气化油点火（共7篇）
气化油点火 篇1
我公司#2炉原点火系统采用的是大油枪点火, 为节约燃油, 提高经济性, 决定在保留大油枪原有功能的同时, 采用气化微油点火技术, 利用少量的油直接点燃煤粉进行锅炉的冷态启动, 通过煤粉的燃烧来提高炉膛的温度、风温、汽温、压力, 用燃煤的消耗替代燃油的消耗, 用低价燃料代替高价燃料, 从而达到节能降耗的目的。
1 气化微油点火系统的组成
#2炉新安装的气化微油点火系统由点火系统、辅助系统和一次风加热系统组成。点火系统由气化微油燃烧器、燃油系统、压缩空气系统、点火装置和就地控制柜等组成;辅助系统由燃烧器壁温监测系统、火检系统、助燃风系统组成;一次风加热系统由暖风器、隔离门、暖风器进汽管道系统、暖风器疏水管道系统组成。
1.1 气化微油燃烧器:
锅炉将最下层D磨对应的四只煤粉喷口改造成气化微油点火煤粉燃烧器。该燃烧器装有气化微油油燃烧器, 在锅炉点火启动及低负荷稳燃阶段, 燃油经过气化微油枪喷出后扩容完全气化成油气, 在油燃烧器内燃烧, 利用压缩空气的高速射流加强补充前期燃烧的氧气, 助燃风补充后期燃烧所需的氧量, 产生中心温度高达1800℃的火焰, 火焰喷入煤粉燃烧器内, 将通过的煤粉直接点燃, 这样仅需要微量油即可实现冷炉启动和稳燃;在锅炉正常运行阶段, 该燃烧器也可作为普通的煤粉燃烧器使用。
1.2 燃油系统:
每个气化微油油燃烧室配备一支气化微油枪, 微油油系统母管的每一个分支上均装有截止阀和气动油角阀。
1.3 压缩空气系统:
压缩空气分别连接到油枪上进行雾化, 用于气化微油枪前期供氧的主燃风。
1.4 助燃风系统:
助燃风系统用来为气化微油油枪提供一定的后期燃烧的氧量, 为气化微油枪及油燃烧室提供冷却以及在气化微油系统停运时保持油燃烧室的清洁, 防止管道内煤粉进入, 污染油枪及火检。
1.5 一次风加热系统:
在机组冷态启动时, 利用D磨混合风调节挡板及暖风器进口调节挡板进行调节, 以满足D磨的风量以及风温的要求。
2 气化微油点火系统的主要程控逻辑
2.1“微油模式”
a.同时满足以下两个条件后可进入“微油模式”:
a) 微油火检有火 (4取4) ;
b) 微油油角阀全开 (对应4取4) 。
当运行人员按下“微油模式”按钮即进入“微油模式”。
b.退出“微油模式”的条件: (以下任意条件满足可将“微油模式”退出)
a) 微油火检有火小于3个;
b) 微油油角阀开数量小于3个;
c) 运行人员手动退出;
d) 机组负荷>150MW;
e) D磨运行信号消失延时30秒, 发脉冲信号。
2.2 微油燃烧器点火许可条件
a.油层点火允许;
b.微油母管油压正常 (>0.7MPa) ;
c.D磨出口门开且D磨入口风量大于>16kNm^3/H;
d.无微油燃烧器跳闸条件;
e.微油油枪组设备无故障信号 (包括点火枪、推进器、油角阀、雾化阀、吹扫阀) 。
2.3 以下条件任一满足, 微油燃烧器跳闸
a.MFT;
b.OFT (燃油快关阀跳闸) ;
c.微油角阀不关20秒后, 对应微油火检仍检测不到火焰, 延时3秒;
d.微油油角阀故障。
2.4 微油枪运行程控
微油枪运行有两种操作方式, 一种“远方”, 一种“就地”, 通常采用远方操作方式。
a.就地操作:通过就地控制柜上的“远方/就地”切换开关来切换。就地操作就是在就地通过“点火控制箱”来对其进行操作, 顺序是:
a) “远方/就地”开关置就地位;
b) 确认启动条件满足后, 按下“点火枪进”按钮将其推进到位;
c) 按下“点火”按钮, 点火枪开始打火, 有明显的火花和声音;
d) 按下“油阀开”按钮, 开启油阀:同时按下“雾化开”按钮, 开启雾化阀;
e) 若有火, 点火成功时, 按下“点火枪退”按钮, 将点火枪退出, 就地操作完毕;
f) 若点火失败, 分别按下“油阀关”和“雾化关”按钮, 将油阀、启雾化阀关闭。然后按下“吹扫阀开”按钮, 开启吹扫阀。连续吹扫10秒后, 然后按下“吹扫阀关”按钮结束吹扫;
g) 结束吹扫后又可进行下一轮油枪操作。
b.远方操作:
在集控室的OPU上点击“微油画面”对D1-D4微油枪进行一系列的操作, 通过选择操作对象 (“启动按钮”、“点火枪”等) 实现远方操作。
2.5 微油点火顺控启动
顺控启动D1微油油燃烧器, 点火成功后, 顺控投入下一微油枪, 直至所有微油油燃 (D1-D4) 烧器点火成功。
微油点火顺控启动的动作为:开雾化阀, 延时3秒, 点火枪推进后开油角阀, 同时打火枪打火25秒, 打火结束退出打火枪。
微油点火顺控停用的动作为:关油角阀、雾化阀然后开吹扫阀, 60秒后关闭。
微油枪启停流程如图1。
3 微油枪的主要保护逻辑
3.1 MFT的联锁保护动作修改:
将原“黑炉膛跳闸”条件, 修改为“非微油模式下的黑炉膛跳闸”条件 (即在“微油模式”就可以屏蔽原“黑炉膛跳闸”条件) 。
3.2 炉膛吹扫条件
a.全部油枪的油阀已关 (增加所有微油角阀关) ;
b.燃油跳闸阀已关;
c.无MFT跳闸条件;
d.确认无火 (无火包括微油无火) ;
e.二次风挡板在点火值 (CCS) ;
f.炉膛压力正常;
g.磨组设备停用, 同时满足以下条件时:
a) 磨煤机停;
b) 给煤机停;
c) 煤阀全关;
d) 一次风控制挡板已关。
h.任一对送/引风机在运行。
3.3 磨煤机D启停
a.磨煤机D启动允许条件
微油点火改造后, “磨煤机D启动”条件, 修改为“非微油模式下的磨煤机D启动”条件和微油模式下的启动条件。“微油模式”启动条件必须满足原“磨煤机D启动”条件、微油点火正常条件和给煤机指令为18% (非微油模式下的给煤机指令为40%) 。
b.磨煤机D跳闸条件试验
a) 关A或B组煤阀按钮按下;
b) 给煤机启动记忆但未启动;
c) A组火检信号失去且不在“微油模式”下;
d) B组火检信号失去且不在“微油模式”下;
e) 给煤机运行, A组煤阀关;
f) 给煤机运行, B组煤阀关;
g) 磨组手动停给煤机按钮;
h) 皮带无煤;
i) 磨煤机出口温度大于100℃;
j) 磨煤机运行10秒后, 给煤机未启动;
k) 停磨煤机按钮按下。
3.4 给煤机跳闸
出现下列情况之一, 给煤机跳闸: (维持原来条件, 增加微油模式)
a.任意一组燃烧器跳闸或任意一组煤阀关闭且不在“微油模式”下;
b.皮带无煤5秒钟;
c.煤量小于16.4t/h达2秒钟或在“微油模式”下煤量小于8t/h;
d.给煤机启动指令发出20秒但给煤机未启动;
e.给煤机启动指令发出20秒后, 但给煤机皮带无煤且 (点火器未点火成功且不在“微油模式”下) 。
气化微油点火技术应用于我公司#2炉经过多次冷态启动的检验, 实现了锅炉的微油启、停及低负荷稳燃, 满足机组启动曲线的要求, 达到了节能降耗的目的, 并将这一技术推广至#3、4炉, 达到更好的节能效果。
摘要：本文介绍宁夏大坝发电有限责任公司为节约燃油, 采用气化微油点火技术, 利用少量的油直接点燃煤粉进行锅炉的冷态启动, 取代了原有的大油枪启动方式, 达到节约大量燃油的目的。
关键词：气化微油点火,逻辑,节能
参考文献
[1]李军.热工程控保护[M].中国电力出版社, 2005.
