油燃烧器

油燃烧器（通用5篇）

油燃烧器 篇1

随着电力体制改革深化,节能调度的推广试行,发电企业的成本意识日益提高,节能减排成为发电企业日常经营中所面临的一个重要课题。对此,国家鼓励发展采用气化小油枪点火及稳燃燃烧技术(微油点火),通过该技术,可实现锅炉冷炉启动时用微量的油直接点燃煤粉,在停炉、低负荷运行稳燃时用微量的油稳定锅炉燃烧,节油效果可达80%以上,从而为企业节约大量的燃油,达到降本增效的目的。

1 改造原理和设计原则及具体方案

1.1 微油点火及稳燃燃烧工作原理

微油点火及稳燃燃烧工作原理是: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,可将柴油雾化液雾颗粒度达到SMD≤30μm,且液雾尺寸分布均匀,使燃油在极短的时间内蒸发气化。然后油枪在正常燃烧过程中直接燃烧油气,从而大大提高燃烧效率及火焰温度,火焰中心温度高达1 500～2 000℃,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]。

1.2 改造的设计原则

本次改造设计包括4部分内容,即微油燃烧器的设计、自控系统与锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)、分散控制系统(DCS)接口设计、微油点火装置辅助系统的设计及运行方式说明。由于江苏国信扬州发电有限公司使用的是低NOX排放的LNASB型燃烧器,因此,在满足点火及稳燃的前提下,从设计的角度坚持各项改造内容对燃烧器的性能和锅炉的性能影响最小的原则。同时在满足点火的前提下,各部分系统的设计最大限度地利用原机组的现有资源,一方面减少工程投资,另一方面使系统简化,减少未来的运行、检修维护量。

1.3 改造的具体方案

将原有最下层标高处后墙5支燃烧器的启动油枪去掉,用气化小油枪代替,布置在中心风管内,并从原来燃烧器一次粉管垂直段向气化小油枪燃烧器引来煤粉,同时布置百叶窗分离和执行机构,这些装置供气化小油枪点火时用,正常投运燃烧器后可以关闭。

从二次风箱向气化小油枪燃烧器引入冷却风,以降低点火时气化小油枪燃烧器的壁温,并提供喷口的冷却内膜风,点火结束后,该装置可以关闭。在气化小油枪燃烧器中布置煤粉浓缩装置和分级燃烧筒,实现煤粉的浓缩分级燃烧,不影响原来燃烧器的性能,改造如图1所示。

2 改造的现场实施与调试优化

2.1 改造现场实施过程

(1)2008年3月,由承包商根据电厂原始资料和运行数据,进行燃烧器及现场设计并制造。

(2)2008年4月,微油系统油管路安装完毕,于4月23日进行微油油管路水压试验,试验压力为2.5 MPa,经查漏处理后,600 s内管道压力下降小于0.1 MPa/min,试验合格。

(3)2008年4月,燃烧器及设备到货,并于4月26日安装、调试结束。其中包括燃烧器本体、油系统、压缩空气系统、助燃风系统、一次风加热系统及热控系统的安装,进行了设备单体调试、油管路水压试验及吹扫、助燃风标定、逻辑联锁保护静态试验。

(4)2008年4月27,28日分别进行了微油试点火工作,根据试点火情况对微油燃烧设备进行了部分改进,同时确定了正式点火启动时的相关参数。

(5)2008年5月1日03:10时开始正式进行4号炉冷炉微油点火启动,至5月2日06:30时机组负荷240 MW撤出微油枪运行,整个启动期间气化微油点火系统较好的完成了机组冷炉启动、升负荷等各阶段任务。整个启动过程微油枪共运行27.3 h。

2.2 改造现场调试优化[2]

(1)2008年4月27,28日分别进行了微油试点火工作,在第一次试点火过程中,微油燃烧器着火不是太好。经共同分析确认主要原因在于一次风套筒上的开孔(100×100两侧各一个),使得在内二次风和一次风气流间存在一股较强的夹层风,夹层风为直流且通流面积大,延迟了二次风气流与一次风气流的混合,造成燃烧器出口气流的旋转、卷吸和回流作用非常小,无法有效引燃一次风气流外层的煤粉。鉴于以上分析,采取封堵原燃烧器一次风套筒上的开孔,以消除夹层风的影响,同时增加二次风旋流强度,在第二次试点火时,燃烧效果明显好转。

(2)在第二次试点火的基础上,4号炉于5月1日正式开始冷炉启动,在启动过程中观察发现:当加大二次风后不太能有效地加强燃烧,炉膛出口烟温反而会下降,而增加一次风流量后却能有效地提高炉膛出口烟温。在微油点火投粉初期,在提高煤量的过程中,应适当提高一次风量以补充氧量的需要,同时应适当提高B层二次风量(开度约15%),并保持二次风总风量在900 t/h,以取得较好的引燃效果。

2.3 改造现场调试后性能分析

2.3.1 启动过程中升温、升压速率

2008年5月1日4号机组C修后进行冷态启动,调节油压1.0 MPa,助燃风风压1.1 kPa,压缩空气压力0.15 MPa,二次风量60 t/h。在确认微油枪点火正常后启动B磨煤机,启动时初始给煤量为8 t/h,一次风量为53 t/h,煤粉点燃后,根据就地着火情况及锅炉升温、升压速率逐步增加B磨给煤量,同时根据煤粉着火情况调节一、二次风量。启动初期控制贮水箱温升小于1.1℃/min,但后期升温、升压速率不够,经过将B磨给煤量加到30 t/h时,升温、升压速率达到1.5℃/min,满足了锅炉冷炉启动初期的升温、升压要求。

总体而言,气化微油点火支持下的升温、升压率能满足运行规程的要求:在升压开始阶段,分离器出口温度在100℃以下时,控制升温率≤1.1℃/min;在汽轮机冲转前,分离器出口升温率≤1.5℃/min,汽水分离器和贮水箱金属内壁温升率≤5℃/min,内外壁温差≤25℃。

