锅炉优化（精选12篇）
锅炉优化 篇1
引言
现代家用电器的增多以及生产机械用电量的增加提高了对我国电力供应的需求, 同时现代市场经济也对电力供应提出了更高的要求。要求电力供应系统不仅能够有效保障居民日常生活用电及生产用电的需求, 同时还要以现代市场经济为基础提高电力应用的性价比。这就要求电力供应企业通过多方面管理能力的提升以及技术改造降低发电成本, 提高电力能源市场竞争力。火力发电是我国电力供应的主要形式, 其锅炉系统是火力发电的重要系统, 加强锅炉系统技术优化与改造、提高煤炭能源利用率、降低发电成本是有效提高电力能源市场竞争力、提高能源利用率的关键。
1 关于锅炉系统技术优化的分析
近年来为了满足我国电力供应需求, 我国火力发电厂与新建机组的投入使用不断增多。这也凸显了原有老式发电机组存在的问题, 老式火电厂的锅炉系统已经不能满足现代发电技术要求, 满足我国节能减排的目标, 加快我国火电厂锅炉系统技术优化与改造已经成为影响电厂发展的重要因素。锅炉系统的技术优化在很乏程度上能够提高能源的使用效率、提高燃煤经济性, 对我国可持续发展战略实施、节能减排战略实施的有着重要的影响。
2 电厂锅炉燃煤系统的技术优化
目前我国许多火力发电厂中的锅炉为老式锅炉, 如进行拆除新建费用高、周期长, 严重影响电力供应的稳定性。因此, 针对锅炉型号、特点等有针对性的对老式锅炉进行技术优化与改造是解决火电厂老式锅炉燃煤经济性不高的最佳方式。锅炉系统的技术优化与改造能够以较短的周期与较低的费用提高老式锅炉燃煤经济性、提高电厂成本管理效果、提高电厂技术水平, 在达到现代锅炉燃煤技术指标的同时尽可能的减少对供电的影响。目前较为常用的电厂锅炉系统技术优化主要集中在循环流化床系统、出灰系统以及脱硫等几方面。
2.1 循环流化床系统的脱硫技术优化
锅炉系统是火电厂的重要组成部分, 其运行的稳定与效率对电厂成本控制有着重要的影响。目前我国多数火力发电厂的锅炉系统已经通过改造或新建改为循环流化床锅炉, 有效的降低了电厂运行成本、提高电厂设备使用率。随着电厂锅炉技术的不断发展, 利用现代技术提高流化床锅炉系统的运行效率已经成为电厂技改部门的首要工作。循环流化床锅炉炉内脱硫是锅炉烟气达到排放标准的关键, 如何通过技术优化达到锅炉烟气排放标准是现代锅炉技术优化的重点。通过合理的布置炉膛接口、选用适宜的脱硫固化剂是保障循环流化床锅炉烟气脱硫效率的关键, 是保障烟气达到排放标准的关键。在进行循环流化床锅炉技术优化前, 要通过对脱硫用石灰石的质量管理为技术优化奠定基础, 选用0.2~1.5mm、平均粒径0.1~0.5mm的石灰石以保障石灰石反映表面的利用率。选用质量符合要求的石灰石能够保障石灰石颗粒随炉灰进行不断的循环, 使SO2扩散至石灰石脱硫剂核心、增加反映面积、提高石灰石利用率。单级料仓连续输送石灰石系统是现代火电厂常用系统, 其具有投资少、气源和发送方式选择大的优势, 通过进一步的技术优化能够极大的提高现有方式的可靠性、实用性与经济型。其具体技术优化主要是在料仓内部增加高压热风气化板、在螺旋计量给料装置增加防漏风措施、根据实际情况选用高压罗茨风机、对分仓设备管道等进行保温等。通过上述技术的应用能够有效提高石灰石利用率、提高烟气排放质量。
2.2 循环流化床锅炉技术优化
通过对循环流化床锅炉的应用与分析发现, 循环流化床锅炉受热面极易发生磨损严重的情况、分离器料腿下方的返料器返料故障时常发生、点火过程操作繁琐、冷渣器的排渣对流化床运行有着重要的影响等, 这些问题对循环流化床锅炉的稳定运行有着重要的影响, 同时也对锅炉运行成本控制有着重要的影响。针对这样的情况, 通过循环流化床锅炉技术优化对循环流化床锅炉存在问题进行解决、避免出现故障、提高燃煤经济性是现代循环流化床锅炉技术优化的重要方向。在给煤机下方落煤管上适当部位增加小角度倾斜的导流式“输煤风”管, 已达到促进燃烧、降低堵煤、避免落煤管烧损、促进床温稳定均匀的目的, 以此改进循环流化床锅炉存在的不足, 提高燃煤经济性、提高锅炉运行稳定型。另外在放渣管加装水冷套, 以防止放渣管在油枪点火过程中的烧损, 达到启动保护作用。
3 电厂循环流化床锅炉出灰系统的技术优化
火力发电厂循环流化床锅炉技术优化中出灰系统的优化对锅炉的运行有着重要的影响, 目前常用的煤粉循环流化床锅炉除尘出灰系统多采用电除尘出灰。在实际使用中常会出现仓泵堵灰, 出灰不畅, 灰斗大量积灰, 电极短路引起电除尘高压柜跳闸等情况。同时仓泵设备可靠性差, 阀门磨损量大等原因还导致了仓泵的出灰效率降低。加上系统管路较为复杂, 且一般需通过双轴搅拌机制浆后用灰浆泵输送至灰场, 且灰浆对双轴搅拌机及灰浆泵磨损较大, 管道冲洗不当易造成堵管, 运行中既提高了厂用电, 又增加了维护人力和成本。针对这样的情况在电除尘出灰系统的每个灰斗增加一路水力出灰, 在干灰设备不能满足出灰要求或出现故障时, 使用水出灰系统, 避免灰斗积灰, 可提高除尘效率, 保护环境。此种技术优化能够有效的减少辅机运行数量, 既降低了厂用电, 也减少设备维护量及费用。但是由于水出灰系统会造成冲灰水碱性大的问题需要对设备进行酸洗, 因此其中方式仅能够在电除尘出灰系统不能满足出会工作需求时采用, 长期或频繁的对设备进行酸洗极易腐蚀设备同时也增加了设备的运行费用。其具体技术优化与改造方法是在电场灰斗的仓泵和气力输灰系统没有改变的基础上, 在单一仓泵前增加1路水出灰, 其主要有锁气器、冲灰水箱、灰沟、喷咀组成。并设置一条主灰沟, 采用两个炉共用的方式将水出灰接到灰渣泵缓冲池里, 由灰渣泵打至灰场。此方法改造简单、维护方便是现代火电厂锅炉系统电除尘出灰技术优化的首选。
4 结论
火电厂作为我国电力供应的重要组成部分, 其安全稳定的运行对我国居民生活与工业生产都有着重要的影响。加快火电厂锅炉系统的技术优化、提高设备燃煤效率、降低供电成本、提高电力供应的稳定性与安全性是现代电厂技改部门的首要工作, 是现代火电厂稳定运行的关键, 其对电力供应有着重要的意义。电厂技改部门必须加强自身专业人员的培训, 通过加深对现有锅炉系统的组成、原理、存在问题的分析, 运用现代技术对其进行技术优化与改造, 提高锅炉系统运行的安全性和稳定性、同时注重提高运行效率、降低供电成本, 为我国经济技术的发展奠定坚实的基础。
摘要：随着现代科学技术的发展以及人们生活水平的提高, 日常用电与生产用电的需求也不断加大。火力发电作为我国电力供应的主要形式, 其生产成本对企业的发展有着重要的影响。锅炉系统是火力发电的重要组成部分, 其技术优化的实施能够极大的提高发电效率、降低火力发电成本。就电厂锅炉系统的技术优化进行了简要的论述。
关键词：电厂,锅炉系统,技术优化
参考文献
[1]张洪军.火电厂循环流化床锅炉系统技术优化[J].锅炉前沿, 2008, 6.
[2]杨健.流化床锅炉的系统改造[J].锅炉技术, 2009, 8.
[3]刘子豪.火力发电锅炉系统除尘出灰系统的改造[M].北京:电力科学技术出版社, 2009, 3.
[4]李洪福.电厂锅炉循环流化床系统常见问题分析[M].北京:电力教育出版社, 2008, 11.
[5]赵明俊.火电厂锅炉炉内脱硫技术分析[J].电力科技资讯, 2008, 10.
锅炉优化 篇2
【中文摘要】目前我国仍以火电为主,火电在电力装机比重分别高达70%多,发电量比重分别高达80%多,火电厂耗煤占全国煤炭消耗量的50%以上,这就直接导致火电企业排放二氧化硫占全国排放量45%,排放的二氧化碳占全国碳排放量的40%。因此,火电企业,在低碳经济发展中面临着严峻的节能减排压力。锅炉燃烧过程,是一个极其复杂的物理化学反应过程。在火力发电厂的运行中,由于电网负荷、燃料成分含量等各种实际因素的影响,所以锅炉和机组的实际运行状态在不断的进行调整。在确保锅炉蒸汽的品质、产量和安全运行的同时,实现锅炉的经济运行,就必须要对锅炉的送煤、给水、给风等运行参数进行实时的优化调整和控制。目前国内一些电厂所采用的调节控制大多无法根据锅炉燃烧的特点达到最佳的运行工况。而且随着机组负荷变化,运行效率变化也非常大,很难保持机组运行在最佳运行状态。随机组长期运行,如果还是按原来运行控制基准,运行人员也会表现出不适应机组变化。基于种情况,锅炉的燃烧优化控制系统备受研究人员的关注。而火力发电厂要实现节能降耗,减少污染排放,加强锅炉燃烧侧的优化控制则是最行之有效的方法之一。本文研究了锅炉燃烧优化系统的两项关键技术:模型预测技术和最优搜索技术。并且参照一些国外的先进锅炉燃烧优化系统,讨论实时闭环控制的锅炉燃烧优化系统的软件结构及其技术特点。
【英文摘要】At present,China is still dominated by thermal
power.,and is about 75% of the total of Generation.But thermal power consumption accounts for more than 50% of national coal consumption.Led to emissions of sulfur dioxide is about 45% of the country’s total.While the emissions of carbon dioxide accounts for about 40% of the total.Therefore, thermal powers are facing greater pressure of energy saving in the low-carbon economy.Combustion process is a very complex physical and chemical reactions.The actual state of the boiler and crew is in the constant adjustment because of the change of grid load and so on when power plant is in operation.Therefore, to ensure that the steam quality, production and safe operation, and achieve the boilers and other equipment in the economic operation at the same time, we must optimize and adjust the operating parameters of the boiler which is in operation.Currently used by the regulation control are often not fully control for the characteristics of boiler operating the best conditions.Moreover, with the unit load changing , the change in efficiency operating is also very large, which can not keep unit operating in the best running curve.Over time, the original operational control basis will change ,and the experience of operating personnel will not meet the unit changes.In this case, optimization control system of the
boiler combustion has been more and more attented.In order to achieve saving energy, reducing pollution of thermal power , enhancing optimal control of combustion side of unit is one of the most direct and effective method.In this paper,we desguss two key technologies boiler combustion Optimization System: prediction model technology and optimal search technology.And reference to overseas advanced combustion optimization system discuss the software architecture and technical characteristics of the real-time closed-loop control of the boiler combustion optimization system.【关键词】燃烧系统 神经网络 遗传算法 目标函数 【英文关键词】combustion control system neural networks genetic algorithm objective function 【目录】火电厂锅炉燃烧优化方法分析与研究5-6绍9-10Abstract6
第1章 绪论9-15
摘要1.1 背景介1.3 燃烧优化闭1.2 锅炉燃烧优化现状10-11环控制技术11-13键点13
1.4 成功实施燃烧优化闭环控制软件的关
第2章 锅炉燃烧特性的2.2 电站锅炉燃烧过1.5 本章小结13-15
2.1 概述15神经网络模型15-30程建模的要求15-1717-19
2.3 人工神经网络基本原理
