燃油蒸汽锅炉

燃油蒸汽锅炉（共8篇）

燃油蒸汽锅炉 篇1

参考文献

[1]黄晓峰.火电机组锅炉吊装机械配置方案比较[J].建筑机械化, 2008, 29 (1) :57-60.

[2]惠双强, 梁健.韩城第二发电厂2号锅炉吊装方法[J].中小企业管理与科技, 2012 (3) :309-311.

[3]和庆东, 代有名.DG3110/26.15型超临界直流锅炉吊装方法探讨[J].电力建设, 2013, 34 (1) :99-102.

[4]辛士军.建筑工程吊装实例教程[M].北京:机械工业出版社, 2011.

燃油蒸汽锅炉 篇2

【关键词】燃油锅炉；燃气锅炉；安全经济运行

1.背景

某市是LNG燃气工程的中转站，2009年开工至今，该市部分城镇已投入天然气使用。随着国际燃油节节攀升和相对经济的天然气资源，和迫于节能和环保的要求，越来越多企业的燃油锅炉都改装成燃气锅炉。改装后的锅炉虽然满足一定经济和环保的要求，但是由于中小企业缺乏相关燃气锅炉最大能效利用知识，造成不能最大利用余热，从而导致锅炉燃烧效率偏下，甚至不能达到预期的效果，同时燃气锅炉相对与燃煤、燃油锅炉，其防爆性要求非常高，尤其是天然气，天然气的爆炸极限为5%～15%，如果发生泄露极易产生爆炸，然而部分企业缺乏对燃气锅炉的专业知识，改装后的燃气锅炉又存在一些安全隐患，影响锅炉的安全经济运行。

2.锅炉的经济运行

燃油锅炉改装成燃气锅炉的目的是为了最大的减少生产成本，提高经济效益，但笔者在日常检验过程中，发现改装后的锅炉并没有达到预期的效益。从对工业锅炉的能效测试结果的统计分析可知，一般来说，在正常运行的燃气工业锅炉的各项热损失中，热损失最大的为排烟热损失q2，占了锅炉热损失的70％～80％，而气体未完全燃烧损失q3,散热损失q5,这两项只占热损失的20％～30％。现以某市企业一台型号为WNS4-1．25-Y锅炉为例，我们按照《工业锅炉能效测试评价规则》中锅炉运工况热效率测试方法进行测试，结果如下：

经过现场测试与分析，该改装燃气锅炉燃烧效率为82.46%，没有达到《锅炉节能技术监督管理规程》TSG G0002-2010的限定值效率90%要求。造成该锅炉效率不足的主要问题在与排烟热损失，然而造成排烟热损失较大的主要原因在于锅炉的排烟温度及过量空气系数超标。在多家受检的改装锅炉中，普遍存在以上问题，造成以上问题的主要原因在于：改装后的锅炉，没有严格按照燃气锅炉的操作规范进行操作，燃烧风量配比不正确；使用单位对改装后的锅炉能效利用认识不足，由于燃气锅炉尾部烟气露点温度较低，一般为50℃～70℃，腐蚀性气体含量很少，完全可以采用全冷凝式或半冷凝式回收尾部余热，但是大多锅炉均没有对尾部余热进行回收，直接排放。

通过现场分析，该锅炉可以进行能效优化，可以根据燃气成份进行调整风量配比，使过量空气系数控制在1.1以下，还可以进行锅炉尾部烟气全冷凝式或半冷凝式回收，控制排烟温度在100℃以下。从经济上来说，经过优化的锅炉，燃烧效率可达93.91%，效率提高11.45%，节能潜力较大，该锅炉每天燃气450立方，每天可以节省燃气51.53立方，每标准立方天然气5元，一年燃烧360天记，每年可以节省9.27万元，然而该企业改装锅炉费用不足3万元。虽然从单台锅炉来看节能效益不明显，但从国家长远发展战略来看，节能减排不仅惠及当代，更是功在千秋。

3.锅炉的安全运行

（1）司炉工对燃气锅炉安全意识比较薄弱。改装后的燃气锅炉，司炉工仍然沿用燃油锅炉的操作方法及工作经验，对燃气锅炉的操作规范和专业知识严重不足。如：部分司炉工不懂得天然气主要成分，天然气作为燃烧物质的锅炉房，必须做好天然气泄漏监测工作，而大部分企业都没有做到这一点；司炉工主要是根据企业负荷运行的需要，没有经过点火前或加火的检查便随意点火或升火，点火前应检查锅炉本体各部闸门是否开关正常，检查天然燃气压力是否正常，不宜过高或过低，打开给锅炉的供气阀门，烟道上的挡板必须全部开启，否则吹风清洗受影响，造成事故的隐患。因此，企业在锅炉改造完成后，应对锅炉操作人员和管理人员进行安全培训，并及时建立起燃气锅炉的操作规程和安全巡回检查制度。锅炉的使用应严格按照规定程序进行，在整个锅炉系统点火前应进行严格检查，排除炉内可能积存的燃气，防止爆炸发生。

（2）改装后的锅炉房不合理，空间过于窄小，通风量不足；燃气锅炉房内应至少有每小时不少于3次的换气量，换气量中不包括锅炉燃烧用气量，在正常使用状态下应有每小时不少于6次的换气量，在事故状态下要有每小时不少16于12次的换气量[2]。当自然通风不能满足要求时，应设置机械通风装置。以上均是为了保证排除各房间内空气中易燃易爆油气而规定设置的最小通风量。所以由于厂房的限制，锅炉房的空间不能扩大时，同时自然通风不能满足要求，应设置机械通风，已保证锅炉房的换气量。同时锅炉房，必须做好天然气泄漏监测工作，防止天然气泄露的事故发生[3]。

（3）改装后的锅炉仍然采用原有的燃油机头，有些燃烧机头过于老化，自动化程度不高，没有燃气高压控制器或反应不灵敏。当燃气压力过高时，锅炉会出现脱火现象，甚至在炉膛内发生爆炸，因此燃烧器必须在设计的燃气压力下运行，超高或过低均应启动切断装置。

（4）锅炉运行期间，应确保各项安全保护装置灵敏可靠。如：高低水位报警；低水位自动进水；锅筒超压联锁装置；点火与熄火保护装置等。锅炉运行期间，应定期进行安全保护装置功能试验，然而笔者在检验过程中，有部分司炉工不会进行功能试验，甚至不懂这些安全保护装置的重要性。

