循环流化床技术及应用

关键词: 矸石 流化床 锅炉 燃烧

循环流化床技术及应用(精选十篇)

循环流化床技术及应用 篇1

20世纪80年代, 当德国的鲁奇 (Lurgi) 公司首次将循环流态化技术用于烟气脱硫而开发出循环流化床烟气脱硫工艺 (CFB-FGD) 时, 该工艺以其独特的优势[3,4,5,6,7]立即受到各国研究者的关注:① 脱硫剂利用率高, 在较低的Ca/S (摩尔比) 下可达到与湿法相当的脱硫效率;② 工程投资少, 运行费用和脱硫成本较低;③ 无脱硫废水排放, 且脱硫副产品呈干态, 不会造成二次污染;④ 工艺流程简单, 系统设备少, 控制简单, 占地面积小;⑤ 系统 (包括设备和管道等) 基本不存在腐蚀问题, 可用碳钢制造;⑥ 对煤种适应性强, 既可处理燃烧低、中硫煤的烟气, 又可处理燃烧高硫煤的烟气;⑦ 在脱硫剂中加入少量的铁基催化剂, 可脱除60%~90%的氮氧化物, 具有脱硫、脱氮一体化的发展潜力。

1 CFB-FGD的各种形式

迄今为止, 各国研究者对循环流化床烟气脱硫工艺进行了改进和提高。图1为典型的烟气循环流化床脱硫装置CFB-FGD工艺流程。依据流态化原理设计的烟气循环流化床脱硫装置包括流化床主体、气固分离系统、吸收剂制备与加料系统等[8]。循环流化床主体 (又称反应器或吸收反应塔) 是脱硫装置的核心, 可设置成内循环和外循环两种方式。气固分离系统的作用是回收脱硫产物, 可采用旋风除尘器、静电除尘器或布袋除尘器。脱硫塔可采用两种给料方式:一是将水直接喷入脱硫反应系统, 润湿脱硫剂, 使脱硫反应转化为离子反应, 该法称为分添式给料法;二是将脱硫剂在反应前润湿, 制成浆液后再送入反应器, 称为浆液式给料法。

1.1 分添式给料工艺

20世纪80年代, 德国Lurgi公司开发了炉内喷钙循环流化床反应器脱硫技术。该技术首先在炉膛适当部位喷入石灰石, 通过固硫作用脱除部分硫化物。在尾部烟道电除尘器前装设循环流化床反应器, 炉内未反应的CaO随着飞灰输送到反应器内, 经增湿活化后进行脱硫。该工艺无需设置石灰烧制系统, 可减少运行设备及烧制石灰带来的环境污染, 但该工艺对锅炉燃烧效率有一定的影响, 并且还可能对尾部烟道过热器、省煤器、空气预热器造成损坏, 例如, 下关电厂在采用此工艺时, 锅炉效率下降了0.66%[9]。

在此基础上, 美国EEC和德国Lurgi公司进一步合作开发了一种新型烟气脱硫工艺, 称为烟气循环流化床脱硫工艺 (CFB) , 其流程见图2。在该工艺中, 将脱硫剂和水分别喷入循环流化床反应器内, 以此代替了炉内喷钙。该工艺所需的脱硫剂一般为Ca (OH) 2, 工艺流程简单, 脱硫效率可达95%以上, 造价较低, 运行费用相对不高, 是一种较有前途的脱硫工艺。

德国Wulff公司在Lurgi的CFB技术基础上开发了一种回流式烟气循环流化床脱硫工艺 (RCFB) , 如图3所示。在Lurgi公司的CFB工艺中, 物料主要是通过外循环的方式进入反应器, 而在RCFB中, 通过增设内构件并对脱硫塔流场进行独特的设计, 增强了循环物料的内循环, 从而减少外循环装置的负担, 通过内外循环的方式, 在保证塔内较高颗粒浓度的前提下, 减少脱硫塔出口粉尘浓度, 这样就保证了脱硫效率, 同时会减轻后续静电除尘器或布袋除尘器的负担, 简化了下游除尘器的设计[4,5,6]。但是, 这种工艺的缺点也很明显, 它会增加整个反应塔的压力降, 从而使整个系统的能耗增加。该工艺所用的吸收剂为干态消石灰粉或石灰浆液, 从反应塔底部喷入, 属于分添式给料工艺或浆液式给料工艺。

1—锅炉;2—锅炉除尘器;3—消石灰仓;4—反应塔;5—石灰浆槽;6—增湿水箱;7—脱硫除尘器;8—中间灰仓;9—集灰库;10—烟囱

1.2 浆液式给料工艺

在分添式给料工艺中, 由于新鲜石灰和水分别喷入, 当烟气通过反应器时, 新鲜石灰和水就会被大大稀释, 其碰撞活化效率降低[10], 于是研究者们就采用浆液式给料, 这时脱硫剂和水就会完全接触, 但由于石灰在水中的溶解度低, 须制成石灰乳浊浆液, 其浆液制备系统复杂且庞大。

1.2.1 气体悬浮吸收烟气脱硫工艺 (GSA)

气体悬浮吸收烟气脱硫工艺 (GSA) 是由丹麦F.L.Smith公司开发的循环流化床脱硫技术, 流程如图4所示。GSA脱硫装置与Lurgi装置相似, 只是该装置用氢氧化钙浆液喷射代替了氢氧化钙粉和水的分别喷射。该工艺中首先将Ca (OH) 2和水混合, 石灰乳雾化后喷入循环吸收塔内, 在喷水增湿的条件下进行脱硫。由于增加了制浆系统, 结构较复杂, 喷枪喷嘴易结垢、堵塞, 磨损严重, 而且若喷入位置不当, 易造成脱硫灰的团聚和粘壁。另外, 该技术必须使用纯度和活性较高的石灰浆Ca (OH) 2[11]。

1.2.2 NID (New Integrated Desulfurization System) 工艺

传统的CFB工艺中, 因其回流或双流喷嘴埋在流态不稳定、湿度不均匀的反应灰堆中, 很难产生中位径约80 μm的小液滴, 不可避免地出现浆滴的团聚, 产生湿灰团及浆团, 易造成喷嘴及吸收塔渐扩段粘堵, 装置不能长期稳定运行。同时受浆滴干燥的影响, CFB塔内的操作温度稍高, 脱硫塔的高度也较高。针对这些问题, 瑞典ALSTOM公司研制了一种集除尘和脱硫于一体的综合工艺NID, 如图5所示。

在NID工艺中, 脱硫剂与循环物料在混合增湿器中充分混合并增湿后注入反应器, 从而除去烟气中的酸性物, 净化烟气。该装置由矩形反应器、消化器、增湿混合器及出灰系统组成, 其中增湿混合器是关键设备, 属于专利产品。在一体化的增湿器中加水使脱硫灰的水分由2%增加到5%, 增强了循环灰的流动性, 克服了传统CFB工艺出现的粘壁问题。同时该装置能与除尘器组合为一体, 占地面积很小。但是NID工艺也有其局限性。因为这种工艺只能在反应器内完成70%的脱硫反应, 余下的反应需在布袋除尘器内完成[6], 是与布袋除尘结合的一体化除尘脱硫工艺, 由于我国的滤布质量较差, 火电厂采用布袋除尘器的极少, 所以目前推广潜力不大[12]。

2 CFB-FGD的脱硫机理

无论是分添式给料工艺还是浆液式给料工艺, 其脱硫机理基本相似, 其中循环流化床反应器的应用、水分的加入和脱硫剂物料的循环是CFB-FGD脱硫的主要特点。

2.1 循环流化床反应器的应用

在循环流化床中气体与固体颗粒间会发生强烈混合和接触, 烟气与脱硫剂基本处于热平衡状态[13], 这样既有利于喷入水分、烟气与吸收剂的接触, 也有利于水分的蒸发。并且在循环流化床中不存在鼓泡床中的定形气泡, 沿整个横截面床层密度分布均匀, 气相返混小或不返混, 并且气—固接触良好, 因此可较好的控制脱硫反应时间, 是快速反应过程中较理想的操作状态[14]。

另外, 用于循环流化床操作的固体颗粒一般粒度较细, 平均粒径在100 μm以下, 所以颗粒的比表面积大, 可以大大加速气—固间的传热、传质和反应过程[14,15]。

2.2 水分的加入

大量的研究表明[16,17,18,19], 水分的存在是脱硫反应能快速进行的主要原因。根据喷入反应器水滴或浆滴蒸发的特点, 脱硫塔内SO2的吸收过程大致可分为恒速干燥阶段和减速干燥阶段[20]。当液滴喷入反应器后, 水分在热烟气的作用下开始蒸发。起始阶段, 蒸发与脱硫反应进行得都比较快, 但单位液滴表面的蒸发速率却保持不变, 因此蒸发速率大小取决于表面水分的汽化速率, 这一阶段称为恒速干燥阶段。在这一阶段, 石灰浆液或含湿颗粒中的Ca (OH) 2与SO2的反应是快速的液相离子反应, 反应程度剧烈。化学反应如下:

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随着反应的进行, 液滴表面逐渐形成一层生成物, 它一方面阻碍了液滴内部水分的蒸发, 另一方面也增大了SO2气体向液滴内部的传质阻力, 脱硫的液相离子反应速度开始降低, 这一阶段被称为降速干燥阶段。当脱硫剂表面剩余的结合水分少于一个或几个分子层, 即达到了临界水分[16]时, 不能维持整个颗粒内的离子反应, 脱硫反应由液相离子反应变成了分子反应:

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研究表明[16,17,18,19,20,21,22], 分子反应的脱硫效率很低, 因此起主要脱硫作用的反应是液相离子反应。

2.3 脱硫剂物料的循环

影响循环流化床工艺脱硫效率的另一个重要因素是脱硫剂物料的循环。物料的循环增加了反应器内脱硫剂的浓度, 据统计, 循环流化床内脱硫剂的浓度为普通反应器的50~200倍。脱硫反应可以理解为基元反应[22], 根据化学反应碰撞理论, 有效碰撞的几率与反应器中反应物的有效浓度成正相关。因此, 脱硫剂浓度升高, 大大提高了脱硫反应的速率r, 缩短了反应时间。