2.3.2 2.3.1 人工神经网络的数学模型17-18人工神经网络的特点18-192.4 BP 神经网络模型设计
19-242.4.1 BP 神经网络模型19-22
2.4.3 模型的层数22-232.4.5 代价函数和激励函数232.5 BP 算法的改进24-25
2.4.2 模型的输2.4.4 模型的拓2.4.6 学习2.6 BP 网络的泛
2.8 入与输出22扑结构23速率23-24化能力25-26本章小结29-30术30-43简介31-3233-34骤35-36
2.7 神经网络模型的训练过程26-29
第3章 基于预测模型的锅炉燃烧最优搜索技
3.2 遗传算法3.3.1 编码3.1 最优搜索技术综述30-313.3 遗传算法的步骤32-363.3.2 适应度34-35
3.3.3 遗传算法的基本步
3.4 遗传算法在3.3.4 遗传算法的收敛性36锅炉燃烧优化中的应用36-4236-37小结42-4343-48
3.4.1 锅炉燃烧优化模型
3.5 本章3.4.2 遗传算法的设计和应用37-42
第4章 锅炉燃烧闭环优化系统探讨4.1 锅炉燃烧优化软件结构43
4.2 国外先进锅炉燃烧优化系统现状43-47优化控制系统44-45最优化技术45-464646-4748-5048-49
4.2.1 Power Perfecter 锅炉燃烧
4.2.2 ULTRAMAX 生产过程的在线辨识与4.2.3 GNOCIS PLUS 燃烧优化系统4.2.4 NeuSIGHT 神经网络燃烧优化闭环控制系统4.3 本章小结47-485.1 研究工作总结485.3 展望49-50
第5章 总结5.2 今后研究的重点
攻读硕
参考文献50-52
致谢士学位期间发表的学术论文及其它成果52-53
电厂锅炉燃烧运行的优化问题综述 篇3
关键词：燃烧优化 控制锅炉 发电机组 火电厂
在当前的火电厂工作中，主要是通过煤炭资源作为主要的原料燃烧方式，在煤粉燃烧过程中，煤粉一般都是在锅炉之内停留仅仅到2～3秒钟，这么短的时问要想使得煤粉能够完全燃烧，是一件非常困难的工作，因此要组织好煤粉气流在燃烧过程中的着火方式，控制燃火的合理。影响煤粉气流着火的因素有多种，其中最为重要的影响因素主要包括着火温度亦即燃料性质、在然烧中的一次风量和风温、燃烧器的性能状况和空气动力值状况等等各种方式。在其中燃烧器的影响因素最为严重，是主要的燃烧影响和制约因素。
一、电力资源现状
随着我国电力行业改革的不断深入，各种锅炉燃烧和运行机制不断的涌现而出，“厂网分开，竞价上网”等运行方式和运行机制的进行和应用已成为当前火电厂工作的必然因素，成为当前应用的基础前提和关键性因素。各电厂必须努力提高机组的安全经济运行水平，不断的改善发电机应用成本措施和降低方式，通过提高发电机锅炉燃烧方式来应对激烈的市场竞争环境和竞争模式。节能降耗是我国能源战略的一个重要内容，对于火力发电机组，在系统组成中和结构的构成之中，要通过对机组的运行安全和运行的结构模式综合分析，确保机组在工作中能够安全合理的进行。锅炉运行的安全性和经济性主要是通过锅炉在燃烧中的运行状况和效率来衡量。确保在锅炉工作中各种废弃及其污染物的排放量能够达到当前社会发展控制需求，保证经济与社会环境的合理发展。另外，随着国家对环保的要求日益严格，在锅炉燃烧中对其排出NOx排放的控制已成为保护环境措施中的不可避免因素，更是确保环境质量合理进行的基础。
二、锅炉燃烧控制系统DCS改造
锅炉在燃烧中控制系统的改造是提高燃烧效率的基础前提，更是确保锅炉燃烧中其燃烧方式和燃烧效率良好进行的关键。在当前火电厂工作中锅炉改造主要是通过DCS系统进行，提高DCS结构构成方式和组成模式。结合合理有序的科学方式针对锅炉燃烧控制系统中存在的各种问题进行综合控制。
1.锅炉燃烧器改造
对于锅炉燃烧系统来说，燃烧器是一个重要的部件，起着重要的作用。燃烧器的设计和运行性能是决定燃烧系统运行经济性和可靠性的主要因素。结合热电厂锅炉燃烧器改造，对煤粉燃烧的稳燃原理和降低NOx排放的原理进行了分析，并提出了燃烧器选型应注意的问题。对多级浓缩浓淡燃烧器的机理进行了分析，提出了燃烧器的改造实施方案。
2.锅炉静态燃烧优化研究
锅炉燃烧运行静态优化是指通过锅炉燃烧调整试验，确定燃烧系统的最佳运行参数，达到优化锅炉燃烧运行的目的。首先对影响锅炉燃烧过程的因素进行了分析，并在此基础上介绍了锅炉燃烧调整的内容与要求。最后结合锅炉燃烧调整试验，对试验条件与试验工况要求、试验数据的测量及采样、锅炉效率的计算与修正、试验工况的拟定及试验过程和优化结果进行了详细介绍与分析。
三、锅炉在线燃烧优化研究
首先分析了在线燃烧优化的必要性，并提出了实现在线燃烧优化的技术方案。然后介绍了在线燃烧优化技术方案所涉及的神经网络建模方法及遗传算法优化方法，最后详细讨论了在线燃烧优化的具体应用及应用效果。锅炉燃烧控制系统DCS改造锅炉燃烧控制系统的性能直接关系到锅炉的生产能力和生产过程的安全可靠性。燃烧控制的目的是，在满足外界电负荷需要的蒸汽数量和合格的蒸汽品质的基础上，保证锅炉运行的安全性和稳定性。当负荷变化时，必须及时调节送入炉膛的燃料量和空气量，使燃烧工况相应变动。
1.控制系统设计原则与要求
控制系统应满足机组安全启、停及安全经济运行要求，针对在应用中锅炉运行中的各个阶段所需要面临的问题进行控制和优化，最终确保锅炉快速和稳定地满足负荷的变化，并保持稳定的运行。控制系统应划分为若干子系统，子系统设计应遵守“独立完整”的原则，以保持数据通讯总线上信息交换量最少。系统组态应采取冗余措施，在控制系统局部放障时，不引起机组的危急状态，并将这一影响限制到最小。控制系统应能在从最低不投油稳燃负荷到满负荷范围内运行，而且不需任何性质的人工干预。系统应有联锁保护功能，以防止控制系统错误的及危险的动作，联锁保护系统在锅炉辅机安全工况时，应为维护、试验和校正提供最大的灵活性。如系统某一部分必须具备的条件不满足时，联锁逻辑应阻止该部分投“自动”方式，在条件不具备或系统故障时，系统受影响部分应不再继续自动运行，或将控制方式转换为另一种自动方式（超驰控制）。控制系统任何部分运行方式的切换，不论是人为的还是由聯锁系统自动的，均应平滑运行，不应引起过程变量的扰动，并且不需运行人员的修正。当系统处于强制闭锁、限制或其它超驰作用时，系统受其影响的部分应随这跟踪，并不再继续其积分作用（积分饱和）。超驰作用消失后，系统所有部分应平衡到当前的过程状态，并立即恢复其正常的控制作用，这一过程不应有任何延滞，并且被控制装置不应有任何不正确的或不合逻辑的动作。应提供报警信息，指出引起各类超驰作用的原因。
2.燃料控制
对于中间储仓式制粉系统，当负荷改变时，所需燃料量的调节可以通过改变给粉机的转速（给粉量）和燃烧器投入的数量来实现。当锅炉负荷变化不大时，改变给粉机的转速就可以达到调节的目的；当锅炉负荷变化较大，改变给粉机转速已不能满足调节幅度时，则应先以投、停给粉机作粗调节，再以改变给粉机转速作细调节。
四、结论
对锅炉控制系统迸行改造是锅炉燃烧速度改进的基础前提，是提高锅炉燃烧控制系统的性能，确保锅炉在运行中安全经济合理工作的主要手段。针对锅炉在工作中控制系统的各个阶段进行分析，就燃烧速度和燃烧的质量问题的控制系统进行优化，主要对锅炉的主控系统、燃料控制、送风控制等各个阶段进行详细的分析和设计，使得锅炉在燃烧控制中能够正常合理进行，并且能够满足设计需求合理运行。
参考文献：
[1]刘焕章，刘吉臻，常太华，等.电站锅炉风煤配比的优化控制[J].动力工程，2007，27（4）：515-517.
[2]张春光，姚晓峰，陈晓侠.锅炉燃烧系统模糊优化方案及实现[J].大连铁道学院学报，2005，26（4）：40-42.
锅炉总风量控制逻辑优化 篇4
关键词：总风量控制,锅炉氧量,优化
1 优化前锅炉运行情况
随着脱硝系统引入, 对锅炉风烟系统控制提出了更高的要求。脱硝系统增加了很多有用的监视参数, 其中包括脱硝烟气入口CO含量, 是反应锅炉配风合理性的重要实时参数。运行中存在以下问题:
(1) 满负荷时A/B侧脱硝入口CO含量测点由10mg/Nm3快速上涨至210mg/Nm3测量上限, 并在整个满负荷运行时期难以减低, 说明机组在高负荷运行期间存在氧量偏低, 影响燃烧效率。
(2) 曲线中两次加负荷过程中, 氧量均最低至2%以下 (最低达1.5%) , 且回调时间很长, 氧量跟踪非常缓慢, 导致锅炉高负荷配风长时间不够。
通过总煤量对应风量曲线, 经过氧量校正系数相乘后得到风量指令。在变负荷超过15MW幅度时会有变负荷前馈加入风量指令, 这个前馈值随变负荷的幅度而增大, 在与目标负荷相差15MW时退出。但此前馈值相对很小, 对锅炉风量调整影响非常有限, 最根本的影响就是风量曲线, 以及与之相乘的氧量校正系数。
风量控制相关的函数曲线如下两表:
氧量校正是通过实际氧量与设定氧量偏差, 通过速率限制输出氧量校正系数, 从而通过系数来影响风量指令形成。为保证安全稳定的燃烧, 氧量校正系数被控制在0.8-1.2。在变负荷过程中, 氧量校正回路会暂停, 而使变负荷指令更快形成, 此时氧量校正系数仍保持在变负荷前数值, 以实现无扰控制。由于低负荷一次风率偏大, 导致送风机低负荷裕度很大, 动叶开度常减至很低, 仍无法使氧量达到设定值。而氧量校正系数会因为氧量偏差而不断修正, 直至达到0.8下限。当加负荷时, 风量指令即为煤量对应曲线与氧量校正系数0.8的乘积, 即使得加负荷时风量指令偏小。根据上表可以看出, 机组600MW运行时煤量225.7t/h, 对应风量为1964.8t/h, 但实际风量并未达到此值。这也是曲线中加负荷段氧量持续降低至低于氧量设定很多的原因。
下面来探讨低负荷时氧量校正系数低问题。氧量校正系数是氧量校正站的输出值, 当锅炉运行中通过氧量的反馈值和设定值偏差, 调节器自动通过速率限制对风量指令进行比例修正。即氧量的反馈值与设定值存在偏差, 调节器就会开始进行此修正。低负荷运行时, 由于制粉系统冗余运行, 一次风率偏大, 造成二次风必须减小, 这就造成送风机必须将出力降至很低。而机组有送风机指令低14%闭锁负荷减的保护, 因此热控人员对送风机动叶进行了闭锁控制。这样就导致了在低负荷锅炉总风量在送风机动叶闭锁时无法调小, 氧量校正系数就会不断的调整直到0.8的下限。当加负荷时总风量又直接受到这个0.8系数影响, 造成变负荷氧量低情况。氧量过低, 锅炉运行肯定是不经济的。在锅炉600MW氧量2.0%运行情况下比低负荷氧量充足时的飞灰含碳量高了近1%。根据经验, 飞灰含碳量每增加1%, 机组供电煤耗即增加0.5-0.8g/kwh。实际运行中, 在变负荷至高负荷运行时氧量低于2.0%的时候非常常见, 最低甚至达到1.0%以下。在对锅炉工况未知的情况下取样化验结果里有很多都超过了3%, 从以上分析看来绝对不是偶然的化验分析错误。变负荷甚至高负荷运行是我们机组运行的大概率事件, 若能尽早解决好, 肯定对机组节能降耗有非常积极的作用。
2 现象分析
为了证实和改进以上问题, 3月27日询问热控人员相关情况, 并配合热控人员根据实际运行参数对2号炉参数进行了如下修改:
在原来锅炉运行中, 氧量校正系数长期在0.8-0.9左右, 影响变负荷时风量响应幅度。为使变负荷时氧量校正系数更接近于1, 通过上述风煤配比的修正, 在变负荷时虽然煤量对应风量减少, 但系数的增加反倒是提高了风量质量的最终值。为了在变负荷中尽量控制低氧运行情况, 还增加了变负荷前馈幅度, 并将变负荷前馈值退出延时延长至与目标负荷相差15MW后约2min。
机组升负荷的情况, 可以看出加负荷指令来后, 送风机快速开大, 加负荷前半段氧量回升, 在负荷快到位时送风机动叶快速减小, 氧量随之快速下降, SCR入口CO含量明显上升, 随后氧量开始校正, 最终达到较好的稳态。此段说明进行以上修改后在高负荷运行时, 氧量校正系数起点在1左右, 风量基本能满足需求。
低负荷开始加负荷初期, 氧量校正系数为0.8下限, 在整个加负荷段保持, 当加负荷前馈退出, 送风机和氧量即出现快速大幅下降, 氧量最低降至1.5%。随后通过手动增加氧量校正, 使校正系数提升至1左右, 使氧量快速恢复到2.8%, SCR入口CO含量也很快降低。此段说明在低负荷氧量校正系数低时仍然存在加负荷过程中的缺氧问题。
3 优化措施
上面对低负荷氧量校正系数的分析可以知道, 低负荷送风机无法适应氧量变化需求, 是造成氧量校正系数低的问题。但是送风机动叶闭锁是对安全的保障, 也是对机组保护逻辑的应对。为了解决此问题, 进行如下分析优化:
(1) 煤量对应风量指令的修正
300MW锅炉风量需求均在1050-1100t/h左右, 而目前经修改后的风量指令值仍有1200t/h, 需要进一步下调, 否则仍然摆脱不了校正系数过低的问题。高负荷风量设定高一些可以避免加负荷期间缺氧。通过调整使风量指令尽量与实际需求相对应, 再通过小幅度氧量校正即可达到需求。建议进一步根据实际风量需求修改更加合适的风量指令函数。
(2) 送风机动叶闭锁定值优化
送风机投产至今运行情况很稳定, 具备长时间低负荷运行能力。动叶闭锁是为了保证机组不触发负荷闭减, 450MW以下的闭锁开度限制了氧量校正幅度, 而450MW以上锅炉开始进入正常调节范围, 且时常发生缺氧情况。根据以上分析, 建议修改定值。
(3) 变负荷前馈量优化
经修改后的变负荷前馈较之前有明显的提升, 但仍然存在退出过早和过快的问题。建议将此前馈量延长至10-20分钟, 通过速率限制使其缓慢的衰减, 使加负荷过程中送风机骤减导致氧量不足的问题解决。
4 思考总结
锅炉风量过大是浪费, 过小会影响煤燃烧, 在复杂多变的锅炉运行调整中, 使总风量控制尽量达到一个合理平衡, 会使机组安全性和经济性得到双收。锅炉总风量控制逻辑优化, 是个非常复杂的工作, 但鉴于我厂运行实际, 一定不能畏难不为。在此诚请热控专家不辞辛苦, 重视此问题, 以期尽快使问题得到解决。
参考文献
[1]600MW超超临界机组锅炉运行说明书.哈尔滨锅炉厂.
