优化吹灰

优化吹灰（共8篇）

优化吹灰 篇1

引言

锅炉在运行过程中各受热面会不可避免出现积灰结渣等现象,因此锅炉通常配置有不同形式的吹灰器,其作用是清除受热面上的积灰和结焦,维持受热面的清洁。目前,大部分锅炉机组多采用蒸汽吹灰系统,蒸汽吹灰是利用一定压力和干度的蒸汽,从吹灰器的喷嘴高速喷出,对受热面进行吹扫,达到清洁受热面的目的,它是以蒸汽的消耗及蒸汽携带能量的损失为代价,而大多数厂家设计时往往忽视了这一点,过分注重蒸汽吹灰系统的安全性,所以在汽源选择上过于保守,虽保证了安全性却降低了机组经济性。因此在保证锅炉及吹灰系统安全、稳定运行的前提下,合理选择蒸汽吹灰的汽源,对降低机组吹灰过程损耗,提高机组经济性具有十分重要的意义。

1 系统简介

某电厂一期工程为2×600MW机组,锅炉采用英国三井巴布科克公司生产的超临界、单炉膛、一次中间再热、旋流燃烧器前后墙对冲燃烧、平衡通风、固态排渣、露天布置直流炉。蒸汽吹灰系统包括吹灰器、一套减压站、吹灰管道及其固定和导向装置等,吹灰器配置数量及相关参数如表1所示。

蒸汽吹灰系统减温减压站减温水来自于锅炉再热器减温水总管,吹灰系统汽源原设计取自一级过热器出口蒸汽,根据分析优化为低温再热器出口蒸汽。两种汽源在机组各负荷下蒸汽参数如表2所示。

2 汽源现状分析

该电厂锅炉本体蒸汽吹灰系统汽源蒸汽是取自一级过热器出口蒸汽。一级过热器出口的高温高压蒸汽,因为其汽源参数较高,需减温减压后才能供蒸汽吹灰器使用,故存在以下弊端:

1)高温高压的过热蒸汽没有做功就直接减温减压后用于蒸汽吹灰,影响整个机组的经济性。

2)一级过热器出口蒸汽参数较高,对管道和减温减压装置的要求也相应较高,都需要高压管道和阀门,致使设备的初投资相应增加。

3)由于一级过热器出口蒸汽参数较高,而蒸汽吹灰器需要的工作参数较低,不但造成高品质蒸汽浪费,而且减压装置前后压差过大,对阀门冲刷严重,长时间运行易造成阀门内漏。

4)由于一级过热器出口蒸汽参数较高,一旦减温减压站故障,将对受热面的安全性存在威胁。

与一级过热器出口蒸汽相比,利用汽轮机高压缸做完功的再热蒸汽作为蒸汽吹灰汽源,机组的经济性有显著提高,同时由于再热蒸汽参数降低,阀门磨损的问题可大大缓解,而且阀门的选择也不要求等级很高。

再热蒸汽作为吹灰汽源,低温再热器入口蒸汽和出口蒸汽在电厂中都有被采用过,这两种汽源在压力上并无太大差别,但是温度相差比较多,选择低温再热器入口蒸汽主要考虑其具有较高的过热度,而选择出口蒸汽主要考虑其与蒸汽工作温度相近,可以减少吹灰时的减温水甚至取消减温装置。

针对以上的分析以及该厂实际蒸汽吹灰情况,选择低温再热器出口蒸汽作为蒸汽吹灰汽源。

3 汽源优化考虑的因素

进行蒸汽吹灰系统汽源优化的前提是保证蒸汽吹灰器能都安全、稳定地运行,满足锅炉运行中蒸汽吹灰的需要,因此在优化之前必须对影响安全及相关因素进行充分考虑。

1)蒸汽压力。

不同压力的蒸汽吹扫效果差别十分明显,蒸汽压力过高,虽然保证了吹扫结果,吹灰器枪管能够充分得到冷却,保证吹灰器的安全,但是这样不仅多消耗蒸汽,而且增大了对受热面管道的冲损,缩短了受热面使用寿命,甚至可能因此造成爆管事故;反之如果吹灰蒸汽压力过低,则不能有效清除受热面上沉积的灰污,达不到吹灰清污的目的,而且对吹灰器尤其是长吹灰器枪管的冷却效果将大打折扣,造成枪管刚性降低,容易造成枪管前部下垂、枪管弯曲、摆动甚至吹扫受热面。所以从保证蒸汽吹灰工作压力的角度,将汽源优化在低温过热器出口是完全可行的。

2)蒸汽过热度。

为了保证吹灰工作正常,吹灰蒸汽需要有一定的过热度,最好在80℃以上,如果吹灰蒸汽过热度不高,不仅可能使蒸汽在吹灰器中凝结,而且蒸汽进入炉膛后,使局部烟气急剧冷却,低温蒸汽在炉内受热汽化,体积膨胀,使燃烧动力场发生变化,燃烧收到影响,炉膛负压摆动,当遇到煤质较差时,容易造成炉膛灭火。另外如果过热度降低,会增加烟气中含湿量,使烟气露点温度升高,增加结露的可能性,从而增大省煤器和空预器堵灰和腐蚀现象。

机组在400MW负荷和600MW负荷区域内,低温再热器出口压力远远低于一级过热器出口压力,从过热度的角度考虑,采用低温再热器的蒸汽作为蒸汽吹灰汽源比采用一级过热器出口蒸汽具有更高的过热度,因此蒸汽的过热度完全能满足要求。

4 汽源优化后预期效益

1)粗略计算节电量。

查找焓值表可以得出:蒸汽参数在20MPa、425℃时的蒸汽焓值为3100kJ/kg左右;蒸汽参数在3.5MPa、300℃时的蒸汽焓值为2900kJ/kg左右。

假设每分钟长吹灰器的蒸汽耗量平均约为438kg/min,炉膛吹灰器的蒸汽耗量为40kg/min,空预器吹灰器的蒸汽耗量为1500kg/min。

电厂每天进行长杆吹灰1次,每班进行空预器吹灰1次(每天3班),由此可知:

每天吹灰耗汽量=长吹灰器蒸汽耗量×长吹灰器个数+炉膛吹灰器的蒸汽耗量×炉膛吹灰器的个数+空预器吹灰器的蒸汽耗量×空预器吹灰器个数×吹灰次数。

用低温再热汽源比用过热汽源节省能量34252×200=6850400kJ=1903kWh;

全年节省电量:1903×365=694595kWh。

2)对吹灰汽源进行改造后,调节阀设备维护费用大大减少。

原来调节阀前后蒸汽压差幅度达20～22MPa,对调节阀造成严重汽蚀、冲刷,使用低温再热汽源时,压力不到一级过热汽源的20%。由于吹灰过程中需要不断的投停吹灰器,调节阀动作频繁,锅炉吹灰时调节阀的动作幅度达2～3次/min,对调节阀造成损耗,平均1a左右就要更换一次,改造后每年可节约修理费用3万元左右。

5 结语

通过上述分析可以看出,在保证系统吹灰系统满足的前提下,锅炉吹灰汽源由一级过热蒸汽汽源改造为低温再热蒸汽汽源后,节约了高品质的蒸汽,减少了蒸汽损失,提高机组运行的经济性,进而提高了电厂的节电效益。除此之外,汽源优化改造后还减少阀门泄漏可能性,进而大大降低了设备维护检修的成本,为同类机组的改造提供了借鉴,为电厂的节能减排奠定了一定的理论基础。

摘要：目前,大型锅炉吹灰大多采用蒸汽吹灰方式,吹灰汽源大部分采用高品质蒸汽,蒸汽压力较高,运行中出现了一些影响机组运行安全性和经济性的问题,并且降低了机组的效率,因此,应寻求一些改进措施以减少高品质蒸汽的损耗,提高机组蒸汽利用率。针对目前某发电厂蒸汽吹灰系统存在的高品质蒸汽浪费的问题,提出以再热蒸汽汽源作为蒸汽吹灰汽源的方法,并进行分析,结果表明:采用再热蒸汽吹灰汽源的经济性非常明显。

关键词：吹灰系统,汽源改造,再热蒸汽,效益

参考文献

[1]杨慎宝,李永华,张晓安.锅炉吹灰不同抽汽汽源的经济性分析[J].锅炉技术,2013,44(2):17-19.