[2]杭州意能节能技术有限公司.微油点火改造逻辑控制设计说明[Z].
气化油点火 篇2
关键词：气化微油点火,控制,逻辑,经济性
1 前言
广东粤华发电有限责任公司 (即黄埔发电厂) #5炉为上海锅炉厂生产的SG-1025/16.7-M313型直流燃煤锅炉, 1989年12月投产。现三层蒸汽雾化渣油枪安装于其中的3层二次风喷嘴上, 共12支, 采用高能电子棒直接点火方式。原来锅炉启停过程及低负荷稳燃运行一直使用重油大油枪, 在燃油价格不断上涨和全球节能意识逐渐加强的情况下, 为节省机组启停和稳定燃烧时需要的大量燃油, 需寻找新的替代燃油方式。气化微油冷炉点火技术和超低负荷稳燃技术 (以下简称气化微油点火技术) 是用微量的油特殊设计燃烧室内高强度燃烧, 产生高温火焰, 该火焰首先引燃少量浓缩的煤粉, 利用这部分煤粉自身燃烧的热量再去引燃更多的煤粉, 采用功率放大的原理, 达到最终点燃大量煤粉的目的。该技术可以大幅度减少火力发电厂点火启动和助燃用油, 以煤代油, 降低发电成本, 为企业创造巨大的经济效益。同时该技术符合国家政策, 具有良好的社会效益。气化微油点火系统由气化微油煤粉燃烧器、燃油系统、压缩空气系统、助燃风系统、壁温监测系统、火检系统和控制系统组成。
根据粤华发电#5炉的具体情况, 将下层4角一次风喷口改成微油点火燃烧器, 在实现锅炉微油冷炉启动和低负荷稳然的前提下, 确保原主燃烧器的动量不变以及基本性能不变, 同时兼具主燃烧器的功能。气化微油枪采用杭州意能的专利产品——固定式机械雾化油枪, 该油枪运行过程中位置固定, 不进行进退动作。
2 控制系统
控制系统包括对油系统、压缩空气系统、灭火保护等控制。在就地配置就地点火控制柜就地控制各阀门、点火器的动作, 同时可就地/远程切换, 在DCS中增加控制画面, 所有热工信号均直接送至DCS, 由DCS统一调度控制, 所有操作和保护均通过DCS实现, 有利于运行人员的操作习惯和控制系统的一体性。微油控制系统进入机组的主保护, 通过“微油模式”按钮完成微油启动保护和正常启动保护的切换。通过这种切换既能实现机组安全的以微油点火方式启动, 又能确保机组正常运行后, 逻辑保护恢复到原始状态。使得机组在两种方式下, 均能安全有效的运行。
增加“微油模式”, 用于选择采用微油逻辑、还是机组常规逻辑进行锅炉的安全保护。
“微油模式”:进入微油模式后, 机组进入微油启动方式需要的逻辑保护模式;根据负荷情况手动或者自动撤出“微油模式” (在锅炉正常启动可以撤出所有大油枪的运行工况下, 退出“微油模式”) 。退出微油模式后, 为满足机组微油方式启动而修改、变动的逻辑均被恢复到机组原有的常规逻辑保护模式。
利用微油系统进行锅炉启动应进入“微油模式”, 采用微油逻辑保护。
低负荷稳燃时投入微油枪无需进入“微油模式”, 仅仅作为助燃油枪投入。
3 微油模式下的FSSS保护逻辑
(1) 全炉膛燃料丧失MFT条件:任意油层 (微油层或任一渣油层) 投运过 (3只及以上) , 给粉机全停且所有微油阀关闭且所有渣油阀关闭或燃油快关阀关闭延时5s) 。 (2) 全炉膛火焰丧失MFT条件:任意4支油枪 (含微油枪和渣油枪) 投运过, 当每层燃烧器 (含微油、渣油和煤) 灭火数量≥3时延时3s。 (3) 点火失败MFT条件:吹扫完成后4000s内没有任意油层 (微油层或渣油层) 投运。 (4) 有煤无油时一次风机全停MFT条件:任意给粉机运行且无油层 (微油层和渣油层) 运行时一次风机全停; (5) MFT后联锁动作的设备新增以下运行设备动作 (软回路实现) :关闭所有微油油角阀、雾化阀、吹扫阀。 (6) 炉膛吹扫允许条件及MFT后吹扫允许条件: (1) 所有点火油枪燃油控制阀关闭 (包括微油角阀) 。 (2) 所有火检显示无火焰 (包括微油火检) 。
4 微油系统的控制逻辑
4.1 主要操作设备:微油油角阀、雾化阀、吹扫阀、点火枪打火、点火枪推进器。各设备均可单独操作开关、进退 (不能单独操作点火枪打火) 。可单角或对角进行油角的顺控启动和顺控停止, 其中顺控停止步序已包括油枪的吹扫。
微油枪服务定义:油角阀开且对应雾化阀且开对应火检有火;
4.2 油角阀和吹扫阀应互相闭锁, 不能同时打开;
4.3 每只微油油枪的点火顺序控制:微油点火启动按钮按下后:开雾化阀, 延时3秒, 点火枪推进, 点火枪进到位后打火25秒 (点火枪打火的同时开油角阀) , 打火结束退出打火枪。
4.4 每只微油油枪的停用顺序控制:微油停用按钮按下后:同时关油角阀、雾化阀, 油角阀、雾化阀关到位后开吹扫阀, 吹扫阀开到位后吹扫1分钟后关闭吹扫阀。
4.5 微油油燃烧器点火条件 (以下条件全满足) :
无MFT信号, 吹扫已完成, MFT硬跳闸板已复位, 仪用压缩空气母管压力足够, 微油火检电源正常, 火检冷却风压力满足, 无微油油角燃烧器跳闸条件, 就地油角设备无故障信号 (油角控制电源正常) 且就地控制柜在远控位置.