2.3.2 启动过程中的煤粉燃烧效率

通过跟踪取样数据,分析了利用微油点火技术启动过程中的煤粉燃烧效率。

从分析数据可以看出,4号炉冷炉点火煤粉燃烧情况较好,冷态点火初期,在B磨给煤量为24.8t/h,但是飞灰可燃物也仅14.8%,煤粉燃烧效率达87.53%;随着煤量的继续增加和炉膛热负荷的增强,煤粉燃烬情况也逐步好转,当机组负荷280 MW,B磨给煤量为44.9 t/h时,飞灰可燃物为14.18%,煤粉燃烧效率达88.14%;机组负荷620 MW,B磨给煤量为46.1 t/h时,飞灰可燃物为3.83%,煤粉燃烧效率达97.14%。

3 改造的经济效益分析

4号锅炉C修结束后,成功应用气化微油点火技术实现了冷炉启动,节省了大量的燃油,创造了良好的经济效益。

从2008年5月1日03:10时4号炉气化微油点火技术正式点火启动,至5月2日06:30时机组负荷升至240 MW撤出所有油枪,整个启动过程气化微油点火系统累计投运27.3 h,用去燃油9.89 t,整个启动过程共用燃油35.24 t(其中大油枪用油为25.35 t)。

按照正常启动使用大油枪进行经济效益对比,结果见表1。

注:关于费用计算,微油启动期间多用煤量478.66 t;油价按7 800元/t计;煤价按900元/t计。

从表1可见,4号炉C修冷态启动中微油点火系统共运行27.3 h,节约燃油223.59-25.35-9.89=188.35(t),微油节油率188.35/(223.59-25.35)=95.01%,整体节油率达188.35/223.59=84.24%,共计节省燃料费用96.12万元,取得了显著的经济效益[3]。

4 改造的评价

4.1 燃烧器微油点火改造要注意的主要问题

(1)气化微油系统的油管路一定要使用不锈钢管,同时由于气化微油枪油路通道孔径很小,原燃油系统中的大颗粒杂质有可能堵塞油枪,故在气化微油燃油系统进油管上需安装燃油过滤器。

(2)气化微油点火改造热工逻辑中,一定要增加“微油模式”手动按钮,用于锅炉启停或运行中选择是否采用微油逻辑还是常规逻辑来对锅炉进行安全保护。

4.2 燃烧器微油点火改造效果

(1)利用气化微油点火技术冷炉启动,锅炉的升温、升压速率能满足锅炉启动时升温升压曲线要求,锅炉的升温、升压能控制在正常范围内。

(2)气化微油燃烧器点火投煤后,煤粉能顺利点燃,火焰明亮。随着给煤量的增加,燃烧器喷口火焰温度始终保持在1 000℃以上,燃烧稳定,燃烧器长期运行壁温正常、不结焦。同时撤出微油枪时微油燃烧器作为主燃烧器运行时,锅炉监视参数正常,且能满足锅炉带满负荷的要求。

(3)冷炉启动过程中初期煤粉燃烬率较好,飞灰可燃物为14.8%,煤粉燃烧效率为87.53%,整个过程中不会发生尾部烟道二次燃烧等异常情况。

(4)燃烧器微油点火改造后,整个冷态启动过程用油35.24 t,节约燃油188.35 t,微油节油率达95%,整体节油率达84%,节油效果明显,约两次冷态启动即可收回全部投资,能取得显著的经济效益,可为企业节能减排作出突出贡献。

参考文献

[1]范从振.锅炉原理[M].北京:水利电力出版社,1986.

[2]岑可法.锅炉燃烧试验研究方法及测量技术[M].北京:水利电力出版社,1987.

[3]唐海宁.4号锅炉燃烧器微油点火改造调试报告[R].2008.

油燃烧器 篇2

【关键词】燃油锅炉；催化油浆；积灰

1、前言

公司现有催化裂化装置每小时副产油浆约40吨。由于油浆中携带少量催化剂粉末，导致油浆中机械杂质和灰分较高，只能作为工业重油廉价出厂。随着油品市场价格变化，这部分产品已面临赔本倒贴。决定采用新技术对油浆进行脱灰处理，将处理后的油浆（澄清油）代替减压渣油作燃料油，被替代的减渣作为催化裂化原料，以取得更好的经济效益。

2、引起的问题

热电车间共有6台蒸汽锅炉，1#～3#为中压锅炉，4#～6#为高压炉。1#炉DG-120/39-2 1976年投产，2003年停用，2008重新投用。2#、3#炉Y-130/39-2投产日期分别为1976和1979年。4#锅炉SG-220/9.8-Y296，投产日期为1990年12月。5#、6#炉HG-220/9.8-Y 2001年11月投产。锅炉油枪采用机械雾化，燃烧生产装置减压渣油，混烧瓦斯气。锅炉掺烧至全烧催化油浆后，锅炉在燃烧运行方面出现了一系列问题：运行初期油过滤器、油枪喷嘴经常出现堵塞；对流室、烟道积灰严重，锅炉出力下降。

2.1油过滤器、油枪喷嘴堵塞

投用初期经常出现油枪、油过滤器堵塞。油浆和管道中含有的机械杂质，易造成油枪喷嘴磨损，降低雾化效果，同时易造成油滤器堵塞。需经常将油枪停下进行清理，更换雾化片，清理油过滤器。由此不仅操作难度增大，同时也不利于锅炉安全运行。

2.2对流室、烟道积灰严重，锅炉出力下降

锅炉炉膛、对流室及尾部烟道积灰严重，粘附有大量粉末，致使锅炉效率、产汽能力降低。

积灰后锅炉传热效果降低。为了达到一定的负荷，只有增加炉温，导致排烟温度大幅度升高，热效率下降。锅炉燃烧油浆4个月后，在实际负荷为184.9t/h时，屏过出口烟温和高过出口烟温已接近热力计算汇总表中数据（热力计算汇总表中数据为220t/h负荷情况下），而低过出口烟温和预热器出口烟温已远远超过设计计算烟温。（见表1、表2）