[2]刘志敏.电站锅炉原理[M].中国电力出版社.
[3]巨林仓.电厂热工过程控制系统[M].西安交通大学出版社.
锅炉优化 篇5
姓名：刘明晓，张智辉
宁夏国华宁东发电有限公司 宁夏灵武市马家滩镇韩家沟 750408 Circulating fluidized bed desulfurization denitration technology
NAME:LIUMINGXIAO,ZHANGZHIHUI Ningxia guohua ningdong power company limited company.Addr.Hanjiagou,Majiatan Town,Lingwu
City,Ningxia zip code: 750408
多技术难题需要改进，才能实现90%以上脱硫脱销ABSTRACT:Circulating luidized bed 的效果。本文就循环流化床锅炉炉内脱硫脱硝做出desulfurization and denitration options, plant all
综合论述，以求在技术方面得到改善。kinds of lime stone storage and transportation
1脱硫脱硝方式选择及技术经济比较 system of the characteristics and existing
目前，国际上使用最多的脱硫技术有烟气脱硫problems, the optimization options
种：湿法烟气脱硫、干法和半干法烟气脱硫。国外摘要：循环流化床脱硫脱硝方式选择及特点，电厂
应用最为普遍的是湿法烟气脱硫技术，约占电厂装各种石灰石粉存储及输送系统的特点及存在问题，机容量的85，其次是干法和半干法脱硫技术。排烟优化选择方案。
循环流化床脱硫全称为气体悬浮吸收技术<简称关键词：循环流化床；脱硫脱硝；优化选择 GSA脱硫系统>。该脱硫方式具有初投资省、占地少、脱硫效率高、运行费用低、系统简单及操作方便等0 前言 优点。在国际上掌握此项技术比较成熟的公司有丹世界卫生组织和联合国环境规划署统麦FLS。MILJ公司。此外，德国鲁奇的BISCHOFF计，目前每年由人类制造的含硫含销燃料燃公司排烟循环流化床脱硫技术<称为CFB烟气脱硫>烧排放到大气中的二氧化硫、氮氧化物高达也是较成熟的烟气脱硫技术。2亿吨左右，严重破坏了大气环境，制约着GSA法脱硫与烟气循环流化床
2循环流化床锅炉炉内烟气脱硫特点
循环流化床
一般电厂大多是外购满足要求的石灰石粉，由密封罐车运至电厂内，通过设置于密封罐车上的气力卸料系统将石灰石粉卸至石灰石粉储仓。在石灰石粉储仓底部，安装有气力输送系统，将石灰石粉通过管道输送至炉膛进行SO2吸收反应。
循环流化床脱硫的石灰石最佳颗粒度一般为0.2～1.5mm，平均粒径一般控制在0.1～0.5mm范围。石灰石粒度大时其反应表面小，使钙的利用率降低；石灰石粒径过细，则因现在常用的旋风分离器只能分离出大于0.075mm的颗粒，小于0.075mm的颗粒不能再返回炉膛而降低了利用率<还会影响到灰的综合利用>。循环流化床锅炉与其分离和返料系统组成外循环回路保证了细颗粒<0.5～0.075mm的CaC2O3、CaO、CaS2O4等>随炉灰一起的不断循环，这样SO2易扩散到脱硫剂核心，其反应面积增大，从而提高了循环流化床锅炉中石灰石的利用率。0.5～1.5mm粒径的颗粒则在循环流化床锅炉内进行内循环，被上升气流携带上升一定高度后沿炉膛四面墙贴壁流下又落入流化床。循环流化床锅炉运行时较经济的Ca/S比一般在 1.5～2.5之间。
脱硫固化剂的选择问题。一般情况下电厂大多选择石灰石作为脱硫固化剂是基于其来源广泛、价格低廉且脱硫效率较高。也可以因地置宜地选择石灰、氧化锌、电石渣等作为脱硫固化剂，不同的脱硫固化剂产生的硫酸盐性能有所不同，影响到灰渣的综合利用性能。
石灰石粉特性：研磨后石灰石粉颗粒棱角,硬度高；石灰石粉对压缩空气分子的亲和
力差，逸气性强；粒度分布差别较大<20um-1.5mm>；
堆积密度较大<1.3t/m
3左右>；吸水性高，粘度大；；对输送管道的磨损较大；气力输送的悬浮速度梯度较大，流态化性能差，气力输送的状态极不稳定<属于难输送物料>；石灰石粉颗粒容易沉积；吸潮板结，造成堵管。
石灰石系统投运后出现的主要问题：采用压缩空气输粉时，压缩空气中带水，使石灰石受潮、结块；送粉管道细长，中途弯头部位易堵；投入石灰石后，床温会下降、床压迅速上涨；冷渣器排渣量增大。
3电厂各种石灰石粉存储及输送系统的特点及存在问题
3.1两级料仓石灰石输送系统
两级料仓石灰石输送系统为早期循环流化床锅炉采用的经实践证明大多不太成熟的常规方案，国内电厂安装的较多。
系统分为石灰石粉库<锅炉房外>至中间粉仓的前置段输送和中间粉仓至锅炉炉膛的后置段输送两个部分。前置段输送采用空压机做为输送用气动力源进行定容间断输送；后置段输送采用石灰石<罗茨>风机做为输送用气动力源进行可定量调整的连续输送。
<1>两级料仓石灰石输送干式喷钙炉内烟气脱硫系统主要是由储料仓、正压栓流式气力输送系统、炉前仓、喷吹系统、电气控制系统等组成。物料采用罐车压送到储料仓，再由正压栓流式气力输送系统输送至炉前仓，最后经喷吹系统吹送入炉膛。整个系统采用PLC程序控制。
<2>储料仓一般布置在零米层，可储存一台炉三天的用量，下部设有流化装置以防止石灰石粉结块，顶部设有除尘器及压力真空释放阀。
<3>炉前仓布置在锅炉附近，实际为一缓冲仓，它接受储料仓的来粉，依靠重力自流卸粉。炉前仓顶部设有除尘器及库顶管箱，还设有高低料位，其下部还设有电加热板以防止石灰石粉结块。<4>输送系统是以空压机作为动力源，采用高密度的低压栓流式输送，将物料从发送器以灰栓形式由管道输送至炉前仓。输送系统由发送器、进出料阀、补气阀、管路等组成。
<5>喷吹系统是以罗茨风机作为动力源将石灰石粉吹入炉膛，由罗茨风机、管路、弯头、喷射器、混合器、螺旋给料机、叶轮式旋转给料阀及插板门等组成。石灰石粉给料量由叶轮式旋转给料阀通过变频调速器根据锅炉燃烧需用量进行调整，也可由螺旋给料机进行调整。
<6>主要技术参数： 气灰比：～1:3.5，钙硫比：～2.2:1，脱硫效率：85～90%。
防止炉前石灰石粉输送系统堵塞采用技术措施
<1>用电加热器<根据气候特点选用>：将石灰石风机送出的风加热到一定温度，使输送管路中的物料顺畅流动。
<2>用气化装置：安装在粉仓底部，加热过的空气通过陶瓷多孔板使干燥的粉粒状的物料流化，增加物料的流动性，防止物料板结、起拱。
<3>在喷射供料器上增设备用风，风源为压缩空气。防止在输送风压不足时石灰石输送系统堵塞。
上述石灰石输送系统属于间断输送。在电厂实际运行中，发现存在以下问题：
<1>向炉膛输粉的给料量无法保证均匀、连续：石灰石粉的粒度、湿度等特性极易随环境因素变化，石灰石从中间仓进入螺旋给料机时是不均匀、不连续的。螺旋给粉设备一般较易磨损，带来的后果是：关闭不严，泄漏严重；当通往炉膛的石灰石管路不畅时，石灰石风机风有可能倒灌到炉前石灰石仓，导致给料困难。
<2>石灰石粉较细且极易吸潮，因而石灰石料仓容易结块堵塞，造成石灰石粉下料不畅；
<3>旋转给料阀易磨损； <4>间断输送，易在管道中产生细粉的沉积；
<5>使用炉前中间仓当做两相流中继输送间的连接和缓冲，系统处理量过大，而且系统较为复杂，所需设备管道较多，故障点
也多；
<6>整个系统消耗功率大；
<7>需设炉前中间仓<在电厂煤仓间15-30m标高之间>，土建投资大；
<8>初期投资大、运行成本高。
现新建电厂设计或投产电厂的改造不宜再选用此两级料仓石灰石输送系统。3.2单级料仓连续石灰石输送系统
外购满足要求的石灰石粉<粒径小于1.5mm>，由密封罐车运至电厂内，通过设置于密封罐车上的气力卸料系统将石灰石粉卸至石灰石粉储仓。在石灰石粉储仓底部，安装有气力输送系统，石灰石粉由高压空气通过管道直接输送至炉膛进行SO2吸收反应。采用连续运行方式，每套输送系统正常出力不小于一台锅炉燃用设计煤种BMCR时炉内脱硫所需石灰石粉量的150%。
单级料仓循环流化床锅炉石灰石输送系统按喷射给料机的标高不同分为0米层发送单级料仓石灰石输送系统和约15米层发送单级料仓石灰石输送系统，按输送动力气源分为压缩空气、60-80KPa高压风<又分为单独罗茨风机或利用锅炉高压流化风机>、热一次风等系统。
可以根据用户循环流化床锅炉的具体情况和系统设计特点，如个各个风<一次、二次、高压流化、播煤等风>的压力流量、各风与炉膛接口的标高、数量等进行优化设计，定出最佳方案，给用户提供更可靠、更实用、更经济的石灰石<脱硫固化剂>粉存储及输送系统优化方案。
系统特点：系统由螺旋计量给料装置、自控旋转给料阀、压力式喷射给料装置、鼓风送风装置以及管道分配器等组成。可以根据用户现场的实际需要选择不同的系统配置。采用针对循环流化床锅炉脱硫专门研制的注料泵<或喷射泵>，该设备安装在位于锅炉房<附近>外侧的石灰石粉库下，可根据锅炉的运行工况，通过变频电机实现无级调速控制，将石灰石粉定量、连续、均匀地一次送入锅炉炉膛。与常规间断输送相比，直接连续输送系统具有以下优点：
<1>投资成本低:一级输送，设备少，耗气小，投资降低，便于优化布置； <2>可靠性高:由于设备减少，系统出故障的几率减小，维护量小；
<3>给料均匀、连续、提高了输送可靠性； <4>系统出力调节方便、调节范围大: 通过称重模块可清楚知道系统出力，通过变频电机无级调速，调整系统出力；
4对单级料仓连续石灰石输送系统的优化设计与改进
单级料仓连续输送石灰石系统虽较两级料仓石灰石输送系统有所简化，投资较省，但气源和发送方式的选择性较大，还需在提高系统可靠性进一步优化设计。可以根据用户循环流化床锅炉的具体情况和系统设计特点，如个各个风<一次、二次、高压流化、播煤等风>的压力流量、各风与炉膛接口的标高、数量等进行优化设计，定出最佳方案，给用户提供更可靠、更实用、更经济的石灰石<脱硫固化剂>粉存储及输送系统和脱硫优化方案。4.1设计改进特点
<1>料仓：在料仓内壁上增加设计高压热风气化板。
<2>螺旋计量给料装置<自控旋转给料阀>：增加防漏风措施。
<3>喷射式供料器：在管道正压运行时能维持吸料口微负压。
<4>高压风装置：根据现场的实际情况选高压罗茨风机<或空压机>。设计风加热装置以确保整个系统能用热风吹扫。
<5>防冻设计：对粉仓、设备、管道都设计保温层。石灰石粉仓系统的电加热器能保
证在气候极端潮湿的情况下，脱硫剂粉不发生结块，以防止堵料。
由于石灰石粉比较细、且易受潮结块，所以要求粉仓严密；又由于粉仓严密，当粉仓静压低、给粉机静压高时，石灰石粉会倒灌，所以粉仓的设计按用热风维持正压运行。4.2输送动力气源的优化选择方案
输送动力气源可以选择：压缩空气、单独罗茨风机60-80KPa高压风、利用CFB锅炉高压流化风、利用CFB锅炉热一次风。在输送动力气源的选择上首先要尽量利用电厂现有的资源，看看电厂CFB锅炉的哪些风富裕量比较大，然后合理选择。利用CFB锅炉高压流化风和热一次风是最经济的方案。使用热一次风作为输送动力气源的前提是在约15米层设置发送料装置同时采用无中间仓的发送系统。4.3发送料装置标高的优化选择方案
单级料仓脱硫固化剂输送系统按喷射给料机的标高不同分为0米层发送单级料仓脱硫固化剂输送系统和15米层发送单级料仓脱硫固化剂输送系统。在15米层设置发送脱硫固化剂装置使粉仓的高度提升，需同时采用无中间仓的发送系统才能降低这个高度，然后便于利用CFB锅炉高压流化风或热一次风作为输送动力气源，总体上避免系统复杂化，降低工程造价。
在0米层设置单级发送装置，若采用无中间仓的发送系统则发送装置的实际设置标高约提升到5米料，同时尽力将粉仓布置在CFB锅炉房附近，就可避免使用压缩空气输送而采用单独罗茨风机60-80KPa高压风或利用CFB锅炉高压流化风作为输送动力气源。总体上避免系统复杂化，提高了可靠性，还可降低工程造价。4.4发送料装置的优化选择方案
发送料装置目前有多种形式：仓泵、喷射器、三通式混合器、强力喷射泵、料封泵、仓螺体等。
不外呼通过气体的高速射流造成低气压腔体抽吸自由下落的脱硫固化剂粉末，形成气固两相流。气灰比：～1:3.5。
4.5 中间收料给料小仓的优化选择方案