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[3]李士峰.DG1025型锅炉蒸汽吹灰器汽源改造分析[J].河北电力技术,2012,(31):53-54.

[4]姜雪,李业强.关于锅炉吹灰汽源改造的探讨研究[J].锅炉制造,2012,(4):21-22.

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[6]田秀林,董建聪.捷制500MW锅炉吹灰系统改造及优化分析[J].电力科学与工程,2010,26(6):68-70.

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[8]赵永刚.电站锅炉蒸汽吹灰系统综述[J].华北电力技术,1996,(5):35-39.

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[10]程金武,许明峰,王磊.600MW“W”锅炉蒸汽吹灰器对运行经济性影响分析[J].河南电力,2011,(4):30-33.

优化吹灰 篇2

关键词：省煤器 吹灰 泄漏 措施

0 引言

吹灰在燃煤机组中是一项不可缺少的定期工作，它可以避免受热面积灰、结焦；提高锅炉的效率，保证锅炉的安全、高效运行。但吹灰不当也会造成受热面的磨损，严重时爆管，使机组被迫停运。

大唐珲春发电厂（以下简称本厂）锅炉型号为WGZ—1025/18.44—10型，为亚临界、自然循环、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣汽包炉；锅炉采用高强度螺栓全钢架悬吊结构。机组采用了锅炉承压管泄漏在线监测系统。该系统利用声学原理，采用计算机技术，以软件为主，硬件为辅的人工智能数字信号处理方式，提高了信号分析的准确率，保证泄漏报警的正确性。

1 设备简介

为了保持锅炉受热面上的清洁，降低排烟损失，提高传热效率，达到锅炉安全经济运行，根据燃煤特性和各部位结构特点，设置了不同型号的吹灰器。在炉膛内设置了80台墙式短伸缩吹灰器，炉膛上部及水平烟道、后竖井对流受热面区域内设置了46台长伸缩式吹灰器。每台空预器中设置了2台专用吹灰器，总共配置有130台各种形式的吹灰器。正常运行期间吹灰汽源均取自分隔屏过热器二级减温器出口蒸汽，只有在锅炉点火期间空预器的吹灰汽源取自辅汽联箱。单台锅炉吹灰系统简图见图1：

吹灰器的程控方式：吹灰采用程序控制，可依次吹灰和选择吹灰，吹灰可远方操作和就地手动。吹灰器和阀门有行程、时间过载保护，可紧急退回和自动停止。正常吹灰每班一次，吹灰前，应对吹灰蒸汽母管进行预热，待疏水放尽后，控制减压站压力至1.0-1.5MPa方可进行吹灰，吹灰时严格控制汽温汽压，符合规定要求，吹灰结束后，关闭进汽主阀及调整门，开启疏水阀进行疏水。

2 省煤器漏泄事件经过

2008年8月26日05时03分，4号炉炉膛负压由-50Pa突然增大至+400Pa，汽包水位急剧下降至-150mm，给水流量由680t/h突然增大至917t/h，主汽流量不变(670t/h)，甲侧省煤器后温度急剧下降，炉膛检漏仪甲侧共有9点报警，怀疑甲侧省煤器漏泄，立即减负荷至150MW，维持运行。05时40分，经检查确认4号炉甲侧省煤器42米处漏泄，汇报省调申请停机。停炉冷却后，检修人员进入炉膛检查，发现甲侧省煤器管爆破，其中甲侧墙上排第一根管有4.5cm*3cm大小的孔洞，省煤器上集箱有小孔洞，周围管排有明显吹蚀减薄痕迹，各有不同程度的受损。见图2

3 原因分析

①检查吹灰器R18枪管前进至400mm处卡涩，但是DCS上显示R18吹灰器已退到位（绿灯），让运行人员误以为此吹灰器已经停止吹灰工作。也就是说，从8月25日14:41分R18吹灰器手动吹扫后，该吹灰器一直处于吹灰状态，导致防护瓦破坏进一步吹薄管子；管壁减薄到最低强度值时出现裂纹并进一步扩大，吹穿管子，泄漏加剧是造成省煤器管漏泄的直接原因。②经过分析长吹灰器电气回路，确认吹灰器前进400mm左右停止原因是：高温蒸汽从吹灰器进汽门处漏出，进入退到位行程开关内，造成退到位行程开关触点锈蚀失灵。退到位行程开关失灵后，常闭触点没有闭合，致使吹灰器前进回路10S后失电停止，吹灰器前进400mm左右停止故障。但由于常开触点没有断开，一直发出退到位信号，吹灰器不会退出。③吹灰器布置不合理，吹灰器角阀喷汽角度过大，造成对受热面的直接冲刷。④吹灰结束后没有及时关闭吹灰母管电动门、调整门，开启疏水门对吹灰系统进行全面疏水泄压，延长了对管壁的冲刷时间。

4 采取的防范措施

长吹灰器吹损省煤器导致机组停运在我厂发生了两次，严重影响了我厂的经济效益，如何避免类似事件再次发生，检修各个部门对设备进行了相关整改，如维护分场将吹灰器行程开关全部更换为电子接近开关，防止进水、进汽造成开关失灵。锅炉分公司对省煤器及过热器受热面进行普查，对管束与吹灰器间距小，容易冲刷管排的区域添加堵板，禁止吹灰，考虑吹灰效果和安全两个因素，适当调小吹灰器角阀的喷汽角度，对于经常出现磨损现象的区域加防磨护板。

考虑到设备的运行状态往往具有不确定性，很难保证一直处于监控中，在这里如何避免因设备的缺陷致使吹灰器卡涩吹损受热面，从运行角度，如何对吹灰器的运行管理进行规范化、合理化，经反复论证，特制定以下运行规范：①过热器及省煤器区域的长吹灰器每班吹灰一次，吹灰结束后，应关闭吹灰汽源电动门、调整门，开启吹灰器疏水门。可有效防止当因人为原因漏检时，某个吹灰器卡涩而没有退到位，关闭汽源后，系统内无压力，避免发生长时间吹扫事件。②吹灰汽源电动门、调整门开启后，吹灰系统疏水门联锁必须投入，避免吹灰蒸汽品质合格后，造成蒸汽流失。当疏水温度低达到120℃时联锁开启疏水门，疏水温度高达150℃时联锁关闭疏水门，这样既可以避免吹灰系统暖管时引起管道的振动，同时也防止了蒸汽带水进入对受热面冲刷，保证了安全。③因我厂炉膛结焦、积灰发生几率很小，应将炉膛短吹灰器由热工全部断电停止使用，待需要时再进行投运。④在吹灰结束后，应设专人对吹灰器是否退到位进行专项检查，发现问题应通知有关检修人员进行处理。可有效防止因热控装置显示失灵，实际未退到位时，可及时发现，迅速处理，避免吹灰器长时间停留在炉膛内变形，影响正常运行。⑤在吹灰过程中，如某个吹灰器发生故障，应立即按紧急退回键，并进行就地检查，如吹灰器卡住不动，应立即关闭吹灰汽源电动门、调整门，开启吹灰器疏水门，并通知有关检修人员进行处理。吹灰汽源电动门、调整门关闭后，吹灰系统不进汽开启疏水门后，可泄去系统内压力，当吹灰器不能及时退出时也不会吹损受热面。⑥吹灰器系统存在缺陷禁止吹灰工作，单只吹灰器故障应将其断电，在处理好后方可进行吹灰。将故障吹灰器断电不影响吹灰程控，同时又避免了因吹灰器缺陷扩大导致不安全事件的发生。⑦吹灰系统程控失灵时，应及时通知检修处理，如短时间处理不好，应由检修在检修记录本中交代并由运行在设备缺陷中登记后，改为手动吹灰。