3、问题分析及对策

燃料的变化是引起问题的根源，渣油由减压蒸馏装置产出，油浆是从重油催化裂化装置产出，两者存在很大差异。之前曾实验过用油浆替换减压渣油作为锅炉燃料，油浆中含有的胶质和催化剂颗粒等杂质使锅炉受热面结焦积灰严重，致使锅炉无法长周期运行，不得不重新换为减压渣油。2015年利用脱灰剂和沉降法净化油浆，用澄清后的油浆代替减压渣油。对澄清后催化油浆与减压渣油的性质进行了元素分析（见表3）。结果表明：澄清后油浆的特性同渣油相比。碳的比例增加，氢的组分下降，粘度下降明显，热值大幅度降低，由此油浆单位发热量比渣油低，产汽燃料油单耗上升。

可以看出，灰垢主要含有氧化硅、氧化鋁、氧化铁和镍钒金属氧化物等。催化裂化的催化剂主要成份是SiO2及Al2O3，是灰垢的主要来源。所以在运行中要严格对上游澄清油浆进行质量控制，降低油浆固含，降低油浆催化剂含量。

催化油浆喷入炉膛燃烧之后，生产的无机矿物质，绝大部分随烟气进入锅炉对流室，由于过热器阻挡，其中一部分较大的粉末在对流室沉积，剩余部分随烟气进入尾部烟道，由于烟气流速变小，同时换热器管束为错列布置，相当一大部分粉末沉积在尾部烟道中，只有较少的粉末最后被烟气带走。这些粉末粘附在炉膛中、管壁上，造成传热效果降低。为了达到一定的蒸汽负荷，只有继续增加燃料，导致尾部烟道烟温大幅度升高。不得不定期停炉处理。

对于目前厂内燃油锅炉，没有清渣排灰措施，烟道上也没有除尘装置，解决对流室、烟道积灰非常困难，长期不处理影响锅炉效率、产汽能力。目前为满足烧油浆的需要，采取对锅炉定期维修，清除炉膛、受热面积灰。积灰的清除主要采用机械清除（包括人工、高压水枪等），人工清灰主要包括屏式过热器和高温过热器及炉膛内水冷壁管。人工清灰需要用刷子或铲子等工具对积灰部位进行清扫，清扫掉落的积灰装袋运走。高压水枪清灰，是在锅炉受热面上方区域用除盐水冲洗受热面管束，水经过管束间，通过水的携带作用将附着在管壁上的灰分带往低处，逐层清理。水经过低温过热器，省煤器，空气预热器，最后流淌至灰斗处排至炉外，在炉外再将排出的灰分收集清理，直至灰斗处流出的水清澈为止。清灰前后锅炉烟温对比，见表6、表7。

清灰后相同负荷下，锅炉烟温大幅度降低，清灰效果明显。目前锅炉定期机械清灰基本能满足运行要求。长期看需要对锅炉除尘措施进行完善，增设过热器及尾部烟道吹灰器，在线处理积灰情况，减少清灰停炉次数。

4、结束语

锅炉燃料油改烧催化油浆，通过近一年的摸索，已能基本实现安全稳定长周期运行。改烧油浆后，尽管设备维护费用增加，操作难度增大，可产生经济效益显著，截止至今年11月，已燃烧油浆21万余吨，为公司创效四亿余元。

参考文献

[1]张明化.锅炉燃料油改油浆后存在的问题及对策[J].应用能源技术，2000年01期.

[2]贤钢.锅炉燃油变化引起的问题及对策[J].节能环保，2005年7月.

油燃烧器 篇3

关键词：现场燃烧,输油管道,溢油,应急响应

目前, 我国陆上油气管道总里程达到12万km, 主要包括原油管道、成品油管道和天然气管道, 其中原油管道约2.3万km, 成品油管道约2.1万km, 基本形成了连通海外、覆盖全国、横跨东西、纵贯南北的油气骨干管网布局, 成为推动经济发展和造福民生的能源动脉[1]。但由于管道分布链长面广, 途经区域地理环境复杂, 受人为破坏、腐蚀以及地质灾害等因素的影响, 管道泄漏事故给溢油应急处理工作带来巨大的挑战, 尤其是对于穿跨越森林、沼泽、冻土、田野、冰雪覆盖区、绿洲、大中型河流、以及湖泊等环境敏感区的管道溢油事故, 采用人工清理或机械回收等应急处置方法, 受溢油区道路以及地面承载能力的限制, 应急人员和清理设备无法及时进入溢油区域, 致使溢油扩散, 而进入河流、水源地或野生动植物栖息地等, 造成大面积的伤害或污染[2]。对于环境敏感区溢油应急的处理, 美国和加拿大等国在保障安全的前提下, 采用现场燃烧技术清除该类区域的溢油, 取得了良好的应用效果[3,4,5], 但我国尚未有相关的应急处理技术作为储备, 这对于环境敏感区溢油应急的处理十分不利。为此, 通过分析现场燃烧技术的优缺点和适用条件, 为完善我国陆上溢油应急处理技术提供帮助。

1 现场燃烧技术

溢油应急响应的主要目标是快速清除溢油, 阻止溢油扩散, 尽量减轻其对环境的伤害, 而最佳的应急响应策略是选择对环境伤害最小和处理效果最优的应急处理方法, 例如在如下这些情况下, 选择其它应急响应方法处理效果不佳或对环境造成更大伤害:

1) 人为冲洗通常无法完全清除粘附在植被上的溢油, 因此需要其他清理方法配合, 才能减少残留物对环境的额外伤害或人类接触的可能性。

2) 燃烧被溢油污染的植被, 不但可以减少野生动物接触油污的可能, 还可以防止其转移到其他区域。

3) 侵入性的清理活动 (例如修建通行道路、车辆通行、人员通行、堵塞、导流) 会对溢油现场造成伤害。

使用现场燃烧技术清理溢油区域溢油和受污染的植被时, 与机械回收和人工清理等其他应急响应技术相比, 由于不需要大量的机械设备和清理人员, 因此对环境造成的侵入性伤害和机械伤害会更小, 但开展现场燃烧时机依赖于油的风化程度和现场天气条件, 在某些天气情况下, 等待出现适合开展现场燃烧时机的时间会很长, 甚至可能达数月之久[6]。