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另一方面, 通过循环, 新鲜脱硫剂在反应器内的停留时间累积可达30 min以上, 并且反应器内强烈的湍流状态以及较高的物料浓度提供了连续的颗粒接触, 物料之间的碰撞使得脱硫剂表面的反应产物不断的磨损剥落, 避免了孔堵塞造成脱硫剂活性下降的问题。新的石灰表面连续暴露在气体中, 强化了床内的传质和传热, 从而使脱硫剂的利用率大大提高, 降低了钙硫比。

另外, 在浆液式给料时, 喷入反应器中液浆的直径为20~100 μm, 而循环固体颗粒的直径为20~200 μm, 循环物料上会粘附着一定数量的浆滴, 为脱硫反应提供场所, 同时增大了反应的比表面积。当液浆蒸发完后, 脱硫产物CaSO3和未反应的脱硫剂就会沉积在循环物料上。随着物料继续循环, 其表面就会有一层或几层CaSO3和未反应的脱硫剂, 直到循环物料被排出反应器或发生碰撞破碎为止。

3 国内循环流化床脱硫工艺的发展情况

早在20世纪90年代, CFB-FGD工艺就已经在国外进行了工业化运行, 并积累了丰富的经验, 而我国在这方面起步较晚, 技术不成熟, 还没有进行工业化工程的经验, 因此早期我国主要以引进国外的技术或装置为主。例如武汉凯迪电力引进德国Wulff公司回流式烟气循环流化床技术, 浙江菲达机电从Alstom公司引进了NID半干法烟气脱硫技术, 龙净环保引进德国鲁奇的循环流化床烟气脱硫技术等。

引进国外的技术工艺成熟, 但需要给外国公司交纳昂贵的技术费用, 大大增加了投资成本。近几年来, 随着人们对环境保护的日益重视, 我国加快了对新的脱硫工艺的研究。在国外先进经验的基础上, 我国东南大学、浙江大学、清华大学、山东大学、哈尔滨工业大学、中国科学院过程工程研究所等单位都对CFB-FGD技术进行了大量的试验研究。表1列举了国内自主研制并应用的CFB-FGD装置。表2列举了国内引进CFB-FGD装置的部分企业。

4 国内循环流化床脱硫工艺的缺点和急待解决的问题

(1) 压力降问题。循环流化床的压力降由循环流化床的结构、气体流速和床内固体颗粒物的质量浓度三部分决定。由于工艺的需要, 其压力降一般很高 (1 500~2 500 Pa) 。一般现有电厂引风机的压头余量难以克服如此大的压降, 需要增加新的脱硫风机。高的压力损失还使得运行费用有所增加;另外, 由于反应塔内大量物料不断湍动, 反应塔压力降有较大波动。

(2) 需要高品位的石灰作为脱硫剂。由于发达国家石灰工业发达, 易得到高质量的商品石灰, 因此, 以石灰作为脱硫剂不会有任何供应上的问题。但我国石灰的供应尚存在品位低、质量不稳定、供应量不足、供应分布不均、价格过高等缺陷[4]。

(3) 由于约99%的脱硫剂都参与了循环, 使脱硫塔内的浓度大大增加, 从而使塔出口烟尘浓度过高, 加重了除尘器负荷。

(4) 脱硫副产品的利用途径单一, 需要开发新的利用途径。

5 今后发展的建议

(1) 深入研究循环流化床脱硫塔内气—固运动规律, 了解塔内气体的流体模型, 这对循环流化床的设计和改造、减少塔体阻力、防止湿壁结垢现象的产生有重要的指导意义。

(2) 进一步研究开发价廉、高效的脱硫剂及其制备方法, 例如采用工业废弃物如粉煤灰、电石渣、硼泥以及废石灰膏等作为钙基脱硫剂, 以废治废。

(3) 拓宽脱硫副产物的利用途径。在欧洲, 脱硫副产物已被广泛地应用在水泥、墙体建材、粘合剂、植物肥料等领域, 并有丰富的经验, 在此基础上, 应结合我国国情, 发展脱硫副产品综合利用技术。

循环流化床技术及应用 篇2

介绍了循环流化床干法烟气脱硫技术在山东临沂电厂135 MW机组的`应用情况,对循环流化床干法烟气脱硫在运行时需要注意的问题提出了若干建议.

作 者:彭皓 陈健炜 黄再培 PENG Hao CHEN Jian-wei HUANG Zai-pei 作者单位:奥亿恩益能源环保咨询《上海》有限公司,上海,41 刊 名:能源工程 英文刊名:ENERGY ENGINEERING 年,卷(期): “”(1) 分类号:X511 关键词:循环流化床   干法脱硫   运行   建议

大型循环流化床脱硫系统优化及应用 篇3

关键词:循环流化床 脱硫改造 脱硫效率

现役循环流化床锅炉普遍采用炉内喷钙脱硫工艺,设计有包括石灰石粉制备、输送、给料、计量等系统。石灰石系统作为循环流化床锅炉重要的辅助系统具有工艺系统简单、工程造价低、运行电耗低等优点;但炉内脱硫系统因钙硫比偏高致脱硫运行成本较高,气力输送系统磨损、堵塞等问题突出。

粤北某电厂三期建有2×300MW循环流化床发电机组,分别于2009年和2010年投产运行。该厂两台循环流化床脱硫石灰石系统先后通过一系列技术改进,大大提高了脱硫系统运行可靠性、稳定性和经济性,目前运行情况良好。

1 系统优化方案

1.1 增加备用石灰石输送给料系统提高系统可靠性

在每炉原石灰石粉仓下增设一套气力输送给料系统,采用浓相输送方式,设计出力满足100%BMCR工况燃用设计煤种所需输送量,输送距离水平约55m,提升高度约13m,弯头7个。将给料机形式由原螺旋给料机改为变频锁气电动给料机,有助于提高石灰石给料量的调节控制精度。

1.2 增加输煤皮带添加石灰石粉系统解决石灰石与煤混合不均匀性的问题

在原石灰石粉仓下增设两套互为备用的石灰石输送给料系统,将石灰石粉输送到标高约65米的缓冲仓,输送系统水平长度约为40m,提升高度约60m,90°弯头约6个,当量长度约150m,系统出力满足两台机组100%BMCR工况燃用设计煤种所需输送量。再由缓冲仓经冲板流量计和变频锁气式给料机后,分别将石灰石粉分配到两条输煤皮带上。锅炉原煤仓上煤期间,启动该石灰石给料系统,将石灰石粉直接添加到输煤皮带的原煤上。

1.3 优化脱硫石灰石系统控制策略实现程控及自动调节

完善配置热工仪表测点,增加输煤皮带运行信号及输送煤量信号、石灰石粉称重计量信号、石灰石粉库料位信号、给煤机入炉煤煤量信号、燃煤硫份、燃煤热值等;重新设计石灰石系统程控逻辑组态,实现多套石灰石输送给料系统程控;重新设计脱硫石灰石给料量控制策略,通过仿真及工况调试,实现了石灰石给料量全自动调节。

1.4 优化脱硫石灰石系统运行方式提高脱硫运行经济性

通过对改进后的三套石灰石粉输送系统特点分析,确定了以输煤皮带直接添加石灰石粉为主,锅炉二次风口喷钙为辅的主要运行方式。输煤皮带直接添加石灰石粉量满足脱除80%的SO2量要求,剩余20%的SO2脱除量由炉内喷钙完成。

开展循环流化床锅炉脱硫运行试验,测试床温与脱硫效率的关系,确定燃用不同煤种情况锅炉最佳环保运行窗口温度。

全部优化改造完成后,每台锅炉设置有两套互为备用的炉内喷钙输送给料系统;两台锅炉共用一套输煤皮带添加石灰石粉系统,输煤皮带添加石灰石粉系统又包括两套互为备用的石灰石粉气力输送系统。

2 应用效果分析

通过上述技术改造项目的实施,循环流化床锅炉炉内脱硫系统主要运行指标得到显著改善,平均脱硫效率提高5%以上、脱硫投运率稳定在99.9%以上、SO2排放浓度波动幅度明显减小、运行钙硫比下降1.0左右,具体指标情况如下:

2.1 脱硫效率:85~95%

在实现了煤与石灰石粉充分均匀混合前提下,通过循环流化床锅炉床温运行范围控制,辅以SO2排放浓度对直接喷钙量的闭环调节,脱硫效率可稳定达到85~95%。

循环流化床锅炉炉内脱硫因无法直接监测脱硫原烟气SO2浓度,脱硫效率采用物料衡算法计算SO2产生量与脱硫后的净烟气SO2排放量进行统计。

2.2 脱硫系统投运率:99.9%以上

2.3 SO2排放浓度:50~200mg/Nm3

按现役循环流化床锅炉SO2排放标准≯200mg/m3要求,表3统计了2014年7月至2015年5月SO2排放月均值数据,可见实现了SO2稳定达标排放。

2.4 实际运行Ca/S值:2.5~3.5

在稳定脱硫效率的同时,锅炉SO2排放浓度在达标的前提下波动幅度大幅度减小。石灰石粉给料控制调节幅度也进一步缩小,有效降低了运行Ca/S值。

3 结束语

该厂2×300MW循环流化床锅炉炉内脱硫系统优化技术改造,经调试、试运行,均通过环保部门的环保技改工程“三同时”验收,验收监测数据表明该两台锅炉完全满足SO2排放标准≯200mg/m3要求,综合脱硫效率比上一年度总量减排环保核查认定的脱硫效率提高了12.4~19.6%。

现役大批循环流化床机组面临脱硫技术改造,该项技术应用工程造价较低,有效解决循环流化床锅炉炉内脱硫可靠性、稳定性和经济性等难题,具有较高的推广价值。

【参考文献】

[1] 卢啸风.大型循环流化床锅炉设备与运行[M].北京:中国电力出版社,2006.