按有无中间仓来划分发送料系统则有三中：具有一个中间仓的发送料系统、具有两个中间仓<收料给料仓>的发送系统、没有中间仓的发送系统。究竟哪一种更可靠、更实用，这与发送料装置的选型、仓料干燥方式及输送动力气源的优化选择有关，需综合考虑，才能确定出一种更可靠、更经济实用的方案。没有中间仓的发送系统当然是最简单的系统，但要在最可靠性上充分考虑采取有效措施，主要是合理解决仓料干燥方式和料仓的背压问题。
4.6 石灰石粉与锅炉接口的优化选择方案 脱硫固化剂与锅炉的接口即脱硫固化剂气固两相流喷入CFB锅炉的位置，这对脱硫效果也有一定影响。国内CFB锅炉脱硫固化剂与锅炉的接口方式主要有：在炉墙下部上专门开孔、在回料斜腿上部开孔喷入循环灰内部、在上下二次风管弯头处接口喷向二次风口、在落煤管处充当播煤风随煤喷入炉膛。不同制造厂的不同容量的CFB锅炉上述各个接口的标高都不仅相同，到底哪个接口方式才能最有效地提高脱硫效果，不能一概而论。总之要使脱硫固化剂同时从不同标高进入CFB锅炉炉堂，使脱硫固化剂粉弥漫在整个炉堂空间最充分地煅烧和与SO2接触反应。
要考虑CFB锅炉背压对脱硫固化剂输送系统的影响，在接口处设计成三通式负压吸入口。
4.7石灰石粉仓内防潮的优化选择方案 脱硫固化剂粉仓内的防潮问题现在是简单的采用密闭的办法，出现了粉仓内背压波动甚至为负的情况，影响到脱硫固化剂粉的可靠输送。采用粉仓密闭的办法导致了中间仓<收料给料仓>的出现，使系统和控制更加复杂，操作和维护量加大。优化选择的解决办法是粉仓的设计按用热风维持正压运行。4.8 脱硫固化剂的优化选择方案
脱硫固化剂的优化选择主要是兼顾脱硫效率高和灰渣综合利用好两个方面。
一般情况下电厂大多选择石灰石作为脱硫固化剂是基于其来源广泛、价格低廉且脱
硫效率较高。也可以因地置宜地选择石灰、氧化锌、电石渣等作为脱硫固化剂。需要指出的是粒径在0.2mm以下的细粉状的物质如消石灰不能作为CFB锅炉的脱硫固化剂。不同的脱硫固化剂产生的硫酸盐性能有所不同，影响到灰渣的综合利用。一种少量的脱硫添加剂可以改变灰渣的的品质，可以保证灰渣的有效综合利用。这种服务已经社会化。
5.结语及建议
循环流化床锅炉的脱硫脱销技术是一个系统工程。以往的工作中，我们对炉内的脱硫脱硝等问题进行了研究，取得了一些阶段性成果，但也发现了一些问题。本文对脱硫脱硝的重要性做出了说明，同时对目前脱硫脱硝的技术的经济性，技术特点等做出了分析。针对目前的石灰石系统所存在的诸多问题提出了优化选择方案。
我国从70年代开始引进国外脱硫脱销成套设备，但到目前为止，大多数火电厂很少落实投运。主要是脱硫脱硝成本问题，产物出路问题以及引进技术国产化的问题。为此，循环流化床在具体烟气脱硫脱销的工艺选择上，应该做的具体问题具体分析。选择具体脱硫脱销技术应考虑以下几点：
<1> 二氧化硫和氮氧化物排放率均应满足环保法规
<2> 技术成熟，运行可靠，应用业绩良好。<3> 一次性投资少，运行费用低 <4> 副产品能够处置利用，不造成二次污染
<5> 工艺过程能适应循环流化床锅炉的要求，并能适应燃煤含硫量和含硝量在一定范围内的变化
<6> 设备国产化，降低费用
致谢
感谢中国电机工程学会和中国神华国华电力分公司主办的清洁高效燃煤发电技术协作的征文活动。通过自此征文，不仅加强了各个企业之间的交流也促进了企业互相的提高，同时为发电技术的综合探讨提供了一个良好的交流平台。
参 考 文 献：
[1]胡少华，齐美富 锅炉烟气脱硫技术进展[J] 能源研究与信息.2003.19.<2>：95-100
[2]薛飞.石径松.烟气脱硫技术现状于发展建议[J].江苏化工.2001.29<2>.32-35
[3]孔火亮.吴慧芳.燃煤烟气脱硫技术及主要工艺[J].煤矿环境保护.2002.16.<6>：22-28 收稿日期：2010年7月18日 作者介绍：
醇基燃料蒸汽锅炉的优化改造 篇6
关键词：锅炉；甲醇；静电；改造
锅炉广泛使用于工业生产和人民生活，一般要求连续运行，不同于一般设备可以随时停下检修，它具有与一般机械设备不同的特点。锅炉是一种密闭的容器，其本体在高温、承压的条件下运行，工作条件恶劣，具有爆炸危险，发生事故时不仅损坏设备本身，而且损坏周围的设备和建筑，并常常造成人身伤亡。
基于锅炉设备的上述特点，保证锅炉安全运行是至关重要的。本文针对一台使用醇基燃料的蒸汽锅炉，在投入使用不久时就暴露出供油系统存在严重的安全隐患，通过对供油系统的分析和改进，锅炉的使用便利性及安全性有了明显提高。
1 蒸汽锅炉供油燃烧系统工作原理
太原机车车辆配件厂使用的锅炉是由河南某锅炉公司设计安装的一台LSS4-1.6-Y（Q）型全自动燃油贯流式蒸汽锅炉，锅炉额定蒸发量为4t/h，额定蒸汽压力为1.6MPa。现结合简图对供油系统做简要说明。
锅炉使用的醇基燃料是以醇类（主要为甲醇）物质为主体配置的燃料，它是以液体形式存在的。醇基燃料平时储存在一个30m3的密闭储罐中，储罐直埋于距离锅炉房6m远处的地下。锅炉启动时，移动式空压机首先开始工作对储罐进行加压。当储罐内部压力达到0.05～0.08MPa时，燃料被挤压出储罐，经过油管进入供应装置加压，最后燃料经锅炉顶部燃烧器雾化直接喷射到燃烧室内点火燃烧。储罐上设有安全阀，起跳压力为0.1MPa。
2 在投入运行后，发现存在以下问题。
2.1 供油方式不安全
向储罐内打压意味着向储罐内注入空气，甲醇易挥发，空气直接进入储罐内与甲醇蒸汽汇流，形成爆炸混合物，遇明火就会有爆炸的可能，设备存在着严重的安全隐患。
2.2 锅炉使用不方便
灌注燃料时，锅炉必须停炉，影响了生产连续性。
2.3 储罐使用的风险
燃料储罐是按常压容器标准制造的常压储油罐，但运行时是承压运行的，运行中还发现有超压现象，标配的压力表量程（0.4 MPa）显示为0.1 MPa，使用有法律风险。
3 问题分析
3.1 供油方式不安全的问题
工业领域中经常发生甲醇罐（车）的爆炸事故，除了人为因素外，主要的事故原因是静电和对甲醇无知无畏造成的。
醇基燃料主要成分为甲醇。甲醇的危险和危害性主要特点表现在中等毒性、易燃性、高挥发性、爆炸极限浓度范围广，沸点64.5℃，闪点12.22℃，自燃点463.89℃，蒸汽密度1.11，蒸汽压13.33KPa，蒸汽与空气混合物爆炸极限为6%～36.5%，遇热、明火或氧化剂易着火，遇明火会爆炸。
而油料在储运过程中，要发生流动、喷射、过滤、冲挤、灌注和剧烈晃动等一系列接触、分离现象，这就使油料在储运过程中产生静电。油料在油管流动输送过程中会受到摩擦、冲击、分离，由于静电荷产生速度高于泄露速度，也会积累静电荷。当静电荷产生并积累产生火花，可燃混合气体达到爆炸极限，静电放电能量达到可燃混合气体的最小点火能就会产生燃烧和爆炸。
目前的燃料储罐静电保护措施主要为罐体外壳接地，但电能释放需要一定时间，在静电产生时无法及时释放的能量就会对储罐造成安全隐患。
空压机工作时，压缩空气通过排气管进入燃料储罐，当储罐内压力达到0.08MPa时自动停机，当储罐压力降至0.05MPa时自动启动。借助空气压力，储罐中的燃料可以通过管道输送到燃料供应装置，但是这种方式忽视了静电和甲醇的危害性，进入的空气与甲醇蒸汽混合后容易形成爆炸性混合气体，稍有静电火花，碰撞火花，或者温度高点都有可能导致起火爆炸，其后果将是十分严重的。
3.2 锅炉使用不方便的问题
因为采用空压机打压储罐向锅炉提供燃料的方式，储罐加注燃料时，储罐不能保持密封状态，压力不能保持，燃料自然无法输送，锅炉也就无法运行。
目前这种单一储罐的配置，不能保证连续稳定供油，在储罐需要加注油料或维修情况下，就必须停炉，难以满足工业企业连续生产的使用要求，应增加一个中间油箱，保证连续稳定供油，不间断生产。
3.3 储罐使用的风险
燃料储罐用壁厚8mm的钢板制作，容积30m3，是根据《钢制焊接常压容器》国家标准制造的。由于采用打压供油的方式，储罐在锅炉运行时承受压力0.05～0.08MPa，有时发现会达到0.1MPa，安全阀未启动。
根据《质检总局关于修订《特种设备目录》的公告》（2014年第114号），压力容器是指盛装气体或者液体、承载一定压力的密闭设备，其范围规定为最高工作压力大于或者等于0.1MPa（表压）的气体、液化气体和最高工作温度高于或者等于标准沸点的液体、容积大于或者等于30L且内直径（非圆形截面指截面内边界最大几何尺寸）大于或者等于150mm的固定式容器和移动式容器。
《特种设备安全监察条例》第八十三条第二款明确规定“将非承压锅炉、非压力容器作为承压锅炉、压力容器使用的，由特种设备安全监督管理部门责令停止使用，予以没收，处2万元以上10万元以下罚款”。
由于储罐容积为30m3，最高工作压力等于0.1MPa，盛装甲醇液体，按国家规定，此种情况下储罐应为压力容器，触犯了国家特种设备相关法律法规，有严重的法律风险。甲醇燃料带有腐蚀性，储罐承压使用增加了储罐泄露的风险，有一定的安全隐患。
并且还有一个明显的问题，压力表选型有误，使用压力0.05～0.08MPa，压力表量程0.4MPa，压力表盘刻度极限值是最高工作压力的4倍，量程过大。压力表选型应根据设备使用压力来进行，压力表盘刻度极限值应为最高工作压力的1.5-3.0倍，最好选用2倍，表盘直径不应小干100mm。常压容器可以用0～0.16MPa量程的压力表，如果压力比较小，可采用KPa表。
4改造方案
通过上面的分析可以看出现有锅炉供油系统有严重的缺陷，不符合生产安全及特种设备安全法律法规的要求，对锅炉的稳定运行构成了严重的威胁，而且使用上也很不便利，因此必须对醇基燃料锅炉进行改造，经过优化的改造方案如下：
①取消空压机、安全阀及排气管道，杜绝空气直接进入燃料储罐内，不会与甲醇蒸汽形成可燃性爆炸气体，也就保证了使用安全。储罐内部压力平衡则由呼吸阀进行控制，自动控制罐体内外气体通道的启闭，保证储罐常压使用，这样也可以减少燃料蒸发损耗。
②在燃料储罐上增加一个输油泵，用于向锅炉供应燃料。
在改造燃料供应系统时，应重视输油泵的选型工作，直接关系到系统的稳定安全运行。加油工艺流程分为潜油泵式和自吸式两种。潜油泵利用正压推送的原理，从根本上杜绝了气阻现象，解决了自吸泵在高温环境、高扬程、远距离条件下出油少（气液两相）、环境污染等问题。潜油泵置于储罐人孔盖上安装，不需要单独建泵室，具有安装维修方便、噪声低、运行平稳、故障率低、使用寿命长等特点。2013年3月1日起执行的GB50156-2012《汽车加油加气站设计与施工规范》6.3.5条“加油站宜采用油罐装设潜油泵的一泵供多机（枪）的加油工艺”，说明国家也推荐油罐采用潜油泵。
因此改造方案最终确定为储罐中燃料使用潜油泵输送到日用油箱。按输油管道的压力降及箱、罐间的油位差计算扬程，再结合醇基燃料的性质和流量，最终确定为YQYB-100-15-0.75型绿牌潜油泵。
在潜油泵和油罐的液位设置联动功能，在油罐内增设浮球液位开关，中间油箱的高低液位控制潜油泵的启停，燃料储罐低液位状态时控制潜油泵不启动。
同时对燃料供应装置改造，统一由锅炉控制柜控制，实现潜油泵与燃烧器连锁运行。
③在燃料储罐和供应装置中间增加一个日用油箱。日用油箱具有贮存燃料的作用，在储罐维修或加注燃料时可实现连续稳定供油，保证锅炉不间断连续运行，同时还可以起到沉淀过滤燃料中杂质和水的作用。
油箱置于锅炉房北侧室外架空放置，其最低油位应高于锅炉燃烧器进油口0.5～1.5m。日用油箱为闭式，容量约1m3，用6mm厚的钢板制作。油箱上设有进油管、出油管、回油管、溢流管、通气管等管座。出油管应高于油箱底部0.1m。出油管和回油管的管径要相同，应与输油泵的进出口管径相匹配。通气管上安装呼吸阀。油箱上采用UHC系列磁翻转液位计，与潜油泵联锁自动控制启停（当低油位时自动开泵，高油位时自动停泵）。燃料由燃料储罐先储存至日用油箱，日用油箱可以起到调节缓冲的作用，避免供油设备的不停歇运行，加大安全性及设备使用寿命。
④更换储罐上的压力表，由于储罐内为腐蚀性气体环境，所以选用了一块不锈钢型压力表，表盘直径200，量程0.1MPa。
5 结束语
按照上述方案对锅炉进行了改造，运行2个月未出现故障，通过了验证，安全性大大提升，整个系统的运行安全、稳定，达到了预期的效果。
参考文献：
[1]陶建忠.谈船舶私藏使用甲醇炉的危害及防范对策[J].中国水运，2008（1）.
