干煤粉气化（精选4篇）
干煤粉气化 篇1
1 引 言
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.
[2]焦树建.整体煤气化燃气—蒸汽联合循环(IGCC)[M].北京:中国电力出版社,1996.
干煤粉气化 篇2
1 工艺原理
气化炉以粉煤为原料,煤和气化剂进行并流部分氧化反应。为弥补反应时间短的缺陷,要求入炉煤的粒度很细和很高的反应温度,因此液态排渣是其必然结果。干法进料气化炉采用水冷壁结构,气化温度可达1800 ℃左右。气化过程实际上是煤炭在高温下的热化学反应过程。在此过程中,生成的粗煤气中主要含CO(58.8%)、H2(17.7%)、CO2(5.8%)、N2(1.10%)和总硫(0.71%)。在正常运行阶段,既要保证气化炉的炉温合适,又要使碳的转化率达到很高,所以气化炉复杂控制的投入至关重要。
2 氧煤比控制
气化炉复杂控制就是通过调节煤烧嘴的氧煤比, 在氧量确定后下,氧煤比控制的好坏直接影响到气化炉内温度高低,同时我们可以通过烧嘴罩冷却水的换热量来自动调整氧煤比。实现快速跟踪,及时调整煤烧嘴的煤粉流量。以第1条煤线为例,实际控制流程如图1。
2.1 手自动调节
当气体分析仪不能正常投入使用时,操作工可以通过复杂控制画面的手动输入氧煤比或切换到由换热量自动调节氧煤比。在开车阶段应用,氧煤比通过预设曲线33QY1-1390来转换,同时设定氧煤比的值必须在曲线33QY3-1390范围内(图3)。
2.2 气化炉蒸汽产量调节
氧总量33FI0803 通过蒸汽转换曲线33FY2-0147(图3)与汽包的水温33TI0040转换曲线33FY3-0147(图3)相乘得到蒸汽流量给定值,调节系数K2(图1)可以微调蒸汽流量给定,蒸汽调节器33FIC0147的输出通过图1中的切换开关HS-1,HS-2、HS-3、HS-4将氧煤比送到煤粉流量控制系统。
2.3 CO2组分调节
氧总量通过转换曲线36FY1-0004(图3)得到相应的值,通过调节器36QC0004 输出调节氧煤比。然后,通过图1中的切换开关HS-1、HS-2、HS-3、HS-4,将氧煤比送到煤粉流量控制系统。
3 负荷控制
在刚启车时,氧负荷是通过气化炉压力变化而变化的,在运行稳定后,一般手动设定总氧量,每条煤线上的氧气控制器切换到“CAS”控制,如果图2的HS-1切换到负荷控制,实现了每个烧嘴负荷的自动控制,如果其中某条煤线出现故障,需要适当的调整负荷,应把图2的HS-2切换到手动控制,即实现单烧嘴的手动控制,剩下的烧嘴负荷为总负荷减去此单烧嘴的负荷,然后除以剩下投入串级烧嘴的个数。手动设定总氧量可以参考表1来完成。
4 开车经验探讨
4.1 刚启车时的操作
在刚开车期间,合成气的组分控制以及气化炉的蒸汽产量控制不能切换投用,气化炉的升温只能通过手动调节氧煤比来实现。手动调整氧煤比在0.6～1.4范围内变化。为了防止气化炉负荷大幅度的波动,在输入氧煤比时,要经过一个升降速率的限制,即每秒氧煤比数值增加或减小0.001,将负荷每分钟的负荷变化量限制在一定的范围内,从而保证了气化炉温度在安全范围内[5]。气化炉负荷控制在60%。我厂开车期间一般把氧煤比控制在0.92左右。
4.2 切换蒸汽产量控制
蒸汽流量采用三台变送器,DCS逻辑里三取中,然后通过温压补偿计算出精确的蒸汽产量。由于汽包原设计是三冲量控制,即液位控制、蒸汽流量控制和给水量控制,三冲量控制能很好的解决汽包虚假液位,把蒸汽流量作为前馈信号与假液位产生的作用方向相反,抵消假液位产生的减少给水量的错误指令并作出加大给水的正确指令,避免由于虚假液位产生的大联锁跳车。但汽包设计的蒸发量与实际运行中有出入,工艺提出要求单冲量控制,从而导致蒸汽产量波动较大,控制回路的不稳定,到目前为止也不适合进行切换。