5　防范措施取得的成效

通过采取以上措施，虽然吹灰器卡涩、内漏时常发生，但未发生过因吹灰原因使受热面泄漏导致机组非停，我厂#4锅炉的吹灰器故障引起蒸汽吹损省煤器造成省煤器泄漏问题基本得到控制，在经历了几次大小修后，检查省煤器区域管束均无磨损现象，充分说明控制措施行之有效，希望能给其他火电厂提供参考、借鉴。由于吹灰器结构和介质的特点，加上高温环境的影响，吹灰枪管易发生卡涩、失灵、漏汽等现象，设备故障率相对较高，所以要保证吹灰器故障不再发生，还需要有关专家、专业技术人员共同努力，一起献计献策，最终解决这一问题。

参考文献：

[1]范从振.《锅炉原理》，中国电力出版社1986年版，第105-107页.

[2]英国MBEL公司：《锅炉运行维护手册》相关部分.

浅析锅炉吹灰优化在实际中的应用 篇3

目前在我分公司锅炉蒸汽吹灰方案的制订方面, 是根据锅炉制造单位所提供的设计说明书中的要求以及我分公司燃用神华煤的实际情况所制订, 这些做法实际上只是取决于锅炉值班员以往经验, 人为因素起了相当大的作用。因为, 锅炉制造单位在设计锅炉时, 根据设计煤质的特性, 结合以往已有经验, 在设备结构方面已采取了必要的技术措施, 以防止受热面沾污积灰、结渣。根据燃用煤质的不同, 设计方面采取的技术措施不同, 吹灰只是作为一种辅助手段, 是对技术措施的补充。因此, 电厂在制订吹灰方案时, 应根据本厂设备的实际运行情况, 否则将可能出现一些负面影响, 众所周知, 低负荷运行时, 炉内温度水平相对较低, 炉内受热面上的部分灰渣将自行脱落。而对大多数锅炉设备来讲, 炉膛沾污积灰甚至结渣恰恰是影响排烟温度的主要因素。在这种情况下, 无选择的按规定每班吹灰1次, 显然将导致能源浪费, 受热面管壁磨损减薄, 甚至也是导致锅炉受热面爆管的原因。有些电厂规定每天吹灰1次, 且要求吹灰时, 锅炉负荷一般应高于额定负荷的50%左右, 这样运行人员基本将吹灰安排在每天上午, 在此时间段吹灰, 显然针对性相对较差, 能源浪费较多, 原因是:一般来讲, 每天0时至6时左右, 锅炉大都在半负荷或者更低负荷运行, 在此期间炉内温度水平相对较低, 炉内受热面上的大部分灰渣已自行脱落;善于观察总结的运行人员根据运行情况确定何时吹灰, 吹哪一部分受热面, 虽也有一些人为因素, 但其针对性比上述情况相对较好。

2 制订吹灰方案应考虑的因素

制订合理的吹灰方案, 应综合考虑吹灰所用蒸汽的能量损耗、吹灰器所用驱动装置的能量损耗、吹灰器磨损、吹灰后锅炉效率的提高即吹灰后锅炉运行时节省的能量, 锅炉运行的安全性以及因吹灰而造成受热面管壁磨损、管子使用寿命缩短等情况, 即将所有因素都折合成经济成本, 这样经济成本最小时的吹灰时间间隔即为最佳吹灰周期。由于目前就吹灰对管壁寿命的影响及吹灰器磨损等因素, 还难以给出定量关系, 即难以折算成经济成本。本文将主要从如何使吹灰所用蒸汽的能量损耗相对较少, 而使吹灰后由于锅炉效率的提高, 所节省的能量相对较多, 即主要从能量增益方面, 并兼顾考虑受热面管使用寿命等因素来讨论如何制订吹灰方案。

3 吹灰优化技术在实际中的应用

吹灰过程是用一定量的蒸汽能量消耗来改善受热面的清洁程度, 以提高换热效果, 吹灰周期较短即吹灰次数较多, 会影响受热面的寿命, 并带来不必要的能量消耗, 但吹灰周期过长, 又会使排烟温度升高, 使运行经济性变差。因此根据锅炉运行情况存在一最佳吹灰周期, 按此进行吹灰, 将使能量损耗最小。我分公司四台锅炉经过几次燃烧器技术改造, 喷氨系统的投入使用, 以及#2、#3炉SCR系统的试运行。吹灰方案急切改进, 以下简单介绍几家科研单位对吹灰优化所作的研究项目:

3.1 华北电力大学 (保定) :

自1997年开始承担国家电力公司重点科技项目在国内率先进行了燃煤电站锅炉受热面污染监测理论与实践的研究工作。经过多年研究, 开发出了“大型燃煤电站锅炉受热面污染监测及吹灰优化系统”。该系统能够对锅炉受热面结渣积灰进行监测, 实现优化吹灰。到目前为止, 该系统已经在国内8个电厂15台机组上成功投运, 并取得了一定的效果。

3.2 浙江大学热能工程研究所:

1998年起开始燃煤锅炉智能吹灰优化的科技攻关。智能吹灰优化系统是基于浙江大学多年炉内三维温度场重建和燃烧诊断方面的研究成果, 该系统以炉内温度场重建和辐射能测量来指导辐射受热面吹灰, 以神经网络技术来指导对流受热面吹灰, 通过对受热面清洁因子监测的方法, 实现对锅炉本体辐射受热面和对流受热面的积灰结渣状况的监测, 并对吹灰的程序进行指导。首次在嘉兴电厂300MW燃煤电站锅炉上获得成功应用。

3.3 美国电力研究院 (EPRI) 研制了用于锅炉吹灰的智能吹灰器:

锅炉智能吹灰器在美国田纳西州BULL RUN电厂锅炉 (6400000LB/h) 上使用效果很好, 锅炉吹灰次数减少, 锅炉效率提高, 延长锅炉受热面的使用寿命。智能吹灰方式:锅炉吹灰器实现智能综合控制吹灰, 达到“吹净”和没有“过吹”的目的, 实现设备安全和经济运行。自动控制考虑如下因素:第一屏式过热器安装测重仪测量结焦重量;采用红外线测量炉膛出口烟气温度;煤质分析采用在线测量, 每8秒钟采样一次;用激光二级管测量CO、O2含量;从机组DCS中提取有关机组负荷等数据, 综合控制锅炉吹灰, 达到减少锅炉吹灰次数, 而且控制锅炉结焦和积灰。同时达到锅炉燃烧优化。锅炉智能吹灰器可以用燃气、蒸汽做介质。

