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电厂锅炉应用等离子点火的技术

2018-03-06 11:00:10 浙江东阳特安锅炉有限公司 阅读


1.等离子点火系统及原理

1.1 等离子点火系统


在等离子点火系统当中,主要由等离子发生器、直流电源、点火燃烧器、控制系统等部分组成。


其中,等离子发生器能够对50kW~150kW电功率的空气等离子体进行产生,直流电源能够将三相380V的交流电源整合成直流电源,向发生器供电。点火燃烧器配合等离子发生器使用,对煤粉进行点燃。


控制系统采用了数据总线、通信接口、CRT、PLC等部分构成,能够实现全数字化自动控制。系统具有50kW~150kW的输出功率,且连续可调。压缩空气压力在0.12MPa~0.4MPa,流量在150m3/h以上,且能够保持洁净无油。冷却水压力在0.3MPa以上,流量在10t/h以上,t在40℃以下。



1.2 等离子点火原理


在等离子点火装置当中,对直流电源进行利用,基于相应的介质气压条件接触引弧,在强磁场控制下,对稳定功率定向流动空气等离子体进行获取,采用磁压缩、机械等方法,向需要点火的位置送入等离子体射流,在点火燃烧器当中,能够达到4000K以上具有极大梯度的局部高温火核,当等离子火核与煤粉颗粒相接触,煤粉颗粒会对挥发物进行迅速释放,劈裂粉碎再造挥发充分,从而被快速点燃。


在等离子发生器当中,采用了阳极、阴极、线圈等部分,在发火原理上,基于相应的输出电流条件,中心阴极和阳极进行接触,系统达到短路的状态,阴极和阳极缓慢分开的过程中,会有电弧产生,在线圈磁场的作用下,将电弧拉出喷管外部。


在电弧的作用下,压缩空气受到电离,产生高温等离子体,从而使煤粉产生了被点燃的可能性。在设计过程中,采用进退执行机构控制点火装置的阴极,同时控制电弧电功率。此外,还利用相同的计算机控制系统,监视冷却水、冷却风等。


2. 等离子点火技术的实际应用

2.1 技术改造

在电厂锅炉对等离子点火技术的应用中,对老机进行技术改造是一项重要的内容。


在改造的过程中,可以利用等离子燃烧器,对原有的原油枪进行替代,在下层二次风道中原油枪的位置,对等离子燃烧器进行安装,从给粉机中单独接煤粉管道。


在低负荷稳燃、锅炉点火等过程中,将等离子投入使用,在锅炉达到正常运行状态后,将等离子退出运行。通常情况下,在中储仓式制粉系统当中,会对这种方法进行应用。


可以对主燃烧器进行改造,使其能够在作为主燃烧器运行的同时,也可以采用等离子进行点火。在下层一次风处安装等离子点火燃烧器,对原有的煤粉燃烧器进行代替。


在锅炉稳燃、点火等状态下,将其作为等离子燃烧器进行应用。在锅炉正常运行状态下,将其作为主燃烧器进行使用。在当前很多电厂当中这种方法被广泛应用。



2.2 新建机组


在新建机组建设方面,将C层4只原燃烧器改造为等离子点火燃烧器,其中包括了周界二次风部分、一二级燃烧室、等离子引弧装置,浓淡分离装置。对浓淡分离装置进行了设计,能够将一次风分为浓淡两股气流,其中浓相进入一级室,淡相进入二级室。


空气经过母管,向等离子装置就地控制箱输送,对压力开关、压力表进行安装,对压缩空气压力进行控制,在满足压力后,向主控室PLC发送信号。压缩空气压力应在0.08MPa以上,单台流量在150m3/h。使用杂用压缩空气母管提供压缩空气。


采用了水冷却发生器系统,单个燃烧器用水量为8t/h,出入口压差控制在0.3MPa以上,采用除盐化学水,通过母管向就地控制箱输送,满足压力后,向主控室PLC发送信号。选用不锈钢作为冷却水系统管材,从锅炉除盐水补水箱获取水源,回水返回除盐水箱中。


3. 等离子点火技术的经济分析

3.1 新建机组的直接经济效益

以600MW的机组为例,在试运期经过机组带大负荷运行、锅炉酸洗、电气试验、机组并网、汽轮机冲转、整定安全阀、锅炉吹管等诸多阶段。


在这些阶段当中,锅炉无法对磨煤机进行投运,也不能实现完全断油运行,因此,需要对大量的燃油进行消耗。从电力部门下发的试运导则规定当中,规定了在600MW机组的试运期间,燃油消耗标准定量在9000t左右。


而在机组试运初期,如果将等离子煤粉点火系统进行投入使用,在整个试运期间,能够将燃油消耗控制在2000t以下,因而能够产生十分客观的经济效益。



3.2 老机组改造的直接经济效益


在电厂老机组改造项目中,对于燃煤锅炉进行等离子点火设备改造,根据启停频率、燃煤煤种、锅炉型号等不同,投资效益也会具有较大的差别。


例如,在200MW的机组当中,每次启动大约消耗50t油量,通常在30t~50t,最高时可能达到250t以上。300MW的机组进行以此冷态启动,耗油量可能达到700t以上,与均值145t相比,超出了300t~500t左右。


同时,很多火电机组具有较高的最低不投油稳燃负荷,例如100MW的机组,最低稳燃负荷约在额定负荷的62%,200MW的机组则约为额定负荷的56%,300MW的机组约为额定负荷的53%,因此,在助燃和稳燃过程中,需要消耗相当大的油量。


1台100MW的机组,每年耗油量可能超过300t,200MW机组耗油量可能超过280t,300MW机组耗油量可能超过500t。通常情况下,对于非调峰机组来说,能够在1~2年的时间收回改造费用,而对于经常用于调峰的机组来说,半年到一年内就能够将投资成本收回,因而能够取得十分良好的经济效益。