4.6 微油进油角阀:
打开允许条件 (以下条件全满足) , 点火枪进到位, 雾化阀已开, 吹扫阀关闭, 联锁打开条件, 顺控启动程序要求开进油阀, 联锁关闭条件:顺控停止程序要求关进油阀, 微油油角燃烧器保护跳闸条件 (以下条件任一满足) :MFT, 微油角阀不关20秒后, 对应微油火检仍检测不到火焰 (延时3秒) , 油角阀故障, 仪用压缩空气母管压力低, 对应的一次风门关 (延时14分钟) , 启动程控故障, 停止程控故障, 油燃烧器跳闸后的动作, 关微油进油角阀。
4.7 雾化阀
打开允许条件:微油点火允许条件满足;关闭允许条件:进油阀已关;联锁打开条件:顺控启动程序要求开雾化阀;联锁关闭条件:顺控停止程序要求关雾化阀;超驰关闭条件 (以下条件任一满足) :MFT、仪用压缩空气母管压力低。
4.8 吹扫阀打开允许条件:
进油阀已关, 仪用压缩空气母管压力足够, 无MFT信号;联锁打开条件:顺控停止程序要求开吹扫阀;联锁关闭条件:顺控停止程序要求关吹扫阀;超驰关闭条件 (以下条件任一满足) :MFT, 仪用压缩空气母管压力低, 进油阀不在关位置。
4.9 点火枪进枪允许条件:
微油点火允许条件满足, 雾化阀已开;联锁进枪条件:顺控启动程序要求进点火枪;超驰退枪条件:点火枪进到位25S后且不存在打火指令退点火枪。
5 微油模式下最下层给粉机启动、跳闸保护逻辑:
5.1 第一层单个给粉机启动条件 (以下条件全满足) :投煤总允许;“点火能量满足”的条件 (以下条件任一满足) 。对应微油枪在服务 (微油枪服务定义:对应油角阀开且对应雾化阀且开对应火检有火) 机组负荷大于且2层给粉机证实负荷大于对应一次风门已开延时5分钟。
5.2 第一层单个给粉机跳闸条件对应燃烧器灭火跳闸条件, 给粉机在运行中, 微油火检及对应煤火检均失去延时3秒, 相应给粉机跳闸 (发5秒脉冲信号) 。
6 效果分析
改造后冷态点火过程基本上为先点4支大油枪, 然后微油枪助燃直接投粉, 这样下来, 启动一次锅炉由原来使用重油110来吨, 现只使用30多吨和不到5吨的轻油, 节约50%以上;同样在停炉降负荷过程中, 投入微油枪进行稳燃, 省油效果是非常明显。
气化油点火 篇3
关键词：煤炭气化,气化试验,自动点火
煤炭在我国多元化能源结构中占70%以上的比例。在煤炭的生产、运输、储存和利用过程中, 会形成很长的“污染链”, 尤其是高瓦斯、高硫煤层的开采, 所形成的安全生产和环境污染的问题更为突出。煤炭地下气化是集煤炭化学开采与转化为一体的洁净能源高新技术。该技术自20世纪90年代以来, 在山东新汶矿业集团公司、肥城矿业集团公司等进行了成功的工业性试验和产业化开发。
重庆中梁山煤电气有限公司所产煤炭中含硫量较高, 洗选难度大, 生产成本高, 以原始形态出现, 进入消费领域后污染严重, 已不适应国家经济可持续发展战略总体的要求。为合理利用现有煤炭资源, 提高企业经济效益, 寻找企业的发展之路, 选择矿井煤炭气化作为公司今后的主导产业。引进这一技术, 可以充分发挥现有井下巷道、抽放管网、地面泵房、配气站等优势, 只需增添少量设备, 就可使煤炭气化后直接进入市场。
1 建设项目的必要性
1) 北矿的地质勘探资料表明:截至1999年底, +140 m水平煤炭生产储量为389.9万t, 可采储量为237.7万t;+60 m水平地质储量为1 088.1万t, 可采储量为607.6万t;+60~-20 m水平地质储量为1 005.5万t, 可采储量为575.4万t。按年气化20万t计算, 可生产71 a。
2) 重庆作为我国西南地区新的直辖市, 随着国家西部大开发战略的实施, 为改善城市的投资环境, 彻底改善城市空气质量, 治理环境污染, 推广清洁能源, 实施“蓝天碧水”工程, 建设该项目具有极其重要的现实意义。大量城市工业锅炉改造后, 以气替煤, 重庆市未来的用气量会大幅度增加, 迫切要求提供新的气源。“井田煤气”作为政府重点规划的第二清洁气源, 有重要的能源安全及战略调节作用。在城市供气主管道已经完善的情况下, 有气就能实现供气, 新增煤气大有销路。
3) 中梁山煤电气有限公司所属中梁山煤田, 由于地质构造复杂, 煤层赋存条件差, 自然灾害严重, 回采工艺落后, 生产成本逐年升高, 旧式生产工艺已不能适应市场要求。因此, 实施煤炭地下气化是公司调整产业结构的重大措施, 也是公司生存发展的重要选择。
综上所述, 该项目的建设是必要的。因此, 由中国矿业大学和中梁山煤电气有限公司合作, 对公司北矿井下+150 m NC1~C3石门的K3、K4煤层进行煤层气化试验。项目要求在地面对井下煤层进行安全自动点火, 并确保点火成功。
2 煤炭地下气化工程的特殊性
2.1 煤质情况
K3煤层为亮煤、暗煤组成的半亮型煤, 煤质牌号为焦煤, 最低燃点1 240℃, 最高燃点大于1 450℃;K4煤层为亮煤、暗煤组成的半亮型煤, 煤质牌号为焦煤, 最低燃点1 260℃, 最高燃点大于1 450℃。
2.2 地质构造
本气化工作面地质构造复杂, 受断层切割, 此次气化煤层仅为断层下盘煤层, 煤层气化工作面高度仅为采区工作面高度的30%, 气化工作面内有小断层。
2.3 气化工作面的布置
在K7煤层布置集中巷, 并与+150 m NEC1、C3石门相同, 集中巷在C1以北70、105 m, 分别掘巷道穿K4、K3煤层。在C1沿K3煤层向北开斜坡, 然后掘穿K3、K4开切斜坡上口, 木材、易燃煤块就堆积在K3、K4煤层巷中, 最后对气化炉周围的所有通道构筑密闭实施封堵。
3 解决问题的思路和方案
3.1 解决气化剂
要点燃密闭内的K3、K4煤层, 首先需要木材, 并要向密闭内送风供给O2, 所以考虑在密闭墙内预埋钢管, 另外在新鲜风流中安装1台鼓风机, 为气化炉提供气化剂。
3.2 解决火源
点火时要求井下人员全部撤出地面, 而密闭墙已经封堵, 人工点燃木材及易燃煤炭根本无法实现。经过再三考虑, 决定采用电炉作为火源。使用市场上的常规电炉点火, 发现电源电压不匹配。因井下电压为660 V, 目前市场上没有额定电压为660 V的电炉, 故决定自行设计制作电炉。因市场上销售的电炉丝电压为220 V, 如果将3根相同的电炉丝串联制成一个电炉, 则加在电炉两端的电压恰好为660 V, 刚好每根炉丝承受的额定电压为220 V, 电炉在额定电压下运行所发出的热量最为强烈。K3、K4煤层气化工作面点火器供电示意图见图1。
3.3 解决电炉的供电和控制方式