[2]王培波，穆巍.工业罐体防静电技术改进探讨[J].中小企业管理与科技（下旬刊），2015（10）.
[3]国家质量监督检验检疫总局.质检总局关于修订《特种设备目录》的公告[Z].2014-10-30.
[4]中华人民共和国国务院.国务院关于修改《特种设备安全监察条例》的决定[Z].2009-1-24.
锅炉的优化运行问题分析 篇7
(一) 背景。
在现代电站中, 反映锅炉运行状况好坏的主要性能指标是锅炉效率。促进锅炉节能降耗的重要手段之一是对锅炉机组热力系统进行在线监测与分析, 进而优化其运行参数。锅炉的运行是一个涉及化学反应、传热传质的复杂过程, 但由于无法进行煤质和灰渣含碳量的在线分析, 现在还做不到锅炉效率的在线监测, 这给锅炉的运行优化带来很大困难。
在锅炉的实际运行中, 实际供氧量是大于理论空气量的, 过量空气系数是指实际空气量Vk与理论空气量V0之比。过量空气系数直接影响排烟热损失q2、化学不 (或可燃气体未) 完全燃烧热损失q3、机械不完全燃烧热损失q4。当炉膛出口过量空气系数α"l增加时, q2+q3+q4先减少后增加, 有一个最小值, 与此最小值对应的空气系数称为最佳过量空气系数。以300MW锅炉为例进行分析, 完成对锅炉的优化运行问题。
(二) 问题。
一是确定锅炉运行的最佳过量空气系数。二是给出锅炉效率与过量空气系数的关系。三是研究锅炉的运行参数对锅炉效率的影响。四是探讨锅炉的优化运行方法。
二、问题分析
针对问题一, 题目要求确定锅炉的最佳过量空气系数, 我们采用了燃烧方程公式, 先求取不同机组负荷下的氧气含氧量的平均值, 再运用燃烧方程公式, 求出最佳过量空气系数。
针对问题二, 需要探究锅炉效率和过量空气系数的关系, 这里我们可以根据反平衡计算锅炉效率:
针对问题三, 需要研究锅炉的运行参数对锅炉效率的影响。由于参数较多, 这里研究主要参数。
针对问题四, 为了进一步提高锅炉的运行效率, 首先分析了影响锅炉运行效率的因素, 再结合给出的数据和问题二和三, 得出相应的一个锅炉运行的优化方案。
三、模型假设
一是实测数据真实无错误。二是对于各个机组负荷下的测试, 锅炉正常运行。三是忽略过量空气系数对化学不完全燃烧损失影响。四是在实测时间段内, 没有出现电网改造等大规模影响火力电场发电的事件。
四、问题一模型的建立与求解
问题一:确定锅炉运行的最佳过量空气系数。
(一) 过量空气系数。
在锅炉的实际运行中, 为使燃料燃尽, 实际供给的空气量总是要大于理论空气量, 超过的部分称为过量空气量, 过量空气系数是指实际空气量V与理论空气量V0之比。对于过量空气系数的求解, 我们采用的是燃烧方程公式:
(二) 最佳过量空气系数取值预测。
本题以300MW锅炉为例分析, 测试了锅炉在4种不同机组负荷下的运行状态及其运行主要参数。小组通过求解4种情况下的过量空气系数, 以及查阅相关的论文研究, 对该锅炉的最佳过量空气系数进行预测。
1. 模型的建立。
2. 模型的求解。
应用Lingo软件, 编写相应的代码程序, 求解得到, Wo2=5.7525, α=1.377274963109, 取近似值α=1.38。根据相关材料数据, 小组预测, 该锅炉的最佳过量空气系数在1.3~1.4之间。
(三) 过量空气系数与热量损失的关系。
1. α与排烟热损失q2的关系。
排烟热损失q2是由于锅炉排烟带走了一部分热量造成的热损失, 其大小与烟气量、排烟与基准温度、烟气中水蒸汽的显热有关。
式中:tpy———排烟空气温度, ℃;tk———冷空气温度, ℃。可以看出:在保证燃料完全燃烧的情况下, 为了得到较低的排烟温度, 应尽可能地减小α, 以减少q2损失, 提高锅炉地热效率。
2. α与化学不完全燃烧热损失q3的关系。
化学不完全燃烧热损失q3是由于烟气中含有可燃气体CO造成的热损失, 主要受燃料性质、过量空气系数、炉内温度和空气动力状况等影响。本题中, 由于过量空气系数对化学不完全燃烧热损失影响较小, 故可视为常数处理。
3. α与机械未完全燃烧热损失q4的关系。
机械未完全燃烧热损失q4主要是由锅炉烟气带走的飞灰和炉底放出的炉渣中含有未参加燃烧的碳所造成的, 取决于燃料性质和运行人员的操作水平。
不难看出:当α增加时, q2增加的速率大于α增加速率, 这时q4反而减少。当α过大时, 在排烟温度不高的情况下, q2增加的速率减小时, q4也会增大。
(四) 最佳过量空气系数α。
如图1, 可见:当炉膛出口过量空气系数α"l增加时, q2+q3+q4先减少后增加, 有一个最小值, 与此最小值对应的空气系数称为最佳过量空气系数。从 (1) 和 (2) 中可以看出α与反平衡热效率ηgl的关系。由于q2+q3+q4之和占全热损失的80%左右, 因此可以认为:当q2+q3+q4最小时, 即是锅炉运行中的最佳过量空气系数。
由于q3是常量, 因此我们这里只讨论q2+q4的情况, 显然, 当q2+q4最小时, 即是锅炉运行中的最佳过量空气系数。
联合公式 (1) 和 (2) 得:
即α=4时, q2+q3的值取得最小, 那么式 (3) 所求出的α就是最佳过量空气系数。
五、问题二模型的建立与求解
问题二:给出锅炉效率与过量空气系数的关系。
(一) 反平衡法计算锅炉效率。目前, 电厂锅炉大都采用反平衡法计算锅炉效率, 即:
q1、排烟热损失q2、化学不 (或可燃气体未) 完全燃烧热损失q3、机械 (或固体) 不完全燃烧热损失q4、散热损失q5和灰渣物理热损失q6。
(二) 过量空气系数与各个热损失的关系。
q3=C (常量)
式中, De———锅炉的额定负荷, t/h;D———锅炉的实际负荷, t/h。
(三) 锅炉效率与过量空气系数关系。
六、结果及其分析
(一) 电站锅炉运行参数的静态特性分析。
不同负荷下的锅炉效率和燃烧效率不同。锅炉效率是锅炉运行的热经济性指标。《电站锅炉性能试验规程GB10184-88》中锅炉热效率的正平衡法定义为:锅炉效率ηb等于锅炉输出热量与锅炉输入热量的比值, 即:
式中:Q1———单位时间内锅炉有效利用热, k J/kg;QR———每千克燃烧输入热量, k J/kg。
由于计算锅炉有效利用热量难度大且计算不准确, 因此锅炉设计或热效率试验时常用反平衡法, 即:
式中:q2———排烟热损失百分率, %;q3———可燃气体未完全燃烧热损失百分率, %;q4———固体未完全燃烧热损失, %;q5———锅炉散热损失百分率, %;q6———灰渣物理热损失百分率, %。q2、q5、q6表示燃料燃烧放出的热量中以各种形式逸离锅炉而造成的损失。
q3和q4则表示进入锅炉的燃料因没有燃烧、放出热量而造成的损失。反映燃烧的完全程度常用燃烧效率ηr来表示:
在不同负荷下锅炉效率是不同的, 负荷越高, 锅炉效率越高, 但超过某一个负荷 (经济负荷) , 锅炉效率和燃烧效率都会下降。原因是在低于经济负荷时, 随着燃煤量的增大, 空气量增大, 炉膛平均温度越高, 煤粉燃烧越完全, 物理和化学热损越小;锅炉负荷超过经济负荷时, 虽然炉膛温度更高, 但由于炉膛中空气流速加快, 煤粉在炉膛中停留时间变短, 造成的物理和化学不完全燃烧损失大, 导致锅炉效率和燃烧效率的下降。
(二) 能量损失分析。
由锅炉效率的反平衡计算方法可知锅炉各项损失越大, 锅炉效率越低。因此, 降低各项锅炉损失有利于提高锅炉运行经济性。
(三) 排烟温度对锅炉效率的影响。
排烟温度是电站锅炉运行参数中最重要的参数之一。排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项, 排烟热损失占所有损失中的80%以上。排烟温度过高会威胁到锅炉运行的安全性。目前电站锅炉排烟温度基本控制在110~160℃。随着排烟温度的上升, 排烟热损失增加, 导致锅炉效率的降低和供电煤耗率的升高。
由炉膛出口烟温的经验计算公式可知随着负荷的增加, 燃煤量增大, 炉膛出口烟温也随之升高。随着炉膛出口烟温的升高, 锅炉的排烟温度也会随之升高。随着负荷的升高, 进入炉膛的煤粉量增大, 由于炉膛体积不变, 炉膛容积热负荷增大, 炉膛内平均温度升高。
(四) 飞灰含碳量对供电煤耗率的影响。
如图2, 图3所示
由图中可以看出随着飞灰含碳量的升高, 锅炉效率不断降低。
(五) 锅炉的优化运行方法。
1. 运行优化的原理。
运行优化需要将发电的各个环节都进行优化, 使整个系统处于最优状态下运行。对于锅炉设备, 其工作过程主要是燃烧过程和传热过程两个过程。目前电厂普遍采用的运行方式为基于假想煤质的运行方式。运行人员根据单一的煤质分析数据, 决定各种负荷下的运行参数, 然后把燃烧结果作为反馈, 进行燃烧输入如燃煤量和风量等参数的调节。这样必然会带来偏差, 使运行人员的工作量加大, 还存在故障隐患。要解决这个问题, 需要对燃用煤质进行实时在线监测, 制定合理的运行参数, 才能真正实现运行优化。
2. 运行优化的前提。
要求锅炉机组具备以下条件:一是机组为现代化单元制机组。二是机组热力系统具有良好的严密性, 泄漏量小于0.7%。三是燃料的偏差要小, 与年统计煤质相比, 发热量偏差小于2倍的标准差。四是运行测量、指示仪表均正确、完好。五是控制系统设备正常, 自动均能投用。
3. 影响锅炉效率的主要因素。
影响锅炉效率的因素有很多, 为提高机组效率, 就锅炉而言, 一方面应通过调整运行方式尽量减少各种损失;另一方面则应提高蒸汽参数, 减少减温水量和排污量。在所有损失中, 排烟热损失和未完全燃烧热损失占主要损失, 因此有效地减少这些损失, 能提高锅炉效率。
4. 影响排烟热损失的因素。
一是漏风。漏风是指炉膛漏风、制粉系统漏风和烟道漏风等。漏风直接导致排烟热损失增加, 实践证明, 炉膛漏风系数每增加0.1, 排烟温度将随之增加3~8℃, 排烟热损失将增加0.2%~0.4%。二是受热面积灰和结渣。受热面积灰和结渣主要包括空预器堵灰、炉膛和烟道积灰等。三是外界因素。影响排烟温度的外界因素主要是环境温度 (即空预器入口温度) 和入炉煤的成分。煤质是影响排烟温度的最大因素, 煤成分的变化将使炉膛的燃烧工况发生变化, 当入炉煤的煤质变差, 发热量低于设计值时将使给煤量和烟气量增加, 最终使排烟热损失增大。
5. 锅炉运行方式的优化调整。
一是降低排烟热损失, 控制漏风。二是防止空预器堵灰。三是减少未完全燃烧热损失。四是延长燃烧时间。
七、模型评价
(一) 模型的优点。
一是基于不同的依据建立预测模型, 根据模型具体的特点, 提高了预测结果的可靠性;二是模型都经过Lingo编程检验, 有其严密性以及准确性;三是了解各个模型的优点, 预测出了更加精确的结果。
(二) 模型的缺点。
本次模型的建立未考虑到各种外部因素的影响, 对于突发的某些情况不能有很好的预测性。模型的建立还不够完善和具体, 在以后的应用中须加以改进。
参考文献
[1] .施易昌.通过控制过量空气系数提高注汽锅炉效率[J].管道技术及设备, 2004
优化给水流程提高锅炉效率 篇8
1 问题的提出
近几年来, 该企业开展节能降耗活动, 采取了一系列技术改造措施, 收效颇为明显。例如, 该锅炉房针对用户生产用汽的需求, 合理调节燃烧工况, 而现实情况却是, 生产用汽负荷经常在 (2-4) t/h之间, 使用一台炉子满负荷运行应该有富余量, 但实际情况并非如此, 经过多年运行数据的统计, 分析得出以下结论:在除氧器正常工作的情况下, 除氧器本身耗汽量约占锅炉总产汽量的10%左右。这就是说, 锅炉若产生4t蒸汽, 首先除氧器要消耗掉0.4t蒸汽, 然后才能将剩余的蒸汽向外供应。由于除氧器属于锅炉房范围内设备, 所以, 通常将除氧器的耗汽称作“自用汽”。那么, 如果能将“自用汽”降低, 相应地就增大了外供汽量。
2 可行性分析
较大的工业锅炉通常在后部烟道内都布置有铸铁式省煤器 (或钢管式省煤器) , 一般工业蒸汽锅炉的给水流程是:软化水箱→软水泵→除氧器→除氧水箱→给水泵→省煤器→锅炉。
进入锅炉的给水必须经过除氧处理。大多数锅炉都配有大气式热力除氧器, 要求软化水在进入除氧器的时候, 通过新鲜蒸汽加热软化水, 使水温度达到 (102-105) ℃时才能将水中的氧气析出, 以满足锅炉给水中对溶解氧指标的要求。