（5）燃气锅炉相对与燃煤、燃油锅炉，其防爆性要求非常高，尤其是天然气，天然气的爆炸极限为5%～15%，如果发生泄露极易产生爆炸，可燃混合气体在密闭容积内爆炸时，所产生压力，对于不同的燃气大约为0.75Mpa-1.65MPa。因此改装后的燃气锅炉应该配备针对天然气燃烧的合格防爆门。但是绝大多数的使用单位均忽视这一点，大多改装后的燃气锅炉仍然采用原有燃油锅炉，并且已经使用很久的防爆门，更有老式的燃油锅炉没有设置防爆门。所以燃油锅炉改烧燃气后必须安装合适的防爆门，防爆门面积按炉膛和烟道的容积选取并应符合有关规定，一般取0.025m2／m3，防爆门应安装在容易泄爆的地方，炉膛、烟道尤其是在烟道中难以避免的死角、转弯处、闷顶等易于聚集可燃气体的停滞区都是最容易发生爆炸的部位，因此，防爆门通常安装在燃气锅炉的炉膛和烟道以及其他易受到锅炉爆炸时产生的压力波冲击的部位，一旦这些部位发生可燃气体的爆炸由防爆门泄压，防止锅炉本体受损、炉墙倒塌，防止人员伤亡。

4.结束语

我们知道不管是从经济效益还是社会效益上，燃气锅炉都比燃煤、燃油锅炉具有绝对的优势[4]。我国是资源消耗大国，可持续发展、保护自然环境是整个社会的共识，燃气锅炉采用的天然气作为最清洁的能源，产生的污染最少，能源利用率高。因此，燃气锅炉的推广应用必是大势所趋，其具有着广阔的发展空间。但是在最求各种效益的同时，必须充分了解改装后的锅炉属性，发挥效率最大化，要不就会适得其反，不能真正的发挥它的节能效益；同时改装后的燃气锅炉，必须采取相应的安全措施，确保锅炉安全运行。因此，为保证燃气锅炉安全运行，我们可以采取相应的措施。如在燃气锅炉上采用先进的计算机控制系统，由于社会上管理水平、司炉工素质参差不齐的状况下，众多的改装燃气锅炉分散于城区，存在诸多安全隐患。因此，我们应当吸取近年来小煤窑、烟花厂分散管理、事故频发、伤亡惨重的教训，对燃气锅炉的安全运行给予足够的重视，防范事故的发生，维护社会的经济发展。[科]

【参考文献】

［１］王洪玉.浅谈燃气锅炉的优越性和应用前景[J].科学实践.

［２］燃油燃气锅炉房设计手册编写组[M].北京：机械工业出版社.

［３］李睿，刘建海．浅析燃气锅炉房通风量的计算[J]．输配与应用，2011(2).

燃油锅炉自控系统设计 篇3

随着环境保护意识的不断增强,燃油锅炉作为高效清洁的能源,越来越多的被企事业使用。由于燃料油的快速爆发性及负荷的多变性,燃油锅炉多采用自动控制,以保证锅炉的安全可靠经济的运行。

锅炉自动控制系统的任务是根据机组的负荷要求向汽轮机供给足够的、在规定压力和温度范围内的蒸汽,同时保证锅炉的安全经济运行。汽包锅炉由燃烧率控制负荷,实现燃料燃烧释放的热量与蒸汽带走的热量之间的能量平衡;由给水流量控制汽包水位,实现给水流量与蒸汽流量的质量平衡。过热蒸汽温度一般采用喷水进行控制。因此可以将汽包锅炉的自动控制分为燃烧控制系统、给水控制系统以及汽温控制系统三个相对独立的控制系统[1]。

某公司的自备热电站,需要新建35T/H燃油锅炉1台,需要对自动控制部分设计,主要任务是维持锅炉的水位、温度、压力、烟气含氧量等物理参数在规定的范围内,并能自动适应负荷的变化,从而使锅炉安全可靠经济的运行。

2 仪表配置及选型

根据锅炉工艺要求,设计仪表配置及要求,作工艺仪表流程图、仪表布置图、仪表安装图、桥架走向图和电缆表。

考虑到锅炉的运行安全要求,配套了足够的水位监测。包括:现场显示用的南北双色水位计各一套;南北双色水计皆用摄像机引入操作室内的显示屏,交替显示;差压水位计南北各一套,分别用于水位自动控制和报警停炉联锁;电接点水位计一套,用于操作室显示阀门选型需要给水阀一台,给水分配阀一台,用于控制锅炉进水量,保证蒸汽蒸发量,维持锅炉水位。减温水阀一台,用于控制减温器的进水量,调节保证蒸汽温度。调节阀的选型内容通常包括:控制阀结构形式及材质选择、控制阀流量特性选择、控制阀口径计算、控制阀执行机构选择、控制阀不平衡力校核。控制阀执行机构有气动、液动、电动三种。气动执行机构可用于防火防爆场合,故障率低,但需建独立的仪表气源;液动执行机构可用于推力或力矩特别大的地方,运行平稳,但体积大,价格昂贵,用量很少;电动执行机构的驱动源随地可取,隔爆型产品可用于防火防爆场合,其可靠性近年来大幅度提高[2]。由于调节阀在电站使用,环境温度较高,并且工艺要求故障时保持先前开度,故考虑使用电动调节阀。

流量计选型:目前在火电厂中对主蒸汽流量的测量都采用差压式流量。差压式流量计的节流装置是在额定压力和温度以及正常流量下设计计算的,只有在额定压力工况下,流量和差压之间才有确定的对应关系。在实际运行中,蒸汽压力是在经常变化的,流量公式中的系数也要发生变化,因此必须对蒸汽密度,即蒸汽的压力和温度参数进行校正。决定采用带压力、温度自动补偿的智能流量表,以确保流量测量的准确。水流量计则考虑选用涡街流量计,因为具有精确度较高,压损小、输出与流量成正比的脉冲信号、无零点漂移等优点。

压力变送器选型:根据测量原理的不同,压力变送器分为电容式、振弦式、扩散硅式、力平衡式等。电厂常用电容式变送器,故选用国际知名品牌变送器。

热电偶选型:该项目的热电偶有两种,铂铑10-铂(S型)热电偶和镍铬-镍硅热电偶(K型)。其中用于炉膛温度测量的S型热电偶,常用高铝套管(耐温0~1300℃)或刚玉套管(耐温0~1600℃),但由于材料机械性能差,热冷收缩时容易断裂,在停开炉时消耗较大。改用二硅化钼(Mo Si2)套管,该材料不仅耐温0~1600℃,抗氧化性优良,耐腐蚀,更重要的是机械性能好,能耐多次停开炉。

就地水位计选型:就地水位计较成熟的产品有玻璃管水位计、云母水位计、双色水位计等。其中双色水位计是在云母的基础上改进而成的,利用光学将汽水两相显示为红绿两色显示,显示较清晰。故选用双色水位计,并利用彩色摄像机将双色水位计图像远距离传送至控制室内的彩色监视器。水位图像清晰、直观,从而增强了锅炉运行的安全性。