溢油不能及时清理, 溢油中的组份随时间推移渗入土壤, 进入被植物根系, 会对植被造成一些急性和慢性损伤, 如果在溢油渗入土壤和进入植被根系之前实施现场燃烧, 虽然并不能减小燃烧之前溢油对植被的损伤, 但由于其清理溢油的速度比其他方法快且高效, 减小了溢油进一步伤害的范围和程度, 从而会使植被恢复质量和速度加快, 现场燃烧技术的主要优缺点如表1所示。此外, 由于许多种类的植物 (例如草原) 已经经过进化, 可以耐受周期性的、自然发生的野火, 所以燃烧并不会对植被造成很大的伤害。

促使考虑采用现场燃烧处理溢油事故的四个因素如下:

1) 需要将陆上或水面上溢油的扩散范围减到最小;

2) 需要快速清除表面溢油以减少其暴露时间;

3) 与采用其它应急响应方法相比, 现场燃烧对后勤保障和接近溢油区道路的要求较低, 且能降低对环境的损害;

4) 将需要收集、运输和处理的回收油量降到最少, 尽量避免收集、运输和处理过程中危险的发生。

1.1 减缓溢油的扩散

现场燃烧可以在几分钟到数小时内清除的溢油, 用机械清理或人工回收可能需要几天或更长时间才能完成, 而溢油应急的重点是快速将溢油区的溢油清理, 且应急响应的时机易受季节或天气水文条件的影响, 遇到天气变化可能会使溢油扩散影响更大的区域, 如:

1) 天气预报有降雨时, 溢油可能会被雨水冲刷到环境敏感区或未被溢油污染的区域;

2) 临时围建 (构) 筑物可能会失效;

3) 在解冻期间, 较小区域内被冰雪堤坝围困的溢油可能会由于冰雪融化而扩散。

1.2 快速清除表面溢油

泄漏油品对环境的污染程度与其浓度和暴露时间相关, 由于现场燃烧技术可在很短的时间内清除溢油, 从而可以大大减少溢油区单位面积的浓度和暴露时间, 而且燃烧熄灭后, 若观察到燃烧不完全, 还可以选择二次燃烧, 以期最大限度的清理溢油。此外, 在实施现场燃烧之前, 可以挖沟或采用其他方法将溢油聚集, 以增加油膜的厚度, 提高燃烧效率, 且如果燃烧区植被正处于休眠期, 对来年植被生长的影响会大大的降低。

1.3 降低后勤保障和进入溢油区域的束缚

溢油扩散到环境敏感区或不容易到达的区域, 常规的应急响应技术会对环境造成二次伤害, 如应急响应人员的踩踏、重型机械设备的碾压以及抽油软管的拖拽等, 不仅使溢油渗入土壤造成污染, 而且还会对地表脆弱植被造成伤害, 此外, 在应急响应期间, 很难在短时间内开辟一条应急响应人员和大型机械设备安全进入的道路。采用现场燃烧技术不但可以快速清除溢油, 而且不需要建设大型机械设备进入溢油区的道路, 从而降低了机械设备对溢油区环境的伤害。

1.4 将废物量减到最少

对回收的溢油和含油废物需进行临时储存、运输和处置, 但是储存、运输和处置的废物量是有限的, 因此, 应尽可能减少回收含油废物。通过室内实验、中等规模现场试验以及溢油现场燃烧的经验观察, 现场燃烧的处理效率能达到98%以上[7], 可回收的残留物很少, 而无论采用人工清理还是机械清理, 需回收大量的溢油和含油废物, 且需要对回收废物安全、合理地进行储存、运输和处置, 这意味着需要设置临时储存地点, 制定临时处理方式以及配置响应的运输工具, 直到最终回收利用或处理。此外, 在储存、运输等过程中, 每一项活动都具有一定风险, 因此, 如果溢油现场距离废物处理厂的距离较远, 可以考虑采用现场燃烧处理溢油事故, 以减少运输过程中出现的风险。

2 现场燃烧注意事项

制定安全高效的现场燃烧实施计划, 除了需要准备充足的应急物资以外, 还需要预估燃烧规模、溢油量和状态、泄漏类型 (间歇泄漏还是连续泄漏) 、可实施燃烧的地点与泄露源之间的距离以及泄漏源是否有被意外引燃的可能, 此外, 最重要的还应考虑应急响应人员的安全, 在某些时候, 出于安全考虑, 点火人员可能采用特定的点火流程, 利用易挥发的流体点燃溢油。

2.1 油品类型

通常认为原油、柴油和其他石油产品可安全燃烧, 而轻质油如汽油由于挥发过快, 被认为无法安全燃烧, 油的状态、风化情况、点火和燃烧是实施现场控制燃烧技术的关键。

2.2 燃烧位置选择

内陆的很多区域都可以实施现场燃烧技术处理溢油事故, 只是从控制燃烧的角度出发, 选择实施燃烧的区域应尽量远离溢油源, 尤其是仍然在泄漏的溢油源。此外, 由于受到环境条件的限制, 现场燃烧技术可能是唯一安全有效处理溢油事故的应急处理方式。

2.3 点火和维持燃烧

燃烧的三要素为可燃物、氧气和点火源。现场燃烧的可燃物为溢油蒸发产生的蒸气, 而为了维持燃烧持续稳定的进行, 就需要有足够蒸气以及产生蒸气的油, 且蒸气量会随着燃烧的进行而增大;支撑点火和维持燃烧所需油膜厚度取决于油的挥发性、乳化程度 (或含水率) 以及天气状态等, 点燃溢油受上述条件影响的主要原因是由于大多数点火装置的尺寸和点火强度是有限的。

