吹灰控制系统

吹灰控制系统（共9篇）

吹灰控制系统 篇1

摘要：为提高锅炉的运行效率,对锅炉的水冷壁和受热面适时吹扫,本文介绍了利用PLC实现一种吹灰器控制系统,以实现适时自动吹灰,可为应用者提供参考。

关键词：锅炉,水冷壁,吹灰,自动控制

1 引言

对燃煤锅炉而言,炉膛燃烧水冷壁结焦,高温过热器及再热器挂焦,尾部受热面积灰是常见的不可避免的现象。结焦严重时,会使过热器、再热器、省煤器、空预器传热效率降低,锅炉排烟温度升高,锅炉效率降低;受热面结焦、积灰还会引起受热面超温,加剧受热面腐蚀,缩短受热面寿命,严重时会影响锅炉的正常运行,甚至影响到巡检人员的人身安全。一般情况下,锅炉的受热面受到污染后,其热效率将降低1%--2.5%,排烟温度将升高十几度[1],因此,有效的锅炉吹灰控制技术越来越引起发电企业的重视。

目前国内在锅炉设计时均配有一定数量的吹灰器,常用的吹灰器有蒸汽吹灰器、燃气脉冲激波吹灰器、声波吹灰器。本文介绍一种水力吹灰器控制系统,主要用于水冷壁吹灰。效果非常显著。

2 吹灰器及工作原理

2.1 炉膛吹灰器结构

炉膛吹灰器是为清洁墙式受热面而设计的,其基本元件是一个装有两个文丘里喷嘴的喷头。当吹灰器从停用状态启动后,喷头向前运动,到达其在水冷壁管后的吹扫位置;同时阀门打开,喷头按所要求的吹扫角度旋转。喷头旋转完规定的圈数后,吹扫介质的供给被切断,同时喷头缩回到在墙箱中的初始位置。喷头的前后和旋转运动是通过螺旋管实现的。

2.1.1 吹灰器驱动

吹灰器由电机及减速箱驱动。减速箱采用交流电机。两个限位开关用于控制螺旋管的往复运动和吹扫回转。

2.1.2 螺旋管、内管和开阀机构

螺旋管沿固定的内管作前后往复运动。喷头安装在螺旋管的前端。螺旋管后端是填料盒,把螺旋管和内管间的环形空间密封起来,避免吹扫介质泄漏。用固定在填料盒外壳上的凸轮盘来开闭阀门。凸轮盘是按吹灰器安装位置所规定的吹扫角度来设计的。如果以后需要变更吹扫角度,凸轮盘还可以调换。

2.1.3 喷头

喷头用耐热不起皮钢制造。通常喷头有两个相对的文丘里喷嘴,可以斜吹墙式受热面。吹灰器停用时,喷头在墙箱内得到保护。

2.1.4 介质

吹灰器使用的介质为蒸汽和水,我们这里采用水。

蒸汽吹灰器的缺点:

(1)吹灰耗费蒸汽,降低了烟气露点,增加了锅炉补给水。

(2)吹灰只能清除所吹到的受热面,吹灰有死角。

2.1.5 水力吹灰器

水力吹灰器将高压水柱喷射冲击到炉膛壁面的灰焦上,产生比较大的温度应力,水急剧汽化产生轻微爆炸及水流的冲击力,将锅炉结焦和积灰清除干净。水力吹灰器以水为介质,由于水相对于灰渣的温度相差较大,在灰渣缝隙中猛烈汽化时产生的压力可将灰渣松动,而且水流的动量比蒸汽大得多,可以轻松将灰渣冲掉[3]。

3 控制系统组成

每台炉安装吹灰器为10几台---100多台不等,本系统使用了22台水力吹灰器(短吹),其中一层标高25米处安装10台,二层标高31米处安装7台,三层标高39米处安装5台。水力除灰系统配备两台水力吹灰泵,一台运行一台备用,变频控制,安装于0米处,管道沿消防水管道等布置到锅炉四周,水力吹灰器控制系统主机放置在集控电子间,控制画面显示器放置于主控室控制台附近。在疏水主管线上安装电动阀门及压力变送器,阀门及水力吹灰器可以在就地电控柜上布置于标高10米处手动操作,也可通过PLC控制远程程控操作。水力吹灰系统工艺简图如图2所示。

该系统硬件由施耐德quantum系列PLC主控制器(冗余系统)、计算机、现场仪表、电控系统等组成。吹灰器水源水压控制采用变频器完成,系统能够实现吹灰器的程序控制及远方选线操作,能对故障吹灰器进行跳步操作,并能判断吹灰器故障类型,根据不同的故障类型,作出相应的报警[2]。

4 控制策略

4.1 控制功能

吹灰程控系统有4种运行方式:模拟运行、集中自动、集中手动和就地手动方式。这4种运行方式可以通过转换开关来选择或者在程序中操作选择,并且4者之间是互锁的。系统具有吹灰器组列选择功能(即所有吹灰器按燃烧区段分为若干组,能实现选组吹灰及跳组吹灰),同时还具有对单台吹灰器跳台吹灰的置位、复位和验证功能;具有程序暂停恢复功能;当一台PLC主控器发生故障时,能自动切换到另一台P L C主控器运行,保证系统的不间断运行。

4.1.1 模拟运行

模拟运行时脱开所有就地参控设备,模拟程序运行。在此状态下,“动力电源通”指示灯应熄灭,各阀门指示灯应为其初始状态。操作方法:将转换开关置于“模拟”状态,选择相应的吹灰器列组,按下程序启动按钮,则模拟运行开始,各设备指示灯按序点亮。

4.1.2 集中手动

将方式选择开关拨到“集中手动”位置,选择受控设备,再按“手动启动”按钮,若显示电流表有正常电流指示或相应的指示灯亮,则启动完毕。

4.1.3 自动运行

将方式选择开关拨到“自动”位置,选择所要投入的吹灰器组列,按下程序启动按钮,程序将根据此刻的条件来选择相应的吹灰工艺流程,指挥整个吹灰系统自动运行。

4.1.4 就地手动

将电控柜上转换开关拨到“就地手动”位置,通过吹灰器上的操作按钮在就地操作吹灰器工作,此方式一般在吹灰器检修或调试时使用。

4.2 联锁和保护功能

1)吹灰介质参数不正常(压力低、压力高等情况)时,系统有声光报警,程序暂停,工作的吹灰器自动退出,不允许进一步操作,待介质参数恢复正常后程序继续运行。

2)当吹灰器前进吹灰超过正常时间时,程控装置将使之后退,若后退超时,则自动停止程序运行并发出声光报警,直到运行人员消除故障并按下报警复位按钮后,程序才能继续运行。

3)如果吹灰器持续过载,则热继电器动作,发出过载声光报警信号,程序中止运行,驱动电源切断,迫使马达停止运转,以保护电机。

4)在启动吹灰器脉冲信号发出7s后,吹灰器后退行程开关仍未脱开,则该吹灰器伸出失败并闪光报警,中断程序。

4.3 显示操作功能

吹灰程控系统采用计算机作为上位机,人机界面为触摸屏图形方式实现,以锅炉模拟图显示吹灰系统所有参控设备的运行状态和有关的报警信号。在程序运行中,阀门状态及投入吹灰器的运行状态都应在显示屏上显示,若出现故障报警,相应的指示灯应亮。

控制系统流程图如图4所示。

5 结束语

火电厂锅炉吹灰装置采用微机PLC程控,减轻了操作工人的劳动强度,同时也提高了系统运行的可靠性和自动化水平,该系统技术先进,功能齐全,使用安全可靠,有明显优越性和应用价值。该系统于已在很多电厂投入使用。系统运行情况良好,可提高锅炉热效率3%,节省大量的煤;节省人力,减少故障的间接效益更为突出。

参考文献

[1]周俊虎,靳彦涛,杨伟娟等.电站锅炉吹灰优化的研究应用现状[J].热力发电,2003,32(4):24-27.

[2]徐甫荣.PLC在发电厂锅炉吹灰程控系统中的应用[J].自动化仪表,2003,(5):9-10.

[3]曹荣秀.远射程水力吹灰器除焦的工作原理和优点[J].电站系统工程,2007,(6):36.