差压水位计选型:差压水位计是将水位高低信号转换成相应差压信号来实现水位测量的仪表。它由平衡容器、压力信号导管差压变送器组成。由于平衡容器向外散热,正、负压容室中的水温由上至下逐渐下降,并且温度不易确定。在调试过程中,经常会出现差压水位计与双色水位计比对过,但运行一段时间又会出现大的偏差。通过更换不同型号的平衡容器,将平衡筒放大,得到解决。同时由于差压水位计一般是在汽包额定工作压力下分度的,指示与汽包工作压力有关,故刚开炉不稳定时,南北水计之间以及与双色水位计之间都会有偏差。

电接点水位计选型:电接点水位计是利用汽包内汽、水介质的电阻率相差很大的性质来测量汽包水位的。它由水位测量筒、电接点、传送电缆和水位显示器组成。电极过小会有易挂水的问题,选用国内知名厂家的大电极水位计,工作稳定,与双色水位计显示偏差小。

氧量分析仪选型:用于烟气成分分析的仪表有氧化锆氧量计、热瓷式氧量计、热导式CO2分析仪、气相色谱分析仪等。其中氧化锆氧含量计以其结构简单、响应快、灵敏度高、测量范围宽、运行可靠、安装方便、维护量小等优点,在锅炉上得到广泛应用,故选用。

3 DCS系统选型

选用电站常用的I/A Series系统,该系统最大的特点是系统的软件、硬件和通讯系统都广泛采用开放型标准设计,硬件品种少,可靠性高,组态灵活。

3.1 I/A系统

I/A Series的系统结构是按节点概念来构成的。节点独立运行,完成自动控制的各种功能。并可通过兼容网络与其他FOXBORO或非FOXBORO节点相连。节点是由节点总线将站(Station)的处理机组件联在一起构成的。每一组件是独立的,并设计完成系统中一些通用功能,而它的特定功能是由软件定义的。每一组件也可通过一根或多根的通讯链路与外部设备或其它类型的组件相连。节点总线为I/A系统中的各个站之间提供高速、冗余、点到点的通讯。

I/A S e r i e s现场总线上连C P,下接现场总线组件(FBM,即I/O卡件),FBM是现场传感器/执行器与控制处理机的接口。FBM现场设备使用的电气输入/输出信号进行适当地转换使得通过现场总线能与这些装置通讯。现场组件可与控制处理机CP或运行I/A Series综合控制软件的个人计算机连接。

I/A Series系统组态软件提供了一系列不同的组态程序。如系统组态程序,允许用户定义系统网络、设备、软件和包装的布置;控制组态程序,能够将静态的显示画面转换成与过程有交互作用的动态显示画面,并提供逻辑上分层控制能力;以及应用程序组态程序等等。I/A S e r i e s系统的控制模块中具有多种报警功能,过程报警可以被指定为1~5级不等的报警优先级,作不同的报警处理[3]。

3.2 系统配置图

IA系统的系统配置图见图1。通过工程师站可利用ICC软件进行功能块修改,可利用FOXDRAW软件进行画面组态,利用操作系统可进行系统维护,网络间文件的传输等。操作员站可进行监控和操作。CP、AW51、WP51通过冗余的NODEBUS互相通讯,I/O组件通过冗余的FIELDBUS与各自对应CP相连。从系统组态软件中明显看出网络结构,当硬件故障或通讯故障时,会在系统组态软件中闪动报警和提示。

3.3 硬件配置

根据仪表设备表,分配出IO清单如表1。FBM组件汇总如下:模拟量4~20m A输入FBM201组件4块,模拟量T/C输入FB M2 0 2组件1块,模拟量R T D输入FBM203组件1块,模拟量4~20m A输入/出FBM204组件1块,冗余模拟量4~20m A输入/出FBM205组件1块,数字量输入F B M 2 0 7 b组件3块,数字量输出FBM242组件3块。

4 控制方案设计

4.1 锅炉跳闸条件(MFT)

作为锅炉的安全联锁条件,汽包水位超低、汽包水位超高、蒸汽压力超压、蒸汽温度超高、炉膛压力超高,引风机停止、手动开关停炉,其中一项条件满足时自动跳闸停燃烧机。

4.2 蒸汽母管压力调节系统

主蒸汽母管压力的变化表示电负荷和供热负荷的要求,蒸汽母管压力调节系统根据蒸汽母管压力和其定值的偏差改变锅炉的负荷指令,调节锅炉的负荷即蒸汽流量,使蒸汽母管压力保持在其额定值上。如图2所示,现场多台锅炉并列运行,运行人员可选择其中一台锅炉调节蒸汽母管压力,也可选择二台、三台、四台锅炉,此时每台锅炉变负荷的比例可以设置。锅炉负荷指令可控制SAACKE的燃烧率。

4.3 SAACKE控制接口

锅炉燃烧器的启动和停止控制、燃油量和配风的调节由SAACKE系统完成,DCS仅做操作和显示。CRT上设置设计燃烧器的启动和停止的操作,并有燃烧器运行、停止、故障等有关的状态反馈信号。燃烧器有关的重要设备,如鼓风机、重油泵除状态显示外,还有启/停操作。燃烧器设计了盘上紧急停按钮,另外还有锅炉跳闸停燃烧器的功能(MFT)。

4.4 引风调节系统

引风调节系统根据炉膛负压和其定值的偏差来调节引风机变频器,使炉膛负压保持在其定值上。系统在P ID调节入口设置了一个不灵敏区,防止炉膛负压正常波动时引风机负荷频繁变化。负荷变化时通过前馈功能使引风同步变化,保持炉膛压力基本不变。如图3所示。

引风机的启动程序是:置转速指令最低→启动引风机→允许调节引风机转速。

4.5 锅炉给水调节系统

如图4所示。锅炉负荷即蒸汽流量大于30%时,给水调节采用单级三冲量调节系统。当蒸汽流量改变时,可及时改变给水流量,维持进出锅炉的物质平衡,有利于克服虚假水位现象;当给水流量发生自发性扰动时,能快速消除给水内扰,并且能快速跟随锅炉负荷即蒸汽流量同步变化,使汽包水位基本不变。调节器采用比例-积分调节,当汽包水位偏离其定值时改变给水流量,使汽包水位回到其定值。

锅炉负荷即蒸汽流量小于30%时,由于蒸汽流量和给水流量不能正确测量,给水调节采用单冲量调节系统,通过给水调节阀调节汽包水位。水位调节系统采用比例-积分调节,当汽包水位偏离其定值时改变给水调节阀开度,使汽包水位回到其定值。

4.6 主汽温度调节系统

主汽温调节系统如图5所示,采用串级调节系统,由一个主回路和一个付回路构成。当主回路的被调量主汽温度偏离其定值时,主调节系统改变付调节回路的定值。付调节系统是快速调节系统,其被调量称为导前汽温,它调节喷水调节阀使导前汽温快速跟随其定值变化。导前汽温用减温器后温度。