目前, 我热电分公司#4炉使用的吹灰优化系统是华北电力大学 (北京) :开发出以神经网络为核心的锅炉吹灰实时监测系统, 对锅炉受热面积灰、结渣进行在线监测。在机组DCS中实现对锅炉水冷壁管壁、鳍片温度在线监测, 设定脏污程度报警, 使运行人员能对炉内各部分的沾污积灰情况有直观了解, 更有针对性的进行吹灰, 其效果将更好。而且在DCS中可查询每点温度的变化趋势, 每个吹灰器的使用次数。这为热力试验人员提供了详细的技术数据, 为锅炉的经济运行、运行调整和事故处理提供必要的依据。吹灰汽源的选择:目前吹灰汽源一般取自屏式过热器入口的主汽汽源, 通过减压后供吹灰;通过优化吹灰参数的试验, 可以考虑有些部位, 例如空预器, 改为再热器冷段低温汽源。

4 优化后节能效果预测

以智能吹灰为例, 应用效果如下: (1) 锅炉水冷壁管故障平均时间, 从54天增加到76天, 故障间隔天数增加41%。 (2) 在锅炉吹灰过程中, 金属温度差最大从169℃降到102℃, 达到了40%。 (3) 锅炉吹灰器平均吹灰频率降低了50%。 (4) 锅炉水冷壁最高点温度从520℃降低到497℃。 (5) 锅炉再热器减温水喷水量降低了33%。 (6) 在锅炉每个燃烧室内, 再热器金属温度降低了7℃和3℃。

一般来讲, 全面吹灰一次, 在吹灰过程刚结束时, 因设备不同, 锅炉排烟温度可比吹灰前降低15℃左右, 锅炉效率提高约1个百分点左右。此后随着运行时间的增加, 受热面重新被沾污积灰、甚至结渣, 排烟温度又进一步升高, 经过若干小时, 排烟温度就又达到吹灰前的温度水平, 此时有些锅炉设备可能出现随着运行时间的进一步增加, 排烟温度基本不变或升高速度非常缓慢的情况, 即进入一种自平衡状态, 在这种情况下, 吹灰还是不吹, 以及何时吹灰, 不仅要考虑能量增益, 还要综合考虑吹灰对蒸汽参数及管壁寿命的影响, 更要考虑对运行安全性的影响, 此时便可通过分析水冷壁上管壁与鳍片的温度来对炉内积灰情况判断。炉内沾污积灰比较均匀, 无大焦块形成, 不会影响运行安全。再从运行参数看, 暂时不吹灰能量损耗也较小, 那么, 从延长管壁寿命来考虑, 就可将吹灰间隔延长, 否则就应进行吹灰。对于尾部受热面吹灰, 则主要根据能量增益和运行参数决定

摘要：本文简要介绍国华北京热电分公司锅炉吹灰方案的现状和存在问题, 以及应如何合理制订吹灰方案, 提出锅炉受热面积灰结渣在线监测和智能优化吹灰技术, 优化吹灰从节能角度讲, 可以有效降低排烟温度, 降低吹灰蒸汽的消耗, 进而提高锅炉效率, 达到节能的目的, 从安全角度讲, 避免盲目吹灰, 优化吹灰程序和频率, 防止受热面吹损。

关键词：锅炉蒸汽吹灰,吹灰优化方案

参考文献

优化吹灰 篇4

1 炉内结渣的特性

炉内结渣指在受热面上熔化了的灰沉积物的积聚, 多发生在炉内辐射受热面上。大型煤粉锅炉炉内煤粉在0.03~0.05 s的时间内即被加热到1600℃[1]以上, 因此, 煤粉炉内穿过炉膛火焰的全部灰粒都是液化的, 如果处于熔融或半熔融状态的灰到达受热面上, 则很容易粘附在受热面上。由于扩散作用, 在管子外表面形成薄的、白色的、很细的灰沉积层。该层厚度一般为0.2~0.5 mm, 具有良好的绝热性能, 不仅引起炉膛温度的升高, 而且还造成了受热面管子外表温度比原来高很多, 使受热面管表面大量结渣成为可能。随着表面烧结层厚度的增加, 积灰表面温度也升高, 当积灰表面的温度升高到接近烟气温度时, 大量熔融的灰粒与积灰层相碰撞, 结合成坚实的积灰, 灰层进一步变厚, 灰温升高, 导致恶性循环, 使灰层表面形成熔融相, 可能形成液态渣层。

炉内结渣导致炉内传热恶化, 炉内辐射传热量减少, 炉膛出口烟温升高, 对流受热面区域热负荷增加, 可能造成受热面管壁超温, 同时造成过热器、再热器减温水用量大幅增加, 排烟温度也随之升高, 给锅炉的安全、经济运行带来较大的影响。目前, 一般电厂经常使用的方法是加强炉内吹灰, 但强化吹灰将带来如下问题:

(1) 炉膛水冷壁吹灰次数过多, 造成汽温偏低。为了提高汽温, 增加了对水平烟道末级过热器和末级再热器管屏处的吹灰次数, 这样不仅浪费汽源, 而且也增加了对管子的冲蚀。

(2) 由于吹灰频繁, 炉膛水冷壁、过热蒸汽管、再热蒸汽管管壁过于清洁, 管子表面缺乏调节换热的“灰层”, 热量分配容易失衡, 导致过热汽温与再热汽温调节困难, 对煤种的适应性变差。

(3) 不利于调整过热蒸汽、再热蒸汽两侧汽温:出现两侧汽温偏差时, 调整的手段和幅度非常有限, 常用的只能是将温度较高一侧的减温水或事故喷水开大, 来控制受热面的管壁不超温, 将造成减温水或事故喷水量增加, 特别是再热器事故喷水量的增加, 使机组煤耗增加较多, 机组的效率降低。

根据西安热工研究所的研究结果, 在GB7562—87中, 以煤的软化温度为基本指标, 以煤的低位发热量为辅助指标。对于热值Qar, net>12 560 k J/kg的煤种, 软化温度>1350℃, 属于不结渣煤种, 如果软化温度≤1350℃则属于结渣煤种。哈尔滨电站设备成套设计研究院对我国290种动力用煤的灰渣特性进行分析, 并用三段最优分割来确定, 以还原性气氛下软化温度作为判别依据:软化温度>1390℃轻微结渣;软化温度=1260~1390℃中等结渣;软化温度<1260℃严重结渣。

2 炉内结渣的监控

炉内结渣的监视目前还是依靠运行人员的观察。已有部分科研单位对炉内结渣自动监督进行开发研究, 吹灰器程序控制系统已得到普遍应用, 主要是根据炉内结渣时运行参数的变化, 作为炉内结渣的监控手段。

2.1 根据炉膛出口烟气温度进行监控

根据传热学原理, 炉内辐射传热基本公式为:

式中:Qf为相对1 kg燃料炉膛辐射吸热量, k J/kg;α1为炉膛系统黑度;σ0为绝对黑体辐射常数, 取2.04×10-7k J/ (m2·h·K4) ;Th为火焰平均有效温度, K;Tw为水冷壁积灰污染层表面温度, K;Af为炉膛有效辐射受热面积, m2;Bj为计算燃料消耗量, kg/h。