吹灰控制系统 篇2

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吹灰控制系统 篇3

关键词：省煤器 吹灰 泄漏 措施

0 引言

吹灰在燃煤机组中是一项不可缺少的定期工作，它可以避免受热面积灰、结焦；提高锅炉的效率，保证锅炉的安全、高效运行。但吹灰不当也会造成受热面的磨损，严重时爆管，使机组被迫停运。

大唐珲春发电厂（以下简称本厂）锅炉型号为WGZ—1025/18.44—10型，为亚临界、自然循环、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣汽包炉；锅炉采用高强度螺栓全钢架悬吊结构。机组采用了锅炉承压管泄漏在线监测系统。该系统利用声学原理，采用计算机技术，以软件为主，硬件为辅的人工智能数字信号处理方式，提高了信号分析的准确率，保证泄漏报警的正确性。

1 设备简介

为了保持锅炉受热面上的清洁，降低排烟损失，提高传热效率，达到锅炉安全经济运行，根据燃煤特性和各部位结构特点，设置了不同型号的吹灰器。在炉膛内设置了80台墙式短伸缩吹灰器，炉膛上部及水平烟道、后竖井对流受热面区域内设置了46台长伸缩式吹灰器。每台空预器中设置了2台专用吹灰器，总共配置有130台各种形式的吹灰器。正常运行期间吹灰汽源均取自分隔屏过热器二级减温器出口蒸汽，只有在锅炉点火期间空预器的吹灰汽源取自辅汽联箱。单台锅炉吹灰系统简图见图1：

吹灰器的程控方式：吹灰采用程序控制，可依次吹灰和选择吹灰，吹灰可远方操作和就地手动。吹灰器和阀门有行程、时间过载保护，可紧急退回和自动停止。正常吹灰每班一次，吹灰前，应对吹灰蒸汽母管进行预热，待疏水放尽后，控制减压站压力至1.0-1.5MPa方可进行吹灰，吹灰时严格控制汽温汽压，符合规定要求，吹灰结束后，关闭进汽主阀及调整门，开启疏水阀进行疏水。

2 省煤器漏泄事件经过

2008年8月26日05时03分，4号炉炉膛负压由-50Pa突然增大至+400Pa，汽包水位急剧下降至-150mm，给水流量由680t/h突然增大至917t/h，主汽流量不变(670t/h)，甲侧省煤器后温度急剧下降，炉膛检漏仪甲侧共有9点报警，怀疑甲侧省煤器漏泄，立即减负荷至150MW，维持运行。05时40分，经检查确认4号炉甲侧省煤器42米处漏泄，汇报省调申请停机。停炉冷却后，检修人员进入炉膛检查，发现甲侧省煤器管爆破，其中甲侧墙上排第一根管有4.5cm*3cm大小的孔洞，省煤器上集箱有小孔洞，周围管排有明显吹蚀减薄痕迹，各有不同程度的受损。见图2

3 原因分析

①检查吹灰器R18枪管前进至400mm处卡涩，但是DCS上显示R18吹灰器已退到位（绿灯），让运行人员误以为此吹灰器已经停止吹灰工作。也就是说，从8月25日14:41分R18吹灰器手动吹扫后，该吹灰器一直处于吹灰状态，导致防护瓦破坏进一步吹薄管子；管壁减薄到最低强度值时出现裂纹并进一步扩大，吹穿管子，泄漏加剧是造成省煤器管漏泄的直接原因。②经过分析长吹灰器电气回路，确认吹灰器前进400mm左右停止原因是：高温蒸汽从吹灰器进汽门处漏出，进入退到位行程开关内，造成退到位行程开关触点锈蚀失灵。退到位行程开关失灵后，常闭触点没有闭合，致使吹灰器前进回路10S后失电停止，吹灰器前进400mm左右停止故障。但由于常开触点没有断开，一直发出退到位信号，吹灰器不会退出。③吹灰器布置不合理，吹灰器角阀喷汽角度过大，造成对受热面的直接冲刷。④吹灰结束后没有及时关闭吹灰母管电动门、调整门，开启疏水门对吹灰系统进行全面疏水泄压，延长了对管壁的冲刷时间。

4 采取的防范措施

长吹灰器吹损省煤器导致机组停运在我厂发生了两次，严重影响了我厂的经济效益，如何避免类似事件再次发生，检修各个部门对设备进行了相关整改，如维护分场将吹灰器行程开关全部更换为电子接近开关，防止进水、进汽造成开关失灵。锅炉分公司对省煤器及过热器受热面进行普查，对管束与吹灰器间距小，容易冲刷管排的区域添加堵板，禁止吹灰，考虑吹灰效果和安全两个因素，适当调小吹灰器角阀的喷汽角度，对于经常出现磨损现象的区域加防磨护板。

考虑到设备的运行状态往往具有不确定性，很难保证一直处于监控中，在这里如何避免因设备的缺陷致使吹灰器卡涩吹损受热面，从运行角度，如何对吹灰器的运行管理进行规范化、合理化，经反复论证，特制定以下运行规范：①过热器及省煤器区域的长吹灰器每班吹灰一次，吹灰结束后，应关闭吹灰汽源电动门、调整门，开启吹灰器疏水门。可有效防止当因人为原因漏检时，某个吹灰器卡涩而没有退到位，关闭汽源后，系统内无压力，避免发生长时间吹扫事件。②吹灰汽源电动门、调整门开启后，吹灰系统疏水门联锁必须投入，避免吹灰蒸汽品质合格后，造成蒸汽流失。当疏水温度低达到120℃时联锁开启疏水门，疏水温度高达150℃时联锁关闭疏水门，这样既可以避免吹灰系统暖管时引起管道的振动，同时也防止了蒸汽带水进入对受热面冲刷，保证了安全。③因我厂炉膛结焦、积灰发生几率很小，应将炉膛短吹灰器由热工全部断电停止使用，待需要时再进行投运。④在吹灰结束后，应设专人对吹灰器是否退到位进行专项检查，发现问题应通知有关检修人员进行处理。可有效防止因热控装置显示失灵，实际未退到位时，可及时发现，迅速处理，避免吹灰器长时间停留在炉膛内变形，影响正常运行。⑤在吹灰过程中，如某个吹灰器发生故障，应立即按紧急退回键，并进行就地检查，如吹灰器卡住不动，应立即关闭吹灰汽源电动门、调整门，开启吹灰器疏水门，并通知有关检修人员进行处理。吹灰汽源电动门、调整门关闭后，吹灰系统不进汽开启疏水门后，可泄去系统内压力，当吹灰器不能及时退出时也不会吹损受热面。⑥吹灰器系统存在缺陷禁止吹灰工作，单只吹灰器故障应将其断电，在处理好后方可进行吹灰。将故障吹灰器断电不影响吹灰程控，同时又避免了因吹灰器缺陷扩大导致不安全事件的发生。⑦吹灰系统程控失灵时，应及时通知检修处理，如短时间处理不好，应由检修在检修记录本中交代并由运行在设备缺陷中登记后，改为手动吹灰。

5　防范措施取得的成效

通过采取以上措施，虽然吹灰器卡涩、内漏时常发生，但未发生过因吹灰原因使受热面泄漏导致机组非停，我厂#4锅炉的吹灰器故障引起蒸汽吹损省煤器造成省煤器泄漏问题基本得到控制，在经历了几次大小修后，检查省煤器区域管束均无磨损现象，充分说明控制措施行之有效，希望能给其他火电厂提供参考、借鉴。由于吹灰器结构和介质的特点，加上高温环境的影响，吹灰枪管易发生卡涩、失灵、漏汽等现象，设备故障率相对较高，所以要保证吹灰器故障不再发生，还需要有关专家、专业技术人员共同努力，一起献计献策，最终解决这一问题。

参考文献：

[1]范从振.《锅炉原理》，中国电力出版社1986年版，第105-107页.

[2]英国MBEL公司：《锅炉运行维护手册》相关部分.