4.2 切换合成气组分控制
当工艺运行趋于稳定后, 可以通过质检部分析CO2的含量, 以及在线分析仪36QIC0004的值来判断是否可以切换组分控制。当工艺稳定运行时,煤烧嘴中煤粉就切换成CO2来输送,厂里有3台CO2往复式压缩机,两开一备,在工况没有达到稳定时,一直是使用氮气来输送的,因为氮气和二氧化碳的分子量不一样,所以在打氮气时不能超温超压,以免损坏设备,只有当一级进气是CO2时才能更好的控制四级和五级出口的压力及温度,同时才能满足下一工序的稳定运行。如果利用后续工段产生的CO2作为输送煤粉的载体, 那么CO2显示值将不真实, 合成气组分控制将变得不可利用,再加上整个工艺流程较长, CO2分析有滞后[6]。另我厂气化湿洗塔来的样气里含水,并伴有细煤粉颗粒,在线分析仪属于精密仪器,对于现有的工况不适合投入使用,所以至今还没有投入这一控制。
5 结 语
气化炉复杂控制在两段式干煤粉气化炉控制中有着非常重要的作用,我公司两段式干煤粉气化炉已经连续运行了一个月,现已停车正在做检修、防冻工作。通过这次的良好运行证明其控制的可操作性、正确性。然而,对于那些没有投入的控制我们在今后的生产过程中将逐步完善。
摘要：对内蒙古鄂尔多斯世林化工引进的两段式干煤粉加压气化炉的复杂控制进行了详细阐述,根据预设开车曲线,合理调整氧煤比,使气化炉的负荷达到设计要求,通过开车中出现的问题,逐步积累运行经验,为完善整个控制系统打下坚实的基础,同时也为洁净煤气化技术开好头。
关键词：氧煤比,组分控制,负荷控制
参考文献
[1]张东亮,许世森,任永强,等.两段式加压粉煤气化技术[J].煤化工,2005,33(6):23-25.
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[3]章荣林.对GSP干法粉煤加压气化工艺技术的评述[J].氮肥与甲醇,2006,1(3):9-12.
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[5]陈金星,刘家胜.TPS系统中的复杂控制[J].中氮肥,2006(1):47-49.
干煤粉气化 篇3
近年来河南省发电企业装机容量增长迅速, 截至2009年底, 河南省统调机组装机容量已达到4680万kW, 而省网2009年最大用电负荷只有3191万kW, 并且大容量发电机组日趋增多, 300MW机组以及600MW机组日趋成为主力机组[1], 200MW发电机组启、停调峰, 深度调峰次数明显增加, 负荷率偏低, 机组启、停及深度调峰用油量大幅增加, 助燃油价格达到了7000元/t, 导致运行成本增加。为了降低发电成本, 使200MW机组在电力市场上有一席之地, 有必要进行新型节能设备的改造。
1 气化小油枪的应用
1.1 原有设备简介
万和发电有限责任公司使用的锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG670/13.7-PM10型, 一次中间再热、单汽包自然循环、固态排渣煤粉炉, 配220MW汽轮发电机组, 燃烧器第二、三层为可调浓淡燃烧器, 最低稳燃负荷为110MW。制粉系统采用钢球磨中间储仓式热风送粉。采用四角布置直流燃烧器, 四组燃烧器在正方形炉膛中心形成ϕ800呈顺时针旋转的假想切圆。整组燃烧器的高度为9.86m, 每组燃烧器分别由4 个一次风口、7个二次风口、2个三次风口和2个油燃烧器组成。锅炉点火用油燃烧器设计单个出力1.5t/h, 共设计8个油燃烧器, 燃用0#轻柴油。