由分析可知, 随着水冷壁表面积灰的增加, 水冷壁积灰污染层表面温度必然升高, 使得炉膛辐射吸热量减少。另外, 根据烟气在炉膛内的放热公式[2]为:

式中:φ为考虑散热损失的保温系数;V为1 kg燃料的烟气量, m3/kg;Cp为炉内烟气的比热容, k J/ (m3·K) ;Ta为理论燃烧温度, K;Tl"为炉膛出口烟气温度, K。由此可知, 当炉内结渣严重时, Tl"会升高。

但在实际应用中, 用炉膛出口烟温作为炉内结渣的监控参数仍存在一定困难, 主要原因:一是高温烟气的测量问题, 采用水冷抽气热偶测量精度差, 不能作为长期连续测量的手段, 所以用高温过热器或高再热器后的烟气温度来替代;二是大型锅炉炉膛出口烟道截面积大, 烟气温度偏差很大, 难以找到具有代表性的测量点。三是炉膛出口烟温受运行工况如磨组变化及一、二次风的调整等影响较大, 并不单纯反映炉内结渣情况, 因此难以确定某一定值来严格界定炉膛是否结渣。

2.2 采用蒸汽侧吸热量计算炉膛出口烟气温度

华北电力大学提出, 通锅炉汽水侧参数计算出炉膛出口烟温。对于汽包锅炉, 当煤种变化不大时, 可用省煤器出口联箱水温的测量和布置在炉膛内过热器、再热器吸热量的测量, 替代炉膛出口烟温的测量[3]。

由式 (2) , 只要计算出炉膛放热量, 即可以计算出炉膛出口烟温:

因此, 问题转化为炉膛辐射传热量Qf的计算:

式中:Qsc为锅炉部分输出热量, k J/h;Qfg为炉内辐射式或半辐射式过热器蒸汽吸热量之和, k J/h;Qfz为炉内辐射式或半辐射式再热器蒸汽吸热量之和, k J/h;Qyc为炉膛出口烟窗投射出去的热量, k J/h;Qgr为工质过热过程吸收的热量, k J/h;Qsm为省煤器内工质吸收的热量, k J/h。此方法虽然看似复杂, 但由于蒸汽侧温度、压力等测点较为准确, 华北电力大学经过多次传热试验证实, 此方法测量精度更高。

3 选用低温过热器出口蒸汽温度监控炉内结渣

从理论上讲, 炉内结渣必然造成水冷壁吸热量减少, 因此造成炉膛出口烟温升高, 但是炉膛出口烟温受运行工况、煤种等影响较大, 即炉膛出口烟温升高, 不一定是炉膛结渣引起的。因此, 笔者通过跟踪锅炉运行参数变化, 提出用低温过热器出口蒸汽温度的变化来表示炉膛辐射吸热量的变化, 反映炉内结渣情况。不选取高温过热器或屏式过热器的原因是:炉膛结渣的结果是使炉膛蒸发量变小, 且炉膛出口烟温升高, 这两者都使过热汽温必然升高。但由于屏式过热器和高温过热器出口的蒸汽经过喷水减温, 其温度值受喷水量的影响较大, 不能作为比较依据。

运行工况稳定时, 炉内结渣使炉膛蒸发量减少, 流过低温过热器的蒸汽量减少, 由于低温过热器的吸热主要取决于烟气侧, 因此, 可将低温过热器的吸热量看作不变, 则低温过热器出口蒸汽温度必然升高。另一方面, 炉内结渣还造成低温过热器处烟气温度升高, 这也使低温过热器出口汽温上升。

在实际使用过程中, 以某火电厂HG-1036/17.5-YM36锅炉为例, 在燃用正常煤种时, 低温过热器出口汽温为390~400℃, 在燃用高硫煤时, 硫份St, ad远远超过设计煤种的0.72%, 达到1.49%, 造成炉膛结渣。为防止炉内结渣严重, 通过炉膛吹扫可有效地减少炉膛结渣, 提高炉膛运行的安全性和经济性。以该厂燃用高硫煤时的一次炉膛吹灰为例, 入炉煤工业分析成分见表1, 炉膛吹灰前后的参数见表2。

从表中可以看出, 在炉膛吹灰前, 1 h内的低过出口汽温平均为414.4℃, 吹灰后, 低过出口汽温下降到403.9℃, 同时, 过热器减温水也从40.2 t/h下降到10.4t/h, 再热器喷水量从10.9 t/h下降到4.2 t/h, 锅炉运行的经济性明显提高。

针对不同机组的不同的煤种, 在实际运行中, 可通过试验得出最佳吹灰标准, 当运行工况发生变化时, 只要及时考虑上述情况, 合理选择蒸汽侧 (低温过热器出口温度) 的参数, 就能达到优化吹灰的目的, 提高锅炉的安全、经济运行性能。

4 结束语

目前, 对炉膛结渣的监控还没有很好的自动监控手段, 运行人员通过运行中参数的变化, 能及时有效地判断炉膛是否结渣。对于汽包锅炉, 可以采用低温过热器出口温度作为炉膛结渣的判据, 通过对低温过热器出口温度的分析, 合理确定吹灰时机, 及时清除炉膛结渣, 提高运行的安全性和经济性。

摘要：在介绍炉内结渣影响因素的基础上, 以优化炉内吹灰为目标, 比较分析了汽包锅炉炉内结渣或吹灰的多种监测方法, 针对某300 MW汽包锅炉, 提出采用低温过热器出口蒸汽温度作为监测炉内结渣的主要参数, 以此确定炉内吹灰条件, 并利用现场数据说明了该方法的有效性。

关键词：汽包锅炉,炉内,结渣,吹灰

参考文献

[1]岑可法, 周昊, 池作和.大型电站锅炉安全及优化运行技术[M].北京:中国电力出版社, 2003:38.

[2]范从振.锅炉原理[M].北京:中国电力出版社, 1986:52.

智能吹灰系统的应用 篇5

关键词：智能吹灰,再热汽温,经济性,机组调频

0 引言

2010年中国国内总装机容量为9.5×108 kW,而其中73%以上为燃煤火电机组,在全世界范围的能源紧张和环境保护的双重压力下,节能无疑是中国火电企业的唯一出路。火电机组锅炉再热汽温长期偏低,一定程度上影响了机组的经济性,经过燃烧及配风等手段的调节,仍不能达到预期效果。因此,对锅炉吹灰方式的优化成为目前保证机组安全经济运行的必要手段。

1 课题背景

过热汽温调节是由煤/水比调节为主,减温水调节为辅的调温方式,而塔式炉给再热汽温调节带来特殊性。从炉型来说塔式炉比∏型炉具有更多优势,比如:炉膛烟气流速、温度偏差小,对流受热面安全性高,烟风阻力较低等[1]。不过,塔式锅炉却因缺少再热汽调温手段而面临再热汽温低的普遍情况,再热汽温常规调节方式以燃烧器摆角调节为主,减温水调节为辅。燃烧器摆角调至上限运行,再热汽温仍偏低,减温水无法使用。缺少再热汽温调温手段是塔式锅炉面临的共同问题。

2 汽温波动对机组的影响

2.1 再热汽温低对机组经济性的影响

再热汽温每升高10℃,机组效率提高0.25%,按供电煤耗280 g/(kW·h)计算,煤耗即降低0.7 g/(kW·h)。提高再热汽温即提高汽轮机中、低压缸入口蒸汽焓值,可提高中、低压缸做功能力。

