的谐波等效模型,可列写n次谐波电流方程和谐波电压方程为
根据图3(a)所示,不计谐波励磁电流,可得n次谐波电流满足的磁势平衡方程为
其中,NW1、NW2、NW3分别为绕组W1、W2、W3的匝数。
由多绕组变压器理论可得:
计算得:
对式(5)进行化简,得:
求得绕组W3中的谐波电流:
对于n次谐波,要使得绕组W3中的谐波电流等于0,下式必须成立:
理论上,变压器设计制造完成后,各绕组的基波等值阻抗即已确定,对应的n次谐波等值阻抗即为其基波等值阻抗的n倍。故可以根据需要选定要被滤除的谐波,设计出滤波器的结构和参数,使之满足式(8)的关系,即可实现变压器绕组W3的谐波电流为0。
根据如上分析,在设计变压器时,若能保证滤波绕组的基波等值阻抗为0,即按零阻抗绕组设计,则变压器滤波绕组的任何次谐波阻抗Z2n均为0,即
此时,滤波器可按本身的L、C参数进行精确的完全谐振点设计,即全调谐设计,且滤波器中无需再加滤波器电阻,使滤波器调谐在所要求的谐振点上,则其n次谐波阻抗等于0,即
由此可见,感应滤波变压器构造的滤波绕组要实现良好的谐波抑制效果,该变压器必须具有一个重要的阻抗特征,即滤波绕组的零等值阻抗设计,它能保证滤波器根据本身参数进行全调谐设计,且滤波效果不受变压器运行工况的影响。
下面分析滤波器参数发生偏移时对感应滤波变压器二次侧绕组谐波电流的影响。此时Z2=0,式(7)可简化为
当变压器各绕组匝数为确定值时有
则:I3n≈0。因此,对感应滤波变压器而言,其绕组W3的等值阻抗设计得越大,其谐波电流越小,对谐波抑制越有利。
从以上推导可知:感应滤波变压器的负载绕组与滤波绕组之间没有电的联系,通过适当的阻抗设计和滤波器配置,使滤波绕组流过的谐波电流所产生的磁势(安匝数)与谐波源绕组流过的谐波电流所产生的磁势(安匝数)相互抵消,即滤波绕组与谐波源绕组的谐波磁势相互平衡,使得第三绕组的谐波磁势为0,滤波绕组起谐波屏蔽的作用,并在谐波频率下形成短路,起滤波作用。牵引臂的谐波由感应滤波变压器的一次侧通过耦合作用,被二次侧的无源滤波器滤除,一是降低了滤波器的容量,二是屏蔽了谐波对PWM整流器的影响。
1.2.2 无功补偿原理
为满足供电部门对负荷功率因数不低于0.90的要求,通常在牵引变电所27.5 k V侧两相设置固定并联电容补偿装置。本装置利用感应滤波变压器的滤波绕组所接的LC支路进行无功补偿。按电容器额定容量最小的原则设计滤波器[11]。
2 负序谐波治理装置分析
2.1 工作原理
阻抗匹配平衡变压器是三相到两相的变换装置,它本身具有一定的消除负序的能力,但是当两臂的牵引负荷相差很大时,在网侧还是会引起很大的负序电流。把负序谐波治理装置并联入牵引系统中,由感应滤波变压器实现滤波、无功补偿。由PWM整流逆变装置平衡两臂的有功电流,使两臂的负荷达到平衡。针对阻抗匹配平衡变压器,当Iβ=Iαejπ/2时,在三相系统中的负序电流为0。因此,通过检测牵引侧两相的有功电流,当电流不相等时,将电流小的一相进行整流后再逆变,将需要补偿的有功电流量并入电流大的一侧。实现两臂有功平衡的相量图如图4所示。
从相量图上可以看出,Iα、Iβ由于负荷的不平衡,其大小会出现不相等的情况,其相位相差也不是90°。
IαL、IβL为α、β相的负载电流,IαLp、IβLp为α、β相的有功电流。要使两相的负载电流满足Iβ=Iαejπ/2,则α相或β相应该补偿的有功电流为|Icαp|=|Icβp|=1/2|| IαLp|-|IβLp||。为保证各相的电压和电流同相,应采取适当的控制策略。
2.2 可逆整流逆变器控制策略
2.2.1 可逆整流器控制框图