这次改造在保留第二、三层可调浓淡燃烧器的基础上, 主要对第四层燃烧器进行改造, 用气化小油枪替换大油枪, 同时配置气化小油枪的控制和检测系统, 提高燃油的利用效率, 减少燃油的使用量, 达到节省燃油的目的。
1.2 新增设备简介
1.2.1 气化小油枪燃烧器原理[2]
气化小油枪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, 后期加热, 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, 火焰中心温度高达1500～2000℃, 可作为高温火核在煤粉燃烧器内进行直接点燃煤粉燃烧, 从而实现电站锅炉启动、停止以及低负荷稳燃。
1.2.2 气化小油枪的设备构成
此次技改采用的气化小油枪为上海中能公司生产的产品, 分别有高能点火装置、少油燃烧器等部件组成。其主要设备如表1所示。
1.3 设备的改造
1.3.1 燃烧器的改造
将锅炉第四层 (最下层) 煤粉燃烧器更换为上海中能公司生产的少油点火燃烧器 (见图1) 。该煤粉燃烧器是专门为少油点火系统设计的燃烧器, 其为二级内燃式燃烧器, 为了使得煤粉更好地着火, 采用中心浓淡技术, 先由少油枪火焰点燃中心高浓度煤粉, 高浓度煤粉着火后再与外部淡粉相混合, 由煤火焰直接点燃淡粉, 使少油枪火焰的能量逐级放大, 以达到稳定一次风煤粉着火的目的。
此次少油冷炉点火系统的改造, 以不改变原锅炉的燃烧特性为基础, 新少油点火燃烧器的喷口面积与原煤粉燃烧器相同, 并满足四角切圆的燃烧方式。安装少油点火燃烧器时, 其中心线位置和原燃烧器中心线完全一致, 以便不改变锅炉的整体燃烧性能。锅炉点火完成后, 停下少油枪, 即可作为普通煤粉燃烧器使用。
1.3.2 助燃风系统的安装
为了使小油枪里面的燃油燃烧的更加充分, 少油冷炉点火系统安装了助燃风系统, 以提供油燃烧所需的空气量, 该系统由电动调节门、手动风门、压力表、助燃风压监测装置 (含压力变送器等) 组成, 风源取自锅炉1#、2#送风机的出口。
1.3.3 ZNKG-700型就地点火控制柜的安装
ZNKG-700型就地点火控制柜主要实现就地点火设备的操作, 安装于每个角少油点火燃烧器附近空间较开阔的位置。这样不仅便于操作, 而且还能观察到被控设备的动作情况。
就地柜可实现设备就地单步操作或遥控操作, 具备如下功能:
(1) 油枪、点火枪的进退及位置指示。
(2) 电动油阀的开关及位置指示。
(3) 点火器点火操作。
(4) 就地/遥控切换。
1.3.4 炉前燃油系统的安装
炉前燃油系统主要由少油枪供油管道、阀门、过滤器及蒸汽吹扫管道、阀门组成, 其中电动球阀 S-S63P·SW8P-42ACE采用美国进口电动阀门驱动装置。4套炉前油系统分别安装在锅炉前后四角的12m平台位置。
1.3.5 火焰检测装置的安装
改造锅炉为四角切圆燃烧煤粉炉, 火焰检测装置安装在第四层各角一次风喷口处, 共4套少油点火火焰检测装置。其中FSSS系统火焰检测装置煤火焰 (每角各1路) 采用ZNHJ-TX-I-800型图像可视有火监视方式观察火焰, 油火焰检测 (每角各1路) 采用可见光火焰检测控制装置。
2 实际运行经验及经济效果分析
2.1 运行经验
2.1.1 改造后第一次启动