循环流化床技术及应用 篇4

1 耐火、耐磨材料的分布及烘炉的目的

由于CFB锅炉的燃烧和传热机理同煤粉炉不同, 炉膛内灰尘颗粒度较大, 受热面受到固体颗粒的连续不断的冲刷, 磨损情况较严重。其中受热面管、二次风管入口、落煤口、分离器等部位磨损较大, 故障率较高。因此必须对CFB锅炉这些易磨损部位覆盖耐火材料层, 进行防磨处理。耐火材料主要分布在如下几个部位: (1) 点火燃烧器:锅炉启动点火区, 布置有点火油枪。燃烧区中心温度高达1600℃以上, 故此处布置耐火、保温材料。防止燃烧器烧损, 减少热量损失。 (2) 一次风室:一次风室指风帽下部、点火燃烧器、一次风道交界处风箱。它因为承接点火器产生的高温烟气, 故布置耐火保温材料。 (3) 炉膛下部燃烧区:此处呈倒锥体型, 是床料密度最高的地方。这里是床料、锅炉燃料、脱硫剂石灰石混合区, 物料通过布风板被一次风流化。这里是锅炉主燃烧区, 床料流化, 燃料加热、燃烧、破碎、再燃烧, 整个区域扰动剧烈, 因此耐磨耐火材料覆盖范围从布风板开始到水冷壁直段与斜段交界处, 以防止密相区流化床床料的磨损。 (4) 炉膛前部受热面迎风处:前部炉膛布置有水冷屏、屏式过热器, 吸收辐射热, 其下部为迎风区, 磨损较严重。在这些受热面下部覆盖耐火、耐磨材料防止受热面磨损。 (5) 炉膛出口:此处是变径区, 风速加快, 流向改变, 磨损较大, 故采用耐火耐磨材料保护。 (6) 汽冷分离器:此处烟气旋转流动, 且携带大量灰尘颗粒, 是返料分离区, 磨损较大。故设有耐火、耐磨材料保护。此处设计是CFB锅炉特有设计。 (7) 料腿与返料回送装置:返料温度在850~950℃, 为保护设备设计有专用耐火保温料。 (8) 尾部烟道轻型炉墙。内部布置有省煤器。

锅炉耐火、耐磨材料施工严格按照国家有关规定和锅炉厂设计施工, 监理公司严格把关, 对整个施工过程全程监控, 从材料的进场验收、材料施工配比、施工尺寸全面把关, 保证了施工质量。

由于在耐磨耐火浇筑料砌筑安装过程中, 材料掺水后施工。工程结束后, 炉墙内含有大量水分。而耐火耐磨材料的工作温度高达850~950℃。为保证这些浇筑部位在投入生产时不会因为水分的急剧蒸发造成裂缝、凸起、错位, 严重时脱落等不正常现象发生, 保证耐火耐磨材料的使用寿命, 所以锅炉投运前必须进行烘炉。整过烘炉过程由低温到高温使浇筑料中的水分缓慢蒸发逸出, 提高浇筑料的使用可靠性。

2 热烟气烘炉方法选择

热烟气分段烘炉技术;通过专用烘炉机, 生成高温烟气进行烘炉。采取分段烘炉技术, 具有烘炉时间短、烘炉效果好等特点。

2.1 烘炉设备:

专用烘炉机 (烘炉机配备小流量油枪, 最高流量不超过100公斤/小时。油枪通过压缩空气雾化, 燃烧效率高) 。

2.2 烘炉方式:

采用热烟气分段烘炉。根据锅炉砌筑部位的不同, 通过砌隔墙的方式将不同受热面分成6个区进行烘炉 (点火燃烧器区、炉膛区、斜料腿区、返料回收装置区、分离器区、尾部炉墙区) 。

2.3 烘炉特点:

油枪雾化片小, 容易控制烟气温度, 达到理想的烟气温度, 温升基本达到烘炉方案要求。因为分段烘炉, 区域内基本处于微正压状态, 热利用率高, 节省燃料;区域划分合理, 没有死角。

2.4 烘炉时间:控制在7~9天, 整体烘炉时间短, 有利于整体时间安排。

3 烘炉的主要步骤和方法

根据耐火耐磨材料厂家烘炉方案要求, 75T/H锅炉耐磨耐火浇筑料烘炉主要分为三个阶段:

第一阶段为110℃低温养护阶段;

第二阶段为250~500℃中温养护阶段;

第三阶段为850℃高温养护阶段。

烘炉采用7台烘炉机同时分段烘炉。其中点火燃烧器区域一台烘炉机;炉膛区域一台烘炉机;斜料腿区域一台烘炉机;返料回送装置区域一台;分离区域一台;分离器出口至尾部烟道区域两台。

1 1 月26日下午14:

00锅炉烘炉开始, 从点火燃烧器开始, 此处设置两台烘炉机。首先启动一台烘炉机, 控制温升为10℃/h;两小时后停止此台烘炉机, 启动另一台, 同样控制温升为10℃/h。四小时后启动燃烧器处两台烘炉机烘炉。12小时后温度升至120℃, 恒温48小时。在燃烧器点火烘炉后6小时后开始, 其他部位陆续开始烘炉, 启动烘炉顺序由下至上, 每四小时启动两台烘炉机。至11月27日16:00, 12台烘炉机全面启动分六个区域开始烘炉, 具体烘炉方法如下:

(1) 11月26日14:00~11月27日16时, 烘炉各区域分别以10℃/h的升温速度先后达到110~120℃。恒温48小时。

(2) 11月29日16:00开始升温, 温升速度为:6℃/h到11月30日2:00时, 温度升至180度, 恒温12小时。

(3) 11月30日14:00开始升温, 温升速度为:7℃/h到12月1日0:00时, 温度升至250度, 恒温12小时。

(4) 12月1日12:00开始升温, 温升速度为:10℃/h到12月2日0:00时, 温度升370度至, 恒温36小时 (附注:点火燃烧器、返料回送装置温度已升至500℃, 有烘炉公司专人控制) 。

(5) 12月3日12时开始逐步降温减少烘炉机台数。至12月3日22时停止烘炉机, 自然降温。24小时后开启入孔门通风降温。温度低于30℃, 检查浇筑料烘炉效果, 有无脱落、开裂现象。

(6) 检查确认后, 拆除烘炉机, 恢复系统装入床料, 启用点火油枪再次点火。控制温升15℃/h, 升至180℃, 恒温4小时。按温升20℃/h, 升至380℃, 恒温4小时。温升20℃/h, 升至550℃, 恒温4小时, 投入固体燃料助燃, 按温升35℃/h, 升至850℃, 恒温4小时。按温升50℃/h床温升至900℃, 锅炉进行蒸汽吹管。

锅炉点火烘炉后, 所有操作必须以安全为第一原则, 发现问题及时解决问题。整个烘炉过程受控, 其间温度的控制保持在可允许的范围内, 以满足烘炉曲线为原则。烘炉后多方代表表明此次烘炉效果较好, 没有脱落现象, 局部裂缝在1.5mm以内, 在允许范围内。

结论:在各单位精心组织和安排下, 锅炉烘炉取得较好效果。本次烘炉采用热烟气分段烘炉法烘炉有以下特点: (1) 温升控制合理, 在允许范围内。 (2) 烘炉没有死角, 燃烧器、斜料腿、返料回送装置、汽冷分离器都得到较好的烘炉效果。 (3) 节省时间, 比木材加油枪的烘炉方法少用10天左右。

总之, 采用烘炉机烘炉, 利用热烟气分段烘炉是一种很好的烘炉方法。

摘要:循环流化床锅炉以其具有热效率较高、运行稳定、操作简单、燃料适应性广、污染物排放量低的独特优点, 是国内外目前竞相发展的燃煤技术。循环流化床锅炉在实际运行中暴露出不少问题, 其中由于耐磨、耐火材料的施工工艺不严谨、烘炉不能满足材料需要等因素, 造成耐磨、耐火料在运行中裂缝、凸起、错位、脱落等现象发生, 严重影响锅炉的稳定运行。就伊春热电厂75t锅炉安装工程循环流化床锅炉烘炉过程, 浅谈热烟气烘炉技术的应用。

关键词:循环流化床锅炉,烘炉,热烟气烘炉技术

参考文献

[1]河南东方耐火材料厂.耐火材料使用说明[Z].[1]河南东方耐火材料厂.耐火材料使用说明[Z].

[2]宜兴市方圆烘炉工程有限公司.热烟气烘炉技术[Z].[2]宜兴市方圆烘炉工程有限公司.热烟气烘炉技术[Z].

[3]华东电力调试所.75t/h循环流化床锅炉烘炉方案[Z].[3]华东电力调试所.75t/h循环流化床锅炉烘炉方案[Z].

循环流化床技术及应用 篇5

大中型锅炉应用双循环流化床烟气脱硫装置的技术经济分析

介绍了自主研制的双循环流化床烟气悬浮脱硫技术(DCFBFGD)的.工艺流程、技术特点,并以里彦电厂的一台430 t/h燃煤锅炉为例,对大中型锅炉应用此项技术进行了技术经济分析.分析表明,该脱硫装置适合大中型锅炉的脱硫改造,投资费用和运行成本低.