2.2 再热汽温波动对机组安全性的影响

金属在高温环境下,会发生高温氧化。锅炉各受热面经高温氧化反应,在管壁内侧形成氧化皮。若汽温发生大幅波动,管壁受热胀冷缩影响易造成氧化皮脱落。若大量脱落的氧化皮沉积在管内则易引起锅炉爆管;若氧化皮被吹出,则会进入汽轮机形成固体颗粒侵蚀,增加汽轮机损失,并长期地、不可逆转地降低机组经济性。超超临界机组蒸汽压力高、流速快,对汽轮机的固体颗粒侵蚀一旦发生,则侵蚀速度将成倍高于亚临界机组。

超超临界锅炉主、再蒸汽压力高,为增加强度,受热面管壁较厚,导致受热面抗热应力能力较差,故汽温经常大幅度波动,受热面经常承受交变应力,易危及受热面安全。

3 智能吹灰系统的原理

根据牛顿冷却公式可知,对流传热过程中,受热面吸收热量Q受传热系数K、传热面积F、传热温差ΔT的影响[2]。即:Q=K×F×ΔT。

3.1 改变传热面积可改变再热器的吸热量

假定锅炉受热面面积F是可变的,则再热汽温降低时,可直接通过改变再热器受热面传热面积的方法来增加吸热量,从而提高汽温。但物理上,锅炉的各级受热面面积是固定不变的。但若有效传热面积F1可以改变,即:F1=K×F。那么,再热器吸热量就可以改变,达到与改变受热面面积相同的效果。

3.2 改变传热温差可改变再热器的吸热量

对流受热面的烟气对流换热热量Q1计算公式为:

Q1=D×Δh,

Q1=D×Cv×ΔT。

而Cv与烟气流量D成正比,则:

Q1=k×D2×ΔT,

式中:k为常数,D为烟气流量,t/h;Δh为烟气流经受热面的焓差,MJ/t;ΔT为烟气流经受热面的温差,K;Cv为烟气的比热容,MJ/(kg·K)。

因此,对流受热面的换热量与炉膛出口烟气温度成正比,与烟气流量的平方成正比。抬高燃烧器摆角即提高炉膛出口烟气温度的方法已至极限,故炉膛出口烟温在负荷一定时很难改变;而利用增加烟气流量来提高再热器吸热量的方法,又会大幅增加风机电耗和排烟损失,是一种极不经济的调温手段。

4 改变传热系数来改变再热器的吸热量

对流传热的传热系数与管材、结垢、沾污等很多因素有关,若传热系数K可以改变,则可改变再热器吸热量。智能吹灰系统可减少受热面的沾污程度,提高受热面的传热系数。受热面沾污是1个随机的、连续的过程,锅炉运行中,各级受热面均有不同程度的沾污。因此提高特定部位的吹灰频率,人为分配各级受热面的吸热强度,可改变受热面整体的吸热比例,即实现了之前随意裁减锅炉受热面的设想,达到了与之相同的效果。

5 智能吹灰系统的最优化控制

5.1 智能吹灰系统的工作原理

智能吹灰即为以专家系统为基础的,智能吹灰选择推荐系统,据此配套研发了再热汽温模糊控制。它通过改定时吹灰为按需吹灰,来改变各级受热面的传热系数及有效传热面积,从而重新分配各级受热面的吸热比例来控制汽温,为塔式炉再热器调温提供了一种全新手段。

5.2 智能吹灰系统的推进过程

首先采集各负荷段受热面的进、出口蒸汽的焓增,计算出各级受热面实际吸热量,通过对比设计值,发现不同负荷区间、不同受热面吸热量的变化规律。然后通过记录不同吹灰器吹灰完成后,各级受热面汽温的变化趋势,来确立吹灰与汽温之间的关系及波动区间,以负荷点作为横轴建立各级受热面焓增曲线,以此作为判断受热面洁净程度的控制线,并且建立专家系统档案,通过计算机技术来实现吹灰对汽温的模糊控制及配套专家系统的建立。

智能吹灰系统实施时间为2009年7月至10月。选取3个工况,进行智能吹灰系统试验前后对比,各负荷区间的再热汽温均提升了8℃以上(见表1)。2009年5月,1#、2#机组月平均再热汽温分别为579℃、584.3℃;2009年11月,1#、2#机组平均再热汽温分别为596.3℃、595.4℃,月平均温度分别提升了17℃和11℃(见表2)。

5.3 智能吹灰系统的作用

5.3.1 提高再热汽温

塔式锅炉负荷较低时,炉膛出口烟温、风量都较低,炉内对流传热减弱,再热汽温偏低。使用智能吹灰系统后,有意识减少了过热器吹灰频率,通过表面污浊程度,控制其有效传热面积,适当减少该受热面吸热量,使后续再热器吸热量得以提高,实现再热汽温度的提升。

5.3.2 平衡水冷壁温差

在特定的负荷区间运行时,水冷壁压力处于亚临界状态,水动力不稳,烟气侧的热偏差容易引起水冷壁管间温度偏差和水动力产生多值性。炉膛结渣、掉渣也会加剧炉膛热偏差形成,导致水冷壁管吸热不均匀,增大水冷壁管间温差,形成部分管壁热膨胀导致的差胀应力。

而通过掉渣可造成水冷壁管间温差增大的现象,逆向操作即可减少水冷壁偏差。利用智能吹灰针对水冷壁特定区域吹灰,人为使水冷壁吸热偏弱,温度较低的区域增大掉渣几率,从而增加该区域的吸热强度,平衡水冷壁热偏差,是智能吹灰系统的另一功能。

6 智能吹灰系统经济评估

在智能吹灰系统项目实施前,2008年平均再热汽温为589.4℃;项目实施后,2010年其再热汽温平均为596.3℃。以2台1 000 MW机组再热汽温平均升高7℃,年发电量110×108 kW·h,标煤煤价900元/t计算:年节约标煤=11×109 kW·h×0.7 g/(kW·h)×0.7=5 390 t,折合490×104元/a。

常规的吹灰方式为定时吹灰,目的保证各级受热面的清洁。而采用智能吹灰系统,是变定时吹灰为按需吹灰,在提高再热汽温,平衡水冷壁管间温差的同时,节省了吹灰用汽。将每天总吹灰次数大幅减少,优化吹灰后,防止了局部受热面过度吹灰,较之前减少了吹灰时间约25%,节约了吹灰工质25 t/d,标准煤约2.1 t/d,折合人民币61×104元/a。

智能吹灰系统是利用吹灰改变受热面传热系数的原理,优化组合吹灰方式,改变锅炉各级受热面的吸热比例来调节汽温的手段。为塔式炉调节再热汽温提供全新方法,减少机组调峰给汽温带来的影响,并通过优化智能吹灰系统,延伸出平衡水冷壁管间温度的功能。节约吹灰用汽,将机组补水率从0.61%减至0.26%,项目合计节约成本620×104元/a。

参考文献

[1]樊泉贵.锅炉原理[M].北京:中国电力出版社,2008.