B级检修改造后锅炉11∶20开始做启动前的准备工作。首先启动送引风机各1台对炉膛进行吹扫, 将助燃风电动总风门开启使助燃风压至4000Pa, 对各角助燃风手动分门进行调整, 使风压指示至1800Pa左右。接着操作就地点火控制柜对少油枪进行吹扫, 于11∶50左右分别将1#、3#和2#、4#角少油枪投油点火, 调整燃烧正常。因担心少油点火燃烧器在热态调试期间工作不正常, 影响机组启动, 投入2支主油燃烧器运行。12∶10, 2#炉开始做投粉试验。先调整1#、2#、3#、4#少油枪对应的13#、14#、15#、16#少油点火燃烧器的一次风速达到21m/s左右, 在集控室对角投入13#、15#给粉机, 通过四分割的火焰监视器画面观察, 看到13#、15#少油点火燃烧器点火成功, 煤粉火炬明亮且燃烧稳定。就地通过看火孔观察, 煤粉从一次风火嘴出来就已开始着火, 火焰呈金黄色, 火炬燃烧稳定。因14#给粉机故障, 所以无法对角投入14#、16#给粉机进行投粉燃烧试验。17∶00, 14#给粉机故障消除, 立即在集控室内投入14#、16#给粉机, 从四分割的火焰监视器的画面观察, 少油点火燃烧器的点火亦取得了成功, 煤粉火焰明亮且燃烧稳定。17∶13, 2#炉退出主油燃烧器运行, 锅炉的升温、升压、升负荷全部由少油点火燃烧器通过调整给粉机的转速来实现。此次B级检修后的启动, 由于电气需做的试验较多, 启动时间较长, 直到次日15∶15, 机组负荷140MW, 运行才退出少油点火燃烧器的运行, 整个启动时间长达28.16h, 其间1#、2#、3#、4#少油冷炉点火系统一直运行正常, 燃烧稳定, 达到了设备改造的目的。
2.2.2 改造后第二次启动
在做好点火前的各项准备工作后, 23∶40操作各角的就地点火控制柜, 依次投入1#、2#、3#、4#小油枪进行点火, 各角小油枪均一次点火成功, 接着在集控室内将13#、14#、15#、16#少油点火燃烧器的一次风风速调至21m/s左右, 对角投入13#、15#给粉机, 13#、15#少油点火燃烧器一次投粉点火成功。次日0∶40, 对角投入14#、16#给粉机, 14#、16#少油点火燃烧器同样一次投粉点火成功。在随后的启动过程中, 司炉只需根据锅炉的汽温、汽压、负荷情况, 增减给粉机的转速或投停给粉机, 即可满足机组启动的需要。在整个启动过程中, 各少油点火燃烧器燃烧稳定, 运行状况良好。11∶28机组负荷140MW, 退出所有小油枪运行, 少油点火燃烧器作为普通燃烧器使用。此次启动和前一次启动的最大的区别是, 在启动过程中没有投入主油燃烧器运行, 由气化小油枪系统完成整个机组的启动过程, 历时11.8h, 共耗油26t。
2.2 节油效果分析
节油效果分析按照平均小时耗油量进行比较, 即改造前与改造后的平均小时耗油量进行比较。启动的总耗油量与油枪投入时间的比值即平均每小时的耗油量。分别取改造前后的两次启动数据作为参考值。
改造前后每小时耗油量如表2所示。
注:油枪投入的个数、炉前油压的不同造成小时耗油量有偏差。
分别计算改造前后的小时耗油量的平均值, 改造前耗油量为5.145t/h, 改造后耗油量为2.185t/h。可知节油率达到57.5%, 可以看出节油效果很明显。
2.3 投资效果分析
此次气化小油枪设备的改造总费用为130.52万元 (其中设备费113.7万元, DCS插件费16.82万元) 。
改造后两次启动总共历时大约40h, 节油量40× (5.145-2.185) =118.4t。如果燃油价格按照7000元/t计算, 仅仅两次启动就节约资金约83万元。可以看出投资成本很快就能收回。
3 结语
(1) 气化小油枪的应用在锅炉启动、停炉过程节约大量的启、停用油, 设备投资回收期短, 锅炉启动四、五次即可收回投资, 可以说经济效益十分可观。
(2) 气化小油枪系统改造工作量少, 系统结构简单实用, 煤粉火焰燃烧稳定安全, 达到设备改造的预期目的。
参考文献
[1]朱全利.锅炉设备及系统[M].北京:中国电力出版社, 2006.1.