另外, 工业锅炉所用的铸铁省煤器属于非沸腾式, 按规程要求, 省煤器出口水温应低于饱和温度 (40-50) ℃, 否则会引起沸腾和发生水击故障。但是, 由于工业锅炉运行压力较低, 按上述要求运行有一定的困难, 例如, 该锅炉房锅炉压力通常为 (0.6-0.8) MPa, 其饱和温度为 (164-174) ℃, 所以运行中允许省煤器出口水温最高为 (120-130) ℃。试想把 (102-105) ℃的水送入省煤器去加热, 给水只能在省煤器内加热提高 (20-30) ℃, 如果用热负荷大, 运行起来还比较正常;但若在用热负荷小的情况下运行, 司炉工就得关小给水阀门, 势必容易发生超温现象。这样的给水工艺流程, 需要经常监视出口水温情况, 并且经常要使用循环阀门进行水量调整 (即让水通过省煤器循环到除氧水箱中去) , 有时还因循环水量过大而引起除氧水箱内水的温度过高, 又被迫把热水放掉一部分而白白地浪费掉能量。
综合上述情况, 对传统的给水工艺流程有必要进行改造, 改造后的给水流程改变为:软化水箱→软水泵→省煤器→除氧器→除氧水箱→给水泵→锅炉。
新的给水流程把省煤器从锅炉的水泵压力系统中分隔出来, 另外形成低压系统, 对省煤器的安全运行更有保障。同时, 让低温软化水直接进入省煤器预热, 由于温差较大, 能有效利用烟气余热提高给水温度, 降低排烟温度。另外, 新的给水流程更能节约除氧器的蒸汽耗用量, 因为锅炉给水首先在省煤器内预热到 (70-90) ℃之后, 加热除氧器内软化水的蒸汽用量将会大大减少, 这样势必提高了锅炉外输送蒸汽的能力, 也就是说增大了锅炉的有效出力。
不久前我们按上述方案对该锅炉房的锅炉给水管道进行了改造。给水实现了新的流程:“软化水先经过省煤器预热, 然后再流入除氧器”, 这样, 控制“自用汽”消耗的阀门开度开的很小, 操控更加简化。
需要说明的是, 改造后的给水流程不适合于钢管式省煤器, 只适用于铸铁式省煤器, 其原因是软化水在省煤器内加热后, 水中的部分溶解氧要析出来对金属产生腐蚀, 由于铸铁式省煤器本身具有耐腐蚀性, 壁厚又在10mm以上, 所以铸铁式省煤器长期使用该系统应该不会有什么问题。同时, 对省煤器出口至除氧器入口的这一段管道也要加强防腐措施。
3 效果总结
煤粉锅炉SCR工艺参数优化 篇9
随着我国经济的发展,环境恶化问题越来越受到人们的关注,而NOx是一种受到极大关注的污染物,因此降低NOx排放是现阶段重点研究的方向[1]。火力发电厂是主要的NOx排放源,烟气脱硝是我国环保政策的要求,也是火电机组NOx控制排放的必要选择。
烟气脱硝技术是在燃烧后对NOx加以处理,烟气脱硝在各燃煤电站运用的较为普及,已现实应用在电厂的烟气脱硝技术主要有SCR、SNCR及SCR/SNCR结合技术[2]。其中,SCR技术由于具有运行相对平稳、氨逃逸率较低、SCR技术脱硝效率可到达80%~90%等优点而得以推广应用,是全国最为成熟的一种烟气脱硝技术[3]。我国在建的燃煤电厂机组普遍配套建设有SCR脱硝系统或者在现场预留有SCR脱硝系统建设空地。
杨建国[4]等通过燃烧优化调整及SCR脱硝系统运行调整,简要分析了运行工艺参数对氨逃逸率的影响。高岩[5]等通过试验台测定了SCR催化剂活性,分析了空速、催化剂用量、温度、氨氮比、入口NOx浓度等因素对催化剂活性的影响。咸士龙[6,7,8]等对660MW煤粉锅炉脱硝工艺选择以及控制系统进行了相关分析和研究。但煤粉锅炉SCR系统运行影响脱硝效率的因素以及工艺参数优化方面的相关研究还较少。
以某电厂660MW燃煤电站脱硝系统为研究对象,分析影响其脱硝效率的主要因素,找到该SCR脱硝系统运行的最佳工况参数,为已运行电厂脱硝系统改造优化提供借鉴思路。
1 SCR脱硝工艺及影响因素
1.1 脱硝工艺
SCR脱硝装置一般在省煤器出口和空气预热器进口中间位置,还原反应温度合适,但是对催化剂的磨损和堵塞影响较严重[9]。此外,在副反应阶段生成的NH4HSO4与(NH4)2SO4,也会较大程度地腐蚀空气预热器。氨的逃逸率控制在3~5μL/L以下。燃煤电站SCR脱硝装置的工艺流程如图1所示。
1.2 影响因素
1)反应温度。
在一定的反应温度区域内,NOx催化还原反应顺畅。当温度比SCR装置所需反应温度小时,NOx反应速度变小,氨逃逸量变大;当温度比SCR装置所需反应温度大时,N2O产生量变大,以及会导致催化剂失活和烧结。烟气构成和催化剂化学成分决定了SCR装置的实际最佳操作温度。一般情况下使用的SCR催化剂的实际最佳操作温度为300~400℃。
2)空速。
反应物在反应装置中的停留时间长短通常用空速大小来反映[10]。当反应物在脱硝装置中空速越小时,停留时间也就越长,脱硝效率也就越高,反之亦然。此外,温度也在一定程度上影响着SCR所需停留时间,当操作温度与最佳温度相接近时,停留时间较短,空速变大。
3)氨氮比。
按照化学反应方程式,脱除1mol的NO同时耗掉1mol的NH3。当NH3/NO小于1时,NOx的脱除速率与NH3的浓度成正线性关系。相反,当NH3/NO大于或等于1时,NOx的脱除速度与NH3的浓度基本没有关系,当NH3/NO约为1时NOx脱除效率能到95%以上。
4)氧气含量。
当排放烟气的氧含量超过定值后,由尿素溶液喷进炉膛并热解而产生的NH3不但与NOx发生还原反应,还会被烟气中的O2氧化,致使热解产生的NH3被氧化以至于丧失继续脱硝的功能。这样,参与脱硝反应的NH3只是热解产生的一部分,在其他条件不变的情况下,参与脱硝反应的NH3的量就减少了,脱硝效率也就降低了。
5)催化剂。
催化剂是在SCR脱硝系统中,在一定温度条件下使得排放烟气中的NOx与还原剂发生还原反应的物质,选择一种合适良好的催化剂是SCR烟气脱硝技术的关键[11]。催化剂是SCR烟气脱硝装置的重要组成,是SCR烟气脱硝装置的脱硝效率和经济性的主要影响因素。
2 脱硝工艺参数优化
2.1 电厂简介
以某电厂660MW燃煤发电机组煤粉锅炉作为研究对象,锅炉是由上海锅炉厂生产的SG-2080/25.4MXXX型超临界参数变压运行直流锅炉,该锅炉的燃烧方式是从美国进口的低NOx切向燃烧技术,设计和校核煤种均为神华混合烟煤。降低挥发分氮转化成NOx是低NOx燃烧系统设计的主要目标,达到降低NOx排放浓度的目的。锅炉主要设计参数如表1、表2所示。
2.2 试验分析
试验以某电站煤粉锅炉为研究对象,锅炉采用低NOx燃烧技术与SCR烟气脱硝技术。整个试验首先采集该电厂脱硝系统的运行数据,然后对采集来的数据通过计算得出脱硝效率,最后分析数据绘制曲线图并得出结论。
脱硝效率η为:
式中:CNOXR—折算至标准状态、干基、6%的O2下的未喷氨时烟气中NOx浓度;CNOXC—折算至标准状态、干基、6%的O2下的喷氨时烟气中NOx浓度。
在试验过程中通过采集反应温度、空速(停留时间)、氧含量以及氨氮比等主要影响因素的相关数据,分析不同条件下,各因素对脱硝效率变化的影响。为取得单一影响因素的试验效果,各试验过程中选取相同工况,针对需要测试变量进行调整。SCR反应塔中烟气基本工况如表3所示。
2.3 结果分析
1)温度对脱硝效率的影响。
为了分析反应温度对脱硝效率的影响,试验全程使SCR脱硝装置反应温度在300~400℃变化,其他前提根据表3中基本工况为准,试验结果如图2所示。
由图2可以看出,温度对脱硝效率的影响较为明显,在测试的温度区间内,SCR脱硝效率跟随温度的增大,呈先增大后趋于平缓的趋向。当温度增加到280~310℃时,由于在此条件下,催化剂参与反应速度变快,脱硝效率也随即变大。当温度继续增长超过310℃时,催化剂参与反应速度变化不再明显,脱硝效率也不再提高。在温度处于310~350℃时脱硝效率实现最大值。所以,在SCR运行装置中最合理的温度应该在320℃上下。
2)空速对脱硝效率的影响。
脱硝过程是气体流经固体表面发生化学反应的过程,影响其反应水平的主要因素有烟气与催化剂的接触时长、脱硝反应是否完全进行。而烟气与SCR催化剂接触时长主要决定于空速以及催化剂体积。空速越大,烟气在催化剂内停留时间就越少,即反应作用时间越短,脱硝效率越低。在排放烟气流量一定的前提下,增大催化剂体积才能达到降低空速的目的,因此在选择合理空速时应该对脱硝效率和催化剂用量同时进行衡量。现有已运行或者在建的SCR脱硝系统中空速一般为4000h-1上下。
空速对脱硝效率的影响如图3所示。试验全程使空速在2000~10000h-1的区间内变化,其他前提根据表3中基本工况为准。
由图3可以看出,当空速变大即停留时间变小时,总体来看,脱硝效率呈现下降的趋势。虽然总体下降,但在一定空速变化区间内催化剂具备较高活性并且较为稳定。空速在2000~6000h-1时,脱硝效率均比80%高。此空速变化区间内,空速变大,脱硝效率几乎没有变化;空速继续增大超过6000h-1时,脱硝效率开始逐渐减小,之后空速增至8000h-1时,脱硝效率降至68%。由此能够获得空速的最佳值应该在2000~6000h-1变化区间内。
3)氨氮比对脱硝效率的影响。
氨氮比是NH3与NOx的摩尔比。在理想情况下氨氮比取1∶1,然而在实际的SCR装置运行过程中,随着机组运行情况的不同,氨气注入量需随时进行调节。若是氨氮比太小则会造成脱硝反应过程中还原剂供给不足,NOx脱除不完全;若是氨氮比过大则会造成氨逃逸量增长,逸出的NH3会与烟气中的SO2(SO3)、H2O反应形成NH4HSO3,会造成催化剂的微孔构造堵塞,减小反应过程中催化剂接触表面积,最后使得催化剂活性变低,而且所导致的失活也是不能逆转的。此过程中形成的化合物还会吸附烟气中的飞灰,导致空气预热器堵塞,并会腐蚀尾部烟道。
文中通过体积流量计对NH3的投入量进行控制,获得在不同氨氮比下的脱硝效率,进而确定最合理的氨氮比取值。试验过程中控制氨氮比在0.2~1.6的范围内变化,其他条件采用表3所示的基本工况。试验结果如图4所示。
从图4中能够看出,NH3注入量上升,脱硝效率呈先快速增长后基本不变的趋势。在脱硝装置中氨氮比小于1时,随着氨氮比的提升脱硝效率逐渐变大。氨氮比在1.2时,脱硝效率能够增长到81%,直到氨氮比超过1.2时,脱硝效率几乎不再变化。由于继续提高氨氮比会导致氨逸出量的变大,故继续提高氨氮比会提升运行成本。因此,最佳氨氮比是1.2。
4)氧气含量对脱硝效率的影响。
氧气含量对脱硝效率的关系曲线如图5所示。
由图5分析知道,一定条件内氧气含量对脱硝效率有较大作用。在5.5%~5.6%范围内,随着氧气含量的增加,脱硝效率逐渐变大,增大到5.61%时,效率提升到最佳值81.32%,随后脱硝效率随着氧气含量的继续增加而变小。所以,氧气含量最佳值为5.61%。
5)催化剂对脱硝效率的影响。
该电厂燃煤机组使用耐磨型陶瓷纤维板蜂窝式催化剂,其成分是Ti-V-W高温氧化钛基催化剂,它以活性Ti O2为载体,同时添加V2O5金属氧化物来增加其活性。催化剂中V2O5要适量,V2O5的浓度越大催化剂活性越高,但当V2O5的浓度上升超过2%后,SO2向SO3转化率变大,即硫化物含量增加。为了抑制SO2的转化率,需要添加一定量的WO3。V2O5浓度对其性能影响较大,V2O5浓度越高,脱除效率也越高,原因是当V2O5浓度在1.4%~4.5%时,V2O5可以呈等轴聚合的基本形式均匀分布在Ti O2载体上,催化剂活性较高;当V2O5浓度大于6.5%后,脱硝效率逐渐下降,原因是V2O5在Ti O2载体上形成V2O5结晶区,抑制了催化剂的活性。
3 结语
1)在使用SCR烟气脱硝的过程中,脱硝效率随温度增大呈先快速上升后趋于平缓;随空速增大呈先不变后下降;随氨氮比增大呈先快速增长后基本不变;随氧含量的增加呈先上升后下降的趋势。因此,特别要看重脱硝系统的运行温度、空速、氨氮比、氧气含量的合理选择,注重催化剂的选择及活性的变化,只有这样才会使脱硝装置经济有效的发挥其作用。
2)以某电厂660MW燃煤发电机组煤粉锅炉作为研究对象,通过对该电厂燃煤锅炉的SCR脱硝的运行数据进行分析,得到其烟气脱硝的最佳工况为:反应温度320℃左右,空速2000~6000h-1,氨氮比为1.2,氧含量为5.61%,此工况下,脱硝效率能够达到82%。可为燃煤发电厂的污染物净化系统提供一些参考性建议。
参考文献
[1]武宝会,崔利.火电厂SCR烟气脱硝控制方式及其优化[J].热力发电,2013,42(10):123-126,133.