电炉安装在密闭墙内, 如果电炉有故障就根本无法处理, 因此, 为密闭内的电炉考虑了2组电源, 且同时与电炉连接。在密闭墙外的主、副电源分别接2个母线盒, 供电电源接在主电源接线盒上, 如果主接线盒至密闭内电炉之间发生故障, 则可将供电电源改接在副接线盒上, 用副电源向电炉供电。为了防止电炉与电缆之间连接时出现错误, 所有电炉与电缆的连接全部由专人操作, 每个接头采用卡子连接, 先用绝缘胶带反复缠绕, 再用防水胶带反复缠绕。电炉的电源线为4 mm2铜芯线, 为防止2根电源线绝缘材料破损发生短路, 每根电源线再穿绝缘瓷管连成一体, 再用石棉绳将瓷管缠绕, 最后用胶带将石棉绳包扎。供电线路连接好后, 反复逐个检查电炉, 确认无误后, 再在外面接线盒处测试、确认两个接线盒的阻值一致。
电炉的接线完成后, 电源取自+140 m NC3变电所专用电, 采用QJZ-80防爆兼本质安全型开关控制。点火完成后, 专用电不再为电炉供电。而点火前要求先启动鼓风机, 要求鼓风机24 h向气化炉供风, 因此, 鼓风机电源取自+140 m NC3变电所动力电。由于QJZ-80开关具有远距离操作的特点, 如何实现远距离启动QJZ-80开关 (即地面启动井下电炉的控制开关QJZ-80) , 成为整个气化工程点火能否成功的关键。
3.4 点火方案的构想与实践
针对如何在地面可靠启动井下的QJZ-80开关的问题, 在对煤矿现有供电设备设施进行认真研究、分析后, 课题组决定利用地面计算机输出信号, 启动井下监控主机, 并通过闭合井下监控主机的常开触点来实现QJZ-80开关自启动 (井下监控主机动作时, 常开触点变为常闭触点) 。为了验证此方案的可行性和可靠性, 课题组及时组织机电队和通风队监测组负责人在+140 m NC3变电所试验监控主机, 即在地面通风计算机室输入+140 m NC3监控主机信号代码, 井下主机动作, 并成功获得闭合信号, 再利用闭合信号成功启动QJZ-80开关。为确保此方案顺利实施及质量保证, 由专人负责安装, 并在安装完成后, 多次进行人工模拟试验, 最终点火成功。
4 过程测控
如何确保点火成功以及煤炭地下气化过程中相关参数的测定, 必须建立合理有效的测控系统, 这对了解和预测气化炉内的工作状态, 及时掌握出口煤气的成分及热值变化规律, 将起到非常重要的作用。另外, 数据的及时获取、分析及反馈, 可以有效控制气化工艺的各个环节, 确保煤气热值及流量的稳定, 以及为日后生产化工产品提供必要的数据等。根据本次地下气化的目的及所设计的气化炉工艺特点的要求, 在地面建立监控站, 进行以下项目测量。
1) 煤层点火成功的确定。温度测试主要是测量气化炉内的温度分布及发展规律, 以确定气化区的范围和气化工作面的移动速度, 这对合理确定及调整气化工艺及流程有重要作用。气化炉内共布置4个Ni Cr-Ni Si铠装热电偶, 信号经WT401-j-8温度采集模块后由CAN2.0数据总线进入地面计算机系统。其中8台计算机自动连续测量温度变化情况, 当温度发生变化则证明点火已经成功;另外, 利用2台计算机自动连续测量煤气组分和热值, 若测值发生变化, 则证明点火已经成功。
2) 煤气组分及热值测量。煤气组分和热值直接反映了气化过程的结果, 是判别气化工艺先进与否的重要依据, 可根据其变化情况判别气化反应条件, 并采取相应的稳定和改善措施。煤气质量检测采用DM-Ⅲ煤气成分分析装置, 可测量H2、O2、CH4、CO、CO2各组分浓度, 其中用磁性氧分析器检测O2浓度, 热导式分析器分析H2浓度, 红外线分析器分别分析CO、CO2、CH4浓度。使用前和使用中可随时用标准气样进行标定, 确保其精确度。利用计算机对数据进行自动处理, 打印出煤气各组分体积分数及热值。
3) 进出口流量测量。气化剂的鼓入量决定了气化工作面的移动速度, 进出口流量差反映了气化炉的漏失情况, 同时, 可通过鼓气量来控制燃烧范围。因此, 流量测量非常重要, 主要包括空气和煤气流量的测量, 两者均采用标准孔板流量计测量, 雾化水流量采用标准涡轮流量计测量。测量信号都由数据采集器自动采集, 并送计算机处理。
4) 压力测量。压力测量主要是指各处静压测量, 以反映气化炉各个区段及沿程煤气管路的阻力, 从而能够判断气化通道及煤气管路的堵塞情况。为此, 利用在相应地点安装的远传压力表, 将压力信号直接传送至测控室。
5) 气化空间测量。采用AH-48CHA型多通道微地震监测系统实时监测气化空间移动及变化状况。
6) 井下安全监测。利用井下有关巷道, 采用新型防爆CO、CH4智能测量探头, 采用数字采集传输设备实行计算机网络的24 h监控并现场采集炉体周围的有害气体含量, 就地显示报警。
7) 计算机数据采集系统。该系统主要完成温度、压力、流量及风机参数的自动测量。
5 产生的效益
此点火方案的成功应用, 使中梁山煤电气有限公司的煤炭地下气化试验取得了重大进展。中试运行有力地证明了煤炭地下气化可取得良好的社会、经济和环境效益, 具有极大的开发利用潜力。
5.1 社会效益
实现了矿井在无人情况下的能量的成功转换, 电能可以转换成热能、机械能。为矿井特殊环境下实现无人操作机械设备、电气设备提供了安全、可靠的技术保障, 为矿井实现无人机械化操作提供了有力依据;大力推广煤层气化试验, 可以大幅降低煤矿重体力劳动和煤矿灾害事故率, 消除了煤炭在采掘、提升、堆放、运输、加工利用过程中的环境污染。特别是实施煤气联合循环发电, 可推进社会进步和提高人们的生活质量。
5.2 经济效益
煤炭地下气化平均成本0.12元/m3, 煤气平均热值8 172 k J/m3, 按目前市场情况, 煤气售价可达0.20元/m3, 则每立方米煤气获利0.08元, 按每吨煤产气2 000 m3计, 则每气化1 t煤可获利160元。更重要的是煤层气化后可以有效防止开采过程中安全事故的发生。
由于煤炭地下气化是利用正规采煤方法无法开采的吊滞煤, 而中梁山现有近千万吨这种可利用地下气化开采的煤炭资源。这对煤炭资源的有效利用, 提高矿井资源回收率大有好处。
5.3 环境效益
煤炭地下气化是一种煤炭资源洁净利用方式, 可减少大量固体废弃物和CO2、SO2等有害气体排放, 有利于改善大气环境质量和减少地面土地占用。经测算, 煤气经净化处理后, 每气化1 t煤炭可减少CO2排放约300 m3, 减少硫氧化物排放28 kg, 具有显著的环境效益。
6 结语
1) 井下煤层气化试验无人自动点火的成功, 标志着此设计电路合理、技术可行、安全可靠。证明信息技术和自动控制技术完全能实现有机接合。