作 者:黄盛珠 郝晓文 马春元 Huang Shengzhu Hao Xiaowen Ma Chunyuan  作者单位:黄盛珠,Huang Shengzhu(哈尔滨工业大学能源科学与工程学院,黑龙江,哈尔滨,150001)

郝晓文,马春元,Hao Xiaowen,Ma Chunyuan(山东大学能源与动力工程学院,山东,济南,250061)

刊 名:环境污染与防治  ISTIC PKU英文刊名:ENVIRONMENTAL POLLUTION AND CONTROL 年,卷(期):2005 27(4) 分类号:X7 关键词:烟气脱硫   双循环流化床   技术经济分析  

循环流化床锅炉的应用分析 篇6

关键词:循环流化床锅炉加工分析

0 引言

循环流化床锅炉采用流态化的燃烧方式,是介于煤粉炉悬浮燃烧和链条炉固定燃烧之间的燃烧方式,即通常所讲的半悬浮燃烧方式。自循环流化床燃烧技术出现以来,循环流化床锅炉已在世界范围内得到广泛的应用。循环流化床锅炉是一种国际公认的洁净煤燃烧技术,以其燃料适应性广、脱硫效果好、NOx排放量低、负荷调节性能好等优点在我国燃煤电站中方兴未艾。我国循环流化床锅炉技术已步入世界先进水平,循环流化床锅炉总装机容量也居世界第一位,但是,我国锅炉的脱硫现状还不很乐观,脱硫系统的可用率、锅炉脱硫效率不高,因此循环流化床锅炉的应用加工还存在不少问题,离国际先进水平有一定差距。

1 循环流化床锅炉的特点

由于循环流化床内气、固两相混合物的热容量比单相烟气的热容量大几十倍甚至几百倍,循环流化床锅炉中燃料的着火、燃烧非常稳定。在床内沿炉膛高度所进行的燃烧和传热过程,基本上是在十分均匀的炉膛温度下(一般为850℃~900℃)进行的,从而可使循环流化床锅炉达到98%~99%的燃烧效率。在钙与燃料中的硫摩尔比为115~215的情况下可以达到90% 以上的脱硫效率。由于循环流化床锅炉是低温燃烧,而且燃烧过程是在整个炉膛高度上进行的,所以可以方便地组织分级燃烧,因而可以有效地抑制NOx的生成,降低NOx的排放。由于炉内气、固两相流对受热面的传热是在整个炉膛内进行的,不需在床内布置埋管受热面,因而完全避免了埋管的磨损问题。而布置在炉膛出口外的高效分离器可将大部分固体颗粒从烟气中分离出来,大大减少了尾部烟道中烟气的粉尘浓度,减少了尾部受热面的磨损。

①燃料适应性强。由于循环流化床中的燃料仅占床料的1%-3%,不需要辅助燃料而燃用任何燃料,可以燃用各种劣质煤及其它可燃物,特别包括煤矸石、高硫煤、高灰煤、高水分煤、煤泥、垃圾等,可以解决令人头疼的环境污染问题。②燃烧效率高。循环流化床比鼓泡床流化床燃烧效率高,燃烧效率通常在97%以上,基本与煤粉相当。③脱硫率高。循环流化床的脱硫方式是最经济的方式之一,其脱硫率可以达到90%。④氮氧化物排放低。这是循环流化床另外一个非常吸引人的特点,其主要原因是:一低温燃烧,燃烧温度一般控制在850-900℃之间,空气中的氮氮一般不会生成NOx;二分段燃烧,抑制氮转化为NOx,并使部分已生成的NOx得到还原。⑤燃烧强度高,炉膛截面积小,负荷调节范围大,调节速度快。⑥易于实现灰渣综合利用,由于其灰渣含炭量较低,属于低温烧透,有着更大的利用价值。⑦燃料预处理系统简单,其燃料的粒度一般小于12mm, 破碎系统比煤粉炉更为简化。

2 循环流化床内的燃烧加工过程

循环流化床锅炉的脱硫原理是在燃烧中加入适当比例和颗粒度的石灰石与燃料一起进行循环燃烧,加入的石灰石在炉内循环时间长,使石灰石磨得非常细的时候才会从分离器中飞到后面去。循环流化床锅炉的燃烧温度是900 ℃左右,这一温度既能抑制二氧化硫的生成,又使石灰石能充分分解。

2.1 煤粒送入循环流化床内迅速受到高温物料和烟气的辐射而被加热,首先水分蒸发,然后煤粒中的挥发份析出并燃烧、最后是焦炭的燃烧。其间伴随着煤粒的破碎、磨损,而且挥发份析出燃烧过程与焦炭燃烧过程都有一定的重叠。循环流化床内沿高度方向可以分为密相床层和稀相空间,密相床层运行在鼓泡床和紊流床状态。循环流化床内绝大部分是惰性的灼热床料,其中的可燃物只占很小的一部分。這些灼热的床料成为煤颗粒的加热源,在加热过程中,所吸收的热量只占床层总热容量的千之几,而煤粒在10 秒钟左右就可以燃烧(颗粒平均直径在0~8mm),所以对床温的影响很小。

2.2 循环流化床内煤的燃料着火。流化床内燃料着火的方式,固体质点表面温度起着关键作用,是产生着火的点灶热源,这类固体近质点可以是细煤粒,也可以是经分离后的高温灰粒或者是布风板上的床料。当固体质点表面温度上升时,煤颗粒会出现迅猛着火。另外,颗粒直径大小对着火也有很大的影响,对一定反应能力的煤种,在一定的温度水平之下,有一临界的着火粒径,小于这个颗粒直径,因为散热损失过大,燃料颗粒就不能着火,逸出炉膛。

2.3 循环流化床内煤的破碎特性。煤在流化床内的破碎特性是指煤粒在进入高温流化床后粒度急剧减小的一种性质。但引起粒度减小的因素还有颗粒与剧烈运动的床层间磨损以及埋管受热面的碰撞等。影响颗粒磨损的主要因素是颗粒表面的结构特性、机械强度以及外部操作条件等。磨损的作用贯穿于整个燃烧过程。煤粒进入流化床内时,受到炽热床料的加热,水份蒸发,当煤粒温度达到热解温度时,煤粒发生脱挥发份反应,对于高挥发份的煤种,热解期间将伴随一个短时发生的拟塑性阶段,颗粒内部产生明显的压力梯度,一旦压力超过一定值,已经固化的颗粒表层可能会崩裂而形成破碎;对低挥发份煤种,塑性状态虽不明显,但颗粒内部的热解产物需克服致密的孔隙结构都能从煤粒中逸出,因此颗粒内部也会产生较高的压力,另外,由于高温颗粒群的挤压,颗粒内部温度分布不均匀引起的热应力,这种热应力都会引起煤颗粒破碎。煤粒破碎后会形成大量的细小粒子,特别是一些可扬析粒子会影响锅炉的燃烧效率。细煤粒一般会逃离旋风分离器,成为不完全燃烧损失的主要部分。破碎分为一级破碎和二级破碎,一级破碎是由于挥发份逸出产生的压力和孔隙网络中挥发份压力增加而引起的。二破碎是由于作为颗粒的联结体——形状不规则的联结“骨架”(类似于网络结构)被烧断而引起的破碎。煤的破碎发生的同时也会发生颗粒的膨胀,煤的结构将发生很大的变化。一般破碎和膨胀受下列因素的影响:挥发份析出量;在挥发份析出时,碳水化合物形成的平均质量;颗粒直径;床温;在煤结构中有效的孔隙数量;母粒的孔隙结构等。

3 循环流化床锅炉发展中存在的一些问题及加工剖析

由于循环流化床锅炉炉膛没有设置埋管,不存在磨管现象。也不存在点火时有一部分热量被水冷系统带走的问题,点火启动,停炉都比较方便。冷炉状态20分钟炉子就可以点着,热炉状态只用5到6分钟,一般压火24小时没有问题,环境污染小。由于循环流化床锅炉的低温燃烧特性,二氧化硫和氮氧化物排放浓度非常低(氮氧化物的生成温度约为1000 ℃,其排放浓度可控制在200PPM以下),是链条炉和煤粉所不容易实现的。由于循环燃烧使它的炉渣几乎不含碳,呈黄褐色小颗粒,可以作为水泥制品的掺和料。并相对减少了总出渣量。

3.1 我国内目前已运行的循环流化床锅炉看遇到的主要问题有:①炉蒸发量不到设计的额定值;②高温分离器和物料返送器内结焦;③耐火材料和受热面磨损;④锅炉排烟温度偏高。

3.2 锅炉调试及运行中的控制重点:

3.2.1 流化不良的预防方法:①必需保证布风板风帽小孔的畅通,这就要求在加床料之前把风帽小孔及床面清理干净;②运行后一次风量必需大于临界流化风量;③升温升压过程中,控制升温速度,防止炉内耐磨耐火材料脱落堵塞风帽;④原煤粒度控制在6~10mm之间,避免因为原煤粒度过大流化不良;⑤控制燃煤中矸石及铁块的含量,定期将大颗粒物料排除,确保流化良好。⑥在升负荷及调整过程中,加煤和调风不能猛增猛减。

3.2.2 超温结焦的预防控制方法:①控制合理的床压,防止燃煤直接接触风帽造成燃煤堆积爆燃超温结焦。②点火启动阶段,控制合理油枪配风,保证燃油完全燃烧,避免未燃尽油雾沾附在煤粒上造成结焦。

3.2.3 两床失稳预防控制:①运行中给煤、返料量、排渣控制合理,保证两侧床压一致。②给煤量调整时应将各点给煤均匀,使燃煤在整个床面分布均匀,如一侧给煤量减少时,应立即减少另一侧给煤量,控制炉膛两侧床压偏差小于2.5kPa。③炉膛两侧外置床返料量调整基本一致,避免因为返料量偏差而产生床温床压偏差。④调整炉膛两侧风量及给煤量,使两侧床温及一次风量均衡。