5 锅炉控制画面

利用Foxdraw进行流程图的建立与组态,动态更新可编辑图形目标的被动连接属性,操作动作可用来组态主动功能。以下是该项目的主画面、和子画面,操作人员可通过画面监控和,利用鼠标和报警键盘进行操作。图6为该项目的锅炉控制主画面,图7为该项目的锅炉控制子画面。

6 结束语

该项目投产后,其自控系统能够适应燃料油的快速爆发性及负荷的多变性,该锅炉也一直作为主力炉安全可靠地运行。图8显示了锅炉各被控量的运行情况。

该油炉的自动控制系统设计,仪表配置及选型,DCS系统的选型,组态和应用、控制方案等内容对类似的锅炉自控系统项目有一定的参考作用。

摘要：燃油锅炉作为高效清洁的能源,越来越多的被企事业使用。本文介绍了某油炉的自动控制系统设计,包括自控方案设计、现场仪表选型、DCS系统选型及实现。该油炉投产后,能够安全可靠的运行。

关键词：燃油锅炉,自控设计,仪表选型,安全,可靠

参考文献

[1]林文孚,胡燕.单元机组自动控制技术[M].北京:中国电力出版社,2004:54-122.

[2]何衍庆,邱宣振.控制阀工程设计与应用[M].北京:化学工业出版社,2005:22-29.

燃油锅炉房余汽综合利用实例 篇4

胜利油田胜北社区热力公司拥有安泰、景苑、通明苑、胜苑等7座中小型燃油锅炉房, 主要负责为辖区职工住宅及生产单位提供采暖热水和工业蒸汽服务, 供热面积2 3 0余万m 2, 其中胜苑、通明苑、安泰锅炉房于2002、2003年先后实施了污水余热利用系统改造。进入20世纪末期, 随着油田主业与社区服务系统的彻底剥离, 供、用热单位之间形成一种甲、乙方有偿服务关系, 在经济利益驱动下, 驻地生产单位工业、生活用汽量呈现逐年萎缩趋势, 致使供热单位蒸汽锅炉出现“大马拉小车”现象, 直接影响到冬季供热服务的正常开展。下面分别就两种不同运行方式的燃油锅炉房存在的问题进行说明。

景苑锅炉房始建于1992年, 为油田矿区应用较为普遍的常规燃油锅炉房布局, 拥有20t/h热水锅炉4台, 蒸汽锅炉2台16.5t/h (1开1备) , 供暖面积约60万m2。在初期设计时, 蒸汽锅炉除考虑到为燃油系统提供伴热外, 还要求保障驻地单位工业生产、生活用汽的正常供应, 蒸汽锅炉基本处于满负荷运行状态。近几年来, 随着供热市场化机制的形成, 驻地多家生产单位从节约成本的角度考虑, 纷纷通过调整和改造原有生产工艺等措施, 陆续减少或停用了一些浪费较大而效益低下的用汽项目, 使得平均供汽量仅维持在3.5～4t/h左右, 蒸汽锅炉长期处于低负荷低效率运行状态 (据推算时, 锅炉的热效率比额定蒸发量时的热效率低1 0%～20%) 。为了避免能源浪费, 供热单位不得不采取蒸汽锅炉间歇运行模式来维持生产, 这些做法看起来虽然是节约了部分燃料成本, 但实际上却大大降低了锅炉效率, 影响锅炉的使用寿命, 而且频繁的启停设备也埋下了许多不安全隐患。同时还应看到, 由于驻地单位工业生产时间相对集中, 蒸汽需求量出现峰谷期波动, 当供汽量明显减少时段, 生产的过剩蒸汽被大量排放掉, 更加造成了热能的大量浪费和环境污染。

通明苑锅炉房于1989年建成投产, 供暖面积21万m2。2002年, 在油田技改资金支持下实施了污水余热利用系统技术改造, 保留了原有的2台7 M W热水锅炉 (注:拆除1台7MW热水锅炉, 2台2t/h蒸汽锅炉) , 新增蒸汽锅炉2台16t/h, 5000kW溴化锂热泵机组3台以及污水换热器、余热水循环管网等设施。在运行过程中, 热泵机组以蒸汽锅炉作为驱动热源, 通过换热器吸收污水低品质热能, 将其转换为高品质热能, 从而完成整个供热过程。然而, 通过一个采暖期的实践表明, 由于该系统增加了诸多生产环节, 污水余热系统中某项参数的变化都会引起辅助热源 (蒸汽锅炉) 运行负荷的连锁波动, 因此系统不稳定而导致的过剩蒸汽外排和停炉现象时常发生, 蒸汽锅炉产生的大量蒸汽被白白排掉。而此时仅靠启运现存的两台热水锅炉维持小区供暖, 服务质量很难保证, 致使整个供暖系统稳定性大大

2 供热系统优化调整方案

2003年以来, 我公司针对以上问题组织生产技术人员进行了课题攻关, 经过积极地探索与实践, 先后对5座燃油锅炉房实施了余汽综合利用工艺流程改造, 具体方案如下 (见图1) :

首先, 根据每座锅炉房的蒸汽富余量选配1台汽-水换热器 (换热面积一般为25～50m2) ;然后, 选择循环母管回水管段适当位置加装一钢制闸阀A, 在其两端各引出一条分支管线与换热器水-水法兰接口相连, 并在汽-水换热器进、出口分别加装阀门B和C, 以便于调节和维护管理。调节阀门A、B、C可控制通过换热器的循环水分流量;其次, 从分汽缸引一支线连接至汽-水换热器进汽端口, 将生产过程中的过剩蒸汽 (可通过阀门D控制流量) 送入换热器中与循环水实现热量转换, 蒸汽被冷却后变成了冷凝水, 最后流入除氧水箱得以重复再利用。

经过两个供暖期的运行实践来看, 改造后的供热系统流程具有以下优点:一是可以充分利用汽-水换热器消化吸收大量富余蒸汽, 实现有效再利用, 避免了能源浪费和环境污染;二是大大减少了由于频繁调整运行负荷或启停锅炉带来的不安全隐患, 增强了供热系统的可调节性和运行稳定性, 保障锅炉设备的安全平稳运行, 提高了冬季供暖服务质量。

3 综合效益分析

3.1 经济效益

以景苑锅炉房为例:冬季运行期间 (一般为120天) 分别采用6.5t/h和10t/h蒸汽锅炉交替运行 (即1开1备) , 为了保证锅炉在安全经济状态下运行, 实际生产蒸汽量一般控制在额定蒸发量的70%左右。

(1) 当单独启运6.5t/h蒸汽锅炉时 (每运行期60天) 。

日生产蒸汽量约为:6.5×70%×24=109t

日均蒸汽供应量为:2.5×24+1.5×12+1×12=90t

(注:锅炉房自用汽约2.5t/h, 外供蒸汽每天6时至18时约为1.5t/h, 其它时段为1t/h左右)