吹灰程控双机冗余冷备改造 篇6

新疆华电吐鲁番发电有限责任公司 (以下简称吐电公司) 一期工程装机容量2×135MW。1、2号锅炉采用上海锅炉有限公司生产的型号为SG-420/13.7-M778, 超高压、一次中间再热、双钢架全悬吊式、π形布置、管式空气预热器、固态排渣、四角切圆燃烧、自然循环、汽包煤粉炉。单台机组共设计有四种吹灰器:IR-3D型蒸汽吹灰器36台, 分三层布置;AS150型20声波吹灰器台;G9B型固定旋转式吹灰器8台;IK-525型伸缩型长吹灰器8台。主要用来吹扫锅炉管道受热面的积灰, 吹灰器均可采用程控操作、按钮操作和手动操作。1、2号炉吹灰控制系统采用美国GE公司的GE9030系列PLC控制系统, 均是单机配置, 一旦控制系统故障, 会造成吹灰控制系统瘫痪, 由于现阶段我厂煤质较差, 如果控制系统故障长时间无法吹灰, 则会造成锅炉大面积结焦, 降低了锅炉热效率, 甚至会影响机组的安全稳定运行。

2 改造必要性

2.1 根据《二十五项反措》中第三项“防止大容量锅炉承压部件暴漏事故中的第三条防止受热面大面积腐蚀”为依据, 同时考虑费用问题, 提出将1、2号炉吹灰控制系统升级改造为双机冗余冷备, 由此以来将大大提高系统安全稳定运行, 有效确保锅炉安全运行。

2.2 吹灰器对防止和清除锅炉水冷壁, 过热器, 省煤器, 空气预热器管外部结渣和积灰有明显作用, 对提高锅炉热效率有明显效果。为保证受热面的清洁, 防止积灰结渣, 提高锅炉安全经济运行水平, 正常运行中每班应进行吹灰一次。为了保障吹灰系统能长期稳定运行, PLC的正常运行尤为重要, 因此将现有吹灰程控升级改造为双机冗余十分关键, 考虑实际情况加装PLC备用主机架, 实现冷备即可, 从而提高锅炉热效率。

2.3 吐电公司1、2号锅炉设计燃用依拉湖煤, 燃煤的热值较高, 低位热值约为27.17MJ/kg。近年来由于燃煤供应比较紧张, 锅炉燃用的这种高热值煤量已不能满足机组正常运行的需要。为了扩大煤源, 电厂现计划掺烧部分热值较低的烟煤, 其中主要为金马、露天和同泰等煤矿的烟煤。与设计煤相比, 这些烟煤具有较高水分、较高灰分、较低热值的特点, 金马和龙泉煤的硫含量较高。在与低热值烟煤掺烧后, 燃煤发热量和灰分的变化对锅炉、制粉、除灰等系统的出力造成了一定影响, 如磨煤机出力不能达到锅炉带负荷要求、燃煤灰分高时输灰系统出力不足、锅炉带满负荷困难等, 燃煤含硫量较高又容易引起炉内水冷壁结焦、产生炉内高、低温腐蚀等问题, 危害锅炉的安全运行。因此, 锅炉炉膛容易结焦, 若PLC控制系统故障, 且长时间无法恢复正常运行时, 会使锅炉的热效率降低、排烟温度升高, 甚至会影响机组的安全稳定运行。

3 改造具体方案

3.1 利用1、2炉检修机会, 将原来吹灰器控制柜1内的10槽主机架 (IC693CHS392) 改换成3号扩展机架, 除CPU360模块外, 机架上的输入、输出模块保持原位置不变, 并在空的插槽上用填充模块补上。在吹灰器控制柜2内增加两套5槽主机架 (IC693CHS397) , 分别插上电源模块及CPU360模块, 并在空的插槽上用填充模块补上, 主机架与扩展机架用扩展电缆连接, 实现电源、CPU模块的冗余。图1、2为1号炉改造前后实物对比图。

3.2 因为新加装两套五槽主机架, 需要重新接入两路电源为两套机架分别供电, 电源电压220V。

3.3 在进行吹灰器冷备冗余改造时, 先对程序进行备份, 在机架安装完成后, 对PLC的硬件配置及逻辑进行修改, 然后下装。

3.4 PLC程序下装完成后, 要对吹灰器进行调试, 检查修改后逻辑是否满足要求, 确保双机程序一致。

3.5 吹灰器运行时, 一套PLC正常工作, 一套备用。切换时, 触摸屏和备用CPU联接, 扩展机架和备用CPU机架连接。

4 冗余改造后的优点

4.1 采用PLC冗余控制后, 提高系统的稳定性, 在一套系统出现问题的时候, 另外一套后备系统能及时的切换上去, 保证吹灰系统能长期稳定投运。

4.2 避免锅炉大面积结焦, 减少打焦次数, 大大降低了员工的劳动强度以及提高了锅炉热效率。

4.3 减少因结焦原因使火检保护动作跳磨的风险, 减少了机组的安全稳定运行的影响因素。

5 结束语

1号炉吹灰系统冷备冗余已改造完成至今已经连续运行八个多月, 未出现吹灰控制系统故障导致吹灰器无法投运的现象, 大大减少了炉膛结焦的概率, 减少火检探头堵塞导致磨煤机跳闸的风险, 减少了机组的安全稳定运行的影响因素。在2号机组停运期间对2号炉吹灰控制系统进行改造。

参考文献

[1]GE_Fanuc_Cimplicity_HMI系统用户手册[Z].GE通用电气

[2]DLT 589-1996.火力发电厂燃煤电站锅炉的热工检测控制技术导则[S].

[3]防止电力生产重大事故的二十五项重点要求[S].国电发[2000]589号

锅炉智能在线自动吹灰系统的应用 篇7

目前特油公司的注汽锅炉燃料油的主要成分是渣油和混配油, 但是由于渣油灰分比重大、混配油杂质多、致使燃烧形成的灰分沉积在对流段翅片管的间隙中, 由于对流段翅片管长期得不到彻底的清洗, 翅片管的间隙中累积了大量的、较坚韧的污垢, 严重影响了对流段的吸热效果。我公司先后应用过一系列自动化技术, 但终因吹灰不彻底或对锅炉翅片管本身造成损伤而无法推广应用。

二、现状调查

对流段烟温的高低, 直接影响着锅炉的经济运行, 一般排烟温度每升高12～15, 锅炉整体热效率下降1%, 注汽锅炉设计热效率80%, 设计排烟温度为243℃, 对流段吸热量占蒸汽总热量的40%, 排烟热损失占锅炉整体热损失的6～12%, 因此降低锅炉排烟温度, 是提高锅炉热效率, 降低锅炉运行成本的有效之路。

三、声波吹灰系统结构组成

注汽锅炉声波吹灰控制系统由氧含量控制系统、炉膛温度检测系统、声波吹灰装置三部分构成。每个控制系统一般由一次仪表 (传感器) 、P L C、触摸屏、手自动切换操作、变频器等部分组成, 一次仪表将锅炉的温度、氧量、等量转换成电压、电流等送入PLC, 手动时由操作人员手动控制, 自动时对PLC发出控制信号经执行部分进行自动操作。PLC对整个锅炉的运行进行监测、报警、控制以保证锅炉正常、可靠地运行。

通过在对流段安装声波自动吹灰装置, 有效控制锅炉排烟温度, 同时实现不停炉自动吹灰, 抗干扰能力强, 能置于环境恶劣的工业现场中, 故障率低。

四、声波吹灰系统的基本原理

通过声波发生器将压缩空气或高压蒸汽调制成声波, 将压缩空气的能量转化为声能 (声波) 。声波在弹性介质 (锅炉内空间) 里传播, 声波循环往复的作用在换热表面的积灰上, 对灰粒之间及灰粒和管壁之间的结合力起到减弱和破坏的作用, 声波持续工作, 那种结合力必然会减弱, 当它减弱到一定程度之后, 由于灰粒本身的重量或烟气的冲刷力, 灰粒会掉下来或被烟气带走。