3.2.4 堵煤预防控制与启动调试:①循环流化床锅炉无煤粉制备系统,粗、细碎煤机将原煤破碎成6~8mm的煤粒后进入原煤斗,再通过给煤机直接进入炉内。由于破碎后的煤粒表面积增大,水分、内水分增高,因此极易在碎煤机、原煤斗、给煤机落煤口等部位发生堵煤现象。堵煤时将直接危及锅炉的稳定运行,主要故障有:a原煤破碎设备堵塞:原煤破碎设备堵塞是指原煤粘在破碎机出口及入口管道上,导致下煤不畅输煤中断,或原煤粘在破碎机内部导致破碎机堵塞;b原煤斗堵煤:原煤斗堵煤是由于破碎后的煤粒在原煤斗内受到挤压,导致在原煤斗内搭桥下煤不畅;且原煤斗设计为方形,原煤和煤斗之间的接触面积增大,下煤阻力增大导致原煤斗堵煤;c落煤口堵煤:进入落煤口的煤粒由于受到回灰的加热,导致煤粒中外水分大量蒸发,上升水蒸汽在落煤口聚集并冷凝成水滴,最终导致煤粒搭桥堵塞落煤口。d运行中不但要加强给煤设备的监视及维护,还要注意以上区域是否堵煤,如发生堵煤应及时疏通,在给煤恢复后应注意燃烧及汽温的控制。②启动调试的主要内容:a风量测量装置的标定。锅炉燃烧风量是运行人员调整燃烧的的重要依据,其测量的准确性直接影响到锅炉的经济安全运行。安装在锅炉风道上的风量测量装置,往往由于安装位置管道直段不能满足设计要求、装置加工误差等原因使流量系数偏离设计值,为锅炉运行的需要,我们对锅炉主要的风量进行了测量。按等截面布置测量点,标准测速元件采用毕托管,压差信号用电子微压计读取。由于风量测量装置厂家的设计数据在试运期间多次修改,根据厂家最后提供的数据,DCS上显示风量与实测值基本相符。b风量调节挡板检查。风门挡板检查在冲管结束后进行,通过实地检查及在全关、全开状态下风量测量及管道压力判断风门能否关严,并检查判断与指示开度位置、DCS显示是否一致。要通过多次反复检查,锅炉风系统如有较多的风门挡板实际位置与DCS显示不符的问题已解决,单多数调节挡板全关状态下关闭不严,仍需进一步解决。c冷渣器布风板阻力试验及风室间窜风情况检查。冷渣器布风板阻力试验由于冷却风量小、波动大,数据可靠性差,由此计算出的风量值不可靠,因此无法整理出合理的风量与布風板阻力的关系曲线。冷渣器风室间窜风将会影响冷渣器内物料的流化,特别是在炉膛排渣量较大时,选择室的流化质量更难保证,最后导致冷渣器堵塞,冷渣器风室间窜风检查非常必要,热工调试内容包括:热工信号及连锁保护校验、热工信号逻辑及报警系统试验、锅炉炉膛安全监控系统试验、负责DCS端子排以外的热控装置的二次调整、锅炉各种自动及保护的投运等。

4 循环流化床锅炉在工业锅炉方面的应用

①使用循环流化床锅炉需要具备比层燃炉更加严格的管理和使用条件。使用循环流化床锅炉,需要具备完善的仪表及自动化控制系统,要求司炉工有较高的操作技术和责任心,要求热负荷比较稳定。因此,锅炉使用单位要注重司炉工的选拔和培训,并配备所需的专业技术人员。②循环流化床锅炉用电量较大。与层燃炉相比,循环流化床锅炉具有较高的燃烧效率,但其鼓风、引风、碎煤等设备的用电量都比较大。所以,循环流化床锅炉用电量较大。③工业锅炉出口烟尘浓度较大,需要配备高效除尘器,有时甚至采取两级除尘或静电除尘,在环保要求严格的地区尽量不要使用。④循环流化床锅炉可以燃烧低质煤,比层燃炉具有更好的燃料适应性能。循环流化床锅炉比层燃炉的热效率更高。⑤循环流化床锅炉受热面容易磨损,维修费较高。循环流化床燃烧技术是一种高效低污染的燃烧技术。工业锅炉用户在选用循环流化床锅炉时需要对热负荷和燃煤情况进行综合分析,并对用电与用煤的总成本进行计算,以确定是否经济合理。

5 结束语

循环流化床燃烧技术是一种高速度、高浓度、高通量的固体物料流态化循环过程,它有着污染物排放少,锅炉负荷适应性好、燃料适应性广、燃烧效率高以及环境污染少等优点。企业采用流态化循环燃烧,通过提高其燃煤效率进而简化其工作地流程,大大的提高的企业的工作效率。我国现在二氧化硫产生的酸雨已严重危害着环境,一般工业锅炉配套的脱硫设备不但投资较大,而且脱硫效果也不尽人意。若采用循环流化床锅炉,这一问题也能得到较好地解决。再者,由于温室效应、全球沙漠化、缺水等问题日趋严重,要求控制CO2排放量的呼声越来越高。我国作为一个CO2排放大国,提高锅炉运行效率,减少燃煤消耗势在必行,循环流化床锅炉因它结构所决定的节能和环保上的优势,应该得到广泛的应用。

参考文献:

[1]李烁主编.循环流化床锅炉.吉林科技出版社.2006年4月.

[2]张同,陈力,鞠兵.循环流化床锅炉的发展方向.2008年5月.

循环流化床技术及应用 篇7

1.1 煤泥综合利用的必要性

上海大屯能源股份有限公司是集煤炭生产、煤炭加工、电力、铝业、运输为一体国有大型企业, 选煤厂产生的煤泥副产品产量达20余万t, 由于其粒度细、水分高、粘度大, 发热量低、运输不便, 综合利用难度大。如果长期堆存, 不仅占用大量土地, 而且严重污染环境。随着煤炭入洗比例的日益加大, 煤泥处理问题已严重制约了煤炭洗选加工企业的正常生产和发展。对煤泥进行资源综合利用已成为煤炭主产区面临的重要课题

1.2 循环流化床锅炉具备掺烧煤泥的条件

上海大屯能源股份有限公司热电分厂为公司自备热电厂, 五炉四机布置, 锅炉编号为4#、5#、0#、8#、9#炉, 均选用循环流化床锅炉 (CFB) 。该锅炉具有煤种适应能力强、SO2排放量低、NOX排放量低、负荷调节性能好等特点, 特别适合综合利用煤矸石和煤泥, 变害为利和保护环境。目前4#、5#炉以燃烧煤矸石为主, 0#、8#、9#炉以燃烧煤泥为主。热电厂锅炉技术参数如表1所示。

1.3 燃烧煤泥的优势

煤泥属于煤炭洗选后的废弃物, 其发热量高于煤矸石, 灰分中软性的含粘土物质多, 燃烧后生成的灰、渣成分中硬性的二氧化硅量较煤矸石的少, 因此可有效解决循环流化床锅炉最突出的受热面磨损问题, 可以提高锅炉运行的可靠性和使用寿命。热电厂紧靠煤泥产地——大屯选煤厂, 在选煤厂建设MNS煤泥管道输送系统, 可直接输送至热电厂锅炉内燃烧, 具有投资少、运营费用低的优点[1]。

2 MNS煤泥输送系统主要设备介绍

煤泥管道输送系统是专门为燃烧煤泥电站锅炉输送煤泥的一套系统, 它集煤泥储存、搅拌、输送、给料于一体, 不仅有效的防止固体沉淀、结块, 且具有输送系统压力高 (0~18 MPa) 、输送量大 (0~60 m3/h) 、输送距离远、位置高、输送量无级调节、远程控制、无污染、管路布置灵活等优点。系统由搓和机、上料螺旋、搅拌缓冲仓、预压螺旋、液压闸板阀、浓料泵、高压低摩阻复合管、双向高压浓料换向阀、管路分流阀、多功能给料器、锅炉接口器、自动控制系统等组成。MNS煤泥管道输送系统技术参数为[2]:介质为纯煤泥, 含水量30 (1±3) %, 比重1.05 t/m3, 粒度≤1 mm (偶见粒度≤50 mm) , 单泵额定输送量≥16m3/h, 单泵最大输送量20m3/h, 水平输送距离540 m, 垂直输送高度35 m。煤泥输送系统示意图如图1所示。

2.1 搓和机

搓和机由破碎、搓和、驱动等部分组成, 其作用是通过螺旋轴密集的粉碎刀片将煤泥与水充分搅和均匀后送出。进入搓和机中大的偶见物料如矸石、砖块、木块等, 长径不得超过50 mm, 但绝对不允许有金属、橡胶制品等无法破碎的物体进入搓和机中。在搓和过程中需从入料口加入适量的水, 使煤泥达到最适合管道输送的状态, 从而降低系统工作压力, 减少设备的维护量, 延长设备的使用寿命

1.搓和机;2.链式输送机;3.搅拌缓冲仓;4.预压螺旋;5.浓料泵;6.闸板阀;7.分流换向阀;8.高压低摩阻复合管;9.多功能给料器;10.锅炉接口器;11.清洗回流管

2.2 搅拌缓冲仓

搅拌缓冲仓为矩形卧式搅拌机构, 由方仓、搅拌螺旋、液压滑架、泵房综合液压站、减速电动机、液压缸、料位计、电控系统等部分组成, 其作用是把仓中较大的煤泥结块打散或把仓内板结的煤泥搅开, 将煤泥始终保持均匀的状态, 保持煤泥的可泵送性。

2.3 浓料泵

浓料泵主要由执行部分、液压动力部分和控制部分、润滑部分、冷却部分等组成, 其作用是通过左、右主油缸不断交替的吸送行程, 使物料升压输送到输送管道中, 并通过泵外铺设的管道输送到达锅炉给料点, 完成泵送作业。

2.4 锅炉接口器

锅炉接口器是连接锅炉与给料装置的顶部给料专用设备, 其上设有外部通风口、观察窗。

其作用是将锅炉内顶部偶然上升的热风和热辐射封住, 不使外部给料设备温度升高的太多, 防止管道内的粘稠物料干结以及烧坏外部设备, 锅炉接口器必须接入足量的锅炉一次风用作封闭冷却。另外, 观察窗还可以了解粘稠物料的下落情况。

2.5 液压系统

主要由浓料泵和搅拌缓冲仓液压滑架、液压闸板阀、双向高压浓料换向阀、分流阀、多功能给料器等部分组成, 其中浓料泵液压动力包为整个液压系统的关键, 它由三个子系统组成, 即主泵送液压系统;补油及控制油路系统;S管阀摆动液压系统。