干煤粉气化 篇4
1 煤粉加压输送系统工艺原理
煤粉加压输送系统主要通过煤锁斗变压操作来实现接料和放料, 煤锁斗泄压从低压煤粉储仓接料, 隔离充压向高压煤粉储仓放料, 系间歇操作过程。煤粉仓装料袋滤器顶部与大气相通, 煤粉储仓与煤粉仓装料袋滤器间有连通线可保持常压, 煤锁斗及煤粉给料仓均泄压至此, PLC控制低压氮气进行反吹使布袋再生。煤粉仓装料袋滤器底部旋转给料器和螺旋输送机, 可将泄压带来的煤粉返回煤粉储仓。四条高压氮气线对煤锁斗进行充压, 充压过高可经煤锁斗高压过滤器泄掉一部分。煤锁斗和煤粉给料仓间设计有平衡线, 放料时可使两者压力保持一致下料顺畅。煤粉给料仓也设计有充压、泄压线, 并由相应控制器来维持压力稳定。高压氮气通入煤粉给料仓充气锥, 使煤粉流化悬浮后以稳定流量供至煤烧嘴, 而这是一个连续操作过程。煤锁斗的间歇操作周期与煤烧嘴连续耗煤负荷相匹配, 才能保障整个装置生产持续运行。
2 煤粉加压输送系统工艺流程
以A系列为例, 煤粉加压输送系统工艺流程如图1所示。当V1205A低料位出现时, 煤锁斗V1204A底部放料锁斗阀12XV0131/0132开启, 向V1205A补充煤粉。当煤锁斗V1204A排空后, 关闭放料锁斗阀和均压阀12XV0126/0127, 与煤粉给料仓V1205A隔离, 通过三级泄压将V1204A压力泄至煤粉仓装料袋滤器S1201A。从磨煤干燥系统来的煤粉经螺旋给料机X1102A、X1105A/B连续输送到低压煤粉储仓V1201A中。当V1204A和低压煤粉储仓V1201A达到压力平衡后, V1204A顶部接料阀12XV0133/0123开启, 对煤锁斗V1204A进行装填。当V1204A装满时, 关闭接料阀和泄压阀, 与V1201A隔离, 通过高压氮气线对V1204A加压。当V1204A压力接近V1205A压力并且均压平衡后, V1204A等待V1205A低料位出现放料。当V1204A排空后, 循环回上面的步骤。
3 煤粉加压输送系统优化处理
3.1 S1201A锥部煤粉堵塞
本文对煤粉加压输送系统运行问题的讨论均以A系列为例。煤锁斗V1204A往煤粉给料仓V1205A放料结束后隔离泄压, V1204A内残留的煤粉随氮气一起进入煤粉仓装料袋滤器S1201A。煤粉经过滤和反吹后, 脱落而沉降在锥部, 而氮气通过布袋后放空至大气。煤粉仓装料袋滤器S1201A锥部堵粉, 泄压携带的煤粉无法向下输送, 锥部煤粉料位高还将危及布袋安全。
(1) S1201A锥部煤粉堵塞现象: (1) 锥部温度12TI0104呈持续上涨趋势, 当V1204A泄压时温度没有回落迹象; (2) 锥部料斗高料位指示12LAH0101持续报警; (3) 泄压时旋转给料器X1206A至螺旋输送机X1205A间管线管帽处气流弱且无煤粉通过。
(2) S1201A锥部煤粉堵塞原因: (1) S1201A锥部原始设计为四块钢板焊接而成四棱锥形, 相邻钢板有一定夹角, 煤粉通过的摩擦阻力大于圆锥形, 容易造成锥部积粉; (2) 煤粉旋转给料机X1206A输送能力设计余量不足, 而且S1201A至X1206A入口缩径也偏小, 流通通道小严重制约煤粉输送能力, 来料过多时明显应对不足; (3) X1206A至X1205A间下料管线实际安装倾斜角度与设计值有偏差, 不利于煤粉向下输送; (4) V1204A放料尚未完全排空, 因气流扰动、雷雨天气或探伤作业干扰, 