如果溢油时间超过4或5天, 由于挥发性组份蒸发过快, 只剩重组份成分, 而如果要点燃挥发后的残留物, 不使用高温且能长时间维持燃烧的点火装置点火, 会无法将其点燃, 或即使点燃也无法持续燃烧。如果溢油发生在水面上, 一旦点火燃烧就会持续进行, 直至油膜厚度不足1 mm时才会停止燃烧, 而对陆上溢油燃烧来说, 由于溢油会不同程度的渗入土壤, 且受到燃烧区植被助燃作用的影响, 使燃烧会更加彻底。水面溢油燃烧所需油膜厚度至少应为2~3 mm, 而对于重质油或乳化油来说, 所需油膜厚度最少需要10 mm, 以期获得可支持燃烧的足够量的蒸气[8,9,10]。

2.4 围堵措施

点火和维持燃烧需要一定的油膜厚度, 而为了阻止油膜的扩散, 需要采取一些必要的围控措施。陆地上溢油受到土壤和植被吸附作用的影响, 会在一定程度上减缓油膜的水平移动速度[11,12,13], 具体的围堵措施如下:

1) 陆上溢油可以采用物理方法 (例如堤堰、雪障或沟渠) 进行围控, 并且还可以利用天然的凹陷或低洼区域, 进行围控和点火;

2) 其它类型的围控 (例如雪、冰、杂物、海岸线) 可以形成障碍, 防止溢油扩散, 以便实施现场燃烧;

3) 内陆水域, 溢油能被耐火围油栏或冰, 或被风吹到岸边或堤坝内富集起来;

4) 风和化学集油剂也可以帮助把水上的浮油推到天然的或人造的障碍物旁, 增加油膜, 从而支持燃烧。

3 结论

油燃烧器 篇4

自20世纪中期以来,国内外的学者对开放空间油池火进行了大量的实验和研究。油池燃烧速率、火焰温度、火焰高度是油池火的最重要的特征参数,是油池火灾研究的重点,因为其决定着油池火和对外界的热辐射强度和破坏后果。Blinov和Khudiakov(1957、1961)最早对油池火进行了系统的实验研究,Hottel(1958)对Blinov和Khudiakov的研究进行分析后指出:小直径(D<5 cm)的油池火是由对流传热控制的层流预混燃烧,大直径(D>100 cm)的油池火是由辐射传热控制的湍流燃烧。随后Babrauskas(1983)通过实验分析了直径、风速、燃料物性、燃料厚度、液池边缘效应等因素对燃烧速率的影响;Hayasaka和Koseki(1989、1994)分析了直径对燃烧速率、热辐射强度分布、火焰尺寸和温度的作用,并印证了火焰对油池表面热辐射对燃烧速率的关键作用;Koseki(1999)和J M Chatris(2001)分别对历史文献和实验数据进行了汇总,并对燃烧速率经验公式进行了修正。在此基础上,Janssens M L (2001)、易亮等(2006)分别对庚烷和甲醇油池火的燃烧特性和影响因素进行了研究。

从20世纪80年代以来,Computational Fluid Dynamics(CFD)技术取得了长足发展并在火灾领域开始了应用,一些著名的CFD软件在火灾学领域得到了较好的验证和应用,如JASMINE、KAMELEON、FLUENT、SOFIE、PHOENICS、ISIS-3D、FLOW3D和FDS。Sinai Y L等(1995)用FLOW3D对开放空间大尺寸航空煤油油池火的火羽流进行了CFD模拟验证,考虑了油池形状和横向风的作用;Miles S等(1997)用JASMINE对楼厅火灾浮力驱动羽流的空气卷吸量进行模拟,并用比例缩小模型进行了验证;Dembele等(2001)用SOFIE对不同尺寸油池火液池表面的热反馈和燃烧速率进行了计算并与实验进行了对比;M Greiner等(2006)用ISIS-3D对横向风作用下的大尺寸JP8油池火进行了计算,并对其危险性进行了评估,结果有较高的可信度。由美国国家标准技术局(NIST)开发的CFD软件Fire Dynamics Simulator(FDS)在火灾学中有着广泛的应用,其基本思想是用大漩涡模拟(LES)对N-S方程进行数值模拟,分别采用混合组分燃烧模型和有限体积法对燃烧和热辐射过程进行模拟计算,Hostikka、McGrattan、Floyd、Hamins等人(2003)的研究对其进行了详细的阐述和验证,T G Ma、JG Quintiere、J X Wen、K Kang等人将其应用于中小尺度的油池火,表明其对火羽流的模拟相当成功。C H Lin、YM Ferng等人对FDS模拟结果对网格和辐射角数目的敏感性进行了分析,给出了具有参考价值的结果。

但是以上大部分对油池火的CFD模拟,将火源根据实验数据或经验值进行设定,火源功率作为输入值的一部分,将研究的主要对象放在火羽流中各种物理场的模拟上,对燃料的质量损失速率和热释放速率进行模拟研究的较少。笔者采用CFD方法对中等和大直径油池火进行模拟,研究不同直径油池火质量损失速率、热释放速率及其热辐射强度分布规律,并与实验结果进行对比。

1 理论模型

1.1 可压气体模型(气体守恒控制方程)

火羽流中的气体可认为是可压流,满足式(1)～式(5)所示的关系。

连续方程:undefined

组分方程:

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动量方程:

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能量方程:

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式中:undefinedundefinedhlYl;Q为火源的热释放速率。

状态方程: p0=RρT (5)

1.2 湍流模型

控制方程中的湍流项采用Smagorinsky模型,表示为式(6)、式(7)。

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式中:undefined;undefined。

1.3 混合组分燃烧模型

该模型假设燃烧由组分混合控制,且假设燃料和氧气之间的反应速率无限快。燃烧反应的一般形式可描述为式(8)。

undefinedundefinedvP[P] (8)

式中:F表示燃料(Fuel);O表示氧气(Oxygen);P表示燃烧产物(Production);v表示反应系数。根据化学反应计量可知燃料和氧气的质量消耗速率有式(9)所示关系(M表示反应物的相对分子质量)。