[2]李明.锅炉脱硝系统改造分析[J].节能,2013,32(5)31-34.
[3]安晓玲.SCR法烟气脱硝技术的数值模拟[D].保定:华北电力大学,2009.
[4]杨建国,胡劲逸,赵虹,等.660MW超超临界机组运行方式对SCR系统氨逃逸率的影响[J].动力工程学报,2015,35(6):53-57.
[5]高岩,栾涛,程凯,等.选择性催化还原蜂窝状催化剂工业试验研究[J].中国电机工程学报,2011,31(35):21-28.
[6]咸士龙.660MW机组烟气脱硝控制系统分析及应用[D].北京:华北电力大学,2014.
[7]韩磊磊.沧东电厂四号机组脱硝工艺选择及运行分析[D].保定:华北电力大学,2013.
[8]王瑜.SCR法烟气脱硝系统在660MW火电机组中的应用[D].北京:华北电力大学,2013.
[9]刘景新,王明庭,崔健,等.唐山市发电锅炉脱硫脱硝现状及改进技术研究[J].节能,2016,(2):74-77.
[10]赵晓军,孙记.锦州热电SCR脱硝效率影响因素的试验研究[J].华北电力技术,2011,(6):18-21.
长海#2锅炉燃烧优化调整分析 篇10
2011年, 为响应国家“节能减排”政策号召, 我公司委托武汉华是能源环境工程有限公司对#2锅炉整组燃烧器进行重新设计及整组更换, 将原燃水煤浆/轻油燃烧器更换为燃水煤浆、 燃煤/等离子点火组合型燃烧器, 使改造后的燃烧器实现煤粉无油点火功能。为提高锅炉运行稳定性, 2012年进行制粉系统的技改, 新增1台双进双出钢球磨直吹制粉系统。由于是供热机组, 锅炉负荷受用户影响较大, 多在410~430t/h之间运行, 为摸索出#2炉在420t/h负荷附近安全、稳定、经济、环保最优运行水平工况, 对锅炉的烟温特性、汽温特性、锅炉目前的运行方式以及存在的问题做了分析, 通过燃烧工况的优化调整, 提高了锅炉效率, 降低了三大风机的耗电量, 降低了NOx排放浓度, 提高了锅炉的整体经济性。
1设备概述
我公司#2机组670t/h炉配75 MW调整抽汽压汽轮发电机, 是本地工业园区配套的供热机组, 于2007年开始建设, 2009年建成投产。#2锅炉本体是由武汉锅炉厂设计制造的高温高压燃水煤浆锅炉, 2011年对整组燃烧器进行改造, 采用水煤浆/煤粉专用直流式燃烧器, 燃烧器采用大切角、四角切圆、 直流式燃烧器, 乏气送粉。燃烧器布置2层SOFA结构, 其中H-SOFA与L-SOFA间隔3 000mm, L-SOFA与燃烧器最上层一次风喷口间隔3 000 mm。燃烧器布置有6层一次风喷口。 燃烧器一次风喷口从上到下依次为:水煤浆—煤粉—煤粉—水煤浆—煤粉—等离子。在燃烧器顶部设有2层OFA风和2组独立的SOFA风, OFA风反切13.5°, SOFA结构独立设计可以实现上下左右自由摆动, 每个二次风进口都采用独立风门调节。原燃烧器2只点火油枪和1只助燃油枪均保留。保证炉膛燃烧火焰中心不变, 在水煤浆紧缺的情况下4层煤粉燃烧器可以实现煤粉满负荷燃烧;经2012年制粉系统改造后, 新增1台双进双出钢球磨直吹系统分别接入A层和B层, 邻近#10、 #12炉的粉仓送粉分别接入D层和E层, 水煤浆喷枪分别接入C层和F层。
2锅炉燃烧工况优化调整
整个优化运行调整过程燃用同一煤种以及在负荷不变的工况下进行最优燃烧调整运行试验。
2.1煤粉细度优化调整
双进双出球磨机下层分离器开度在70%, 上层分离器开度分别在30%和50%对煤粉细度影响差别较大, 在磨煤机出力超过56t/h工况下, 考虑到当前今后煤种的适应性, 同时结合燃烧工况的灰渣可燃物结果, 最后将上层分离器折向门挡板设在30%的开度。
2.2变氧量 (总风量) 工况优化调整
试验在420t/h负荷附近锅炉进行了运行氧量的工况调整。分别采取小氧量3.29%、中氧量4.53%、大氧量5.36%这3个点进行测试。从测试结果看, 在变氧量调整工况下, 飞灰可燃物均维持在一定水平, CO含量也较少, 说明炉内燃烧比较完全, 因此氧量的变化对未燃尽碳热损失的影响不大, 而采取降低氧量的措施, 会使排烟热损失有不同程度的降低。所以在保证煤粉及水煤浆燃尽的条件下, 采用低氧量运行, 可使锅炉的效率有不同程度的提高。采用低氧量运行对NOx排放浓度的降低也有明显的效果, 各调整工况中, 氧量降低0.8~1个百分点, NOx排放浓度降低约10mg/Nm3, 由于新型燃烧器在NOx控制方面已经相当优秀, 所以氧量的变化对NOx排放浓度的影响幅度有限。低氧量运行对降低送、引风机的电耗有一定效果。低氧量运行会使总风量减少, 从而降低风机电耗。从测试数据可知, 运行氧量降低1个百分点, 风机总电流约降低8 A左右。
综合考虑, 在保证煤粉和水煤浆燃尽及锅炉安全运行的前提下, 锅炉可采用相对较低的氧量运行, 420t/h负荷下运行氧量值约3.0%左右。
2.3 SOFA风门开度优化调整
辅助风风量沿炉膛高度方向上的分配变化会对炉内燃烧带来一定影响, 优化调整在保持总风量不变的前提下, 通过改变锅炉的SOFA风的风门开度来进行辅助风的配风优化调整, 监测不同配风方式下的飞灰、排烟温度、汽温以及NOx排放浓度等参数。由于SOFA风占整个二次风的比例相对较大, 所以改变SOFA风配比对飞灰可燃物、底渣可燃物、NOx排放浓度以及炉效有较大的影响。当SOFA风上2层全关下4层全开时, SOFA风比例相对增加, 主燃烧器区域配风比例相对减少, 锅炉分级燃烧效果增强, NOx排放浓度减少, 与SOFA风上4层关下2层开时的工况相比, NOx排放浓度降低了10mg/Nm3左右。但SOFA风比例增加, 会使主燃烧区域极度缺氧, 造成较大颗粒的煤粉燃烧不完全, 底渣含碳量较高;同时, SOFA风比例增加也会使火焰中心抬高, 主燃烧区域燃烧减弱, 影响锅炉低负荷的稳燃性, 而且会导致过热器超负荷运行, 喷水量增加, 影响锅炉效率。
综合考虑, 在420t/h左右负荷下, 建议将SOFA风上3层全关, 下2层全开, 中间层开50%, 这样不仅对NOx排放浓度影响较小, 而且会降低排烟热损失和未燃碳损失, 大大提高锅炉效率。
2.4 OFA风门开度优化调整
燃烧器布置2层OFA燃烬风, 位于L-SOFA层的下部, OFA风反切13.5°, OFA燃烬风的开度可以在DCS上调节OFA燃烬风既可以有效降低NOx的生成, 也可以对炉膛出口烟温进行调节。但由于OFA燃烬风比例较低、反切角度小, 因此, 消旋效果没有SOFA风好, 对烟温的调节也没有SOFA风明显。
优化调整是在保持总风量不变的前提下, 通过改变OFA燃烬风的风门开度来进行辅助风的配风试验。通过试验, 监测不同配风方式下的飞灰含碳量、底渣含碳量、排烟温度、汽温以及NOx排放浓度等参数, 用于综合分析OFA燃烬风配风方式对锅炉经济性以及环保指标的影响。考虑到燃烧器上部燃烬风的比例已经较大, 故只对上层OFA燃烬风进行调整。当上层OFA燃烬风从10%开到75%时, 炉膛烟温偏差由122.5 ℃ 降低到90.2 ℃, 相应地, 各级过热器的汽温偏差也得到有效改善, 减温水量有所降低。当上层OFA燃烬风4个角的开度分别为40%、40%、40%和42%时, 烟温偏差进一步降低, 汽温特性得到进一步的改善。上层OFA燃烬风调整后, 排烟热损失和未燃碳损失在一定程度上有所增加, 这是因为煤质变差的缘故。改变OFA燃烬风风门开度对飞灰可燃物、底渣可燃物以及炉效的影响较小。
2.5 A、B层周界风风门开度调整试验
周界风开度对锅炉燃烧及其运行性能的影响, 试验在保持总风量不变的前提下, 通过改变A、B层的周界风风门开度进行试验, 以监测不同周界风开度下相关参数的变化。
由于周界风占整个二次风的比例相对较小, 所以改变SOFA风配比周界风的开度对飞灰可燃物、底渣可燃物、NOx排放浓度以及炉效的影响很小。当A、B下周界风的挡板开度从10%增加到50%时, 锅炉的蒸汽特性变化不大, 飞灰和炉渣的可燃物含量也比较稳定, 但NOx的排放浓度却增加较多, 从调整前的259.3mg/Nm3增加到288.3mg/Nm3。
综合考虑, 在保证炉内稳燃的基础上, A、B下周界风的挡板开度应在30%左右, 从而使锅炉能够更加环保的运行。
2.6组合工况优化调整
通过变氧量和变SOFA风风门开度等单因素优化调整试验和其他一系列变辅助风门开度调整试验, 在对锅炉实际运行状况有了较充分了解后, 通过分析运行方式中存在的问题, 在420t/h负荷下对锅炉进行了最优运行组合工况优化调整。
3燃烧优化调整的效果
锅炉燃烧优化调整试验前后经济指标对比如表1所示。
(1) 锅炉效率得到大幅提高, 由优化前的90.98% 提高到92.05%。
(2) 通过辅助风配风的调整, 炉膛烟温偏差得到有效控制左右侧烟温偏差由优化前的80 ℃减小到20 ℃以内。
(3) 由于燃烧中心下移, 加上炉膛烟温偏差得到有效控制汽水侧偏差大为改善, 减温水量也大幅减少, 由优化前的8t/h左右, 降低到2t/h左右。
(4) NOx的排放浓度降低, 一般在220~280 mg/m3范围内, 通过降低运行氧量以及合理的配风, 进一步降低热力型NOx的生成, 优化后工况将NOx排放浓度控制在270mg/m3左右, 比优化前306 mg/m3有较大幅度降低。420t/h负荷工况下完全可以将NOx排放浓度控制在250mg/m3左右。
(5) #2炉调整前存在着运行氧量过高、风机出力大的问题, 通过优化调整, 将运行氧量控制在3.0%~3.5%, 大幅降低了风机电耗。优化后的工况, 在锅炉出力比优化前工况大约13t/h的情况下, 送、引、一次风机总电流仍然降低了约40A, 若按照年5 000h上网电价0.45元/kW·h计算, 仅1台机组风机电耗此项下降便可获得约40万元的经济效益。
4结语
#2炉的技术改造达到了设计要求, 通过优化燃烧组合工况调整摸索出锅炉及其辅机安全、高效、低电耗, 同时兼顾NOx排放特性的最优运行方式, 确定了锅炉在420t/h负荷左右能够达到最优运行水平的燃烧工况。
参考文献
[1]吕玉坤, 彭鑫.300MW燃煤锅炉NOx排放特性试验研究[J].华北电力大学学报:自然科学版, 2010 (5)
[2]孙科, 曹定华, 刘海洋.600MW超临界机组锅炉燃烧调整试验研究[J].电站系统工程, 2011 (2)
[3]岳峻峰, 高远, 黄磊, 等.600 MW超临界旋流燃烧器锅炉优化运行研究[J].电站系统工程, 2010 (3)
锅炉优化 篇11
关键词：CFB锅炉；脱硫；工艺优化
中图分类号：TK227 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）29-0175-02
循环流化床燃烧是一种在炉内使高温运动的烟气与其所携带的湍流扰动极强的固体颗粒密切接触，并具有大量颗粒返混的流态化燃烧反应过程；在炉外分离设备将绝大部分高温固体颗粒同步捕集，并将它们送回炉膛继续参与燃烧。
该燃烧技术具有分级燃烧有效降低NOx排放、低成本脱硫、煤种适应性强、灰渣易于综合利用、负荷调节范围大、燃烧稳定等特点。炉内喷钙脱硫与煤粉燃烧锅炉尾部烟气脱硫技术相比，在脱硫经济性、脱硫能力上占有优势。
1 循环流化床锅炉脱硫机理
循环流化床锅炉通过向炉内添加石灰石控制SO2排放。其在炉内的脱硫反应过程一般分为两步：
第一步，CaCO3的煅烧反应，即石灰石在高温下分解生成CaO和CO2。
化学方程式：CaCO3→CaO + CO2 （煅烧反应）
第二步，煅烧生成的多孔状CaO在氧化性气氛中遇到SO2就会发生化合反应生成CaSO4。化学反应方程式：CaO+ SO2+1/2O2→ CaSO4（化合反应）
石灰石煅烧及化合反应过程中微观结构发生改变，如图1所示。