导致伽马射线低料位信号12LAL0103闪报, 顺控泄压后未放完的煤粉进入S1201A, 大量煤粉来不及输送在锥部堆积造成堵塞; (5) V1204A终止接料的顺控条件不满足, 接料阀12XV0133/0123长时间未关, 大量煤粉顺着泄压线进入S1201A堆积堵塞; (6) 导致煤粉板结的原因有很多[4], 冬季S1201A锥部伴热温度不够, 水蒸气饱和分压随温度降低而降低, 煤粉中的水分由未饱和或者饱和状态转为过饱和状态, 过饱和的水分冷凝析出, 造成煤粉粘连板结堵塞锥部; (7) 布袋在龙骨上安装固定不牢, 在反吹时脱落堵塞锥部。
(3) S1201A锥部煤粉堵塞处理与优化: (1) 技术改造S1201锥部由四棱锥改为天长地圆接圆锥形结构, 消除几何结构不合理带来的摩擦阻力; (2) 技术改造更换输送能力更大的煤粉旋转给料机X1206A, 同时入口缩径由DN200增大到DN300; (3) 施工增大X1206A至X1205A间下料管线倾斜角度, 使之大于70°; (4) 总结经验优化操作, 结合煤锁斗V1204A接料量、放料时间以及V1205A料位12LI0105、顶部温度12TI0103等参数, 综合判断煤锁斗是否排空, 避免单凭V1204A低料位14LAI0103信号判断的不足; (5) 加强实时监控, V1204A终止接料的顺控条件不满足时及时“超驰”或手动关闭接料阀12XV0133/0123; (6) 技术改造在S1201A锥部增加挡风墙, 同时增加锥部伴热密度和保温厚度, 保证冬季锥部温度达到设计要求; (7) 技术改造在X1206A上方增加插板阀和DN300排放孔, 便于清除堵塞的布袋或煤粉; (8) 当发现有堵粉迹象时及时敲击锥部, 阻止煤粉附着粘结、促使煤粉向下输送。
3.2 S1201A布袋损坏
布袋是S1201A的核心部件, 布袋损坏后煤粉从破损处通过, 造成原料浪费和环境污染。损坏穿孔的布袋如图2所示。
(1) S1201A布袋损坏现象: (1) S1201A进出口压差12PDI0110超标; (2) S1201A放空口粉尘含量12QI0101超标; (3) S1201A放空口排放气体变黑。
(2) S1201A布袋损坏原因: (1) 布袋的使用寿命到期, 由于布袋长期与煤粉接触, 物理化学性质发生改变, 老化后材质变硬变脆容易破损; (2) 反吹氮气压力不足, 或者反吹气量不够, 布袋上的煤粉不能彻底清除, 煤粉阴燃释放热量烧坏布袋; (3) 反吹间隔时间长, 或反吹阀故障不动作, 布袋上的煤粉不能及时清除而烧坏布袋; (4) 锥部煤粉堵塞不能向下输送, 向上堆积至布袋附近, 容易导致布袋烧坏; (5) 煤质活性高、挥发分高, 容易烧损布袋。
(3) S1201A布袋损坏处理与优化: (1) 对使用寿命到期的布袋进行及时更换; (2) 严密监控反吹气压力12PI0103“锯齿”曲线; (3) 定期检查反吹阀动作是否正常; (4) 通过操作优化和技术改造, 避免锥部堵粉危及布袋; (5) 为使气化炉顺利挂渣, 采取神华煤掺烧高硫煤的配煤方案后, 煤质灰分、灰熔点达到设计要求, 挥发分有所降低, 煤质的改变同时有利于布袋长周期使用。
3.3 V1204A充气设备损坏