2) 该电路的另一显著特点, 就是煤矿现有的设备、设施得到了充分利用。
微油点火技术浅析 篇4
1 微油点火工作原理
微油量气化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 (根部为蓝色, 中间及尾部为透明白色) , 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。
2 微油技术特点
2.1 节油率高。
2.2 环保效果好。
2.3 安全可靠。
2.4 系统简单、改造维护工作量小。
2.5 操作简单, 点火过程全自动控制。
3 构成系统简介
微油气化直接点煤粉燃烧系统由微油点火系统、煤粉燃烧系统、控制系统、辅助系统四部分组成。
3.1 微油点火系统
微油点火系统:由微油气化油枪和辅助油枪、高能点火装置、油火检装置、燃油系统、压缩空气系统、高压风系统等组成。
3.2 煤粉燃烧系
煤粉燃烧系统:由点火煤粉燃烧器、煤粉浓缩器、周界风冷却系统和送粉系统 (原有系统不变) 等组成。
3.3 控制系统
控制系统:由DCS系统和就地控制箱、保护系统和运行参数监测等组成, 对点火系统和送粉系统进行控制, 保证锅炉安全、稳定、可靠运行。
3.4 辅助系统
辅助系统:由制粉一次风加热系统、燃烧器壁温监测系统组成。
4 煤的着火和燃烧特性分析
4.1 微油点火常规特性指标
4.1.1 挥发分
挥发分是煤粉在加热过程中释放出来的气态物质, 他在较低的温度下就能着火燃烧。挥发分燃烧释放的热量对焦炭进行加热, 使后者随之着火燃烧。此外挥发分析出后, 固态残留物焦炭变得疏松多孔, 增大了反应面积, 使之更易于燃烬。
为了避免因燃料灰分和水分变动而影响挥发分的量值, 常用可燃基含量Vr (%) 的数值来表示挥发分的大小。Vr随着燃料煤化程度的提高而降低, 煤化程度越深, 燃料的可燃基挥发分Vr (%) 越小, 含碳量Cr (%) 越高, Vr与Cr的关系可用下式近似表示
煤的挥发分含量越高, 开始析出挥发分的温度越低, 因此着火温度也越低。例如褐煤的着火温度为 (250~450) ℃, 烟煤为 (440~500) ℃, 无烟煤则为 (700~800) ℃。
4.1.2 发热量
燃料的发热量降低时, 理论燃烧温度和炉内的实际温度水平也随之下降, 火焰传播速度变小, 导致固体为完全燃烧热损失增加, 经济性变差。发热量降低到一定程度后会引起燃烧不稳, 灭火“放炮”事故增加, 必须投油助燃。
4.2 影响煤粉气流着火的因素分析
在微油点火燃烧器中, 影响煤粉气流的着火过程的因素主要有:一次风量和风速、煤粉细度、煤粉气流的初温、煤粉浓度。
4.2.1 一次风量和风速
增加一次风量, 就增加了将煤粉气流加热到着火温度所需热量, 因而在其它条件不变的情况下, 将使着火区的距离增大。同时, 一次风量加大就意味着减少了煤粉浓度, 化学反应析出的热量减少, 温度提高的速度也降低, 因而也将使着火推迟。
如果增加一次风速, 则意味着单位时间内流经着火区的煤粉空气混合物的容量增大, 亦即热容量增大, 当加热速度不变时, 煤粉气流的着火将推迟, 着火区域要更远些。
4.2.2 煤粉细度
煤粉细度对着火温度的影响比较复杂。
4.2.3 煤粉气流的初温
着火热与燃料种类、一次风量和煤粉气流的初温有关。提高煤粉气流的初温。着火热则大大减少, 因而有利于着火电站锅炉在燃用贫煤、无烟煤等燃料时, 经常采用较高温度的热风来输送煤粉就是为了减少着火热的缘故。
4.2.4 煤粉浓度
传统的对煤粉气流的点燃和存在最佳的煤粉弄的分析采用了与气体燃料混合物分析同样的前提, 即认为在着火区可提供给煤粉气流的热量不会成为限制因素。结合煤粉中的挥发分先析出的规律, 运用挥发分反应化学计量比的概念, 在锅炉燃烧技术中一般认为:按空气与挥发分数量计算出来的"过量空气系数"等于1小时煤粉-空气混合物中的火焰传播速度最大。据此原理, 当煤粉气流着火热与煤粉浓度间的关系成正比关系时, 在煤粉浓度很高的情况下, 挥发分析出的总量高, 而氧量并不高, 因而煤粉气流的着火并不快, 温度水平也较低;随着煤粉浓度的降低挥发分析出量减少, 而含氧量相对较高, 对着火有利, 温度水平也有所提高。当煤粉浓度增加到某一程度, 挥发分与含氧量达到化学比值时, 温度水平达到最高值, 此时即为最佳煤粉浓度。如果煤粉浓度进一步降低, 挥发分减少, 氧量过剩, 这时过剩的空气还要吸收着火区的热量, 所以温度降低。
5 总结
锅炉采用微油量点火技术, 锅炉可实现极微油量的启、停及稳燃, 节油率在90%以上, 综合节能效益75%, 锅炉启动一次耗油约8~15t。整个系统改造简单, 运行维护量小。另外, 采用该技术可实现锅炉点炉初期投入电除尘, 有益于环保。
摘要：主要介绍微油点火技术的原理、技术特点及组成等。
气化油点火 篇5
1点火系统*
1. 1高能点火器改造
长期以来,GSP气化装置点火开车时,经常出现点火不成功的情况,此时所能采取的唯一办法便是拔出点火枪检查,并检查火焰检测器,技术人员为此耗费了大量的时间、人力和物力,但问题并没有得到很好的解决,究其原因发现: 点火烧嘴中心有吹扫氮气通入故温度较低,同时点火烧嘴所采用的点火燃料不纯,可能导致点火电极附近温度过低及有积水等异常现象,导致点火不成功。 因此气化工艺车间努力提升吹扫氮气和燃料气的温度,使点火电极附近温度为常温,且不易积水; 点火电能不足,按照点火原理,如果点火电能足够大,即使在电极附近有污物和积水,温度较低也不足以影响点火电极产生电火花,故需更改点火方式来提高点火电能。
技术人员决定采用高能点火方式,以克服低温、积水及积灰结焦等不良运行环境。改进前、后的点火器结构分别如图1、2所示。高能结构即由高能点火器作为点火初始热源,配套相应的燃气和氧气喷口。高能点火的基本原理是: 将220V( AC) 电压经变压器升压,通过桥式整流变为2 100V( DC) 的直流电,经电容储能,由放电管集中释放能量,产生高能火花脉冲。点火能量可以达到6 ~ 30J,根据燃料的特性不能选择,一般的燃气在20J左右已经完全满足,燃油选择30J的能量,其脉冲释放频率在14 ~16Hz。
高能点火器内层为中空管,可以作为火焰视口( 即中心氮气出口) ,外层可用于燃气喷口或作为燃气喷头的装配件,中间带有绝缘和半导体材料; 燃气喷口采用20°旋流槽结构,共12个; 氧气采用直流孔,其中增加一个氧气预混孔提前与燃料混合,其余燃气在喷口外混合。设计目的是少量的混合气在高能点火器释放能量处容易被引燃,这样就能保证点火的成功; 燃气采用旋流,增加扰动混合,氧气采用直流,保证燃烧火焰的刚性,将火焰推离喷口处,防止回火或喷口处温度过高影响喷嘴的使用寿命。经过此次改造,极大地提高了GSP气化装置的点火成功率和点火枪的使用寿命,从而节约了大量的成本。