2 循环流化床锅炉炉内脱硫的影响因素
2.1 燃料和石灰石粒径的影响
循环流化床锅炉对燃料和石灰石粒度及粒径分布有严格要求。燃料平均颗粒度过大，会造成锅炉床料大颗粒积聚，床料分层，流化变差，排渣设备堵塞，严重时导致炉膛结焦停炉。石灰石平均粒度过大，脱硫气固反应表面积减小，扩散阻力增加，石灰石利用不充分。但是，燃料和石灰石粒度太小时，会增大其飞灰形式的逃逸量，旋风分离器捕捉不到，使脱硫效率下降，飞灰含炭量升高。故一般采用0～2 mm，平均100～500 μm的石灰石粒度。
2.2 Ca/S摩尔比的影响
CaCO3摩尔体积为CaO的1.79倍，CaCO3煅烧过程中自然孔隙扩大，形成的多孔隙结构有利于CaO与SO2反应。理论上，硫的盐化反应中CaO与SO2按照等摩尔比进行。但是实际反应中由于脱硫产物CaSO4的摩尔体积是CaO的2.43倍，CaO的表面生成一层致密的CaSO4薄膜，这层膜减缓SO2与CaO颗粒反应速率，致使短时间内石灰石颗粒内部CaO无法充分反应。
由于上述原因，工程实际应用中，钙硫摩尔比总是大于1。在其他工况相同的情况下，脱硫效率随Ca/S摩尔增加而快速提高。但是当Ca/S比从2.5继续增加时，脱硫效率增加趋势变缓，继续增加石灰石用量，CaO的利用率快速下降，脱硫效率无增加。Ca/S摩尔比对脱硫效率与CaO利用率的影响如图2所示。
2.3 反应时间的影响
对于有气体参与的化学反应，状态条件不变时，单位时间内有效碰撞次数不变。如果延长化学反应时间，则累计有效碰撞次数增加，化学反应效果提高；反之则减小。工程实践表明，当Ca/S摩尔比确定的情况下，随着锅炉循环倍率的增加，飞灰的再循环延长了石灰石在床内的停留时间，达到一定脱硫效率所需的石灰石投放量下降，提高了脱硫效率。反应时间对脱硫效率和CaO利用率的影响如图3所示。
2.4 其它影响
①床温影响。循环流化床锅炉最佳温度大约是830～930℃。循环流化床在这个温度内进行燃烧脱硫能得到高的脱硫效率，温度低于或高于该温度范围后，脱硫效率都会下降。
②给料方式的影响。国内外运行实践表明，石灰石与煤同点给入时，脱硫效率高；前后墙平衡给煤时，脱硫剂利用率最高。
3 循环流化床锅炉炉内脱硫的主要问题
实际运行中，由于锅炉运行工况不稳、脱硫效率影响因素控制不严，为使SO2达标排放，往往造成实际Ca/S比较大。如四川某电厂锅炉设计的Ca/S比为1.97，实际运行中Ca/S比有时超过4.0，但是有时即使增加Ca/S摩尔比，也难以达到所要求的脱硫效率。显然单纯通过增加Ca/S比来控制SO2排放在做法，存在诸多弊端：更多的石灰石用量增加了锅炉的运行费用，严重影响脱硫经济性；大量的石灰石进入炉膛煅烧，增加了锅炉的CO2排放量：反应后的粉煤灰中游离氧化钙含量很高，限制粉煤灰综合利用；增加NOX的排放量，对SNCR脱硝系统性能产生负面影响；干扰炉内燃烧，降低锅炉效率。
4 脱硫系统工艺的优化
为了避免这些弊端，使循环流化床在更为经济有效的脱硫方式下运行，这就要求循环流化床锅炉在保证较高脱硫效率的同时，能够在较低的Ca/S比下运行。
4.1 脱硫优化工艺原理
实践中，循环流化床锅炉旋风分离器对于平均直径小于50 μm的飞灰颗粒捕捉能力很低。大量的石灰石颗粒在流化床锅炉中停留时间过短，CaO反应不充分，高Ca/S摩尔比工况下，石灰石粉浪费更为严重。工艺上，可以考虑采用回燃方式延长反应时间，延长反应时间，提高石灰石利用率。所谓回燃，就是把除尘器收集下来的飞灰，再回送入炉内参与燃烧。回燃既能把未反应的CaO粒子返回炉内循环利用，延长石灰石停留时间，起节约石灰石的作用，又能降低飞灰含碳量。
4.2 工程实例
河北某热电厂4×410 t/h循环流化床锅炉回燃系统系统，将锅炉尾部电除尘器一电场收集的飞灰送回石灰石粉仓，进入锅炉炉膛内的密相区，实现循环燃烧，该技术能使床温保持在最佳脱硫温度下，同时提高了石灰石的利用率，系统见图4。
4.3 效果验证
①锅炉改造完成后，未能在炉膛内充分燃烧的小颗粒飞灰被重新送回炉膛燃烧，有效延长脱硫反应时间。对回燃系统投用前后飞灰成分进行分析。分析得飞灰中CaSO4/CaO有明显增大，这说明石灰石的利用率明显提高。飞灰中CaSO4/CaO变化见图5。
②锅炉优化完成后，尾部烟道设置SO2浓度测点，连续监测烟气SO2浓度排放浓度。在相同机组负荷下，对回燃系统投运前后，烟气SO2排放浓度进行对比。实测参数表明，相同Ca/S摩尔，烟气SO2排放浓度平均下降
87 mg/Nm，环保与经济效益明显。SO2浓度对比见图6。
5 结 语
炉内喷钙脱硫系统工艺优化，延长了石灰石粉在炉膛内的停留时间，改善脱硫反应效果，有效降低锅炉烟气SO2浓度，节约石灰石用量。达到节能环保效果。
参考文献：
[1] 吴江全，许晋源.燃煤电站锅炉的脱硫技术[J].环境保护，1999，（4）.
[2] 王永鹏，江建忠，黄中.循环流化床锅炉高效脱硫技术研究[J].能源与环境，2009，（3）.
[3] 路春美，程世庆.循环流化床锅炉设备与运行[M].北京：中国电力出版社，2003.
[4] 张宏彪，刘升.循环流化床锅炉飞灰再循环系统技术经济分析[J].中国电力，2004，（2）.
电锅炉能耗监测系统的优化 篇12
(1) 既有耗能系统的空间位置不够。如电锅炉系统中电锅炉进出管没有安装热计量表的空间, 因为该锅炉房在初始建设时没有考虑节能改造等工程, 往往设计施工时仅考虑安装阀门位置, 没有对监测仪表空间进行预留。我们知道安装热量表往往需要长直管道, 这是极其矛盾的, 也是既有建筑节能改造中的普遍问题。
(2) 经济因素考虑, 重复监测。如锅炉系统水泵往往都是一用一备, 如果按理论监测水泵的能耗, 两台水泵并联全都加上进出口压力表, 依据实际经验分析这种做法是多余的, 对于并联系统, 完全可以将水泵进出口压力表放置在他们共同的母管道上, 以近似的方式代替单个水泵的进出口压力。
如何构建科学合理的监测平台, 使之既能满足功能需求, 同时又能降低经济成本。我们要从经济技术角度综合分析, 并通过翔实数据的深入挖掘, 达到简化系统, 同时又不影响最终效果的目的。对于既有锅炉房系统存在的问题, 我们通常采取现场优化, 拆分法分项计量, 用组合优化及权重分析等方法来解决。
1 采用组合法优化
组合优化主要是指:根据运筹学原理, 对于一个系统中能耗设备参数有重复监测的可能或者某些理论监测点在既有系统中不能实现监测, 这需要我们采用合理替代, 组合分析, 这个过程我们称为组合优化。现以中国计量科学研究院18#楼电锅炉系统为例, 通过对现场空间尺寸的详细踏勘, 主要耗能设备情况如下:2台0.3MW电锅炉, 3台3k W扬程20m的一次热水循环泵, 3台3k W扬程32m二次网热水循环泵。下面依据锅炉房内既有系统实际空间布置情况及监测计量设计功能要求, 分别对电锅炉系统的主要耗能设备进行能耗情况进行监测。详见图2。
1.1 电锅炉
电锅炉是电锅炉供热系统最主要的耗能设备, 其负责将电能转化成热能, 通过热媒水将热量输送给用户。依据监测设计要求, 需要对锅炉水温、压力、输出热量及所耗热量进行监测。通过安装在锅炉进出口主管道上的温度变送器和压力变送器, 可以测得锅炉的进出口温度和进出口压力, 进而为分析电锅炉运行情况提供数据依据。以此可得锅炉供热量:Q2+Q3+Q5-Q1通过测电锅炉耗电的电能表可以测得锅炉的耗电量P。
1.2 板式换热器
板式换热器在系统中主要将电锅炉加热的高温热水转换成用户需要的低温热水。依据监测设计要求需通过安装温度变送器和压力变送器, 测得板式换热器一、二次侧的进出口温度和进出口压力及一次侧输入热量和二次侧输出热量, 进而为分析换热器运行情况提供数据依据。
1#板换一次侧供热量3Q, 1#板换二次侧供热量4Q, 故可得出1#板换效率:η=QQ43×100%。
2#板换一次侧供热量5Q, 2#板换二次侧供热量6Q, 故可得出2#板换效率:η=Q5Q6×100%。
1.3 蓄热水箱
蓄热水箱是电锅炉系统重要的设备, 谷电时段将谷电以热能的形式提前蓄存起来供峰电时供用户使用。蓄热量、液位及水箱的上、中、下温度是蓄热水箱的重要参数。通过采集原有系统控制柜内PLC数据, 可以得到水箱上中下部温度及水箱液位, 进而为分析设备运行情况提供数据依据。蓄热水箱蓄热量2Q, 蓄热水箱供热量1Q, 故可得出蓄热水箱利用率:η=QQ12×100%。
1.4 一次循环泵
通常水泵的效率是通过水泵进出口压差及水泵电耗衡量的。一次循环泵流量为2Q、3Q、5Q热量表计量的瞬时流量2q、3q、5q之和, 即q2+q3+q5, 水泵进出口压差可通过压力变送器测得, 水泵电耗P可通过其电能表测得, 故一次循环水泵效率:
1.5 二次循环泵
同样与一次循环泵类似二次循环泵流量为4Q、6Q热量表计量的瞬时流量4q、6q之和, 水泵进出口压差∆H可通过二次水泵进出口处压力变送器测得, 水泵电耗P可通过其对应的电能表测得, 故二次循环水泵效=率:
式中:——水泵效率;
V——水泵平均流量 (m3/h) ;
P——水的品均密度 (kg/m3) ;可根据水温由参数查取。
g——自由落体加速, 取9.8 (m/s2)
△H——水泵进出口平均压差 (m) ;
P——水泵平均输出功率 (k W)
1.6 锅炉房系统
锅炉房系统能耗是另一个要点, 系统能效的高低更具评判价值, 锅炉房总耗电量P, 锅炉房总输出热量为Q7+Q8+Q9+Q10, 则锅炉房供热系统效率为:
1.7 输配管网
由于18#楼管网位于6#站锅炉房内, 输配管网短, 热量损失小, 故暂不考虑18#楼管网热量损失。但供17#输配管网较长, 管路热量损失较大, 设锅炉房内17#楼采暖支路总供热量为7Q, 17#楼内部耗热量为Q11, 故可得出管网热量损失为Q7-Q11, 管网效率:η=QQ171×100%。
1.8 系统补水情况
尽管整个供热系统是闭式系统, 理论上不用补水, 但是在实际运行中, 会存在跑冒滴漏的现象, 需要对系统补水进而保持系统压力稳定, 设锅炉房总补水量为1S, 二次系统补水量为S2, 一次系统补水量为S1-S2。
2 权重分析法优化
一个系统中各耗能设备能耗比重不尽相同, 对于其中所占能耗比重小, 且在全系统中监测意义不大, 加之对其能耗计量有经济和技术困难的设备, 可以将其按次要因素考虑, 忽略处理, 减少不必要的投入。
图2为该电锅炉系统某月份峰谷平耗电比重, 从图中可以清楚看到谷电和平电利用是最高的。该月份谷电约耗电605580.44k Wh, 约占总耗电的65%, 平电约占总耗电的34%。这与电锅炉蓄热系统运行工况是吻合的, 在平时段耗电比重较大, 从中可以判定锅炉与水箱设计选型不匹配, 锅炉负荷相对选小。图3、图4显示该电锅炉蓄热系统中主要设备能耗全年变化情况, 该曲线变化趋势为钟型曲线, 各耗能设备在1月份基本同时达到最大, 其中电锅炉、二次网水泵、一次网泵能耗比例大, 是电锅炉蓄热系统最主要的监测的能耗设备。全年电锅炉累计耗电量为926796.95 k Wh, 约占整个电锅炉蓄热系统能耗的97%;二次网循环水泵全年累计总能耗为16838k Wh, 约占总能耗的1.8%;一次网水泵全年总能耗为9147.3k Wh, 约占总能耗的0.9%;其他耗能设备耗能约占0.3%。其中, 其他耗能设备包括真空脱气机、补水定泵等, 所占耗能比重很少, 是次要耗能设备, 因此可不进行能耗监测, 从而降低成本。
3 结论
【锅炉优化】推荐阅读：
锅炉燃烧控制系统优化09-11
锅炉及锅炉配套设备拆除协议06-17
锅炉及锅炉房设备课程复习要点05-14
锅炉系统07-16
锅炉设计07-19
锅炉炉膛06-02
锅炉调整06-18
锅炉检验06-19
锅炉汽水06-29
锅炉化学08-02