煤锁斗V1204A接料完后, 顺控先后打开四路氮气从不同位置对其充压, 其中一路氮气经12XV0129/12FV0102通入笛管, 一路氮气经12XV0128通入管道充气器X1203A, 另一路经12XV0130从充气锥X1204A处通入。笛管松动、充气器和充气锥频繁损坏, 一度给装置运行带来麻烦, 其他厂家也有相关报道[5]。如图3所示, 破损的管道充气器内侧烧结金属变形卷起。
(1) 充气设备损坏现象: (1) 笛管固定螺栓松动、卡环脱落; (2) 充气器X1203A前后压差12PDA0137过高; (3) 充气锥X1204A前后压差12PDA0138过高; (4) 煤阀处有异物卡塞导致煤线波动, 拆检发现是烧结金属碎片。
(2) 充气设备损坏原因: (1) 程控阀前后手阀开度过大, 开阀瞬间冲量非常大, 直接对充气设备造成冲击, 极容易造成烧结金属损坏; (2) 顺控打开12XV0128和12XV0130的压力设置值过低, 高压氮气通入时充气设备前后压差过大超出设计值。
(3) 充气设备损坏处理与优化: (1) 打开12XV0128和12XV0130的压力设定值分别由0.9 MPa和1.0 MPa增大到1.2 MPa和1.5 MPa, 调节阀12FV0102压差控制器12PDIC0102设定值适当调低; (2) 适当关小12XV0129/12FV0102、12XV0128和12XV0130前后手阀进行节流, 降低程控阀瞬间打开时高压氮气对充气设备的冲击; (3) 采用新型笛管、充气器和充气锥, 新型充气设备内层有丝网, 可阻止烧结金属碎片进入下游, 最大限度减小设备损坏对工况影响。需要注意的是, 采取上述两种措施对充气设备进行有效保护的同时, 同时会对工艺造成充压时间的延长。当气化炉运行负荷较高时, 要妥善处理好煤锁斗下料严重架桥导致煤粉给料仓缺料的特殊情况。
3.4 V1204A泄压三通破损
煤锁斗V1204A顶部泄压管线三通以及泄压阀后三通曾多次破损泄露, 严重影响正常生产。如图4所示, 煤锁斗顶部泄压管线三通曾经破损补焊过的位置又出现裂纹。
(1) 三通破损现象: (1) 三通破损处冒煤粉; (2) 三通处有刺耳噪音; (3) V1204A顶部泄压管线三通破损, 等待或者下料时V1204A压力12PI0114持续下降, 下料时V1205A压力12PIC0127持续低于设定值; (4) V1204A泄压后S1201A锥部温度12TI0104曲线无明显回落。
(2) 三通破损原因: (1) 泄压气流经过三通处, 流向与设备有明显夹角, 最容易对三通焊缝造成冲刷; (2) 泄压起始V1204A与S1201A间压差大, 气流速度非常快, 即泄压初期冲刷比较严重; (3) V1204A中残余煤粉随泄压气流一起通过三通, 加剧对三通的磨损; (4) 三通为焊接构件, 其焊接应力严重影响结构的疲劳强度和抵抗应力腐蚀开裂能力。
(3) 三通破损处理与优化: (1) 总结经验优化操作, 泄压前将V1204A内煤粉吹干净, 防止气流夹带残留煤粉一起冲刷磨损三通; (2) V1204A顶部斜三通以及泄压阀后斜三通均改用锻件, 提高结构强度, 消除焊接应力; (3) 当发现三通处磨漏时, 适当降低气化炉总负荷, 或者将与泄露有关的两个煤烧嘴降低负荷或者停车处理, V1204A隔离后对三通处补焊消漏, 气密不漏后及时投用。
3.5 阀门卡涩故障