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定义Z为油池表面上方燃料蒸气中某一点的燃料质量分数,可表示为式(10)。

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式中:undefined;undefined、undefined分别为燃料和氧气的质量分数;Y∞O为空气中氧的质量分数。Z值在0～1的范围内变化,且当undefined(只有氧气,undefined时Z=0,当undefined(只有燃料)时Z=1,该质量分数也满足式(11)的燃料和氧气的守恒定律。

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基于反应无限快的假设,燃料和氧气不能共存,可得到氧气质量分数YO和Z的关系如式(12)所示。

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式中:Zf为火焰表面的燃料质量分数,且undefined。

由式(11)可得到氧气的质量守恒方程为式(13)。

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所以氧气的质量消耗速率为式(14)。

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热释放速率可表示为氧气消耗量的函数,见式(15)。

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式中:ΔHO为消耗单位质量氧气所产生的热量。

1.4 有限体积辐射模型

非散射气体中的辐射离散传播方程为式(16)。

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式中:S为方向向量;Iλ(x,s)为波长为λ的电磁波在S方向的辐射强度;kλ(x)为吸收系数。采用有限体积法进行角度离散。

1.5 液体表面蒸发模型

液体燃料表面蒸发速率决定了燃料的质量消耗速率,而蒸发速率又是由火焰对液体燃料的热反馈决定的。由于火焰和液体燃料表面存在一层燃料蒸气,其很大程度上削弱了火焰与液体之间的热传导,所以火焰的热反馈Qf主要由对流热Qconv和辐射热Qrad组成(通过油池壁向液体燃料的热传导很小,可忽略不计),热反馈主要用于使液体燃料升温并维持其蒸发,如图1所示。

液体表面热量和质量传递模型,见式(17)～式(21)方程。

热平衡方程:

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液体表面饱和燃料蒸气压方程:

PF,s=PF,s(Ts) (18)

燃料蒸气质量浓度方程:

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燃料质量流量方程:

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燃料表面下降方程:

u=(ρl·S)-1undefinedundefined

2 数值计算

采用在火灾学领域较为通用的模拟软件FDS进行模拟计算,选取庚烷(C7H16)为燃料,其物性参数如表1所示。油池直径分别为0.2、0.3、0.6、1、2 m;开放环境条件:温度25 ℃,气压101 300 Pa,相对湿度50%,风速0 m/s。根据C H Lin、Y M Ferng等人对网格和辐射角数目的敏感性分析选取网格大小和辐射角数目,模拟计算条件如表2所示。

在油池表面和油盘外部沿半径方向布置测点,测量油池表面的热辐射反馈分布和热辐射在油盘外部沿半径方向的分布,在油盘中心轴线上布置测点测量温度和热释放强度,在距油盘中心轴线距离L=3R处的竖直方向布置测点,测量热辐射强度随高度h的变化。测点的布置如图2所示。

3 结果分析

3.1 热释放速率和质量燃烧速率

不同直径的庚烷油池火在达到稳定燃烧后的热释放速率HRR和质量燃烧速率(g/(m2·s))分别如图3、图4所示。从图3、图4可以看出,二者都随着直径的增大而增大,这与前人的研究结果一致。在图4中,Koseki、C H Lin等人的实验结果以圆圈表示,模拟结果用星号表示,模拟计算与实验结果比较的误差如图5所示。从图5可以看出,模拟值与实验值较为接近,误差在7%以内,模拟结果较好地反映了实际情况。

3.2 油池表面热辐射反馈分布

根据Hamins、Klassen等人的研究结果,热辐射在油池(D≥30 cm)表面热反馈中起着决定性的作用,所以笔者着重研究不同直径的油池表面的热辐射反馈。各油池表面的热反馈取其在稳定燃烧时5 s的平均值,结果如图6所示。从图6可以看出,随着油池直径的增大,油池表面热辐射反馈明显增强,由此加速了液体燃料的蒸发燃烧,使燃烧速率增大。另外,油池不同径向位置的热辐射反馈强度不同,油池中心位置最大,离中心越远,强度越小。对于D=30 cm的油池,其表面热辐射反馈强度都在10～20 kW/m2,与Hamins等的实验结果一致。

3.3 油池火焰中轴温度和热释放速率分布

Koseki等人的实验结果表明,油池火焰中轴温度随着无量纲高度(H/R)的增加先升高后减小,峰值温度随着直径的增加而升高,其中D=6 m和D=2 m的庚烷油池火焰中轴峰值温度分别在1 200 ℃和1 000 ℃左右。取稳定燃烧5 s的平均值,模拟结果如图7所示。从图7中可以看出火焰中轴温度分布与Koseki的实验结果一致,峰值温度随直径的增加而增大,且峰值温度的位置随直径的增大而降低,在笔者的研究范围内介于0.5D～1.5D之间。另外,不同直径火焰中轴的单位体积热释放速率HRRPUV(Heat Release Rate Per Unit Volume)分布如图8所示,直径越大,峰值越高,峰值出现的位置越低,这与中轴温度的分布一致,但峰值出现的位置介于1.0D～2.5D之间,位置较温度峰值高,且不同直径油池火焰的峰值之间差值较温度差值大得多。

3.4 油池外部热辐射分布

热辐射是开放空间油池火引起危害和损失的主要因素,笔者研究不同直径的油池火焰的热辐射在油池外部水平方向和垂直方向(L=3R)的分布,分别如图9和图10所示。从图9、图10可以看出,在水平方向,不同直径的油池热辐射强度随着离油池中心的无量纲距离(L/R)的增加而单调减小;在距离油池相同的无量纲距离处,其热辐射强度随油池直径的增大而增大。在L=3R处垂直方向,热辐射强度随着高度的增加先增加后减小,峰值出现的位置介于1.5R～3.0R之间,且油池直径越小,峰值出现的位置越低。