智能吹灰系统的应用 篇4

关键词：智能吹灰,再热汽温,经济性,机组调频

0 引言

2010年中国国内总装机容量为9.5×108 kW,而其中73%以上为燃煤火电机组,在全世界范围的能源紧张和环境保护的双重压力下,节能无疑是中国火电企业的唯一出路。火电机组锅炉再热汽温长期偏低,一定程度上影响了机组的经济性,经过燃烧及配风等手段的调节,仍不能达到预期效果。因此,对锅炉吹灰方式的优化成为目前保证机组安全经济运行的必要手段。

1 课题背景

过热汽温调节是由煤/水比调节为主,减温水调节为辅的调温方式,而塔式炉给再热汽温调节带来特殊性。从炉型来说塔式炉比∏型炉具有更多优势,比如:炉膛烟气流速、温度偏差小,对流受热面安全性高,烟风阻力较低等[1]。不过,塔式锅炉却因缺少再热汽调温手段而面临再热汽温低的普遍情况,再热汽温常规调节方式以燃烧器摆角调节为主,减温水调节为辅。燃烧器摆角调至上限运行,再热汽温仍偏低,减温水无法使用。缺少再热汽温调温手段是塔式锅炉面临的共同问题。

2 汽温波动对机组的影响

2.1 再热汽温低对机组经济性的影响

再热汽温每升高10℃,机组效率提高0.25%,按供电煤耗280 g/(kW·h)计算,煤耗即降低0.7 g/(kW·h)。提高再热汽温即提高汽轮机中、低压缸入口蒸汽焓值,可提高中、低压缸做功能力。

2.2 再热汽温波动对机组安全性的影响

金属在高温环境下,会发生高温氧化。锅炉各受热面经高温氧化反应,在管壁内侧形成氧化皮。若汽温发生大幅波动,管壁受热胀冷缩影响易造成氧化皮脱落。若大量脱落的氧化皮沉积在管内则易引起锅炉爆管;若氧化皮被吹出,则会进入汽轮机形成固体颗粒侵蚀,增加汽轮机损失,并长期地、不可逆转地降低机组经济性。超超临界机组蒸汽压力高、流速快,对汽轮机的固体颗粒侵蚀一旦发生,则侵蚀速度将成倍高于亚临界机组。

超超临界锅炉主、再蒸汽压力高,为增加强度,受热面管壁较厚,导致受热面抗热应力能力较差,故汽温经常大幅度波动,受热面经常承受交变应力,易危及受热面安全。

3 智能吹灰系统的原理

根据牛顿冷却公式可知,对流传热过程中,受热面吸收热量Q受传热系数K、传热面积F、传热温差ΔT的影响[2]。即:Q=K×F×ΔT。

3.1 改变传热面积可改变再热器的吸热量

假定锅炉受热面面积F是可变的,则再热汽温降低时,可直接通过改变再热器受热面传热面积的方法来增加吸热量,从而提高汽温。但物理上,锅炉的各级受热面面积是固定不变的。但若有效传热面积F1可以改变,即:F1=K×F。那么,再热器吸热量就可以改变,达到与改变受热面面积相同的效果。

3.2 改变传热温差可改变再热器的吸热量

对流受热面的烟气对流换热热量Q1计算公式为:

Q1=D×Δh,

Q1=D×Cv×ΔT。

而Cv与烟气流量D成正比,则:

Q1=k×D2×ΔT,

式中:k为常数,D为烟气流量,t/h;Δh为烟气流经受热面的焓差,MJ/t;ΔT为烟气流经受热面的温差,K;Cv为烟气的比热容,MJ/(kg·K)。

因此,对流受热面的换热量与炉膛出口烟气温度成正比,与烟气流量的平方成正比。抬高燃烧器摆角即提高炉膛出口烟气温度的方法已至极限,故炉膛出口烟温在负荷一定时很难改变;而利用增加烟气流量来提高再热器吸热量的方法,又会大幅增加风机电耗和排烟损失,是一种极不经济的调温手段。

4 改变传热系数来改变再热器的吸热量

对流传热的传热系数与管材、结垢、沾污等很多因素有关,若传热系数K可以改变,则可改变再热器吸热量。智能吹灰系统可减少受热面的沾污程度,提高受热面的传热系数。受热面沾污是1个随机的、连续的过程,锅炉运行中,各级受热面均有不同程度的沾污。因此提高特定部位的吹灰频率,人为分配各级受热面的吸热强度,可改变受热面整体的吸热比例,即实现了之前随意裁减锅炉受热面的设想,达到了与之相同的效果。

5 智能吹灰系统的最优化控制

5.1 智能吹灰系统的工作原理

智能吹灰即为以专家系统为基础的,智能吹灰选择推荐系统,据此配套研发了再热汽温模糊控制。它通过改定时吹灰为按需吹灰,来改变各级受热面的传热系数及有效传热面积,从而重新分配各级受热面的吸热比例来控制汽温,为塔式炉再热器调温提供了一种全新手段。

5.2 智能吹灰系统的推进过程

首先采集各负荷段受热面的进、出口蒸汽的焓增,计算出各级受热面实际吸热量,通过对比设计值,发现不同负荷区间、不同受热面吸热量的变化规律。然后通过记录不同吹灰器吹灰完成后,各级受热面汽温的变化趋势,来确立吹灰与汽温之间的关系及波动区间,以负荷点作为横轴建立各级受热面焓增曲线,以此作为判断受热面洁净程度的控制线,并且建立专家系统档案,通过计算机技术来实现吹灰对汽温的模糊控制及配套专家系统的建立。

智能吹灰系统实施时间为2009年7月至10月。选取3个工况,进行智能吹灰系统试验前后对比,各负荷区间的再热汽温均提升了8℃以上(见表1)。2009年5月,1#、2#机组月平均再热汽温分别为579℃、584.3℃;2009年11月,1#、2#机组平均再热汽温分别为596.3℃、595.4℃,月平均温度分别提升了17℃和11℃(见表2)。

5.3 智能吹灰系统的作用

5.3.1 提高再热汽温

塔式锅炉负荷较低时,炉膛出口烟温、风量都较低,炉内对流传热减弱,再热汽温偏低。使用智能吹灰系统后,有意识减少了过热器吹灰频率,通过表面污浊程度,控制其有效传热面积,适当减少该受热面吸热量,使后续再热器吸热量得以提高,实现再热汽温度的提升。

5.3.2 平衡水冷壁温差

在特定的负荷区间运行时,水冷壁压力处于亚临界状态,水动力不稳,烟气侧的热偏差容易引起水冷壁管间温度偏差和水动力产生多值性。炉膛结渣、掉渣也会加剧炉膛热偏差形成,导致水冷壁管吸热不均匀,增大水冷壁管间温差,形成部分管壁热膨胀导致的差胀应力。

而通过掉渣可造成水冷壁管间温差增大的现象,逆向操作即可减少水冷壁偏差。利用智能吹灰针对水冷壁特定区域吹灰,人为使水冷壁吸热偏弱,温度较低的区域增大掉渣几率,从而增加该区域的吸热强度,平衡水冷壁热偏差,是智能吹灰系统的另一功能。

6 智能吹灰系统经济评估

在智能吹灰系统项目实施前,2008年平均再热汽温为589.4℃;项目实施后,2010年其再热汽温平均为596.3℃。以2台1 000 MW机组再热汽温平均升高7℃,年发电量110×108 kW·h,标煤煤价900元/t计算:年节约标煤=11×109 kW·h×0.7 g/(kW·h)×0.7=5 390 t,折合490×104元/a。

常规的吹灰方式为定时吹灰,目的保证各级受热面的清洁。而采用智能吹灰系统,是变定时吹灰为按需吹灰,在提高再热汽温,平衡水冷壁管间温差的同时,节省了吹灰用汽。将每天总吹灰次数大幅减少,优化吹灰后,防止了局部受热面过度吹灰,较之前减少了吹灰时间约25%,节约了吹灰工质25 t/d,标准煤约2.1 t/d,折合人民币61×104元/a。

智能吹灰系统是利用吹灰改变受热面传热系数的原理,优化组合吹灰方式,改变锅炉各级受热面的吸热比例来调节汽温的手段。为塔式炉调节再热汽温提供全新方法,减少机组调峰给汽温带来的影响,并通过优化智能吹灰系统,延伸出平衡水冷壁管间温度的功能。节约吹灰用汽,将机组补水率从0.61%减至0.26%,项目合计节约成本620×104元/a。

参考文献

[1]樊泉贵.锅炉原理[M].北京:中国电力出版社,2008.