1. 2燃料气与氧气预混问题
通过对原有点火枪头结构的深入研究发现, 不易点火的原因还有其结构设计不合理,导致在点火初期氧流量较小时,点火电极附近燃气和氧气没有混合充分,并且中心管处一直有氮气反吹造成混合气体部分被吹散,该处电火花能量不足以点燃气体燃料; 同时电极拉弧所需距离没有固定好,在安装过程可能出现距离过大,或电极接线处有短路现象,导致电流从别处放电,在电极处没有火花产生致使点火不成功。
对结构部件进行调整和设计,优化结构,使点火稳定可靠,新点火枪头的结构如图3所示。新结构为界面混合式结构,其特点是在电极拉弧或高能打火附近增加一小股氧气与燃气混合,大部分氧气在枪外与燃气混合,目的是点火处使之有氧气与燃气能够更好地混合引燃,同时混合区远离点火枪头,避免头部烧损,该种结构包含适合双电极打火方式的结构和高能点火方式的结构。该结构的特点是在燃气出口附近增加4个混合孔, 外面采用两排旋流孔,内排是8个15°的旋流孔, 外排是12个25°的旋流孔,其目的是增加点火燃气与氧气的混合效果和稳焰效果。
2火检系统
2. 1火焰检测器二次仪表移位
GSP气化装置原设计施工将火焰检测器二次仪表安装在现场机柜间内,其连接电缆长度大于设备说明的要求( 安装电缆从接线箱FG24 EX到火焰监视设备F250的最大距离接近300m,必须使用一组5根的0. 5mm2标准安装线LIYCY) ,导致火检信号的间歇性无规律不稳,容易出现火焰闪烁,给工艺操作人员带来极大的困扰。
公司技术人员仔细研究后,采购了专用防爆接线箱,将火焰检测二次仪表移至气化框架现场安装( 图4) ,通过火焰检测二次表将原有的毫伏信号转换成4 ~ 20mA工业信号和干接点信号传回现场控制室,这就减小了由于毫伏信号连接导线距离过长导致的信号衰减波动。改造后的火焰检测装置的稳定性得以提高。
2. 2点火器打火线改造
神华宁煤集团煤基烯烃项目的GSP气化装置试车初期,点火枪在初次点火后再也无法点着火焰,经过仔细全面排查发现,GSP气化炉原配点火器打火线绝缘层耐电压不够,又因为打火线所用穿线管为普通金属制成,导致打火线被击穿,放电部位改变而无法点火,所以检测不到火焰。更换为耐压打火线后,打火线再没有被击穿,问题得以妥善解决。
2. 3火焰检测器的使用环境
气化装置原带火焰检测器为LAMTEC公司的F250火焰检测系统,由于试车期间对此设备研究较少,直接将其安装在室外环境,结果导致火焰检测器信号多次消失。后经仔细研究设备使用说明书,了解到F250火焰检测系统的温度适用范围为-10 ~ +60℃,前期设计并没有给火焰扫描器加保温伴热,冬季温度过低时导致火焰扫描器运行不稳定。为火焰检测器增加保温伴热罩,使其工作在规定的温度范围内,问题彻底解决。
2. 4增加火焰检测器模拟量信号
西门子GSP气化炉的原设计火焰检测输出只有一路干接点信号,作为系统重要的联锁条件与监视画面,只用单一的一组信号,其可靠性不能保障。为此,将火焰检测强度信号( 4 ~ 20mA模拟量信号) 引入联锁与监控。
由于火焰检测设备二次仪表自带数字量输出和模拟量输出端口,所以直接将模拟量输出用硬接线引入SIS,并在系统中设计相关逻辑使两种信号互相判断,保证单一信号受干扰时的波动不会造成气化炉联锁停车,实现了联锁动作的真实可靠。DCS监控画面中的火焰强度模拟量输出如图5所示。
2. 5单观火孔双火检改造
为了验证GSP气化装置自带的火焰检测系统的可靠性,决定对5套气化装置中的一套进行单孔双火检改造,用以证实单一火检是否可靠,结果表明:点火枪设备只有一个观火孔,由于设备特殊,如果想在设备上再开一个观火孔基本无法实现,所以必须采用光学分光器,使同一光源分别投射到不同火焰检测器上,经过与加工厂商技术工程师反复研究讨论,最终设计出符合该装置的双火检分光器结构,如图6所示。在双火检运行期间,未发现两支火焰检测器检测不一致的情况,由此可以证明此套火焰检测系统真实可靠。
2. 6可视化火焰检测器的改造
长期以来国内绝大多数的火焰检测装置都是由火焰检测器检测到红外线或紫外线强度信号,再将其转换为工业用4 ~ 20mA电流信号或开关量信号,传输到控制系统进行处理。当火焰检测信号消失或波动时,如果其他工艺参数并未发生变化,此时工艺操作人员无法判断火焰是否真正消失,导致装置多次误停车。技术人员的改进方法是增加可视化多合一火焰检测。本次改造使用的设备是由中国船舶重工集团公司第七一一研究所提供的三合一火焰检测装置,此装置利用高清摄像机、分光原理和内部计算法,通过一个观火孔得到了火焰视频信号和火焰强度相关信号。利用气化装置原有的CCTV视频线将视频信号直接引入三合一火焰检测器终端操作站,将终端操作站通过复杂计算得出的炉内温度通过硬接线传回DCS系统, 具体回路如图7所示。
改造后火焰检测器运行平稳,检测准确; 火焰视频装置显示清晰,从根本上解决了工艺操作人员无法判断火焰是否真正消失的问题。
2. 7中心观火管线过长
经过上述改造,点火系统和火焰检测系统的大部分问题已有效解决,但在一次跳车后继续投煤过程中,仍然出现火焰信号波动的情况。经分析,最后得出的结论是由于点火烧嘴中心观测管长度较长,同时在使用过程中点火烧嘴中心观火管线产生变形,在投煤过程中工况不稳定,导致振动较大,通过观火管线的光线强度变化不一, 甚至无法通过。现象是火焰闪烁不定,甚至消失。而且点火初期由于氧气和液化石油气流量均较小,由于点火烧嘴中心观测管长度较长,容易导致微弱的火焰偏离中心观测管可视区,造成脱火现象。
3结束语
气化油点火 篇6
微油点火技术是用微量的油(25 kg/h~60 kg/h)达到冷炉微油点火和低负荷稳燃的目的,通过微油燃烧器,点燃煤粉。该技术的优点在于节约发电厂锅炉点火和稳燃用油量,实现以煤代油,降低发电成本。