考虑到煤粉加压输送系统高压、煤粉磨损的特点, 该单元在工艺设计时多处采用双阀隔断方案。实际运行中, 阀门卡涩是常见问题, 尤以12XV0133/0123、12XV0131/0132、12XV0126/0127以及12XV0120/0121卡涩问题对系统正常运行影响更大。
阀门卡涩故障现象: (1) 阀门开关不到位, 影响接料、放料、均压或者泄压, 由相关称重、料位、压差以及压力指示可予以判断; (2) 阀门开关回讯异常, 顺控卡在某一步无法继续运行。
阀门卡涩故障原因: (1) 气缸漏气或者气源接口漏气, 导致压力不足; (2) 阀门密封面内有煤粉卡塞, 阀门动作时阻力增大; (3) 双阀之间蹩压, 导致阀门无法打开。
阀门卡涩故障处理与优化: (1) 对气缸或仪表气源接口处消漏, 必要时对相关部件进行更换; (2) 阀体接吹扫氮气, 需要时投用吹扫防止煤粉滞留卡塞阀门转动部件; (3) 技术改造在12XV0133/0123、12XV0131/0132、12XV0126/0127以及12XV0120/0121间增加DN25防蹩压线, 当蹩压导致阀门无法打开时可泄去阀间压力; (4) 技术改造在三条泄压线阀前增加手阀, 当泄压阀门故障无法在线处理好时, 可以关闭手阀将泄压阀与煤锁斗隔离后下线处理。
3.6 12PV0128B泄压线磨损
V1205A压力维持稳定, 由压力控制器12PIC0127或者压差控制器12PDIC0128来控制12PV0128A/B充泄压来实现。V1205A泄压不可避免会携带煤粉, 对阀门和管线造成冲刷磨损。
(1) 12PV0128B泄压线磨损现象: (1) 12PV0128B阀门内漏严重, 小开度或无开度时V1205A压力也可泄掉; (2) 12PV0128B泄压线局部出现沙眼, 有氮气夹带煤粉泄露。
(2) 12PV0128B泄压线磨损原因: (1) 原始设计12PV0128B前无过滤器, V1205A泄压时氮气夹带煤粉, 对阀门和管线造成严重冲刷和磨损; (2) 误操作或者放空控制回路故障, 导致放空量过大。
(3) 12PV0128B泄压线磨损处理与优化: (1) 技术改造在12PV0128A后, 即12PV0128B前增加过滤器S1204A, 当煤粉给料仓泄压时, 可有效过滤煤粉, 防止煤粉磨损阀门和管线; (2) 精心操作保持压力12PIC0127稳定, 避免泄压阀频繁开关, 不仅造成压力波动和氮气浪费, 而且过量的高压氮气泄压时通过阀门容易损坏阀门。
4 结语
煤粉加压输送单元是Shell煤气化工艺的重要组成部分, 其正常运行是整个Shell煤气化装置稳定运行的前提和保证。煤粉加压输送是复杂的两相流课题, 更是极具挑战的工程问题, 煤质特性、工艺操作、仪表自控以及设备材质、结构、安装等对加压输送过程影响显著。只有妥善处理好煤粉堵塞、布袋损坏、充气设备损坏、泄压三通破损、阀门卡涩故障等常见问题, 才能保障整个Shell煤气化装置长周期稳定运行。
摘要：介绍了Shell煤气化工艺煤粉加压输送系统的工艺原理和工艺流程, 总结了神华煤直接液化项目煤粉加压输送系统运行中出现的问题, 对煤粉仓装料袋滤器锥部堵粉和布袋损坏、煤锁斗充气设备损坏、煤锁斗泄压三通破损、重要阀门卡涩、煤粉给料仓泄压线磨损等问题的现象、原因、处理措施作了详细阐述和讨论。
关键词：Shell煤气化,煤粉加压输送,运行问题,分析处理,煤直接液化
参考文献
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