燃气激波吹灰系统的应用 篇5

一、催化高温取热炉工况

中国石油大港石化公司催化裂化装置采用HB-57型高温取热炉, 分为1#炉和2#炉, 采用套管式取热方式。

锅炉参数:额定发汽量51t/h, 额定蒸汽压力3.82MPa, 额定蒸汽温度253.5℃, 锅炉设计效率23.586%。

烟气参数:进口烟气温度890℃, 出口烟气温度680℃, 烟气压力为0.27MPa, 烟气流量190 000Nm3/h。

烟气成分 (体积) :CO2 (15.4%) ;N2 (82.4%) ;O2 (2.2%) 。

2012年检修前, 高炉入口温度800~850℃, 平均温差在180℃左右;后期因炉管结垢加重, 高温取热炉热效率降低, 高炉出入口平均温差最低达150℃。同时受烟机入口温度限制 (最高温度不超过660℃) 的影响, 高炉入口温度保持在820℃左右, 最低时800℃。装置的处理量、产品质量及生产能耗均受较大影响。

二、高温取热炉炉管结垢原因

1. 金属烧结粘连

催化裂化装置在正常操作情况下, 催化剂一般不会产生堆积烧结现象。当催化裂化装置超负荷运转时, 催化剂颗粒的磨损加剧, 导致催化剂的细粉含量偏高, 容易产生催化剂物理或化学的沉积和烧结现象。

这种沉积一般由粒径1μm以下的催化剂堆积而成, 其形成原因是当再生器负荷过大、催化剂再生效果差时, 进入高温取热炉的催化剂细粉残炭含量随之增加, 催化剂细粉在烟气中流动时 (低流动区) , 吸附在催化剂上的残炭会发生二次燃烧, 引起局部超温, 从而导致催化剂中的钠、钾、氯化钙、镍和钒等金属离子在温度为600~700℃时生成低熔点共晶体, 使催化剂变得十分黏稠, 从而引起粘连烧结。

2. 静电吸附粘连

在催化裂化装置中, 催化剂颗粒以10~20m/s的线速度高速运行, 颗粒之间或颗粒与管壁之间会产生剧烈的摩擦, 从而产生静电电荷, 导致催化剂以静电的形式被吸附到烟机或管壁上。

当催化裂化装置高负荷运行时, 催化剂磨损加剧, 产生大量的细粉, 这些细粉多数是小于10μm的固体颗粒 (属于C类粒子) , 本身由于分子间范德华力作用, 粘结性强, 不易流动, 并且近几年来由于使用降烯烃催化剂, 平衡剂上稀土元素含量较高 (大多大于3%甚至更高) , 而稀土元素恰恰最容易产生静电, 从而强化了小颗粒的吸附作用。再者, 磨损的催化剂细粉中的金属含量远远高于二再平衡剂, 这些金属离子增加了催化剂细粉的静电吸附作用, 进一步导致了高温炉管表面催化剂的静电粘连和堆积。

3. 胶质粘连

在催化裂化反应过程中, 一些难以裂解的重组分粘附在催化剂微球和自然磨损产生的催化剂细粉外表面上, 如果裂化装置的一、二再生器再生效果差, 可使未完全燃烧的催化剂中的油浆重组分在水蒸汽、油气等作用下, 粘连在高温取热炉炉管管壁上。催化剂中钙、铁、磷等物质在500~640℃时形成低熔点的硫酸钙、磷酸钙等化合物。当催化剂细粉含量偏高, 催化剂的浓度偏大时, 容易产生催化剂细粉在高温取热炉炉管表面上物理或化学的沉积和烧结现象。这种沉积一般由粒径1μm以下催化剂堆积而成, 是由于钠、钾、氯化钙和钒在高流速低静压条件下, 于600~700℃时生成低熔点共晶体使催化剂变得十分胶黏所致。当高温取热炉炉管表面上沉积的催化剂细粉积累到一定的厚度时, 在高温烟气 (850℃以上) 快速冲刷摩擦的研磨作用下, 沉积的催化剂经进一步烧结烘烤, 最后会形成坚硬的结块。

综上所述, 可以初步断定结垢是由于钙、铁、磷元素在500~640℃形成低熔点的硫酸钙、磷酸钙等化合物, 加之催化剂粉尘的媒介作用而形成的。

高温是形成垢的外部条件, 细粉是结垢的内因, 而细粉的粒度、金属和非金属元素的含量则决定了垢的生长速度、粘附力和硬度, 其中钙含量高是主要原因, 细粉中铁、镍加速了催化剂的粘连和烧结, 最终导致高温取热炉炉管结垢。其结垢情况如下。

(1) 烟气正面冲击的管束表面结垢主要为硬垢, 均匀附着在管束表面, 表面光滑, 厚度较薄 (约1~5mm) , 硬度高, 同时垢与管束粘连严重, 不易清除。

(2) 烟气未正面冲击的管束表面结垢主要为软垢和硬垢混合物, 表面有10~15mm软垢, 表面松软、蓬松。内部2~4mm硬垢, 与炉管粘连严重, 清理部分硬垢后发现炉管表面局部呈斑点状。软垢易清理, 但内部硬垢粘连严重, 手工清理效果较差。

三、燃气激波吹灰工作原理

脉冲吹灰器利用空气和燃气在一特殊的容器中混合, 经高频点火, 产生爆燃, 体积急剧膨胀生成高温、高压的爆燃气体, 该爆燃气体在一特殊结构的罐体内得到加强加速, 形成激波, 蓄集起极高的能量, 从喷嘴中以冲击动能、热能和声能的形式进入炉内, 作用在锅炉受热面的积灰上, 使积灰脱落被烟气带出炉外。工作流程见图1。

乙炔爆燃后在激波吹灰器内能产生4~5倍声速的爆轰激波, 波前压力为常压, 波后等容燃烧压力为1.0MPa, 波速为1 500m/s~1 860m/s。激波波面的压力峰值与激波发生器的结构特性有关, 通常可达到数倍于波后稳定压力的数值。当激波从激波发射喷口发射出来后, 将在喷口外的扇形空间中做部分球面的扩散, 扩散的激波在波面后形成一个反向压力峰, 峰值低于空间中的常压。扩散后的激波会在炉膛内的物理界面上发生反射, 并能通过折射而导入物体内部。激波剧烈的压力脉动纵波对积灰产生一种先压后拉的作用, 促使其碎裂和脱离积灰基底;导入积灰中的折射激波还会在灰体内产生横波, 这道横波在积灰基底上的反射波和入射波可相互作用使积灰与基底之间的结合面产生剪力, 剥离积灰。

喷发的高温燃气射向积灰层时, 可软化积灰, 降低粘结强度, 在高压气流的吹扫下, 灰层破碎脱落, 具有热清洗的作用, 对于粘结性积灰尤为有效。

点火爆燃时的巨大响声是能量以声能释放出来的体现, 在距喷嘴轴线6~7m处, 其声压级仍保持在160d B以上, 声波频率为35~205Hz (25℃) 。由于分路式燃气脉冲吹灰系统的声波频率低, 能量大, 因此进入炉膛后不易衰减, 并以辐射状向炉膛各个方向传播, 通过声能量的作用, 使空气分子和粉尘颗粒产生振动, 在其反复作用下, 使积灰松散、破裂、脱落。

四、燃气激波吹灰系统在高温取热炉上的运行情况

1. 吹灰效果

车间采用定期吹灰模式, 每周1次, 吹灰强度设为中度, 充压时间为3~4.5s, 吹灰次数为20次。高炉激波吹灰系统于2012年6月投用至今, 运行良好, 吹灰效果明显。2013年1月19日高炉吹灰前、后高温取热炉烟气温差对比如表1所示。

℃

由表1可知, 吹灰后, 高炉烟气出入口温差相比吹灰前增加20~30℃, 蒸汽发汽量平均增加3~4.5t/h, 装置每吨原料平均能耗降低1~3kg标油原料, 每周投入1次脉冲吹灰器的成本100元, 每年可为工厂节约670万元。高炉吹灰系统节能效果明显, 提高了公司的经济效益。

同时燃气吹灰较大幅度降低高炉烟气出口温度, 提高烟气能量回收率, 明显降低烟气系统对生产负荷的限制。2013年检修期间, 对高炉炉管检查, 发现炉管结垢程度明显降低, 垢厚度减薄, 炉管无冲击损伤。

燃气激波吹灰系统在高炉装置使用安全、高效, 满足了催化装置节能和长周期运行的要求。

2. 存在问题及处理

高炉吹灰工况与普通燃气吹灰工况相比, 存在高温高压、烟气中催化剂细粉夹带较大等特点。而燃气吹灰系统多数应用在过热器等烟气回收系统的末端能量回收装置上, 所以其工作压力及温度值均偏低 (压力为0.04MPa, 温度为162℃) 。

燃气吹灰系统在高温高压工况下的首次投用过程中系统运转出现较多问题。所以在2013年检修期间对高炉吹灰系统进行专项优化, 提高了系统安全等级。

(1) 存在问题

(1) 吹灰燃气设计不合理。公司瓦斯管网压力约为0.34~0.38MPa, 与高炉内烟气压力 (0.26~0.30MPa) 相比, 压差较小。原设计中, 以公司瓦斯作为吹灰燃气, 导致在限定的最高充压时间范围内, 无法到达爆燃最佳填充量, 使空气与瓦斯配比偏低, 爆燃效果差。