4 结 论

笔者在前人的研究的基础上,采用混合组分燃烧模型和有限体积辐射模型,通过液体表面蒸发模型对液态燃料和火羽流进行耦合,利用CFD软件FDS分别对D=0.2、0.3、0.6、1、2 m的庚烷油池火进行模拟。研究其质量损失速率、热释放速率随油池直径的变化以及火焰中轴上的温度和单位体积热释放速率(HRRPUV)分布,另外给出了油池表面和外部的热辐射强度分布规律,并与前人的实验结果进行对比,验证了利用CFD模型模拟油池火燃烧速率和热辐射的有效性,得出以下结论:

(1)在所研究的直径范围内,稳定燃烧时的热释放速率(HRR)和单位面积质量燃烧速率都随着直径的增大而增大,模拟值较好地预测了后者的变化趋势,与实验值的偏差在10%以内。

(2)油池表面热辐射反馈强度的径向分布并不是同一值,而是油池中心位置最大,离中心越远强度越小,其中D=30 cm的油池模拟结果与Hamins的实验结果一致。另外,随着油池直径的增大,油池表面热辐射反馈强度明显增强。

(3)油池火焰中轴温度和HRRPUV随高度(H/R)的增加先升高后减小,二者都随直径的增加而升高。峰值温度在600～1 000 ℃,其高度介于0.5D～1.5D,HRRPUV峰值的高度介于1.0D～2.5D,位置较温度峰值高,二者出现的无量纲高度都随直径的增大而略有降低。

(4)油池外部水平方向热辐射强度随着距油池中心的无量纲距离(L/R)的增加而单调减小;在同一无量纲距离处,其热辐射强度随油池直径的增大而增大。在垂直方向,热辐射强度随着无量纲高度的增加而先增加后减小,在L=3R处峰值出现的位置介于1.5R～3.0R之间,且油池直径越小,峰值出现的无量纲高度越低。

参考文献

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[7]Chatris J M,Quintela J,Folch J.Experimental study of burning rate in hydrocarbon pool fires[J].Combust Flame,2001,126:1373-1383.

油燃烧器 篇5

电力系统广泛使用的变压器油, 主要由天然石油炼制而成。尽管从原油炼制到变压器油经过深度的精制过程, 使含硫化合物大大减少, 变压器油中的硫含量绝大部分都很低, 但受不同产地原油中含硫情况的影响和炼制工艺的限制, 变压器油中难免会存在一定量的含硫化合物, 而其中能与金属铜起反应的活性硫成为导致变压器故障的一个主要因素, 活性硫也被称为腐蚀性硫。因此, 对变压器油中的腐蚀性硫的检测成为变压器故障原因分析和变压器故障预防的一个重要依据。

目前能用于检测油中硫元素含量的方法主要有:电量法[4]、紫外荧光法[5]、波长色散X 射线荧光光谱法[6]、能量色散X射线光谱法[7]、高温炉燃烧法[8]、电感耦合等离子发射光谱 (ICP) 法[9]等。本文基于铜粉腐蚀法[10], 研究采用高温燃烧-红外吸收法[11]测定变压器油中的腐蚀性硫。

2 实验部分

2.2 实验方法

2.2.1 实验步骤

称取20g油样于50mL具塞锥形瓶中, 加入1g铜粉, 于150±1℃的恒温鼓风干燥箱中连续加热48小时, 冷却至室温, 过滤, 用丙酮将固体残渣吸附的油渍洗涤干净, 氮气吹干, 称重, 然后准确称取50mg残渣于锡箔中, 加入与样品重量相当的三氧化钨, 混匀、包裹严密后, 采样Rapid S cube红外定硫仪检测固体残渣中的硫含量, 并计算出所检测硫含量在油样中所占的百分比, 计算公式如式1:

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式中:S0%—油中腐蚀性硫百分含量。

S1%—固体残渣中硫的百分含量。

m1—固体残渣的总质量 (单位:g) 。

m0—油样质量 (单位:g) 。

2.2.2 检测条件

Rapid S cube红外定硫仪测试条件:燃烧温度1150℃, 氧气流量800mL/min, 积分时间300秒。每次样品检测前以硫化亚铜标准物质测定日校正因子, 用于当日检测结果的校正。

3 试验结果

3.1 硫含量的检测条件

3.1.1 燃烧温度

反应后的固体残渣主要为铜, 并附有很少量的腐蚀产物Cu2S, 相比完全由有机物构成的油样, 固体残渣不易燃烧, 因此在仪器允许范围内应采用尽可能高的燃烧温度, 以保证Cu2S中绝大部分的S元素能氧化为SO2, 燃烧温度设定为1150℃。

3.1.2 氧化条件

为保证Cu2S中绝大部分的S元素能氧化为SO2, 燃烧时需通入充足的氧气。通入氧气流量为800mL/min, 压力为1250mbar。同时, 为了加快氧化反应的速度和保证氧化的充分性, 可在固体样品中加入一定量的氧化剂三氧化钨 (如煤中全硫的测定方法) , 实验中加入与所称量样品重量为1:1的三氧化钨。

3.1.3 样品重量

所用于测试的样品重量越大, 其中所含的硫元素的绝对含硫就越多, 仪器检测的信号就越强, 反之信号越弱。固体残渣主要成分为铜, 而铜的熔点低于实验燃烧温度, 熔融的铜附着在石英灰分管上易造成灰分管破裂, 灰分管为消耗品, 可经常更换, 但如果样品量过大, 大量的熔融铜一旦从灰分管中泄漏出来附着在燃烧管上则可能造成石英燃烧管的破损, 因此固体样品的重量不易过大。实验中称量固体样品重量为50mg左右。

3.1.4 积分时间

固体样品不易燃烧, 所产生的SO2气体通过红外检测所得到的检测信号峰有一定拖尾, 在硫含量较大时较明显, 为使与不同油样反应后的固体残渣均能积分完毕, 设定积分时间为300秒。

