燃油锅炉燃水煤气改造

燃油锅炉燃水煤气改造（精选5篇）

燃油锅炉燃水煤气改造 第1篇

1 142t/h锅炉改造的原则和要求

1.1 锅炉改造原则

(1) 改造遵循安全、可靠、稳定、经济的原则。即在保证锅炉性能的前提下,尽可能地利用锅炉原有的零部件,并结合本单位高炉煤气实际情况进行改造。

(2) 改造便于司炉人员操作,便于设备的维护、保养、检修。

(3) 改造后该锅炉的设计燃料为50%煤粉加50%高炉煤气,同时可烧100%煤粉或100%高炉煤气,在烧煤粉时锅炉出力不变,在纯烧煤气时锅炉出力在40%～80%之间。

1.2 锅炉改造要求

要求锅炉改造后能燃用发热值较低的高炉煤气,锅炉蒸发量达到142t/h;过热蒸汽压力和温度维持原设计参数不变;烟尘排放能够达到GB13271-2001《锅炉大气污染物排放标准》的规定。

2 改造后锅炉所用燃料的特性

锅炉改造后所使用的燃料为高炉煤气,高炉煤气的组成成分中惰性气体占大部分(见表1),且可燃成分主要为CO,因而它的低位发热值极低。

3 142t/h锅炉改造

3.1 锅炉本体改造

根据原锅炉结构,考虑到锅炉的安全稳定运行,原锅炉中的煤粉燃烧器保持不动,原锅炉中的高炉煤气燃烧器也保持不变。侧墙增加4个高炉煤气燃烧器,每个燃烧器的出力为18.02MW(折合高炉煤气18 250m3/h)(最大设计值为21 000m3/h),分一层布置,形成切圆燃烧。切圆直径较大,一是不破坏煤粉火焰,以免煤粉火焰“贴”墙,二是在煤粉火焰与墙之间有一烟气隔离层,防止结焦。燃烧器形式为旋流式,燃气侧叶片与轴线夹角为45°,空气侧叶片为20°,煤气侧和空气侧叶片的旋向一致,且切向进风后在燃烧器内旋向一致,以保证得到满意的燃烧效果,使得锅炉稳定燃烧。

高炉煤气燃烧器出口以高热耐热材料作为支撑的煊口。煤气侧及空气侧的向火端均为内热钢制造而成。右侧的燃烧器由二次风箱在上部接出,然后从燃烧器的上部接入燃烧器;左侧的燃烧器由前部的二次风箱在上部接出折向侧面然后从燃烧器的上部接入燃烧器。

高炉煤气燃烧器的标高与原高炉煤气燃烧器的标高一致。高炉煤气由母管接至燃烧器的下部接入。

高炉煤气燃烧器的中间布置有混合煤气管,在原的油燃烧器点燃至一定温度后可先投混合煤气,然后投入高炉煤气。高炉煤气的流量显示安装在主管上。

高炉煤气燃烧器用固定装置固定在膜式壁上,与膜式壁一起向下膨胀。在外围管道上设置膨胀节,吸收膨胀。

侧水冷壁在装置燃烧器的位置切除膜式壁,再用燃烧区域的膜式壁补上,其管子规格为ϕ76mm×5mm、材质为20-GB5310、扁钢规格为25.6mm×6mm、材质为Q235-A。集中下降管至各集箱的供水管与燃烧器相碰,为此必须对这些管子进行改造。

为了方便操作和维护,我们在锅炉两侧标高7310mm处设置了一个大的燃烧器运转平台。钢架、刚性梁、外护板等部件随燃烧器的增加而做相应的变化。

3.2 风烟、除尘系统的改造

高炉煤气不同掺烧比情况下的烟气分析(见表2)。

由表2可知,掺烧高炉煤气后烟气量增大了13%,同时流经各受热面的流速也增大13%,本体烟气侧的烟气阻力增大了27%,引风机需按以下参数重新选型配置(更换引风机的基础)。

纯高炉煤气142t/h额定负荷时烟气量为211 371m3/h,此时排烟温度211℃,含尘浓度为5.8mg/m3;即纯烧高炉煤气任何负荷均不需要投运除尘器;同时因为烟气量大大增加,使得过热蒸汽超过额定温度导致无法控制,加上排烟温度高,锅炉将无法运行,因而锅炉出力将维持在80%以下的负荷,此时排烟温度相当于额定负荷50%煤粉加50%高炉煤气时的(即173℃),烟气量为169 097m3/h,也不会烧坏除尘器的布袋。

4 系统改造后的运行情况

在投运前及72h试运行期间,锅炉进行了水压试验,25%的高炉煤气+75%的煤满负荷工况试运行,50%的高炉煤气加50%的煤满负荷工况试运行,燃烧系统、空气预热器、省煤器、引风机、控制系统、布袋除尘系统测试、运行正常。各项测试、试验证明改造达到技术设计要求。