瓦斯与空气爆燃的体积分数为5.3%~15%, 范围较窄, 因爆燃罐无爆燃气体检测仪表, 调配爆燃比例存在一定难度, 同时公司瓦斯成分及压力是随生产变化的, 原阀位下瓦斯与空气配比发生变化, 导致点火时爆燃效果不好, 严重时甚至无吹灰效果。

(2) 吹灰系统部件压力等级低, 与高炉装置不匹配。吹灰系统电磁阀、点火罐、单向阀、过滤器等系统元件是按照常压吹灰系统配套的, 与高炉系统不匹配, 导致在使用过程中出现较多故障。如瓦斯总电磁阀因前后压差较大而卡涩, 无法正常使用;单向阀在高压冲击作用下失效, 高温烟气倒逆, 导致部分器件损坏。

(3) 吹灰程序运行存在不足。吹灰点火延时0.1s, 时间过短。导致点火与电磁阀关闭几乎同时进行, 点火形成的高压烟气可能冲开未完全关闭的电磁阀, 出现回火现象, 存在较大安全隐患。

(4) 管线内暗燃现象导致管线内存在部分灰烬及烟气倒逆的催化剂等异物, 导致电磁阀等阀门无法完全关闭, 存在安全隐患。

(2) 吹灰系统改进优化

(1) 燃气改为乙炔。乙炔瓶压力为1.6MPa, 经过调压处理, 可以满足吹灰对燃气压力要求。乙炔气体成分稳定, 爆燃范围宽, 为2.5%~82% (体积分数) , 所以调节幅度较宽, 易操作。

(2) 吹灰系统配件全面升级, 由原0.6~1.0MPa压力等级升级为2.5PMa, 吹灰总管加40MPa切断阀。

(3) 吹灰系统重新维护, 增加点火延时设定。可以手动设定延时时间 (现在延时0.3s) 。

(4) 燃气管线工艺流程重新加以改造, 在气源处加吹扫风, 定期吹扫燃气管线, 同时定期拆检系统元件, 如电磁阀等。

五、结论

经过使用证明, 该吹灰系统吹灰效果优于原声波吹灰系统, 吹灰效果显著, 明显降低了高炉炉管结垢程度, 有效提高了高温取热炉的热效率。在催化长周期运行和公司节能降耗工作中起到推进作用。

摘要：炼化催化装置高温取热炉炉管积灰结垢, 导致换热效果差, 烟气热量回收率低, 严重影响公司的经济效益及催化长周期运行。为此, 对催化高炉吹灰系统进行技术改造, 采用燃气激波吹灰替代声波吹灰系统, 吹灰效率明显提高, 满足了装置节能高效生产的需要。

关键词：催化高温取热炉,积灰结垢,燃气脉冲吹灰

参考文献

[1]激波吹灰器在余热锅炉中的优化运行[M].石油化工设备, 2008.

吹灰控制系统 篇6

大唐湘潭发电有限责任公司#2 机组为四角切圆式锅炉, 额定负荷330MW, 配备的空预器为三分仓容克式空气预热器, 设计空预器出口一次风温度为342℃, 出口二次风温度为349℃, 排烟温度为130℃。 每台空预器配备2 台伸缩式蒸汽吹灰器, 分别布置在冷端和热端。 因为脱销项目改造的要求, 原有的空预器不满足系统设计要求, 对空预器进行了配套更换。

#2 机组现有的吹灰系统是由PLC进行控制, 运行时间比较长, PLC老化严重, 控制回路故障频繁, 近几年运行中故障明显增多。PLC控制系统的不人性化和控制程序的隐蔽性给维护人员带来了很多的不便, 导致工作效率大大降低。

#2 机组DCS系统使用的是Baily公司的Infi-90 控制系统。 现有DCS系统相比小型PLC系统拥有无法比拟的诸多优势, 经过综合考虑, 从现场设备的实际情况出发, 以能满足现场工艺要求, 保证安全运行为前提, 综合考虑成本因素, 更利于运行操作, 维护方便等要求, 最终决定基于DCS完成吹灰系统改造。

2 DCS实现空预器吹灰顺序控制的合理性

2.1 减少设备降低成本

PLC吹灰监控系统一般由上位工控计算机, 吹灰设备接口单元, 动力驱动单元组成。 而采用DCS控制, 只需在DCS系统环路增加一个节点, 通过工程师站、操作员站进行统一管理。 采用DCS进行控制, 一方面减少了设备, 另一方面降低了设备的成本。

2.2 满足系统控制功能

一般小型的PLC系统侧重于存储执行逻辑运算、顺序控制、定时、计算和运算等操作, 在过程控制方面功能比较弱。 而DCS系统对现场单元的过程控制、闭环控制有其先天的优势, PID参数的调试也更加方便。

原有的蒸汽压力调节为基地式调节仪控制, 设备运行时间过长, 内部部件严重老化, 调节品质差, 蒸汽吹灰自动控制已无法正常投入。针对这种情况对基地式调节仪进行改造, 由DCS系统完成压力调节的自动控制, 输出4-20m A标准信号至现场调节型执行机构。

2.3 保证系统安全运行

根据现场实际, 吹灰系统设备相对来说不是很多, 一个小型的PLC就能满足控制系统需求, 而此类控制器不具备冗余功能或者实现成本比较高; 而现有DCS系统不需要增加新设备, 在原有控制器进行逻辑组态;并且现有的控制器具备在线冗余功能, 当主控制器出现故障也能安全无扰切至备用控制器运行, 从而保证系统的安全运行。

2.4 完善系统辅助功能

PLC程序隐蔽, 设计复杂, 同时无法实现过程参数的存储, 这给事故的调查和分析造成很大困难。 而DCS有其强大的辅助功能, 利用专门组态软件进行组态设计, 并从工程师站可以很方便完成参数在线监视、修改、组态优化;另外人机接口软件还能存储历史数据和事故报警记录, 人性化界面有利于运行人员的监视, 还一定程度上防止误操作等等。

3 空预器蒸汽吹灰顺序控制系统

3.1 吹灰系统的设备组成

空预器吹灰系统设备包括: 两台吹灰蒸汽电动门KYM1、KYM2, 一台辅助蒸汽气动门FQM, 一台疏水气动门DV7, 一台吹灰蒸汽减温减压调节阀CV ( 原基地式调节仪) , 四台空预器吹灰器AL1、AL2、AL3、AL4 以及用于汽源品质检测的压力变送器和测温元件。

系统相关的设备包括:一台屏过至吹灰电动隔离总门MV1, 屏过至燃油雾化电动隔离门MV2, 两台屏过至脱销蒸汽吹灰隔离门。

3.2 吹灰器控制回路

空预器吹灰器采用上海克莱德贝尔格曼机械有限公司生产的吹灰器, 每台空预器分别安装两台吹灰器, 上下两层布置。 每台吹灰器分别接受“ 就地”和“ 远程”控制, 就地操作时吹灰器接受“ 就地启动”、“ 就地停止”信号;远程控制时吹灰器接受“ DCS推进”、“ DCS退出”指令, 并提供“ 进到位”、“ 退到位”、“ 过载”三对常开触点信号送至DCS。

吹灰器控制回路不带自保持功能, 只接收长指令信号。 就地控制时:按“ 就地启动”按钮, 吹灰器推进, 松开按钮吹灰器停止;按“ 就地停止”按钮, 吹灰器退回, 松开按钮吹灰器停止。DCS远程控制时, 接收DCS“ 推进”指令, 吹灰器推进, “ 推进”指令消失, 吹灰器停止;接收“ 退出”指令, 吹灰器自动退回原位。

3.3 吹灰器控制流程

根据工艺要求, 设计了两种吹灰方式:主蒸汽吹灰和辅助蒸汽吹灰。 主蒸汽吹灰方式是在锅炉正常运行, 单元机组负荷大于180MW时进行;辅助蒸汽吹灰是在机组启动过程中进行连续吹灰或者是在单元机组负荷小于120MW时进行。 吹灰程序沿着烟气流向先吹空预器热端AL1、AL2, 再吹冷端AL3、AL4。两种不同的吹灰方式, 其具体流程也不一样。