3 MNS煤泥管道输送系统建设与应用

热电厂MNS煤泥管道输送系统于2005年3月完成了可行性研究报告, 2006年7月开始施工。该项目一期工程与热电厂二期扩建项目即8#、9#机组 (2×15MW) 相配套, 采用三套MNS系统配置, 满足0#、8#、9#锅炉煤泥燃料的供应及输送。

(1) 该项目首先对选煤厂浮选工艺进行改造, 消除浮选对精煤产品的影响, 解决浮选工艺的高油耗、高电耗等问题。改造前通过浮选后的尾矿经浓缩、压滤的煤泥产率为4.45%, 含水率为23%, 发热量约11302 kJ;压滤改造后原矿煤泥产率为13.9%, 灰分为24.45%, 发热量为1254 kJ。根据煤泥管道输送系统和锅炉燃烧特点进行的浮洗工艺改造, 不仅大大降低了浮选工艺的耗油、耗电量, 简化了生产工艺, 浮选后的煤泥更有利于输送, 各项经济技术指标更有利于锅炉燃烧。

(2) 该系统于2007年10月完成安装、调试。三套煤泥输送系统其设计输送量均为20 m3/h, 浓料泵出口压力18 MPa, 输送距离约540 m, 管道内径为125 mm。系统调试期间, 也出现了系统稳定性差的问题, 如:管道阻力大、管道振动、法兰间漏泥、活塞寿命短、管道堵塞、泵压高跳泵等。但通过对煤泥管道进行优化, 如3#煤泥管道由原直径φ125 mm改为φ180 mm, 1#、2#煤泥管路改为φ200 mm;煤泥混合后含水率由33%左右降低到30%左右, 基本解决了上述问题。2008年3月投运以来, 运行稳定, 每日能够消耗选煤厂生产的全部煤泥约600 t左右。

4 煤泥输送系统运行注意事项

运行前检查动力包油箱的油位, 油位不得低于油位计的3/4。系统第一次泵送或管路经清洗后长期放置, 再次泵送浓料之前, 首先泵送清水, 检查各管接头处的密封性能。在泵送过程中, 若泵送压力突然升高, 则应立即操作 (按下) “反泵”按钮, 使之反向泵送 (自动) 2~3个行程, 然后松开, 使泵转入正泵。若如此操作重复2~3次, 泵送压力仍然很高, 则可能是发生堵管, 须暂时停泵并消除堵管故障。泵送过程中, 不允许有吸空或无料泵送现象, 经常观察各油压表、油温表压力、温度是否正常, 若液压油温升至70℃时, 应停机作冷机处理待油温降低后方可继续泵送。每次停机前都必须停止加料继续运转5 min, 把机器中的粘稠物料基本排出后再停机, 以防下次开机时启动困难。煤泥中的橡胶、铁器等都要提前捡出, 不得进入搓和机, 否则将损坏设备。锅炉压火或停炉前必需先停止泵送煤泥, 示意图如图2所示。

5 运行效果

2008年4月开始煤泥管道输送系统正式移交运行。2008年, 以煤矸石为主要燃料的4#、5#机组发电量18216万k Wh, 供热737487吉焦, 而以煤泥为主要燃料的8#、9#机组发电量19 734万kWh, 供热813 202吉焦。其中8#、9#、0#3台锅炉用掺烧煤泥13.9万t, 可替代原煤9万余t, 投运当年即可收回全部投资, 凸显热电厂资源综合利用效益。

目前3套系统运行均正常, 至2009年6月, 1#浓料泵已泵送4471560次, 2#浓料泵已泵送2737 966次, 3#浓料泵已泵送3139950次, 泵送量为0.02 m3/次, 合计输送量已达23.8万t, 取得了较好地资源综合利用效益。随着姚桥矿煤矿选煤厂的建设, 煤泥管道输送系统进一步推广应用到440 t/h CFB锅炉的方案正在编制、筹划中。

参考文献

[1]中矿机电工程技术研究所.大屯煤电 (集团) 有限责任公司矸石热电厂MNS煤泥管道输送工程可行性研究报告[R].北京:中矿机电工程技术研究所, 2005.

循环流化床技术及应用 篇8

关键词:SNCR,脱硝,臭氧氧化,循环流化床锅炉

氮氧化物是主要的大气污染物之一, 包括NO、NO2、N2O、N2O3、N2O5等, 氮氧化物是酸雨形成的主要因子, 也是形成区域超细颗粒物 (PM2.5) 污染和雾霾的主要因素, 燃煤电厂是氮氧化物主要的排放源之一。因此, 燃煤电厂控制污染对于改善我国大气环境质量和保持电力行业的可持续健康发展意义重大。

选择性非催化还原 (SNCR) 脱硝技术具有投资低, 改造难度小, 施工时间短的优点, 还原NOX效率基本在50%左右, 较适用于循环流化床锅炉的环保改造。但SNCR脱硝效率偏低, 为了保证排放NOX浓度达标, 使用臭氧氧化配合湿法脱硫实现锅炉烟气系统尾部NOX再次脱除, 已经开始在循环流化床锅炉中获得应用, 并取得良好效果。

1 选择性非催化还原法 (SNCR) 脱硝技术

选择性非催化还原法 (SNCR) 脱硝技术是一种不用催化剂, 在850℃~1150℃范围内还原NOX的方法, 还原剂常用氨水或尿素。该方法是把含有NHX基的还原剂喷入炉膛温度为850℃~1100℃的区域后, 迅速热分解成NH3和其他副产物, 随后NH3与烟气中的NOX进行反应而生成N2和H2O。化学反应见反应式1、2。

NH3为还原剂:

尿素为还原剂:

SNCR脱硝技术利用炉内的高温驱动氨与NO的选择性还原反应, 因此不需要昂贵的催化剂和体积庞大的催化塔, 初期投资低, 对锅炉的改动小, 实施时锅炉停工时间短, 几乎不会影响主体装置的正常生产。改造后脱硝系统的动力消耗低, 系统小、投资低, 改造后锅炉烟气系统整体阻力变化不大。据统计SNCR脱硝技术一般可以获得30%~50%的脱硝效率, 比较适用于老机组改造。这项技术特别适合搭配自身NOX排放浓度较低的炉型如流化床锅炉等。

2 采用尿素的SNCR脱硝技术的优点

使用尿素作为还原剂可以采用固体颗粒运输, 运输的安全性高而且需要的存储空间也相对较小, 亦不存在存储安全的问题。使用尿素时只需设溶解装置, 通过将尿素稀释到50%后直接使用, 工序简单、便于现场人员操作。尿素相对于液氨作为还原剂有如下优势:

1) 尿素是无毒无害气体;

2) 不存在危险品存储和安全设备的问题;

3) 使用液态反应剂, 可以更有效地控制反应剂喷雾模式和还原剂分布, 保证与烟气良好的混合, 使还原剂以较低的NH3逃逸得到较充分的利用。

3 SNCR脱硝技术存在的问题

SNCR脱硝技术脱硝率仅为25%~60%, 脱硝效率偏低而且氨逃逸比较高, 逃逸的氨气会与SO3发生反应形成铵盐, 对下游设备造成腐蚀和堵塞。当锅炉负荷发生变化时, SNCR脱硝系统控制亦有一定的难度。

但SNCR脱硝技术通常会产生N2O, 是《京都议定书》规定的6种温室气体之一。N2O不仅是一种温室气体, 还对臭氧层具有破坏作用。

4 臭氧强氧化技术

4.1 臭氧及其的强氧化性

臭氧 (O3) 是氧气的同素异形体, 在常温下, 它是一种有特殊臭味的淡蓝色气体。臭氧的氧化能力极强, 其氧化还原电位仅次于氟, 而且本身并不稳定, 在常温下即会分解, 不会造成二次污染。

4.2 利用湿法脱硫减少NO的排放

锅炉烟气中95%以上的NOX为NO, NO不溶于水, 臭氧可以将NO氧化成高价态的NO2、NO3、N2O5, 高阶氮氧化物可以与水反应生成HNO3, 其溶解能力大大提高。现电厂大部分采用了湿法脱硫技术来减少SO2的排放, 利用湿法脱硫的设备可以吸收已被臭氧氧化的高价态氮氧化物, 从而实现脱硫脱硝的一体化。

4.3 主要反应机理

臭氧氧化技术目的是利用臭氧强制氧化烟气中的NO, 使其转化为易溶于水的高价氮氧化物 (NO2或N2O3) , 然后在脱硫塔里, 溶于水生成硝酸和亚硝酸, 并与脱硫塔循环浆液中的碱液反应生成盐类, 从而达到脱硝的目的。主要的化学反应分为两个阶段。

第一阶段反应主要是以臭氧氧化NO为主要的化学反应, 通过试验证明在臭氧 (O3) 不过量的情况下, NO氧化的主要产物为NO2, 而且随着臭氧与NO之间n (O3) :n (NO) 的增加, NO的氧化率逐渐增加。主要化学反应见反应式3、4、5。

通过试验证明当反应温度在100℃~200℃时, O3对于NO的氧化反应对温度的变化并不敏感。在n (O3) :n (NO) 为1.0时, NO的氧化率能达到80%以上, 但会有少量的N2O生成, 但生成量很小, 均小于4ppm。

第二阶段反应主要是易溶于水的高价氮氧化物 (NO2或N2O5) , 然后在脱硫塔里, 溶于水生成硝酸和亚硝酸, 并与脱硫塔循环浆液中的碱液反应生成盐类, 从而达到再次脱硝的目的, 主要化学反应见反应式6、7。

臭氧氧化技术的优点:氧化效率高, 具有很强的氧化能力, 作为对SNCR技术的保护措施, 可根据锅炉的实际运行工况进行灵活的调整、配合, 达到经济运行的效果。

5 SNCR脱硝技术配合强氧化技术的实际应用

某电厂已安装有出力为420t/h的循环流化床 (CFB) 锅炉并已配有湿法脱硫系统, 但随着环保要求的提高, 需要将锅炉出口NOX排放浓度降到100mg/Nm3以下。由于CFB锅炉的低温燃烧特性, CFB锅炉产生的热力型NOX非常的少, NOX总排放量低于煤粉炉。而且炉膛尺寸普遍较小, 内部流场简单, 烟气温度在840~950℃之间, 因而采用了SNCR脱硝技术。同时为了保证净化烟气在锅炉任何运行工况下都能达标排放, 在SNCR脱硝技术的基础上, 又进一步采用了臭氧氧化技术, 即SNCR+O3氧化的组合工艺。工艺流程图见图1。