在50%的高炉煤气加50%的煤满负荷运行工况下,烟尘浓度最大21mg/m3,最小6mg/m3,平均12mg/m3,达到小于50mg/m3的设计技术要求。

烟气SO2浓度最大778mg/m3,最小747mg/m3,平均762mg/m3,达到小于800mg/m3的设计技术要求。

改造前锅炉燃煤量一般为20t/h,改造后燃煤量为11t/h,改造后全年可节省原煤7.8万吨左右,为公司节约大量燃料费用。

5 结论

综上所述,应用可靠的燃烧技术对142t/h高温高压自然循环锅炉实施技术改造是可行的。通过对锅炉出力及参数测定、锅炉热效率试验、最低稳燃负荷等试验,证明是符合国家的能源环保政策,改造后给企业带来可观经济效益和社会效益。

参考文献

[1]冯俊凯,沈幼庭,杨瑞昌.锅炉原理及计算(第三版)[M].北京:科学出版社,2003.

增加锅炉燃用煤气量的改进实践 第2篇

关键词：锅炉燃气,煤气供应,排烟温度

1 前言

由于扩建和设备调整等需要,南京梅山能源公司在2010年3——9月,将改变原有煤气平衡。按照要求,南京梅山能源公司动力4台锅炉在2010年3月份要满足小时最大燃用高炉煤气40万m3/h的要求,为此,对比改进前的37.3万m3/h,需要对锅炉进行增烧高炉煤气的改进。改进后运行4个月以来,南京梅山能源公司能源公司动力4台锅炉高煤燃用量超过了改进预期。

2 现状

梅钢能源公司动力车间1#、2#、3#、4#锅炉分别是杭州锅炉厂和上海锅炉厂生产的产品,其中1#、2#、3#锅炉为220 t/h高温高压高煤粉掺烧煤气锅炉,掺烧设计热值比例为:25%高炉煤气+75%煤粉,4#锅炉为全烧高炉煤气锅炉,改进前在煤气母管压力6.5 kPa情况下,1#、2#、3#锅炉掺烧高炉煤气量最大量为17.3万m3/h,4#锅炉掺高炉煤气量最大量为20万m3/h。

3 实验分析论证

3.1 改进条件

在保证原有锅炉燃煤特性的前提下,将锅炉最大燃用量由现有37.5万m3/h增加到40万m3/h,即需要每小时增加2.5万～3万m3/h高炉煤气。

3.2 实验情况(试烧时间2009年12月)

(1)在高炉煤气中不掺混转煤和焦煤的情况,4#锅炉可燃用量20万m3/h达到220 t/h额定出力,且锅炉送、引风机开足,由此,4#锅炉增加燃料可能性不大。

(2) 3台锅炉试烧情况:以母管对1#、2#、3#锅炉同时供应高炉煤气,供应压力7 kPa情况下,3台锅炉燃用总量达到17.3万m3/h,具体试烧参数见表1。

分别对1#、2#、3#3台锅炉进行实验,关闭其他锅炉煤气燃用量,提高母管供应压力,测试单台锅炉使用高炉煤气最大量,试验记录见表2。

可以看出,针对除尘器额定设计温度160℃,1#、2#锅炉还存在增加燃用高炉煤气的空间,而如何提高1#、2#锅炉高炉煤气燃用量是提高锅炉最大燃用量的关键问题。

3.3 试验分析

3.3.1 单台锅炉增加煤气量分析

据实验统计,在不考虑其他原因影响的情况下,锅炉每增加1万m3/h,排烟温度将增加7～8℃,如果单台锅炉增加2.5万～3万m3/h高炉煤气,锅炉排烟温度将升高20～24℃,如此在锅炉低负荷情况下,1#、2#单台锅炉排烟温度超过160℃布袋允许温度。如果考虑季节变化,以及锅炉负荷、制粉系统的影响,单台锅炉增加2.5万～3万m3/h高炉煤气,排烟温度升高更多,单台改进风险很大。

对于1#、2#、3#锅炉,由于需要保留煤粉使用性能,在水冷壁上大量增加辐射受热面的可能性不存在。另外,锅炉已经增加省煤器的降烟温措施,继续增加降烟温措施可能性不大。

3.3.2 1#、2#、3#锅炉母管煤气串联供应特点分析

图1为3台锅炉安装位置示意图。图1中,锅炉由东向西,依次为1#、2#、3#锅炉,3台掺烧高炉煤气锅炉的同一根总管,环、支管设计一致。根据相同管径流体流动特性分析,1#锅炉总管处静压力Pj1、动压力Pd,,2#锅炉总管处静压力Pj2、动压力Pd2,3#锅炉总管处静压力Pj3、动压力Pd3,总能量平衡上就会存在:Pj1Pd2>Pd3的情况。