日蒸汽富余量为:109-90=19t

日节约水量为:19÷0.8=23.75m3

(注:考虑软水生产和饱和蒸汽冷却过程损失, 自来水与蒸汽量按1:0.8比例折算)

(2) 当单独启运10t/h蒸汽锅炉时 (每运行期60天) 。

日生产蒸汽量约为:10×70%×24=168t

日均蒸汽供应量为:2.5×24+1.5×12+1×12=90t

日蒸汽富余量为:168-90=78t

日节约水量为:78÷0.8=97.5m3

(3) 综合以上分析结果, 景苑锅炉房实施余汽综合利用工艺流程改造后, 每个运行期可回收再利用外排蒸汽约5820t, 节水7275m3。根据推算和多年实践验证, 每生产1t饱和蒸汽需要消耗渣油约67kg, 则年折算节省燃油为390t左右, 如果按上年平均渣油市场价3000元/t, 水价4.8元/m3计算, 同时综合考虑电量及物料消耗等因素, 每个采暖期可节省运行成本约120多万元, 具有非常可观的经济效益。

3.2 社会效益

燃油蒸汽锅炉 篇5

随着中国各级政府对环境保护的重视, 2012年绍兴市启动“煤改气”工程, 在印染行业率先推进煤改天然气工作, 燃煤锅炉将被逐步淘汰, 天然气锅炉的广泛使用, 能逐步提升城市环境质量。绍兴市力博锅炉制造有限公司积极响应市政府的“煤改气”工程, 开发出一系列燃气锅炉, 其中WNS燃油 (气) 锅炉取得了广大用户的认可, 但燃油 (气) 锅炉由于其使用特点 (体积小、起动频繁、筒体直接受火焰加热等结构特点) , 其制造难度很大。特别是筒体的组装焊接, 对焊缝质量要求高, 施焊难度大。设计一套合理的制造工艺对保证油炉制造质量起着至关重要的作用。本文以绍兴市力博锅炉制造有限公司生产的2 t/h燃油 (气) 锅炉为例, 对锅筒的制造工艺作祥细介绍。

1 燃油气锅炉的结构特点

燃油 (气) 锅炉的锅筒是由波形炉胆、回燃室筒体和锅壳组焊而成的, 其结构形式如图1:锅壳内直径为1 600 mm, 材料为Q245R, 厚度为12 mm。波形炉胆直径为1 100 mm, 材料为Q245R, 厚度为12mm。采用波形炉胆是为了抵消锅炉频繁加热、冷却引起的热胀冷缩, 波形炉胆一般采用模具热压成形。波形炉胆、回燃室筒体和锅壳由两端管板联结, 所有焊缝均为全焊透的对接焊缝, 并按JB/T4730-2005《承压设备无损探伤》进行100%X射线检查, 达到Ⅱ级以上合格。

为了便于传热, 波形炉胆与锅壳轴线并不重合, 由此构成波形炉胆与锅壳的最小间隙不足200 mm, 给焊工施焊造成很大的困难。

2 前后管板管孔错位的控制

在组装过程中将锅炉本体分为两大部件, 将后管板和锅筒组装为一体称为外壳, 将前管板、直段炉胆、波形炉胆、湿烟室前管板、湿烟室筒体、湿烟室后管板、检查门孔组装为一体称为内胆。内胆组件和外壳组件的组装都是以各零件的十字中心线为基准进行组装, 最后将内胆和外壳进行最终组装。在总装配时, 为了控制前后管板管孔错位, 我们采用如下的划线方法 (见图2) :把外壳放在焊接滚轮架上, 首先利用软管水平仪测量后管板十字线上的b、d两点, 利用滚轮架调节筒体, 使b、d两点处于水平位置不动, 然后以后管板上的d点为基准, 利用软管水平仪找到筒节上与d点处于水平位置的D1点, 同理找到与b点处于水平位置的B1点。然后利用卷尺测量B1AD1的弧长记为L1, 测量B1CD1的弧长记为L2。如果弧长L2大于L1, 则需把B1点和D1点向C方向移动, 移动的弧长L= (L2-L1) /4。这样就把B1点向C点方向移动弧长L得到B点, 同样把D1点向C点方向移动弧长L得到D点。以B点和D点为基准点和内胆组件进行组装, 均能保证前后管板管孔错位值控制5 mm以内。

3 燃油气锅炉的焊接工艺

锅壳、波形 (直段) 炉胆、湿烟室筒体与管板的焊接这类焊缝坡口型式如图3, 一般采用不开坡口的对接焊缝, 埋弧自动焊正反两遍焊成。焊完一道后, 碳弧气刨挑清根, 埋弧自动焊再焊另一面。采用工艺参数如表1。

锅壳与后管板的焊接中, 由于湿烟室筒体与锅壳下部的间隙过小, 宜采用手工焊打底、埋弧自动焊盖面的焊接方法, 坡口形式如图4, 焊接工艺参数见表2。

直段炉胆、检查门孔圈与前后管板的焊接中, 采用氩弧焊打底、手工焊盖面的焊接方法, 坡口形式如图5, 焊接工艺参数见表3, 焊接完成后对该焊缝进行外观检查和超声波检测。

4 墩炉质量的控制

我们将锅炉本体和底架、支腿组装成一体称为墩炉。为了保证墩炉时锅炉本体上的中心线A-B处于水平位置, 和锅炉本体中心高H, 我们采用如下的操作方法:由于锅炉本体比较重, 调整比较困难, 而底架重量比较轻, 调整容易, 我们先将锅炉本体定位, 然后通过调节底架的方法来保证墩炉质量。为此我们制做了两个滚轮架 (见图6) :先将两个滚轮放在滚轮架上, 调节滚轮架之间的相互位置, 把滚轮架定位 (底架不定位) ;然后把锅炉本体放在滚轮架上, 利用滚轮架调节锅炉本体, 使锅筒上的A-B中心线处于水平位置不动;接着调整底架与锅炉本体的相对位置, 调好后再组装四个支腿。不同品种锅炉本体中心高是通过高速滚轮架垫块的高度来实现的。通过以上方法调整, 大大提高了墩炉质量。

5 结语

燃油 (气) 锅炉结构复杂, 制造难度大, 提出合理的组装工艺和焊接工艺, 对其全过程进行严格的控制和管理, 才能保证锅炉的制造质量, 确保锅炉设备的安全可靠运行。

燃油蒸汽锅炉 篇6

1 热泵工作原理

热泵是一种在外界能量的协助下, 把热能从低温物体转移到高温物体的设备。近年来, 热泵技术已成功地应用于回收各种工业过程产生的低温余热, 取得了良好的节能效果。针对油田回注水成为最可利用的低温热源, 可利用热泵形式有电动压缩式和燃气吸收式两种。

热泵机组分3个能量变化阶段进行工作:

(1) 提取低品位热能阶段:机组中的液态制冷剂在蒸发器中与低位热源进行热交换, 吸收热量蒸发成气体。

(2) 低品位热能向高品位热能转换阶段:机组自身介质循环, 蒸发的气体被转变成高温、高压的气体, 进入冷凝器, 实现热量向冷凝器转化的过程, 而冷凝器是与被加温系统连接的。

(3) 高品位热能输出阶段:机组的高温、高压的介质进入冷凝器冷凝, 放出热量, 并与被加温系统水进行热交换, 实现将在蒸发器内吸收的热量和输入的电能的总和输出给被加温系统水的过程, 被加温系统水达到了升温的目的。

在整个能量转换过程中, 制冷剂把从蒸发器内吸收来的低品位热能与输入电能之和, 一同转化给换热介质, 达到了利用低品位热能的目的, 从而实现了节能。

压缩式热泵由压缩机、冷凝器、膨胀阀和蒸发器组成, 靠消耗电能将热能从低温热源传递到高温热源。

吸收式热泵由发生器、冷凝器、蒸发器、吸收器和热交换器等主要部件组成, 以高温热源 (蒸汽、高温热水、燃气、燃油) 为驱动热源, 利用工质的吸收式循环, 把低品位废热提升到高品位, 从而实现废热的回收利用。

2 工程实例

自2 0 0 2年至今, 大庆油田公司已在采油二厂、采油三厂、采油七厂、采油九厂、井下作业三大队等建成投产1 0余座热泵房, 均采用电动压缩式热泵机组, 低温热源均为油田回注水, 温度在35～42℃, 主要应用于房间采暖和提供冷却水。

某锅炉房建有3台4.2MW热水锅炉, 1台7.0M W热水锅炉, 1台2 t/h蒸汽锅炉。主要承担厂区办公楼、住宅、厂房以及车库共计51715m2采暖用热 (折算标准面积59825m2) 。供回水温度80℃/60℃;供回水压力0.45MPa/0.2MPa。锅炉房年耗油2000t左右, 年运行费用6 2 0.9万元。

按原大庆石油管理局供热指标, 标准面积 (8 0 W/m 2) 油耗为0.0 2 9 t/m 2, 此锅炉房计算年耗油量为1735t, 因锅炉效率、管网损失以及采暖期延长等原因, 实际油耗高于计算油耗。

将附近联合站回注水作为低温热源, 此联合站距离锅炉房约为3 k m。将锅炉房锅炉间改建为热泵间, 供热参数与原锅炉房相同, 已建热网及室内采暖系统不做改造。

2.1 系统工艺流程

采用电动压缩式热泵, 流程图如图1:

(1) 从污水站引出的41℃的含油污水经污水升压泵升压后, 送至板式换热器与循环清水换热, 释放热能后, 温度降至3 1℃再回到注水罐, 回注地下。

(2) 在板式换热器内吸收热能的3 6℃循环清水, 被送至热泵机组蒸发器, 释放低温热能后, 温度降至2 6℃, 流回开式水箱。经清水循环泵升压, 循环使用。

(3) 6 0℃的采暖回水在热泵机组冷凝器吸收高品位热能, 温度升至8 0℃后送至采暖系统释放热量后, 回采暖循环泵升压, 循环使用。

2.2 系统主要设备耗能情况

冬季运行热泵年耗电量: (经计算热泵C O P值为4.5, 采暖期按1 8 3天计算)

(1) 热泵机组年耗电量=296.2×104k W h;

(2) 污水泵年耗电量=32.5×10 4k W h;

(3) 清水泵年耗电量=19.3×10 4k W h;

(4) 循环水泵年耗电量=48.3×10 4k W h;

(5) 补水泵年耗电量×183=1.2×10 4k W h。

总计年耗电量=3 9 7.5×1 0 4k W h。

2.3 实际运行及经济对比分析

(1) 在2007年10月20日～11月11日期间, 热泵采暖系统运行良好。循环水出口温度平均值在6 0℃到75℃之间, 循环水进口温度平均值在48℃到5 8℃之间, 在室外温度在-6℃到1 2℃之间变化时, 室内温度一直保持在2 0℃左右。

从运行温度数据看, 采暖效果较好, 温度舒适自然, 且温度稳定。

(2) 经济对比见下表1:

工业用电费按每度0.5 7元计算;渣油价格按每吨2800元计算。

从表2可看出:热泵采暖总费用比燃油锅炉节约, 且由于热泵系统夏季可做制冷空调, 若采用燃油锅炉采暖加空调系统, 则需投入资金建设空调系统, 还有空调制冷的用电费用。这样看来, 热泵采暖经济效益较好。

3 油田热泵应用的局限性

在利用油田回注水余热时作为低温热源时, 热泵代替燃油锅炉给建筑供热受到低温热源及改造成本等条件限制具有局限性, 主要有以下几点:

(1) 一次性改造费用偏高, 在应用中受到限制;

(2) 要求低温热源具有连续稳定、量充足、低价、同时距用热点的距离应控制在5 k m以内, 否则作为热源的污水输送的电耗将增加较大, 效益降低;

(3) 由于低温热源为含油污水具有腐蚀性, 不能直接利用其热能, 需增加清水换热循环系统, 降低了进入热泵的低温热水的温度, 使能量损失;

(4) 供热温度要求受出水温度限制, 在温度要求较高的场所不能应用。

4 小结

注汽锅炉燃油改烧热煤气技术 篇7

关键词：热采锅炉,加热炉,热煤气,节油

注汽锅炉是专为油田稠油开发而生产的高温、高压湿饱和蒸汽的热工设备, 其燃料是石油和天然气。多年来, 注汽锅炉一直是我国各稠油开发油田 (辽河、新疆、中原、胜利、吉林等油田) 的石油和天然气燃耗大户, 仅辽河油田一家, 其每年燃油消耗量就达到150多万t。2002年至2007年, 辽河油田对1 2台油田热采锅炉实施了燃油改烧热煤气工程。通过辽河油田现场实际运行, 证明油田燃油 (天然气) 注汽锅炉或加热炉改烧热煤气技术是成功可行的, 不仅安全、环保和节能, 且其社会效益和经济效益巨大。若规模应用, 每年可为国家替代出数量可观的石油战略资源。

1 技术组成

燃油 (天然气) 注汽锅炉或加热炉改烧热煤气的技术组成为:

1.1 煤气发生系统

(1) 煤气发生炉及其附属设备;

(2) 上煤设备, 包括双轨单斗提升机、储煤仓、机械 (液压) 加煤机;

(3) 通风设备为鼓风机;

(4) 集汽设备, 包括汽包、管路等;

(5) 煤气站电器、仪表控制系统—操作台等。

1.2 油田注汽锅炉改造

(1) 注汽锅炉燃烧和通风系统的改造;