具体流程如图1。

空预器吹灰对蒸汽压力、温度、干湿度都有严格的要求。如果蒸汽品质达不到要求, 很有可能造成空预器堵灰, 对空预器传热元件造成腐蚀, 并且会间接造成空预器进出口差压大, 排烟温度高, 引风机动叶开度加大及电流增大等等。 为了提高空预器吹灰蒸汽品质, 在启动吹灰器之前需加入限制条件:主蒸汽方式下同时判断“ 疏水时间达到延时3min”和“ 疏水温度大于280 摄氏度”自动进行下一步, 而辅助蒸汽方式下只需要判断“ 疏水时间达到延时3min”自动进行下一步。

3.4 吹灰顺序控制系统功能

吹灰系统控制主要任务的是实现顺控功能和连锁保护功能。顺序控制以现场设备为基础, 逻辑力求简练;连锁和保护功能设计越周到、越实用、越安全可靠, 操作人员对现场设备的控制能力就越强。 综合分析, 对整个吹灰过程进行顺序控制和状态监控, 系统具备以下功能:

启动:投入程控方式时, 按下启动按钮, 吹灰程控自动执行。

报警:当任意一台吹灰器过载、故障时进行报警, 并触发声光报警。

跳步:在程控方式, 当吹灰器跳步置位, 跳过当前吹灰器运行, 自动执行下一步。

紧急停:手动按下紧急停按钮、有MFT信号存在或吹灰蒸汽压力坏质量时所有吹灰器退回原位。

状态复位:吹灰程控结束, 复位所有设备为初始状态。

汽源选择:选择主蒸汽或者辅助蒸汽进行空预器吹灰。

次数设定:设置连续吹灰次数, 规定一组吹灰器吹灰次数只有都达到预设吹灰次数才进行下一步。

吹灰方式选择:蒸汽吹灰系统和高压水系统不能同时运行, 置位才能允许蒸汽吹灰。

中断/继续:在程控方式, 按下“ 中断”按钮, 吹灰器退回原位;按“ 继续”按钮, 吹灰器接上一步继续运行。

手动/自动方式选择:手动方式时, 吹灰器之间没有连锁关系, 可以手动操作吹灰器进行吹灰;自动方式时, 程控按照预定的程序一步一步执行。

画面显示如图2。

4 组态设计

4.1 设备驱动

分析吹灰器的控制原理, 是一个很典型的电机马达控制。 吹灰器接受DCS发出的“ 推进”、“ 退出”指令。 当吹灰器接受DCS指令时, 吹灰器的动作方式为:吹灰器在初始位置, DCS发“ 推进”指令, 吹灰器启动3S ( DCS只用在推进指令中给出3S脉冲) , 吹灰器脱离初始位置“ 退到位”消失, 吹灰器停止该位置60S ( 空预器旋转一周所用时间) ;此时DCS再启动前进脉冲1S ( 步进时间) , 吹灰器再停止60S, 重复步进循环, 直到吹灰器前进至前限位; DCS发“ 退出”指令, 吹灰器开始后退, 直到“ 退到位”行程开关动作。吹灰器完成一次完整吹扫。远控操作时, 吹灰器设计超时报警功能, 需要对单个吹灰器动作进行正常进行监视, 即“ DCS启动”指令后, 超过一个时间值, “ 退到位”信号没消失, “ 进到位”脉冲没有检测到, 吹灰器发出报警。

简化控制逻辑如图3。

4.2 主蒸汽气动调节阀

空预器主蒸汽气动调节阀是在原基地式调节仪基础上改造而来, 从控制方式上它存在本质上的区别。 基地式调节仪接收给定值SP信号, 由就地的机械部件进行自动控制, 调节阀门的开度。 改造后的气动调节阀只接收标准4-20m A电流信号调节阀门的开度, 控制全部由DCS完成。分析系统的控制要求, 维持吹灰蒸汽压力在恒定值, 设计一个的单回路调节系统就能很好的对压力进行控制:

DCS系统提供强大的过程控制功能码, 并具有很完善的手动/自动切换功能。 气动调节阀有三种控制方式:调节阀暖管、调节阀关闭、调节阀自动。

简化控制逻辑如图4。

5 系统调试

5.1 调试条件

所有现场设备安装完毕, 设备电源投入, 现场设备具备试运条件。 程序设计完成, 用仿真信号试运行单体设备和顺序程序流畅。

5.2 调试过程

第一步:进行单体的调试。 由操作人员在操作员站操作相关设备, 观察设备运行状态、画面显示是否正确, 并模拟相关信号如:过载, 故障, 超时, 紧急停等功能检验是否正确。

第二步:顺控程序调试。单体调试结束, 将程序置自动方式, 依次选择主蒸汽吹灰方式和辅助蒸汽吹灰方式, 启动顺控程序执行步序, 观察相关设备的联动情况, 程序执行正确无误。 测试相关功能实现情况: 吹灰次数设定、跳步、紧急停、中断、继续等功能。

第三步:PID参数调整。 首先手动方式开启电动隔离门, 缓慢开启气动调节阀进行疏水, 记录调节阀开度指令、开度反馈、吹灰蒸汽压力、疏水温度曲线。观察相应曲线情况初步确定PID参数, 特别是确定PID输出高限设定, 防止输出过大造成管道超压, 然后投入自动。 在PID参数整定过程中, 首先分析工艺流程, 确定调节系统的正反作用, 分析蒸汽压力的过程控制, 具备延迟性小, 响应速度快的特点, 基本确定P-I就能满足要求, 进行Kp、Ki、Kd参数整定。 另外在进行调试的过程中应适当加入阶跃响应, 观察调整曲线, 使系统都能快、准、稳的响应, 以防止机组在运行中遇到扰动影响调节品质。

6 改造过程中遇到的问题

虽然在改造之前进行了充分的准备工作, 但是在改造的过程中仍然遇到一些问题:

问题1:连续吹灰次数设计:按照最初设计, 同一组吹灰器AL1、AL2 进行第二次吹灰的条件是两台吹灰器同时退回原位; 但是在具体的调试过程中发现AL1 能按最初设想进行连续吹灰, 而AL2 退回原位就不动了。 分析发现两台吹灰器不可能同时退回原位, 这样造成了在程序执行过程中时序上出现问题。 将启动条件修改为:单台吹灰器退回原位, 并对同侧吹灰设计单独的顺控子程序, 问题得到解决。

问题2:吹灰蒸汽压力调节:按照最初设计, 吹灰程序压力调节阀自动调节时, 同侧两支吹灰器同时推进;但在调试过程中发现, 单个吹灰器蒸汽流量很大, 吹灰器同时启动时吹灰蒸汽压力扰动过大, 严重影响蒸汽品质参数;经过分析, 将吹灰子程序启动时间进行修改, 启动吹灰子程序时先启动AL1, 间隔30S启动AL2, 重新调整PID参数, 吹灰蒸汽母管压力参数符合设计要求, 问题得到解决。

7 总结

尽管在吹灰系统的改造过程中遇到过困难, 但总体进行比较顺利, 按计划圆满完成并投运。 经过半年的运行观察, 吹灰系统一直运行良好, 达到了本次改造的预期要求。并且通过这次改造, 还为将来锅炉本体吹灰进行DCS顺控改造积累了宝贵的经验。

摘要：本文针对大唐湘潭发电有限责任公司吹灰顺序控制系统全部由PLC控制的现状, 提出了一种基于DCS的控制方式。综合分析空预器吹灰控制系统的控制要求, 详细介绍了DCS实现空预器吹灰系统的过程。运用于实际的结果证明, 此次改造提升了空预器吹灰顺序控制系统的安全性、稳定性、可操作性等。

关键词：吹灰系统,空预器,DCS,PLC

参考文献

[1]蔡昕.410t/h煤粉炉尾部吹灰改造[A].全国火电200MW级机组技术协作会第二十三届年会论文集[C].2005.

[2]王兴合, 王长征, 张文鹏, 刘代利.#5炉对流受热面污染状况实验与吹灰优化[A].全国火电大机组 (600MW级) 竞赛第8届年会论文集[C].2004.