漳山电厂2×600 MW机组是由上海锅炉厂生产的亚临界一次中间再热控制循环炉,单炉膛∏型半紧身封闭布置,四角切向燃烧,固态排渣、全钢架结构。燃烧系统采用中速磨冷一次风机正压直吹式制粉系统,燃烧器采用四角布置切向燃烧方式。共设置6层煤粉喷嘴,锅炉配置6台中速磨煤机,每台磨的出口由4根煤粉管接至炉膛四角的同一层煤粉喷嘴,燃烧器的一、二次风喷嘴呈间隔排列,顶部设有2层OFA二次风。连同煤粉喷嘴的周界风,每组燃烧器各有二次风挡板17组,微油点火燃烧器加装在最下层(A层)煤粉燃烧器内。微油点火技术应用与漳山电厂新建2×600 MW机组,顺利点燃了挥发份为12%左右的晋东南贫煤。机组经历了吹管、汽机冲转、设备调试和168 h试运行,工作稳定可靠,满足了冷炉启动投粉和低负荷稳燃的要求,达到了“以煤代油”的目的。与常规采用大油枪调试运行的新建机组相比,调试运行过程中总节油量达4 000 t余;在日常点火启动及低负荷稳燃时,节油率可达90%以上,经济效益显著。
2 使用微油点火系统FSSS控制策略的存在问题及对策
FSSS系统,即炉膛安全监控系统(Furnace Safeguard Supervisory System),FSSS系统是在锅炉燃烧系统中各设备按规定的操作顺序和条件安全启(投)、停(切),并能在危急工况下迅速切断进入锅炉炉膛的全部燃料(包括点火燃料),防止爆燃、爆炸等破坏性事故发生,以保证炉膛安全的保护和控制系统[1]。
采用微油点火技术的机组,由于启动方式的改变,使得原来针对传统方式点火的FSSS控制逻辑,在某些细节上不再适应机组启动要求,通过2台机组一系列的调试,发现以下问题,下面将介绍这些问题及其对应的解决办法。
2.1 炉膛“全燃料丧失”逻辑的优化
2.1.1 MFT触发条件之一炉膛“全燃料丧失”意义
当锅炉某煤(油)层已经运行后,若所有磨煤机停止并且燃油中断,即判断“全燃料丧失”。之所以有“当锅炉某煤(油)层已经运行后”这一条件,是考虑到锅炉启动前设备的停止状态,避免出现逻辑判断死循环。在锅炉未运行前,防止锅炉启动初期设备故障,误动触发MFT,造成很多联锁保护动作,拖延机组的整个启动时间。
“某油层已经运行”:该层油层中油枪已经投入,对应油角阀已打开,且火检信号存在。
“某煤层已经运行”:该煤层磨煤机已经运行,且4取3火检有火。
2.1.2 存在的问题以及改进的措施
在冷态启动期间,采用微油点火,启动A磨,由于启动初期磨入口一次风温不高,煤粉无法得到充分干燥加热,所以在点火一段时间后,火检信号不稳定,A磨因无火经常导致跳闸。根据2.1.1,虽然磨煤机已经运行,但因火检信号不稳定,无法满足“当锅炉某煤(油)层已经运行后”这一条件,也就不会触发MFT。但在A磨运行一段时间后,有大量未充分燃烧的煤粉进入炉膛内,为防止发生炉膛爆燃,此时应该触发MFT动作,然后进行炉膛吹扫,方可再次点火。出现这一问题的原因是,以往在锅炉冷态启动时,未考虑到微油点火这一特殊情况。
这个问题的关键在于“当锅炉某煤(油)层已经运行后”这个判据不适应微油点火启动运行要求,在微油点火时可以直接投粉运行。因此,可将“磨煤机均运行,且火检正常”改为“磨煤机均运行”即可,无需进行火检判断,这样在冷态启动期间,不管有没有火检信号,一旦磨煤机跳闸就触发MFT,强制进行吹扫,保证了锅炉安全运行。
2.2“全炉膛无火”逻辑的优化
MFT触发条件“全炉膛无火”的逻辑意义为:当锅炉某煤或油层已经运行后,若所有煤或油层火检均消失,即判断发生全炉膛无火。
“某煤或油层已运行”逻辑同上;
“某油层火检均消失”:该油层燃烧器4取3燃烧器失去火检或对应油角阀未开;
“某煤层火检均消失”:该煤层燃烧器有大于等于2个上燃烧器失去火检或对应磨煤机停止;
锅炉常规冷态启动时,一般先进行油层点火,再启动煤层。在微油点火方式启动时,直接启动煤层,利用微油燃烧器提供点火能量。点火初期,锅炉系统处于冷态,环境温度较低,所以燃烧器出口火焰强度较弱,火检信号也产生波动。因此,当磨煤机运行后,一旦同时检测到3个火检信号,“煤层已运行”条件即满足,但是火检信号不稳定,随时都可能有2个火检同时消失,很容易触发MFT。出现这一问题的原因是,以往先进行油层点火时,油枪统一着火,且火焰比较稳定,虽然刚开始偶尔也会出现熄火的情况,但总体上还是能够顺利启动的。
通过试验,微油点火大约60 s以后,火检便趋于稳定,所以在微油方式启动时,可加入延时60 s秒或一定时间然后再进行煤层失去火焰的判断,考虑到启动期间微油系统如果出现异常,不能正常提供点火能量,所以可判断若10 s内煤层一直无火立即触发MFT“全炉膛无火”,这样既保证了锅炉设备安全,同时避免点火期间锅炉频繁跳闸与启动,降低了运行人员的操作量。
2.3“炉膛吹扫”逻辑的优化
原有“炉膛吹扫”条件为“所有火检探头均检测不到火焰”,由于在微油燃烧器工作时,是不允许吹扫的,所以在此基础增加所有微油设备停止运行的判据。
2.4 制粉系统保护逻辑的优化
当微油燃烧器大于等于2个不能正常工作时,没有足够点火能量,磨煤机应立即跳闸,快关所有磨煤机出口门。即在原磨煤机急停保护逻辑中应加上“在微油MODE下,4取2微油燃烧器停运,跳闸磨煤机”,保证锅炉运行安全。
考虑到微油点火方式下启动A磨临近的B磨煤机时,将原设计中磨煤机启动条件中:“对应煤层已投运且负荷>20%或负荷50%”条件,改为对于B磨煤机或者满足上述条件或者满足“微油模式下A磨煤机运行且煤量大于35 t/h”这样在微油继续工作且煤量大于35 t/h的前提下,锅炉是能够为相邻的B层提供足够的点火能量的。
3 结语
本文提出微油点火锅炉FSSS控制策略优化大大减少了机组启动过程中的燃油量,并且在机组低负荷运行时起到较好的稳燃效果,有效地满足了机组的经济性运行。但改进后就一定会有相应的一系列的问题出现,比如启动初期煤粉燃烬率低,喷燃器易超温和结焦,可能引起炉膛内局部爆炸,启动初期机组安全不高等。冷炉微油点火方式启动大幅降低了锅炉的安全系数,因此在微油系统投运后,必须密切监视炉膛着火、燃烧情况、以及空气预热器、布袋除尘器的运行情况,做好预防锅炉爆燃、尾部烟道再燃烧、受热面超温的事故预想。微油点火优化方案的后续问题的化解需要长期的摸索和不断的探讨。
注:本文还参考了漳山发电公司的两篇报告:a)2×600MW锅炉燃烧器说明资料;b)2×600 MW锅炉微油点火燃烧器说明资料。
参考文献
气化油点火 篇7
国产循环流化床 (CFB) 锅炉近年来在我国得到了较快发展和广泛应用, 我国已有CFB锅炉装机容量约3000万kW, 排在世界首位。
河南神火铝业股份公司发电二厂在CFB锅炉实现少油或无油点火方面进行了相关研究和实践。该锅炉系东方锅炉股份有限公司生产的DG440/13.7-Ⅱ循环流化床锅炉, 为超高压一次中间再热, 单汽包, 自然循环, 全钢结构炉架, 半露天岛式布置。锅炉主要由1个膜式水冷壁炉膛、2台气冷旋风分离器和1个气冷包覆墙的尾部竖井组成, 炉膛内布置有6片屏式过热器、4片屏式再热器和1片隔墙水冷屏。设计6个给煤口、双烟道布置和“J”回料器。采用床下点火, 2台点火风道和2台点火燃烧器, 各配备1只1.5t/h油枪 (曾更换2t/h、1t/h、0.8t/h) , 锅炉点火启动时, 启动点火风机, 点燃油枪, 产生热烟气进入床下水冷风室, 然后穿越水冷布风板和床料进入炉膛使床料流化和加热。