(2) 注汽锅炉电器、仪表控制系统的改造。

2 工艺流程

油田注汽锅炉燃油改烧热煤气的工艺流程为:块煤 (或型煤) →提升机→储煤仓→加煤机→煤气发生炉→经氧化和还原反应产生热煤气→除尘器→湿式盘阀→经煤气管道→进入热采锅炉煤气燃烧器→热煤气在热采锅炉炉膛内燃烧→燃烧所产生的烟气→热管换热器→引风机→烟囱→大气 (见图1所示) 。

3 生产运行和节能检测数据

改烧热煤气的油田注汽锅炉生产运行和节能检测数据为:

3.1 生产运行数据

热采锅炉出力:18~20t/h;注汽压力:10~16.5MPa;注蒸汽温度:310~352℃;注蒸汽干度:72%~80%;热采锅炉热效率:88.4%;排烟温度:150~160℃;油/煤=1:2 (即2t煤替代1t石油) 。

3.2 环保检测数据

烟气中的SO2=326mg/Nm3 (国标为900mg/Nm3) ;NOx=297 mg/Nm3 (国标为400mg/Nm3) ;烟尘含量=16.1mg/Nm3 (国标为200mg/Nm3) 。

4 技术特点

(1) 热效率高:采用热煤气 (400~500℃) 和预热空气 (150~200℃) 并回收了煤焦油的热量, 提高了锅炉炉膛的燃烧温度和锅炉热效率。

(2) 安全可靠性和自动化程度较高:该技术的原热采锅炉本体不做任何改动, 采用大容量、低压力、柱状火焰的热煤气燃烧器 (旋流和直旋流两种) 并与原热采锅炉的程控系统连锁, 其安全可靠性和自动化程度及快速启停等同于原燃油 (天然气) 热采锅炉。

(3) 维修费用和运行成本低:煤气发生设备年维修费用很低, 水电消耗量较小, 不生产时可热备用, 故运行成本低

(4) 环保好:无污水排放, 烟气排放总量较燃油热采锅炉减少25%, 经检测烟气中的各项指标 (SO2、NOx、无粉尘排放) 均明显低于国家标准, 气化的炉渣是制砖和铺路的好材料。

表1为油田注汽锅炉燃烧不同燃料工况的节能减排对比情况。

5 经济数据统计

该站注汽锅炉燃油改烧热煤气工程为450万元, 改造完成后, 每吨蒸汽节约费用88.84元, 4个月即可回收全部投资, 且每年可节约量石油。

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燃油蒸汽锅炉 篇8

我市是胜利油田的主产区, 在用的燃油工业锅炉有800台左右, 随着原油价格的上涨, 许多燃油锅炉使用单位纷纷打算把燃油锅炉改造为燃煤锅炉。但是, 要成功地将燃油锅炉改造为燃煤锅炉, 其投资和难度都是相当大的。东营市某石化总公司在有关专家的指导下, 将UG-75/3.82-Y型燃燃油锅炉成功地改造为水煤浆流化悬浮燃烧锅炉, 经过一段时间的使用, 证明这种改造效果是比较理想的。我本人也参与了这项锅炉改造工程, 现将改造情况作简要介绍, 供同行参考。

1 水煤浆流化悬浮燃烧锅炉的工作原理

水煤浆是一种新型煤基燃料, 具有易于管道运输, 便于装卸、储存等特点, 因此它是一种很好的油代用品和低污染燃料。目前我国已开发出了多种形式的水煤浆燃烧装置, 并在工程中应用, 取得了良好的效果。但是, 在水煤浆悬浮燃烧过程中, 尤其在小空间燃烧过程中存在的高温结渣问题一直没有得到有效的解决。此外。悬浮燃烧的高温环境 (燃烧中心区为1500∽1800℃左右) 增加了NOx的排放, 同时亦难以在燃烧过程中直接脱硫, 造成很大的环境污染。。东营市某石化总公司在有关专家的指导下, 开发成功的水煤浆流化高效洁净燃烧技术彻底解决了水煤浆在悬浮燃烧过程中, 尤其是在小空间燃烧室中易结焦、燃烧不稳定这一难题。该项技术有很多优点, 是水煤浆燃烧技术领域的一场革命, 对洁净煤技术将产生深远的影响。

水煤浆流化悬浮高效洁净燃烧技术的工作原理是, 将滴状水煤浆投入燃烧室下部由石英沙和石灰石构成床料的炽热流化床中, 其温度在850∽950℃左右。水煤浆在炽热的流化床料的加热下迅速析出水分、随后析出挥发份并着火燃烧以及焦碳被加热后燃烧。在燃烧过程中, 流化状态下颗粒状水煤浆团进一步解体为细颗粒被热烟气带出密相区进入悬浮室继续燃烧。在燃烧室出口设有分离回输装置。被热烟气带出的媒体物料和较大的水煤浆颗粒团被分离器分离、捕捉, 通过分离器下部设置的回输通道返回燃烧室下部密相区, 既减少了媒体物料的损失, 又实现了水煤浆颗粒团的循环燃烧, 从而获得较高的燃烧效率。此外, 低温燃烧过程 (850∽950℃左右) 有效地控制了热力型NOx的形成。且由于媒体物料由石英砂与石灰石构成, 石灰石在高温下煅烧生成CaO, CaO与SO2反应后进一步生成CaSO4, 抑制了SO2的排放, 而燃烧装置的运行温度是CaO脱硫的最佳运行温度, 可有效的减少SO2的排放。

2 锅炉改造的基本原则

鉴于本次改造工程为将原燃用油气混合燃料的锅炉, 改造为燃用水煤浆的流化悬浮高效洁净燃烧锅炉。综合考虑技术、工艺、燃烧方式以及原锅炉结构特点, 并考虑经济性, 本次改造遵循下列基本原则。

(1) 维持原锅炉整体结构基本不变, 保持原锅炉主体钢架及外形尺寸不变, 汽包不再开孔。

(2) 保持锅炉整体出口蒸汽温度、压力参数不变。

(3) 在优化选择调整部分受热面的前提下, 采取可靠措施尽量使锅炉达最大锅炉出力。

(4) 在优化设计的前提下, 尽量利用原锅炉材料与构件, 减少改造投资。

3 锅炉改造后的设计参数

锅炉型号DHFS60-3.82/450-SM2, 额定蒸发量D=60D/H, 过热蒸汽压力P=3.82Mpa, 过热蒸汽温度T=450℃, 给水温度T=104℃, 排污率P=2%, 锅炉设计热效率≧89%。

4 锅炉改造设计要点

将原燃油锅炉的4只燃烧器及下部水冷壁拆除, 将原燃烧室用水煤浆流化悬浮高效洁净燃烧室代替。增设两级分离器, 一级为炉内高温组合式旋涡分离器, 二级为槽型分离器, 布置在水平烟道出口。将原锅炉上级省煤器拆除, 以便布置二级低温过热器。水冷风室由两侧水冷壁与前水冷壁弯制而成, 两只点火用热烟气发生器布置在水冷风室两侧。增设二次风系统。1 800 mm的水平烟道高度按照需要加高, 加高方法为烟道底面下移。锅炉分散下降管、钢架、炉墙、护板、密封装置、平台扶梯、省煤器连接管、热风道、冷风道、热工测点等作相应调整。