锅炉智能在线自动吹灰系统的应用 篇7

目前特油公司的注汽锅炉燃料油的主要成分是渣油和混配油, 但是由于渣油灰分比重大、混配油杂质多、致使燃烧形成的灰分沉积在对流段翅片管的间隙中, 由于对流段翅片管长期得不到彻底的清洗, 翅片管的间隙中累积了大量的、较坚韧的污垢, 严重影响了对流段的吸热效果。我公司先后应用过一系列自动化技术, 但终因吹灰不彻底或对锅炉翅片管本身造成损伤而无法推广应用。

二、现状调查

对流段烟温的高低, 直接影响着锅炉的经济运行, 一般排烟温度每升高12～15, 锅炉整体热效率下降1%, 注汽锅炉设计热效率80%, 设计排烟温度为243℃, 对流段吸热量占蒸汽总热量的40%, 排烟热损失占锅炉整体热损失的6～12%, 因此降低锅炉排烟温度, 是提高锅炉热效率, 降低锅炉运行成本的有效之路。

三、声波吹灰系统结构组成

注汽锅炉声波吹灰控制系统由氧含量控制系统、炉膛温度检测系统、声波吹灰装置三部分构成。每个控制系统一般由一次仪表 (传感器) 、P L C、触摸屏、手自动切换操作、变频器等部分组成, 一次仪表将锅炉的温度、氧量、等量转换成电压、电流等送入PLC, 手动时由操作人员手动控制, 自动时对PLC发出控制信号经执行部分进行自动操作。PLC对整个锅炉的运行进行监测、报警、控制以保证锅炉正常、可靠地运行。

通过在对流段安装声波自动吹灰装置, 有效控制锅炉排烟温度, 同时实现不停炉自动吹灰, 抗干扰能力强, 能置于环境恶劣的工业现场中, 故障率低。

四、声波吹灰系统的基本原理

通过声波发生器将压缩空气或高压蒸汽调制成声波, 将压缩空气的能量转化为声能 (声波) 。声波在弹性介质 (锅炉内空间) 里传播, 声波循环往复的作用在换热表面的积灰上, 对灰粒之间及灰粒和管壁之间的结合力起到减弱和破坏的作用, 声波持续工作, 那种结合力必然会减弱, 当它减弱到一定程度之后, 由于灰粒本身的重量或烟气的冲刷力, 灰粒会掉下来或被烟气带走。

五、实施效果对比

我们对改造前后对流段的温升情况进行了对比。

自动吹灰系统的主要特点:

(1) 智能型自动吹灰

根据烟温的高低, 把吹灰装置设计成自动控制, 当烟气温度高于某一设定温度时 (如2 2 0℃) , 吹灰装置自动启动, 当烟温降低后, 吹灰装置自动停止。

(2) 在线吹灰

吹灰装置吹灰时, 注汽锅炉不用停炉, 即可完成吹灰全过程。

(3) 机电装置一体化

吹灰装置采用机电一体化设计, 并根据注汽锅炉特点在程序设计上考虑了一体化的设计, 操作灵活, 可根据注汽炉尾部受热面排烟温度的情况, 灵活选择吹灰方式。

(4) 操作简单, 使用方便

吹灰装置设计采用快速联接方法, 管道联接用快速接头。喷嘴与加速器联接采用法兰联接, 其他部件固定在移动房内, 运输和安装非常方便。

(5) 节约大量的燃料油, 经济效益显著

六、效益分析

经过测试前后的对比, 热效率由原来的80.3%, 提高到81.5%, 提高了1.2%, 大五站51#年注汽量约8万方左右, 燃油单耗为6 5 k g/m 3, 年可节油:

市场价格每吨油为2400元

单台自动吹灰装置为100000元

共可创经济效益为

62.4×2400-100000=49760元

摘要：一般排烟温度每升高12～15, 锅炉整体热效率下降1%, 有效地降低锅炉排烟温度, 是提高锅炉热效率, 降低锅炉运行燃料成本根本之路。

关键词：智能,在线自动吹灰

参考文献

[1]武占.油田注汽锅炉[M].乌鲁木齐:新疆大学出版社.1996. (20-37)

吹灰控制系统 篇8

本文介绍的是洛阳石化分公司三联合260万吨/年柴油加氢加热炉吹灰系统, 其应用在反应加热炉 (F3401) 、分馏重沸炉F3402空气预热器和分馏重沸炉 (F3402) 对流蒸汽发生段。投用之前, 加热炉的热效率为91.05%, 应用后热效率提高到了92.5%。此吹灰器是利用了声学、振动学和疲劳学等学科的原理, 把一定强度的声波送入到运行中的炉体内的积灰区域, 通过声能量的作用使这些区域中的空气分子与松散干燥的灰粒子产生振荡和相互碰撞, 使浮着在受热面表面的积灰脱离受热面表面悬浮起来, 并始终处于悬浮流化状态, 以便烟气流将其带走, 或自动脱离。该声波清灰系统, 声源采用了频率70~800Hz可调的变频范围声波, 其波长长, 振幅大, 能量衰减慢, 绕射与反射能力强, 振动位移幅度大。用声波清灰, 声波作用可以达到整个空间, 能在炉内产生混响, 不留死角;建立均衡的能量场, 空气与壁面对声波吸收小, 有效清灰区域大;不会产生对设备有腐蚀作用的湿气, 从而在管子表面不会产生腐蚀和破坏。这是以往其它清灰设备不可比拟的。

2 工作原理

如图1所示, 声波发生器用支架固定在平台上或壁挂在炉墙上, 其声波输出端与声导管小直径端连接, 声导管大法兰通过专用法兰套筒连接在炉墙上;压缩空气通过支管上的手动截止阀、过滤器、电磁阀等与声波发生器进气口相连接。控制柜通过专用电缆与每台声波发生器接线盒输入端子相接, 并从此接线盒电磁阀输出端子引出电缆与电磁阀相连接。清灰系统的运行由电控柜控制, 其工作间隔和工作时间及运行次序可以自动或手动调节;工作时, 打开气动截止阀通入额定压力的压缩空气, 清灰系统可在电控柜的控制下自动 (手动) 运行。声波发生器将压缩空气的机械能转化为声能, 声导管将声波放大传导到炉内, 达到清灰目的。运行时, 为使系统的输出声波特性和清灰效果最佳匹配, 由专业技术人员到现场调试后存入控制柜的系统软件中, 自动调整现场声波发生器输出的声波频率特性, 从而保证了最好的运行效果。

(1) 清灰器; (2) 声导管; (3) 控制柜 (4) 总截止阀; (5) 截止阀; (6) 过滤阀; (7) 电磁阀; (8) 炉壁

3 系统构成及特点

3.1 系统基本由三部分组成

(1) 声波发生器部分:由变频声波发生器、声导管组成。声波发生器由高效调制器、变频调速电机、电磁阀、过滤阀等组成。声导管采用不锈钢精铸而成。

(2) 控制部分:电控柜由可编程控制器PLC、变频器、继电器、开关等元器件组成。

3.2 高效变频声波清灰系统的特点

(1) 使用音频带的变频声波 (70~800H z) 作为清灰的工作频率, 可适用于多种灰份, 对人体、设备无损害。

(2) 清灰有效作用范围大, 在作用范围内不留死角, 达到全方位清灰。

(3) 在较宽的频率调节范围内工作。系统通过专业人员调试后, 在运行中, 电控系统自动控制系统声特性与被清灰面保持最佳匹配状态, 清灰可达到最佳效果。

(4) 系统可采用自动、手动两种控制方式控制系统发生器的工作时间、运行次序。根据用户的不同需求, 可采用不同运行方式。

(5) 体积小、重量轻、可炉外多方位安装, 维护、维修不需要停炉, 不占用炉内换热空间。

(6) 发声效率高, 能耗少, 无易损件, 使用寿命长, 运行费用低。

4 吹灰器使用情况

4.1 故障判断及注意事项

声波吹灰器投用中易发生的各种故障, 需要及早的预防和判断, 降低声波吹灰器的故障率。声波吹灰器发生器的故障率比较高, 在日常生产中应注意以下几项:

(1) 轴端联轴器拆卸时不得蛮力操作, 否则将引起变形而导致调制器发生故障。

(2) 电机、调制器等零部件维修后再装配时, 应保持电机与调制器之间同轴度, 避免因偏心引发故障。

(3) 电磁阀、过滤阀等与管路连接应密封可靠。

(4) 防护罩对发生器起保护防淋作用, 严禁将其拆除挪为它用。

(5) 在投用仪表风的时候注意排水, 避免积水过多对声波发生器及导声管造成腐蚀。

(6) 在拆卸和维修变频器的过程中, 注意放电, 以免引起人身伤害。

(7) 在维修中打开控制柜的门时, 部分元器件可能温度比较高, 注意防止烫伤。

(8) 注意保持仪表控制柜的压力, 保证正压操作, 避免湿空气对电器元件造成损坏。

4.2 投用前后的效果对比 (表1)