5.1 SNCR脱硝流程简述

SNCR脱硝系统由尿素溶液制备储存系统、高流量循环模块、稀释计量模块、分配模块和喷射组件等部分组成。

5.2 臭氧氧化工艺流程简述

臭氧氧化工艺系统主要由氧气供给系统、臭氧发生系统和臭氧喷射系统等组成。臭氧易于分解无法储存, 需现场制取现场使用, 所以凡是能用到臭氧的场所均需使用臭氧发生系统。

氧气供给系统为臭氧发生器提供高浓度的氧气, 并设有安全阀防止系统超压的情况。

臭氧发生系统主要包括臭氧发生器、循环冷却水单元和电源控制柜等。臭氧发生器通过产生中频高压电场, 电离部分氧气, 使其发生分解聚合反应从而产生臭氧。

臭氧喷射系统安装在除尘器的出口至脱硫入口的烟气联通管道上, 主要负责将臭氧发生器制造的臭氧喷射到烟道中, 采用多路格栅设计, 使臭氧能与烟道内的烟气在短时间内充分混合, 从而保证烟气中NO的氧化率。除尘出口的烟气温度基本维持在120℃左右, 经试验证明这种温度工况下臭氧的氧化反应迅速、稳定, 适合在现场进行应用。

5.3 臭氧氧化技术的优点:

*氧化效率高, 具有70%~90%的氧化能力;

*采用放电管生成臭氧, 当个别放电管被击穿时也不会影响臭氧的整体产量;

*臭氧产量高, 调节能力广, 适用范围能大;

*作为对SNCR技术的保护措施, 可根据锅炉的实际运行工况进行灵活的调整、配合, 达到经济运行的效果。

5.4 臭氧氧化工艺使用效果

SNCR脱硝+O3氧化系统改造投产后, 当锅炉运行负荷低于80%BMCR时, 只须单开启SNCR系统即可。根据锅炉空预器入口烟气中的NOX浓度, 调整系统尿素溶液的投入量和喷枪数量, 即可达到环保要求烟气NOX排放浓度低于100mg/Nm3的要求, 同时氨逃逸也有超过10ppm。当锅炉负荷大于80%BMCR时, 锅炉空预器入口的NOX浓度逐渐升高, 仅凭SNCR脱硝系统已经无法满足环保对NOX排放浓度的要求, 可以通过投入臭氧氧化系统进一步脱除剩余的NOX。臭氧氧化系统投入后, 控制系统与除尘器及脱硫塔出口NOX浓度所关联, 通过实测数据调节臭氧发生器制造的臭氧量, 控制脱硫系统外排烟气中NOX浓度保持在环保要求的100mg/Nm3以下。

在使用中为了保证臭氧发生器的使用寿命, 防止发生器的频繁启动, 系统只设计了当除尘器出口NOX浓度大于90mg/Nm3时启动臭氧氧化系统的逻辑 (配有投、切按钮) , 没有设计自动停止程序, 而是由运行人员根据实际运行情况和需要决定是否停运臭氧发生器。

实际运行证明在锅炉改造后, 使用SNCR脱硝+O3氧化系统完全能满足电厂排放烟气中NOX浓度低于100mg/Nm3的要求, 同时氨气逃逸浓度低于10ppm, 从而确保了锅炉系统的经济、环保、稳定运行。对于SNCR脱硝产生的N2O是否能够被臭氧所氧化产生易溶于水的NOX的问题还在研究中, 但臭氧氧化过程中的N2O生成量很低, 基本不会对大气臭氧层和温室效应产生影响

6 结语

SNCR脱硝技术占地面积小、对锅炉改造的工作量少、施工安装周期短、节省投资, 较适合于老厂改造。而臭氧氧化技术通过喷射O3有效的将NO氧化成NOX, 再通过湿法脱硫系统的法洗涤装置将NOX吸收。这样可以有效的弥补了SNCR脱硝技术脱硝能力不足, 无法满足环保标准要求的问题, 也很好的解决了SNCR脱硝技术氨逃逸过高的问题, 具有良好的应用前景。

参考文献

[1]刘建民.火电厂氮氧化物控制技术.中国电力出版社, 2012.

[2]蒋文举.烟气脱硫脱硝技术手册.化学工业出版社, 2006.

[3]王智化.利用臭氧同时脱硫脱硝过程中NO的氧化机理研究.浙江大学学报 (工学版) , 2007, 41 (5) .

[4]马瑞.SNCR法脱硝在循环流化床锅炉中的应用.沈阳工程学院学报 (自然科学版) , 2003, 9 (1) .

循环流化床技术及应用 篇9

1 劣质与设计煤种的参数比较

从表1可以比较出,劣质煤和原设计煤种有较大的变化,特别是挥发分、热值和灰分方面。挥发分提高了51.99%,热值降低了13.99%,灰分提高了54.99%,劣质煤的各项参数均存在大幅度变化。

2 循环流化床锅炉燃烧劣质煤的可行性分析

本公司的锅炉装置已经在建造中,燃烧煤种发生如此大变化,势必会对锅炉的运行和稳定性造成较大影响,因此只能从循环流化床锅炉的煤种适应性以及设计角度对设备燃烧劣质煤的热力特性进行技术改造,进而验证锅炉燃烧劣质煤的可行性。校核结果如表2所示。

根据燃烧劣质煤和原设计煤种热力特性对比表中可以看出,循环流化床锅炉燃烧劣质煤对锅炉的出力、热效率、各运行参数均能满足设备要求,其中计算锅炉的热效率下降了0.89%,但是锅炉的烟气量、风量都没有太大的变化,而锅炉的渣量和灰量增加了69%,锅炉尾气的含尘量提高了59.9%,因此从各项参数中可以分析出:锅炉燃烧劣质煤对锅炉有一定的影响,但是满足设计和运行的要求。但煤种的变化会对其他设备也产生影响,因此要对其他设备进行设计改造和变更。

3 锅炉辅机燃烧劣质煤的设计分析

锅炉燃用低质煤后,各项参数较原设计煤种变化较大,煤的热值降低了13.9%,灰分提高了15.9%,根据热力参数的变化情况,对主要热力参数的变化进行分析和总结:

1)锅炉的空气量增加0.49%、并且排烟量增加了1.89%。空气量和烟气量的变化直接对循环流化床锅炉的通风平衡有影响,但是空气量和烟气量的变化值不大,因此各风机还是能满足设备的运行,因此循环流化床锅炉的主要风机不需要改变设计。

2)燃烧劣质煤种时,锅炉的飞灰浓度由28.99g/m3(标)提高至49g/m3(标),与原设计值相差还是比较大的,并且飞灰的浓度较原设计值增加了59%,因此必须对除尘系统进行重新设计,锅炉除尘器的设计变更见表3。

锅炉的除尘面积增加了将近980 m2,进而导致除尘的脉冲吹灰阀和除尘布袋数量的增加,而且除尘系统占用的面积将增大。最终建设时采用:除尘进风的高度不改变,但是除尘系统由12×159条袋/箱改为12×189条袋/箱,布袋的大小维持原来的Φ159×6 000mm,最终每个除尘器增加了280个布袋,除尘面积增加了1 050 m2,通过以上的改造,除尘系统满足锅炉燃烧劣质煤的要求,除尘效果满足国家对企业环保的要求。

3)燃烧劣质煤时,锅炉的排渣量增加了1.22倍,排渣的负荷增高,对排渣器的要求将提高,因此必须对排渣器的设计进行相应的变更,变更的数值见表4,

由表4可以看出,冷渣器的出力和冷却水量都有了很大的变化,为了保证锅炉的正常排渣,必须对冷渣机的技术参数进行重新设计,冷渣机的内过渣管道由φ220的管24根,改为φ280的管15,冷渣机的进出口距离由原来的5 500 mm提高至7 000mm,这样不仅增加冷渣机的换热面积,同时也增加了出力,经过调整后,冷渣机的出力满足锅炉燃烧劣质煤的要求。

4)锅炉燃用劣质煤后,导致锅炉的燃煤量由原来的26.99t/h提高至32.1t/h,而循环流化床锅炉采用了4台给煤机,每台给煤机的出力是14 t/h,因此给煤系统满足锅炉燃用劣质煤的要求。

其他辅机设备如脱硫系统、给水系统都与设计院沟通,其设计参数均满足锅炉燃用劣质煤的要求,设计参数不需要改变。

4 锅炉燃用劣质煤的经济分析

本地区的优质煤价格为510元/t,而劣质煤的价格为350元/t,差价为160元/t。燃用劣质煤后,需要投入的费用为220万元,而一年节省的燃煤费用为4 500万元,因此每年为企业节省费用为4 280万元。

5 结束语

循环流化床锅炉燃用劣质煤改造是一个复杂的工程,施工和设计方面均需要作出很大改变,改造难度大,但是通过主机和辅机设计值的优化和改造,还是能满足其运行。只有在运行的调整、废物排放的优化、提高锅炉热效率等方面进行深入的探索,才能取得最佳的运行效果和较好的经济效益。

参考文献

[1]陈兵.烟气脱硫技术与发展[J].工业锅炉,2002,(3):66-69.