3.1.5 校正因子

在红外检测条件下, 一方面, 样品中的硫不可能全部被回收;另一方面, 含硫化合物的燃烧产物中或多或少存在一些SO3, 不能被检测, 故利用红外法实测含硫量较真实值呈偏低倾向, 一般需进行校正。Rapid S cube红外定硫仪数据处理采用单点校正方法, 对所有检测样品数据进行校正。实验中采用纯度为99.5%的Cu2S测定仪器的日校正因子。

日校正因子的测试方法:计算出纯度为99.5%的Cu2S中S的百分含量, 每次开机先准确称取一定量的Cu2S, 至少重复测定3次, 输入其S含硫的标准值, 程序自动生成日校正因子。

3.2 铜粉腐蚀法条件优化

3.2.1 反应温度的选择

考察了不同温度下典型油样A在相同反应时间下与铜粉的反应情况:称取20g油样A加入1g铜粉, 分别在室温 (约20℃) 、50℃、100℃、150℃下反应4h。测定反应后固体残渣中的硫含量, 在按式1计算出油中的腐蚀性硫含硫, 测量结果如图1所示。可见, 随着反应温度的升高, 所检测到的腐蚀性硫逐渐增加, 在150℃时油中活性硫对铜粉的腐蚀程度达到最大。

反应温度小于等于50℃时, 反应后的铜粉仍然具有金属光泽, 肉眼看不出腐蚀痕迹, 而反应温度的升高到100℃时, 反应后的铜粉色泽暗淡, 失去金属光泽, 在150℃时铜粉颜色变深, 已呈明显的棕褐色, 完全没有金属光泽, 腐蚀最严重。考虑到变压器油的闪点一般在150℃左右, 反应温度不能过高, 因此最佳反应温度为150℃。

3.2.2 反应时间的选择

在150℃的反应温度下, 考察了在不同反应时间下油样A对铜粉腐蚀的影响, 结果如图2所示。

从图2可看出, 在温度一定时, 活性硫对铜粉的腐蚀情况随反应时间的延长而曾大, 但反应24h后, 再延长时间变化不明显。随着反应时间的增加, 铜粉被腐蚀程度逐渐加深, 反应时间在4h (含4h) 以上时, 肉眼可见明显腐蚀, 在24h以上时, 表面已完全被腐蚀产物覆盖, 看不见红色铜表面。考虑到样品情况的不同, 为保证最大限度的反应, 同时与油中腐蚀性硫的定性测试方法保持一致, 反应时间选取48h。

3.2.3 铜粉用量的选择

按选定的温度和恒温时间, 分别加入0.1、0.2、0.5、1.0、2.0g铜粉, 按实验方法考察铜粉用量对测定腐蚀性硫的影响, 结果如图3, 可看出随着铜粉用量的增加, 所检测到的油中腐蚀性硫含量逐渐增加, 在铜粉加入量为1.0g时腐蚀性硫达最大值, 之后再增加铜粉用量对测定结果无明显影响, 可以认为铜粉的量已足够和油中的腐蚀性硫反应, 因此铜粉加入量选定为1.0g。

铜粉用量在0.5g (含0.5g) 以下时, 铜表面已完全被腐蚀, 呈黑褐色, 而铜粉用量在1.0g (含1.0g) 以上时, 铜表面颜色较浅, 呈棕褐色。说明0.5g以下的铜不足以和油中的腐蚀性硫完全反应, 腐蚀已饱和;而1.0g以上则可以和油中的腐蚀性硫完全反应, 铜稍有过量。

3.3 空白实验与回收率

3.3.1 空白实验

按实验方法, 称取50mg未反应的铜粉, 加入50mg三氧化钨, 用锡箔包好, 检测其含硫量, 3次重复检测结果均为0, 说明所添加物质均不含S, 仪器所检测到的SO2都来自于铜粉与油样的反应产物。

3.3.2 回收率

在铜粉中加入一定量的Cu2S, 按实验方法检测其硫含量, 与按Cu2S加入量计算出的理论硫含量进行比较, 计算S的回收率, 重复3次, 实验以Cu2S测量日校正因子, 并对样品检测结果进行了校正, 结果获得较好的回收率, 3次测定结果回收率都接近100%。

3.4 方法精密度与重复性

3.4.1 精密度

将20g油样A与1.0g铜粉在150℃下反应48h, 反应后滤出固体残渣, 用丙酮洗净, 氮气吹干后, 称重, 然后称取50mg固体残渣, 加入1:1的三氧化钨, 以Rapid S cube红外定硫仪检测固体残渣中的硫含量, 对同一固体残渣进行 5次重复测定, 并按式1计算出油样中的硫含量, 结果见表2。

3.4.2 重复性

分别在5个具塞锥形瓶中装入20g油样A和1.0g铜粉, 在150℃下反应48h, 按实验方法测定5个平行样品中的腐蚀性硫。

不管是对同一固体残渣进行5次重复检测, 还是分别取5份相同油样按实验方法进样铜粉腐蚀反应, 所检测的油中腐蚀性硫结果的相对标准偏差RSD都较大, 精密度和重复性不太理想, 这主要是由于所检测的硫含量较低所致。

4 方法的应用与定性方法的比较

对8个油样分别按该法和SH/T 0304-1999进行腐蚀性硫的定量和定性检测, 比较定量和定性结果之间的关系。

经定性方法检测为非腐蚀性硫的6个油样, 按实验方法所测得的腐蚀性硫含量均小于等于0.001%, 而其中2个经定性检测判断为有腐蚀性硫的油样, 其腐蚀性硫定量检测结果大于0.003%, 远大于非腐蚀性硫油样, 定性、定量结果具有一致性。

5 结束语

本研究建立了基于铜粉腐蚀反应的高温燃烧-红外吸收法测定变压器油中的腐蚀性硫的实验方法, 实验优化了变压器油的铜粉腐蚀反应条件及高温燃烧-红外吸收法的检测条件。该方法操作方便, 检测速度快, 回收率高, 但精密度、重现性稍差, 与定性方法相比, 结果一致, 可作为变压器油中腐蚀性硫含量筛查的参考方法。

参考文献

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