柴油加氢加热炉F3401、F3402设计热效率均为91%, 投用初期由于积灰, 加热炉的热效率一直维持在91%左右。现场观察由于开工初期瓦斯带液比较严重, 而且还投用一段时间燃料油, 故炉管结灰情况比较严重, 排烟温度维持在140℃左右。由于炉管传热效率下降, 瓦斯消耗也比较大。在声波吹灰器投用后, 这一问题有了很大的改观。最明显的就是排烟温度降到了120℃左右, 瓦斯消耗也相应的下降。由此可见, 新型声波吹灰器的投用使柴油加氢加热炉的平稳高效运行提供了有利保障。

5 结论

吹灰控制系统 篇9

关键词：污染率,燃气脉冲吹灰装置,PLC

0 引言

电站锅炉对流受热面积灰、结渣带来的热交换效率低、管壁超温、腐蚀等问题,造成了大量的能源浪费,影响到锅炉的经济效益与安全运行。高效吹灰装置的设计以及配套的锅炉吹灰优化系统的研发是解决积灰(渣)问题的有效途径。但现役的吹灰设备存在着吹灰高能耗、存在死区、设备可靠性差、维修费用高、对受热面有损害、管排式受热面背部积灰清除效果差等缺陷,以至于吹灰器的投运率较低。因为吹灰动作的不合理或采用定期的吹灰方式,使积灰速度与预测存在一定差距,造成吹灰不足或过于频繁,锅炉出现严重的积灰和结渣,影响了锅炉的安全经济运行。

采用热平衡法对锅炉对流受热面进行分析计算,建立基于污染率的智能吹灰模型,研发智能吹灰系统,以避免受热面严重的积灰结渣,保持高传热效率,提高锅炉的经济效益。

1 燃气脉冲吹灰

燃气脉冲吹灰器是将可燃气体和空气按一定的比例在引发柜的混合室中充分掺混后,沿管路进入点火罐,随后由点火器点火,火焰锋面在混合气管路不断加速并引燃发生器内的可燃气,形成爆燃并迅速膨胀成高温高压气体。发生器中混合气产生的ZND(Zeldovich–Von Neumann–Doring)爆燃波模型如图1所示。

ZND模型把爆轰波阵面看成是有前沿冲击波和紧跟其后的化学反应区构成,它们以同一速度沿爆炸物传播。燃气脉冲吹灰器中的冲击波以超音速进入发生器中,在发生器中被压缩成一个高密度、亚音速的冲击波,最终由发射器喷出作用于受热面积灰。

燃气脉冲吹灰是干吹灰,对结垢性和高粉尘、高粘性的积灰清除效果好,具有运行费用低、设备投资回报期短、设备操作维护简便、控制调试灵活、吹灰时间短等优点。燃气脉冲吹灰对清除管壁背面及两侧的积灰效果明显,在清除以管排式受热面为主的受热面积灰时效果显著,可有效解决受热面背侧积灰的问题。

2 污染率计算模型

污染率模型是基于热平衡法建立的。依据受热面进、出口工质温度、出口烟气温度以及汽包压力等参数,计算实际传热系数与理想传热系数之比,即污染率。污染率可以有效的表征受热面积灰状态,其定义为:

FF为污染率,其值越大表示受热面污染越严重。Klx为理想传热系数,由锅炉运行在几个不同工况下,吹灰完毕时的传热系数与负荷关系拟合而成。Ksj为实际传热系数。污染率的计算过程如图2所示。

其中Ksj与受热面的表面积A、计算燃煤消耗量Bj、受热面中烟气的放热量Qsi、传热温压t有关,具体计算如下。

2.1 对流传热面积A

现在大型电站锅炉的对流受热面管壁厚,管子内、外表面积的比值不一样,热力计算中合理的规定受热面的传热面积对准确计算传热量有很大影响。本模型定位于燃煤电站锅炉对流受热面的灰污监测。依据锅炉的凝渣管束、锅炉管束、省煤器、过热器和再热器等受热面,都以管子外侧(烟气侧)的全部表面积作为计算传热面积,模型把复杂的对流受热面积计算过程归到锅炉的结构参数,使运算更加简单。

2.2 计算燃煤消耗量Bj

Bj与实际燃料消耗量B以及机械不完全燃烧损失的热量占输入热量的百分数q4有关。主要计算公式:

其中为锅炉效率,Aar为收到基灰分,fh飞灰份额,lz炉渣份额,B为锅炉燃料的消耗量,Q1为单位时间内锅炉总有效利用热量,Qr为一千克燃料的锅炉输出热量,clz、cfh为飞灰和炉渣中可燃物含量的百分数。

考虑到煤粉燃烧产出的烟气中H2、CH4等可燃气体含量极微,故认为烟气中的可燃气体只含CO,公式:

在电站燃煤锅炉计算中简化为:

其中RO2、CO分别表示干烟气中三原子气体、一氧化碳的容积百分容量,Car、Sar分别为收到基的碳分跟硫分。公式简化后,避免了稀少气体检测困难的问题,而产生的计算误差可以忽略,更不需要安装额外检测设备。

2.3 受热面中烟气的放热量Qsj

根据某一受热面烟气的放热量Qsj等于此受热面中给水的吸热量Qc,则:

式中D为锅炉负荷,h''为某一受热面出口水焓,h'为某一受热面入口水焓,hjw为减温水的焓。

2.4传热温压 t

其中tnl为逆流平均温压,为温压转换系数。

利用电厂DCS系统中的实时参数,以及组态模型固定参数界面中输入的锅炉结构参数,煤质等固定参数,由式(1)~式(6)及对应的热力公式,计算出污染率值,对受热面的积灰程度进行量化处理,以指导燃气吹灰器进行合理吹灰动作。

3 基于污染率模型的控制系统设计

在污染率计算模型的基础上,进行了燃气脉冲吹灰器控制系统设计。依据在线污染率计算结果,判断积灰超限受热面,在锅炉运行状态允许前提下,由PLC控制燃气脉冲吹灰器,实现对积灰超限受热面灰渣的清除。控制系统运行流程如图3所示。

系统启动以后,计算平台首先实时计算受热面污染率FFss,给出当前积灰(渣)状况,再由锅炉负荷以及锅炉负荷变化情况判断是否符合吹灰条件。满足吹灰条件后,进行实时污染率FFss与对应受热面的临界污染率FFlj的比较,选择污染率超限受热面进行吹灰操作。

吹灰系统中装设有逆止阀、阻火器、温度测点和检漏仪,能有效防止回火和内燃超温等安全事故。在确定吹灰受热面后,启动PLC控制程序,PLC读取吹灰系统各部位检测信号并判断吹灰系统是否发生故障。出现故障时会对故障部位及时报警并关闭相应阀门,及时检修,保证系统安全运行。若无吹灰故障,则打开空气路以及燃气路主阀门,并启动需吹灰受热面对应的吹灰器控制回路。启动吹灰控制回路后,吹灰器首先进入清扫工作状态,通过开启吹灰回路的分配阀,引入压缩空气吹扫管路,压缩空气会将上次爆燃未完全燃烧气体清扫干净。清扫状态完成后,开启燃气路脉冲阀,系统进入充气工作状态,将可燃气体引入混合室中与空气路引入的空气在混合室中混合。充气完毕后,关闭脉冲阀与分配阀停止气体供应,使气体在混合室内充分混合,由PLC控制点火器对点火罐内的气体进行点火,系统进入爆燃工作状态,点燃混合气体,形成爆燃气,作用于积灰(渣)超限的受热面,使积灰脱落。爆燃状态结束后,再次开启分配阀,将高压空气引入各管室进行残留混合气体的清除并吹灭残留火花,完成一次吹灰操作,进入下一个计算周期。

在现场和集控室分别安装有控制柜,现场控制柜安装在靠近流量混合分配单元的位置,布置在运行平台上,以易于操作。远方控制柜设在集控室内的电子设备间,并设有由组态软件开发的人机界面,可实现远方程控吹灰。

4 组态软件开发

系统工控组态软件开发包括:脉冲吹灰运行状态、污染率变化趋势及关键参数显示、脉冲调试、脉冲设置、报警记录、模型固定参数输入等界面的设计,以及将孤立的计算模块、控制模块组合成一个完整的系统,使各组成模块相互协作,实现污染监测和优化吹灰过程,确保工作流程的顺利进行。正常吹灰时可通过人机界面完成吹灰系统的调试、启动、复位、停止运行等工作。

其中图4为吹灰运行状态界面。

吹灰运行状态界面用于对稳流柜、分配柜、脉冲引发柜的运行状态的实时监控,并设有运行状况报警提示灯,对运行路中事故做出及时的报警,便于操作员了解运行状态。

5 结束语