5 各主要部位的改造方法

5.1 密相区受热面与水冷风室

燃烧室自下而上分为密相区和稀相区, 密相区为倒梯台结构, 底部为流化床布风板, 独特的结构与特定的流化参数结合构成内循环燃烧, 密相区内设有埋管受热面, 该受热面由￠60*5管子组成, 管子上设有防磨装置。具体为将前水冷壁从标高6858处断开, 与原锅炉断开点重合, 断开时应留有上焊接面的修整余量, 以便改造时与新设计的前下部膜式壁对接。前下联箱不能利用, 重新设计制造。将两侧水冷壁从6 000处断开, 将新设计的水冷风室和后墙水冷壁与密相区受热面在断开点处对接。增设前中联箱并新制造下连箱。密相区设500×500炉门一个。改装后, 锅炉前后下联箱中心从标高4 000处下降至标高1 700处, 两侧水冷壁下集箱中心由标高4 900处下降至1 400处。这不仅是为满足新的燃烧方式的需要, 同时也可以扩大炉膛容积, 有利于水煤浆燃烧。水冷风室仍为膜式壁结构, 管间焊扁钢。

5.2 流化床构成

前墙水冷壁向下延伸构成的水冷布风板, 其管间距为100 mm, 需焊合扁钢, 扁钢上根据需要开孔, 用来安装1383个气流分布器 (风帽) 。风帽为柱形风帽, 为了增强流化效果, 风帽上部需增加导向碟, 风帽及导向碟材质均为耐热铸钢。风帽为100 mm与90 mm交叉布置。为满足停炉和检修时排放媒体物料需要, 风箱上设放料管2个, 由￠89×4.5的合金钢管构成, 与风室上下面焊牢, 为补偿热膨胀, 其中间需加波形膨胀节。水冷风室上平面需浇注耐火保温层, 由接管调成凹形结构。水冷风室的空气入口设在锅炉前侧, 水冷风室的两个防爆门设在接管处。水冷风室的上面需用耐火砖砌筑成倒梯台型的流化床, 下部为矩形垂直段, 上部为扩散段, 由四周与水平成500角的斜面过渡到四周水冷壁处。

5.3 水冷风室的密封、绝热

水冷风室必须严密, 不得漏风, 其密封方法均为用扁钢焊于各管间来实现的。改造后的锅炉采用床下热烟气点火, 所以风室及热烟气引入管将受热, 因此热风管道入口加设耐火保温材料。

5.4 炉门及看火孔

为调整燃烧及检修需要, 在密相区炉前墙设置1个500×500的炉门及4个看火孔。

5.5 床下点火装置

本次改造采用床下热烟气自动点火装置。该装置设于水冷风室两侧, 热烟气发生器产生的热烟气经风帽小孔进入流化床内, 加热媒体介质物料起到点火启动作用。

5.6 防爆门

为防止风室内可燃气体爆燃, 在水冷风室入口处设有两个￠450的防爆门, 原炉膛稀相区上部两个防爆门不动。

5.7 二次风系统

改造后锅炉设二次风系统, 二次风率为25%, 在锅炉两侧墙设12个二次风口, 二次风管为￠121×5钢管, 二次风分两层送入。

5.8 增设一级组合式高温旋涡分离器及物料回输系统

稀相区上方炉膛出口设有组合式高温旋涡分离器作为一级分离器, 构成炉内空间循环燃烧, 组合式高温旋涡分离器由后墙水冷壁管与增设的联箱与特制异型耐火砖构成。分离下来的物料, 经返料口回输到炉膛内, 实现循环燃烧。

5.9 增设二级槽型分离器及物料回输系统

在高温过热器前增设二次槽形分离器及相应的物料回输系统, 分离下来的物料, 经返料口回输到炉膛内, 实现循环燃烧。二级分离器采用耐热合金钢。

5.10 过热器、减温器、省煤器和空气预热器等

原来的面式减温器不作变动。高、低过热器从新设计。低温过热器采用水平布置方式, 为自悬吊结构。上级省煤器拆除, 其空间布置水平低温过热器, 省煤器的出水管相应加长。空气预热器原结构与位置不变。

5.11 下降管调整

由于炉膛水冷壁向下加长, 其各下集箱均下移, 原分散下降管随之加长并重新分配与布置。

5.12 钢架与平台的调整

根据水平烟道的调整, 增设点火平台, 原锅炉钢架根据改造需要作必要的调整和增加。

5.13 炉墙与护板的调整

炉墙与护板调整工作量体现在新增燃烧室与流化风室以及水平烟道加高部分, 随锅炉结构的变动作相应调整。

5.14 粒化器

锅炉在前墙或侧墙设4个粒化器用于锅炉运行时给入水煤浆。

5.15 锅炉加沙管

在锅炉前墙设2个加沙管, 运行时补充物料, 并用作锅炉启动加料管, 并兼作燃烧脱硫用石灰石加入管。

5.16 风机

风机的更换与重新安装根据新型燃烧方式的需要, 原鼓风机、引风机无法满足需要, 必须更换。同时应将鼓风机安装在炉体右侧, 倒出锅炉底部空间, 以便安装流化床。

5.17 锅炉范围内管道及烟风道调整

由于锅炉改造后某些部件位置变化较大, 所以必须对原锅炉范围内管道和烟风道进行重新敷设和必要的调整, 并增设二次风系统。

6 水煤浆流化悬浮高效洁净燃烧技术的优点

6.1 实现了水煤浆的低温燃烧, 解决了水煤浆悬浮燃烧带来的易于结焦、运行不稳定、安全性差的问题, 同时抑制了热力型NOX的生成与排放。

6.2 实现了着火燃烧后的水煤浆颗粒团的循环燃烧, 具有较高的燃烧效率。

6.3 利用石灰石与石英砂构成的媒体物料, 辅之于低温燃烧技术实现了水煤浆燃烧过程中直接脱硫, 脱硫系统简单、成本低。

6.4 采用分离回输燃尽装置提高了石灰石的利用率, 减少了媒体物料的补充量, 提高了燃烧效率。

6.5 负荷调节特性好, 可在100%～30%额定负荷范围内稳定运行, 水煤浆品质适应性好。

6.6 降低了对水煤浆品质的要求, 使制浆成本降低。

6.7 省略了价格昂贵的燃烧器与易出故障的雾化浆枪, 不需要复杂的高压风浆系统及过滤等设备, 系统更为简单可靠。

6.8 运行稳定, 操作简单, 燃烧效率高, 运用范围广, 适合各种参数的锅炉。

7 结束语