五、实施效果对比

我们对改造前后对流段的温升情况进行了对比。

自动吹灰系统的主要特点:

(1) 智能型自动吹灰

根据烟温的高低, 把吹灰装置设计成自动控制, 当烟气温度高于某一设定温度时 (如2 2 0℃) , 吹灰装置自动启动, 当烟温降低后, 吹灰装置自动停止。

(2) 在线吹灰

吹灰装置吹灰时, 注汽锅炉不用停炉, 即可完成吹灰全过程。

(3) 机电装置一体化

吹灰装置采用机电一体化设计, 并根据注汽锅炉特点在程序设计上考虑了一体化的设计, 操作灵活, 可根据注汽炉尾部受热面排烟温度的情况, 灵活选择吹灰方式。

(4) 操作简单, 使用方便

吹灰装置设计采用快速联接方法, 管道联接用快速接头。喷嘴与加速器联接采用法兰联接, 其他部件固定在移动房内, 运输和安装非常方便。

(5) 节约大量的燃料油, 经济效益显著

六、效益分析

经过测试前后的对比, 热效率由原来的80.3%, 提高到81.5%, 提高了1.2%, 大五站51#年注汽量约8万方左右, 燃油单耗为6 5 k g/m 3, 年可节油:

市场价格每吨油为2400元

单台自动吹灰装置为100000元

共可创经济效益为

62.4×2400-100000=49760元

摘要：一般排烟温度每升高12～15, 锅炉整体热效率下降1%, 有效地降低锅炉排烟温度, 是提高锅炉热效率, 降低锅炉运行燃料成本根本之路。

关键词：智能,在线自动吹灰

参考文献

[1]武占.油田注汽锅炉[M].乌鲁木齐:新疆大学出版社.1996. (20-37)

优化吹灰 篇8

本文介绍的是洛阳石化分公司三联合260万吨/年柴油加氢加热炉吹灰系统, 其应用在反应加热炉 (F3401) 、分馏重沸炉F3402空气预热器和分馏重沸炉 (F3402) 对流蒸汽发生段。投用之前, 加热炉的热效率为91.05%, 应用后热效率提高到了92.5%。此吹灰器是利用了声学、振动学和疲劳学等学科的原理, 把一定强度的声波送入到运行中的炉体内的积灰区域, 通过声能量的作用使这些区域中的空气分子与松散干燥的灰粒子产生振荡和相互碰撞, 使浮着在受热面表面的积灰脱离受热面表面悬浮起来, 并始终处于悬浮流化状态, 以便烟气流将其带走, 或自动脱离。该声波清灰系统, 声源采用了频率70~800Hz可调的变频范围声波, 其波长长, 振幅大, 能量衰减慢, 绕射与反射能力强, 振动位移幅度大。用声波清灰, 声波作用可以达到整个空间, 能在炉内产生混响, 不留死角;建立均衡的能量场, 空气与壁面对声波吸收小, 有效清灰区域大;不会产生对设备有腐蚀作用的湿气, 从而在管子表面不会产生腐蚀和破坏。这是以往其它清灰设备不可比拟的。

2 工作原理

如图1所示, 声波发生器用支架固定在平台上或壁挂在炉墙上, 其声波输出端与声导管小直径端连接, 声导管大法兰通过专用法兰套筒连接在炉墙上;压缩空气通过支管上的手动截止阀、过滤器、电磁阀等与声波发生器进气口相连接。控制柜通过专用电缆与每台声波发生器接线盒输入端子相接, 并从此接线盒电磁阀输出端子引出电缆与电磁阀相连接。清灰系统的运行由电控柜控制, 其工作间隔和工作时间及运行次序可以自动或手动调节;工作时, 打开气动截止阀通入额定压力的压缩空气, 清灰系统可在电控柜的控制下自动 (手动) 运行。声波发生器将压缩空气的机械能转化为声能, 声导管将声波放大传导到炉内, 达到清灰目的。运行时, 为使系统的输出声波特性和清灰效果最佳匹配, 由专业技术人员到现场调试后存入控制柜的系统软件中, 自动调整现场声波发生器输出的声波频率特性, 从而保证了最好的运行效果。

(1) 清灰器; (2) 声导管; (3) 控制柜 (4) 总截止阀; (5) 截止阀; (6) 过滤阀; (7) 电磁阀; (8) 炉壁

3 系统构成及特点

3.1 系统基本由三部分组成

(1) 声波发生器部分:由变频声波发生器、声导管组成。声波发生器由高效调制器、变频调速电机、电磁阀、过滤阀等组成。声导管采用不锈钢精铸而成。

(2) 控制部分:电控柜由可编程控制器PLC、变频器、继电器、开关等元器件组成。

3.2 高效变频声波清灰系统的特点

(1) 使用音频带的变频声波 (70~800H z) 作为清灰的工作频率, 可适用于多种灰份, 对人体、设备无损害。

(2) 清灰有效作用范围大, 在作用范围内不留死角, 达到全方位清灰。

(3) 在较宽的频率调节范围内工作。系统通过专业人员调试后, 在运行中, 电控系统自动控制系统声特性与被清灰面保持最佳匹配状态, 清灰可达到最佳效果。

(4) 系统可采用自动、手动两种控制方式控制系统发生器的工作时间、运行次序。根据用户的不同需求, 可采用不同运行方式。

(5) 体积小、重量轻、可炉外多方位安装, 维护、维修不需要停炉, 不占用炉内换热空间。

(6) 发声效率高, 能耗少, 无易损件, 使用寿命长, 运行费用低。

4 吹灰器使用情况

4.1 故障判断及注意事项

声波吹灰器投用中易发生的各种故障, 需要及早的预防和判断, 降低声波吹灰器的故障率。声波吹灰器发生器的故障率比较高, 在日常生产中应注意以下几项:

(1) 轴端联轴器拆卸时不得蛮力操作, 否则将引起变形而导致调制器发生故障。

(2) 电机、调制器等零部件维修后再装配时, 应保持电机与调制器之间同轴度, 避免因偏心引发故障。

(3) 电磁阀、过滤阀等与管路连接应密封可靠。

(4) 防护罩对发生器起保护防淋作用, 严禁将其拆除挪为它用。

(5) 在投用仪表风的时候注意排水, 避免积水过多对声波发生器及导声管造成腐蚀。

(6) 在拆卸和维修变频器的过程中, 注意放电, 以免引起人身伤害。

(7) 在维修中打开控制柜的门时, 部分元器件可能温度比较高, 注意防止烫伤。

(8) 注意保持仪表控制柜的压力, 保证正压操作, 避免湿空气对电器元件造成损坏。

4.2 投用前后的效果对比 (表1)

柴油加氢加热炉F3401、F3402设计热效率均为91%, 投用初期由于积灰, 加热炉的热效率一直维持在91%左右。现场观察由于开工初期瓦斯带液比较严重, 而且还投用一段时间燃料油, 故炉管结灰情况比较严重, 排烟温度维持在140℃左右。由于炉管传热效率下降, 瓦斯消耗也比较大。在声波吹灰器投用后, 这一问题有了很大的改观。最明显的就是排烟温度降到了120℃左右, 瓦斯消耗也相应的下降。由此可见, 新型声波吹灰器的投用使柴油加氢加热炉的平稳高效运行提供了有利保障。

5 结论