2台可逆整流逆变器分别由2套相同的控制系统控制。控制系统主要包括检测电路、DSP处理器、DSP与IGBT的接口电路以及保护电路。检测电路由A/D器件完成电源电流、电压以及输出电流的采样。DSP完成采样信号的处理、同步信号的计算、PWM信号的计算以及对IGBT的故障信号的处理。接口电路实现IGBT与DSP的信号连接和转换,将DSP输出的数字信号变成驱动脉冲,控制IGBT的导通和关断[12,13]。可逆整流器控制框图如图5所示。
2.2.2 工作于整流器时的控制策略
为了实现高功率整流,采用滞环电流的直接电流控制法,输出电压u与给定值u*相比较后经PI调节器与整流电路输入电压同步信号相乘得到电流参考信号i*,与实际的输入电流相比较,经滞环电流控制,产生PWM脉冲[14]。滞环电流控制易于实现,具有好的稳定性和快速性。
2.2.3 工作于逆变器时的控制策略
将单相电路的有功电流分离法与平衡变换条件相结合,得到两相有功电流的差,经过滤波器后与同步电流相乘得到指令电流i*,逆变器发出的ic与指令电流相比较后经PI调节器,得到输出电压的值u*,将u*作为调制信号,经过合适的调制得到PWM输出脉冲[15],控制IGBT的通断。
3 应用实例
3.1 感应滤波变压器的设计
根据某变电站(该变电站采用阻抗匹配平衡变压器)实测的无功功率、有功功率、谐波、网侧电压和电流、牵引侧电压和电流、功率因数等电能参数分析,并采用新型电气化铁道负序谐波治理装置对其进行治理。下面给出由感应滤波变压器实现滤波和无功补偿的主要参数。
牵引变电站两侧的有功负荷各为10000 k W,一天的平均功率因数为0.88,将功率因数提高到0.95,设计的滤波参数及无功如下:
a.3次滤波的电感L3=0.217 H,电容C3=5.18μF,补偿的无功为1906 kvar;
b.5次滤波的电感L5=0.092 H,电容C5=4.37μF,补偿的无功为552 kvar;
c.7次滤波的电感L7=0.045 H,电容C7=2.21μF,补偿的无功为552 kvar。
感应滤波变压器的变比为20∶1,容量为19MV·A,电容取值为15 m F,电感取值为90 mH,IGBT参数为3 300 V/1 200 A、750 Hz。
3.2 实验分析
采用3196电能质量分析仪对该变电站的电能质量进行了记录和分析,该变电站采用的是阻抗匹配平衡变压器,存在负序、谐波电流,其中3、5、7次的谐波含量较大。选取负载电流α相为138 A、β相也为138 A时,在0.1 s投入补偿装置,牵引侧电流在投入补偿装置前后的仿真波形如图6(a)所示。负载电流α相为375 A、β相为36 A时,在0.1 s投入补偿装置,牵引侧电流在投入补偿装置前后的仿真波形如图6(b)所示。通过对波形的分析可以得出,当两臂的负荷相同时,补偿装置起滤波的作用,波形明显改善。当两臂的负荷相差较大时,补偿装置起到滤波、平衡负荷的作用。2种情况的数据对比如表1所示。
表1的数据表明:该装置能实现无功补偿、谐波、负序的综合治理。
4 结论
本文提出了一种新型的用感应滤波变压器实现滤波和无功补偿,用可逆PWM整流逆变器实现牵引臂有功电流平衡的装置,能滤除大部分3、5、7次谐波,补偿无功,提高功率因数,达到消除牵引变电所网侧负序电流的目的。本装置的优点是能减少初期投资,降低噪音,提高性价比,并实现了滤波、无功补偿和负序治理的一体化。
摘要：电气化铁路的牵引负荷引起的谐波电流和负序电流会给电力系统带来干扰。针对安装有阻抗匹配平衡变压器的牵引变电所,提出在2个牵引臂安装电能质量综合治理装置的方案解决牵引变电站的谐波、负序和无功补偿问题。该装置由感应滤波变压器和可逆PWM整流器组成,感应滤波变压器滤除3、5、7次主要次谐波并补偿部分无功,可逆的PWM整流装置动态补偿无功并实现有功电流由小的一侧向电流大的一侧补偿,使两牵引臂的负荷电流平衡,达到治理网侧负序电流的目的。分析了该装置实现谐波抑制、无功补偿、负荷平衡的机理。仿真结果证明了该补偿装置抑制谐波、负序以及提高功率因数的有效性。