循环流化床技术及应用 篇10

关键词:循环流化床锅炉,炼厂干气,节能减排

炼厂干气是在炼油工艺过程中副产的一种混合气体, 其主要成分为氢气、C1和C2等, 具有较高的发热值, 是一种理想的气体燃料。由于干气排放的不稳定性、低压缩性等原因, 传统的方法是通过火炬燃烧后排入大气。但此方法没有对干气回收利用, 对于燃料型炼厂, 是一种很大的浪费。延安炼油厂于2004年完成了干气回收技术改造, 形成了以干式气柜为核心的全厂高低压干气系统, 并针对性地对各装置工艺加热炉、余热锅炉进行了油改气技术改造, 取得了很大的成功。2004年10月, 延安炼油厂又投运了新建的3台75 t/h循环流化床燃煤锅炉。根据物料平衡, 工艺炉、余热炉油改气后, 全厂仍富裕相当数量的干气亟待利用;同时, 按照区域环境保护控制要求, 延安炼油厂担负着较大数量的SO2减排任务, 而燃煤锅炉正是SO2排放大户之一[1]。鉴于以上情况, 延安炼油厂于2006年大胆提出了循环流化床煤-气混烧的改造方案, 组织厂内相关人员进行了技术攻关, 经过多次设计、现场试验和整改, 于2007年7月顺利实现了循环流化床的煤-气混烧, 到目前为止, 改造后的装置运行平稳, 此项改造取得了良好的经济和环境效益。

1 概 述

延安炼油厂热力系统改造工程选用了3台济南锅炉集团有限公司生产的75 t/h次高压循环流化床锅炉, 其型式为自然循环、单炉膛, 全焊接膜式水冷壁, 平衡通风, 全钢结构, 露天布置。锅炉供汽主要满足厂内所需中压蒸汽 (3.9 MPa) , 富裕部分经管网减温减压后并入低压蒸气系统 (1.0 MPa) 。

锅炉参数:

①锅炉型号:YG-75/5.29-M12;

②过热蒸汽:额定蒸发量:75 t/h;额定蒸汽压力:5.29 MPa (G) ;额定蒸汽温度:485 ℃;给水温度:104 ℃;排烟温度:145 ℃;

③设计热效率 (按低位发热量) 90%;

空气预热器进风温度20 ℃;

空气预热器出口热风温度 (一次) 150 ℃;

空气预热器出口热风温度 (二次) 150 ℃;

⑦炉膛尺寸 (宽×深×高) 5.29 m×3.17 m×22.5 m;

⑧一次风给风位置在布风板下一次风室经由风帽喷出, 二次风给风位置在密相区上, 经21个喷嘴进入炉膛, 喷嘴分上中下三层布置, 二次风量约占总风量的50%;

⑨采用2台高温旋风分离器, 并联运行;

⑩尾部竖井内布置三级省煤器和一、二次风预热器;

2 改造内容

2.1 燃气系统

干气由厂内干气系统DN300母管送至炉前干气支管路, 母管每隔一段管道设置一放空及吹扫装置, 且在管道最低处设置疏水。干气支管线系统共三套, 每台炉设置一套, 每套管路设置总手动闸阀、气动快关蝶阀, 采用DN200管道, 在炉前分成两路分别与左右两侧干气燃烧器相连, 管路均采用DN200管道, 并设置前后手动闸阀、气动调节阀、压力变送器、流量计、气动快关蝶阀、阻火器等。每隔一段管道设置一放空及吹扫装置, 且在管道最低处设置疏水[2]。

干气供气压力为0.3~0.4 MPa, 稳压采用自力式稳压阀, 设计系统压力0.12 MPa。必要时可通过自力式稳压阀对系统压力进行调节。

现场试验中发现, 当气温较低或气柜排液不正常情况下, 干气带液现象严重, 导致炉内内出现爆燃, 引发局部过热。后在各分支入炉前部位适当增加加热蒸气拌热和保温对带入液体进行汽化, 改后效果明显。

干气管线配置必要的根部阀和控制阀组保证检修时管网的正反向吹扫、清理。尤其是在左右两侧干气燃烧器和母管加装了蒸汽吹扫线, 配置了炉前支管在事故状态或锅炉启、停过程中残留干气或空气的吹扫置换流程。

在燃烧器上游尽可能短的部位设置了阻火器, 防止出现回火, 确保系统安全。

2.2 燃烧器

在明确干气混烧量的基础上, 确定了燃烧器的功率和基本的结构形式, 继而对燃烧器喷口总面积、喷口速度进行核算, 同时进行了火焰长度分析和燃烧器对炉膛出口温度影响的评价 (表1是两个设计方案的对比情况) 。

通过对方案1的现场冷态和热态通风实验, 发现燃烧器对炉内流化影响很大。当燃烧配风 (一次风) 通入燃烧器后, 炉膛底部床层出现塌床, 炉底温度急剧上升, 并逐步开始结焦;炉膛内温度梯度迅速遭到破坏, 同时返料口灰量减少。后经计算证实, 实物燃烧器功率大出设计值约10%, 即实际混烧干气最大比例可达到40%。通过对实物燃烧器的功率核算, 发现火焰长度应在5.5~7 m之间, 火焰直径约1.2 m, 而炉膛宽度仅为5.29 m, 所以正常运行时燃烧器火焰存在冲墙现象。通过热力计算可知, 当干气负荷占总负荷的30%~50%时, 燃烧器布置在设计位置, 会引起炉膛出口温度增加50~70 ℃。通过干气供应量和过剩空气量计算, 实物燃烧器燃烧配风所需空气量为26 450 Nm3/h。是一次风机最大风量 (77 550 m3/h) 的1/3, 实际结果导致主流化风压头损失严重, 大大削弱了流化动力, 同时, 大量的配风导致入炉风速过高, 使顶部流化严重受阻。

方案2是在总结方案1经验基础上的修改设计, 即目前的正式运行方案。此方案混烧干气的比例设计为21%, 但实际运行能达到35%左右。为了使燃烧器的燃烧不影响炉内流化和炉内局部超温, 将两台燃烧器下移至10 m标高处 (密相区以上, 距布风板距离5 600 mm) , 等高相对错列。燃烧器的功率按照不影响炉内正常循环、炉膛出口烟温和返料温度升高应在允许范围的原则进行设计计算;燃烧器结构由列管式改为单管式, 采用小孔射流技术和强混技术, 以提高燃烧效率和燃尽度;在结构形式上, 选用可调式燃气燃烧器, 同时设计了中心密封压缩风和吹扫压缩风, 可有效防止燃烧器旋口位置积灰, 保护喷嘴和防止回火。燃气配送采用直流式, 设计流速为160 m/s, 可保持火焰稳定, 有效防止回火的发生, 燃烧器主要部件选用耐热耐磨钢, 燃烧器旋口及旋口处水冷壁防磨选用耐磨浇铸料。

现场试验表明, 方案2燃烧器调节性好, 调节比大;运行火焰稳定, 未发现回火、脱火、烧裂、结焦等现象, 同时运行调节方便, 不产生冲墙、燃烧区域过热、超温问题。

2.3 燃烧配风系统

在汲取方案1经验的基础上, 将燃烧配风由一次风改为二次风, 避免了对炉内流化的冲击和火焰冲墙现象。配风从12 300 m标高二次风箱引出, 风管选用DN300, 干气选用DN150金属管道和DN150金属软管接入燃烧器。进风型式采用旋流式, 通过叶片角度可改变配风的旋流强度, 强化燃气与空气的混合, 进一步提高燃尽度。配风元件选用不锈钢。

以二次风作为干气燃烧配风的风源, 要求在运行中一旦系统失去二次风, 必须联锁停止干气的送入, 即停止混烧干气, 并及时吹扫炉前干气支线, 确保系统安全。

3 效果分析

由表2煤-气混烧改造前后1#炉实际运行的部分数据记录可以看出, 在相近的蒸发量下, 改后给煤机 (变频调速) 转数为改前的78%, 表明给煤量有了显著的减少。从各点温度变化情况来看, 煤-气混烧后, 炉膛内温度梯度如期发生变化, 但各关键点温度均在正常范围内。

煤-气混烧改造后, 经多次检查, 没有出现因改造导致的磨损爆管、局部过热以及结焦、死床等不良现象。水冷壁壁厚检测磨损轻微、均匀, 未发现局部氧化。三台锅炉总体运行平稳如常, 且给煤、排渣、排灰总量减少, 降低了输煤筛碎、冷渣输渣以及排灰除尘等环节的设备运行强度和人员劳动强度, 总体上延长了锅炉的运行周期。

4 结 论

经过有针对性的技术分析讨论, 现场观察、摸索和操作工况调整, 目前单台煤锅炉掺烧干气可达2 000 Nm3/h以上, 炉膛内温度梯度分布合理, 工艺运行参数适当稳定, 配套设备运转状况良好, 达到了预期目标。具体表现在以下几方面:

(1) 利用炼油厂辅产的干气而减少了原煤用量, 节约了资源能源, 利国利民利环境。目前单台煤锅炉干气掺烧量可达2 000 Nm3/h 以上, 同蒸发负荷下给煤机转速从180 rpm减缓到100 rpm左右, 折算替代节省原煤约2.6 t/h或62 t/天, 价值约1.6 万元/天。

(2) 干气引入煤锅炉密相区上部完全燃烧, 流向又与向上流动烟气垂直相交而扰动, 强化了高温烟气与煤粒的相对运动, 使煤粒燃烧更加充分, 灰分含炭量明显降低 (由4%降低到2%) , 改善了煤锅炉整体燃烧工况, 也就无形中提高了锅炉运行热效率。

(3) 热动力现用煤含硫为0.9%, 而干气硫含量为0.1%~0.2%。掺烧干气后, 因燃料组成质量变化, 可减少对大气污染极有害的SO2排放约20.9 kg/h台或501 kg/d台。

煤锅炉排灰、排渣量明显大幅度减少, 所排炉渣颜色也相应改观, 不仅减轻了煤渣排放操作的劳动强度、负荷量, 也改观了热动力区域原来灰分飞扬的周围环境。

(4) 在锅炉负荷相近条件下, 降低燃煤量, 可减轻烟气对炉内构件的冲刷冲磨, 有利于设备长周期平稳可靠运行。

参考文献

[1]林宗虎, 安恩科, 李茂德.循环流化床锅炉 (第一版) [M].北京:化学工业出版社, 2004:113-139.

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