循环流化床锅炉普遍存在启动时间长、启动易结焦、启动燃油量大等突出问题, 严重影响其经济性和安全生产。煤粉炉节油技术促进了循环流化床锅炉点火启动过程的节能研究, 其关键技术是控制启动煤质、维持床层厚度和一次风量。
本文论述循环流化床锅炉实现少油或无油点火的冷态与热态的启动方式和实现少油或无油点火的各种技术措施。
1 启动煤质控制
尽量提高启动时用煤质量, 采用优质点火烟煤替代油是减少启动燃油最直接有效的方法。启动煤质主要控制其粒度、湿度、挥发分和灰分。
煤粒度过大, 着火点高, 不易点燃, 细粒度过少, 稀相区温度低, 循环物料累积时间过长;粒度过小, 大量细颗粒被风吹起, 在密相区燃烧份额减少, 不利于稳定床温。
煤的湿度也要控制, 如果煤太湿, 进入炉膛后迅速吸收热量产生大量的水蒸气, 使床温大幅降低, 影响煤的燃烧。另外, 煤太湿还有个致命的弱点, 原煤斗、给煤机、落煤管易堵塞导致下煤不畅, 影响燃烧, 床温不稳定, 延长启动时间, 从而推迟退出油枪的时间。
挥发分要适度。煤的挥发分直接影响煤的着火温度, 特别是启动初期影响很大, 启动时尽量投入热值高、挥发分较高的煤。
灰分适当的优质烟煤正常燃烧后产生较多的循环物料, 可快速建立锅炉燃烧的外循环。燃用劣质煤点火建立正常外循环一般至少要48h以上, 不能建立良好的外循环, 将直接影响锅炉带负荷速度。
2 床料与床层
床料厚度和粒度合适是正常安全启动的保证。通常规定床层厚度保持850mm左右。筛选停炉前最后排出的床料或底渣做床料, 床料粒度分布控制在0.5～7mm。在启动过程中床料损失很快, 若床层太薄, 加大或减小一次风量, 都会造成床温过低, 影响煤的正常燃烧, 投煤量稍大又可能造成局部床温超温, 甚至结焦。床料太少对无补料系统锅炉的启动极为不利, 若在启动过程中补充床料, 将大大延长启动时间和增加启动能源消耗。因此料层厚度应要大于850mm, 可达950mm。床层厚度增大, 点火风量控制在临界风量以下, 保证微鼓泡状态, 并未增大风机电耗, 实践表明当采用微鼓泡风量点火时, 在800℃高温下急剧膨胀产生的体积流量足以使950mm床料保持在微鼓泡的最佳点火状态。
实际证明, 点火前在“J”阀中加入一些原放出的细灰对灰分较少的无烟煤是很必要的, 快速建立起锅炉的外循环, 使分离器内衬、循环灰、床料同步升温, 有利于快速启动。
冷态启动时锅炉各大风机要全面试运结束后再加入床料, 床料加到450mm时最好做一次冷态试验, 并通过人孔观察床上各个冷态风量下的流化情况, 据此推断热态膨胀后体积流量与DCS画面流量测量显示值的关系。再加床料的同时加入适量原放出的循环灰。一次将油枪出力调整到足够大, 这一点也是保证冷态安全启动的重要措施 (但要注意烟气温度的可控性使耐火材料缓慢升温) 。
3 一次风量控制
一次风量是冷态启动节油最关键的因素, 经过多次启动试验和研究分析各电厂就能确定出最合适的点火一次风量。在耐火材料温升范围内应尽量加大油枪出力, 同时最大限度地降低一次风量, 缩短启动时间。点火最低的流化风量应使一次风刚好可以穿透料层达到料层微鼓泡状态所对应的一次风量, 启动时的一次风量一般控制在临界流化风量的50%稍高一些, 此时要退出低风量保护。电厂440t/h CFBB投运初期, 启动时间8h以上, 耗油量40t之多, 锅炉启动研究中逐渐减小一次风量, 冷态启动燃油用量也逐步从40t降低到8t以下;已经逐步实现并网前甚至汽轮机冲转前退油枪, 若退出油枪不及时、不果断, 启动中耗油就过大。
床层流态化的临界风量通常是在冷态时的量, 若锅炉启动DCS控制风量的测点设在热风段, 便可以正确控制床层流化。但若其测点设置在冷风段, 则必须考虑空气加热后的膨胀性, 应按气体状态方程确定进入床层的风量, 须控制进入床层的热风量不超过临界风量。
假如确定启动时的一次风量控制在5万m3/h左右 (冷态试验时打开炉门观察微鼓泡状态) , 如果一次风量测量装置的安装位置就是在热风段, 那么随着点火烟气温度的升高, 实际进入炉膛的热一次体积流量是不断增高的, 如果控制DCS画面上的“表” (一次风) 体积流量维持在5万m3/h左右, 但因热烟气温度高达800℃, 使实际进入炉堂的风量还要大得多。
4 锅炉上水
锅炉最好上热水, 上满水后及时投入底部加热, 尽量提升锅炉水温。这一点也很重要, 因为受热面在启动初期基本得不到热量供应, 尽量高的受热面水温也可以一定程度加热一次风, 更好地形成一个良性循环状态。
5 热态维护
锅炉停炉时间较短时, 高压流化风机不要停运, 要保持“J”阀内细料的流化状态。如果炉内有工作, 需要停运高压流化风机时, 炉内不工作时适时开启流化风机, 保持“J”阀内细料流化, 防止细料堆积板结。细料由于种种原因造成的板结将对启动的安全性构成很大威胁, 严重时甚至导致无法启动只能人工疏通。
6 结论
循环流化床锅炉由于自身设计特点, 普遍存在启动时间长、启动过程中易结焦、启动燃油量大的缺点, 严重影响循环流化床的安全、经济运行。通过不断总结实践经验完善技术措施, 能够实现循环流化床锅炉冷态启动的快速、安全、节油。
本文研究与实践表明:
(1) 降低启动一次风量, 以点火风道不超温为限控制一次风, 是节油的关键。
(2) 床料粒度分布控制在0.5～7mm, 床层不能过薄, 保证床层厚度850～950mm才能有效避免床温过低、局部超温和启动结焦, 保证锅炉正常安全启动。
(3) 高压流化风机适时运行, 保持“J”阀内细料流化, “J”阀加入原放出的细灰, 可快速建立起外循环, 是实现快速安全启动的有效措施。
摘要：针对循环流化床锅炉点火启动用燃油量大的问题, 研究循环流化床锅炉实现少油或无油点火的冷态与热态的启动方式, 分析论述实现少油或无油点火的各种技术措施。研究实践表明:综合使用各种措施方法可取得较好的节油效果。
关键词：循环流化床锅炉,少油,点火
参考文献
[1]岑可法, 等.循环流化床锅炉原理设计及运行[M].北京:中国电力出版社, 1998.
[2]张全胜, 叶四.DG440t/h循环流化床锅炉技术特点及存在的问题[J].热力发电, 2004, (7) :13-16.