输送介质动力来源于静压力,煤气总管不可能改变,也就是说Pj1

4 改造方案

通过实验和分析,确定改进方向:降低1#、2#锅炉煤气环支管的阻损或者燃烧器的阻损,提高1#、2#锅炉的煤气燃用量,以此完成任务。

在图1的基础上,在1#、2#锅炉四角燃烧器的每个位置的高炉煤气环管上增加了煤气进口管,且利用原高炉煤气喷口和二次风喷口的间隙,增设了高炉煤气喷管,每台锅炉四角合计增加高炉煤气喷管量1.5万～1.7万m3/h。这样,增加高炉煤气后锅炉的排烟温度增加量12～13.6℃,考虑降低负荷运行,降低给水温度锅炉的排烟温度,该温度可以控制在160℃以内。

5 改进效果(见表3)

2010年3月,南京梅山能源有限公司对1#、2#锅炉及煤气系统进行了改进,改进后锅炉蒸汽参数及运行控制正常,在煤气母管压力为7 kPa的情况下,燃用量总量超过了改进预期的20万m3/h (4#锅炉燃用量20万m3/h)。另外,锅炉通过负荷量的调节及给水温度的调整,排烟温度保持在除尘器需求的规定范围内,顺利地通过夏季高温时期,改进效果良好。

6 结语

(1)根据实验,确定锅炉的最大燃用高煤量,根据系统的限制,确定实际锅炉可增加煤气空间。

(2)根据母管式煤气输送特性,有针对性地降低燃用系统的阻损,低成本完成煤气增加量。

燃油锅炉燃水煤气改造 第3篇

鞍山某化工厂于2012年底竣工一台15 t/h燃水煤浆锅炉, 在点火调试过程中发现炉膛压力波动较大, 燃烧工况不稳。打开小炉门观察孔时不定期的有火焰喷出, 长度有时可达2 m以上。由于当时厂区所需负荷较大, 通过增加料床 (载体为石英砂) 厚度, 负荷达到70%以上时, 情况有了明显的缓解, 但通风机 (Q=20 000 m3/h, p=14 400 Pa) 电机 (K=132 k W) 电流常有超流现象发生。当取暖期过后, 生产用汽仅需锅炉额定负荷的50%时, 问题就突显出来了, 在低负荷运行时, 布风装置内压力波动幅度很大, 炉内沸腾段沸腾工况不佳, 沸腾高度变化很大, 运行很短的时间内就出现落床现象, 造成高温结焦, 锅炉熄火。

模拟锅炉额定负荷的50%工况做冷态试验时, 发现通风机的电流波动、振动及噪声呈周期性变化。故初步判断上述不良工况是风机发生喘振[1,2,3,4,5]及失速[6]造成的。

1 通风机产生喘振及失速的典型现象

(1) 通风机的出口压力最初先升高, 继而急剧下降, 并呈现周期性大幅波动, 从而使炉膛负压波动燃烧不稳;

(2) 通风机的流量急剧下降, 并大幅波动, 严重时甚至出现空气倒流;

(3) 通风机电机的电流出现不稳定大幅波动;

(4) 通风机机体产生振动, 同时发生异常的气流噪声。

2 通风机产生喘振的概述

一般通风机的p-Q性能曲线的左半部都有一个马鞍形的区域, 如图1所示, 这是风机的固有特性, 在此区域工作时, 有时会出现风机的流量、压头大幅度脉动, 风机及风道会产生强烈的振动, 噪声显著增加等不正常工况, 这种情况一般称之为喘振, 这一不稳定区域称为喘振区。实际上, 喘振区仅仅是不稳定区域可能遇见的现象, 而在该区域内必定出现旋转失速现象。

3 通风机产生喘振的充要条件

(1) 风机的工作点落在具有马鞍形p-Q性能曲线的不稳定区域;

(2) 风道系统具有足够大的容积, 它与风机组成一个弹性的空气动力系统;

(3) 整个循环系统的频率与气流振荡频率耦合时, 就产生共振。

4 通风机产生喘振的原理

在通风机运转过程中, 当通风机在性能曲线的单向下降部分工作时, 其运行工况是稳定的, 一直到工作点K。当通风机负荷降至低于QK时, 这时风机进入不稳定区域工作, 只要有微小扰动使供风管路压力稍稍升高, 则由于通风机的流量大于管路流量 (QK>QG) , 管路工作点向右移动至A点, 当管路压力pA超过通风机正向输送的最大压力时, 通风机的工作点即改变到B点 (A、B点等压) , 风机抵抗管路压力产生的压力而做功。此时, 管路中的气体向两个方向输送, 一方面供给负荷需要, 另一方面倒送给通风机, 故管路压力迅速下降至D点 (C、D点等压) 时停止倒流, 但由于风机的流量仍小于管路流量 (QC<QD) , 所以管路的压力仍下降至E点, 风机的压头工作点瞬时跳回到F点 (E、F点等压) , 此时通风机输出流量为QF, 由于QF大于管路的输出流量, 所以管路风压转而升高, 通风机的压头又移至K点。上述过程循环往复, 伴随着机体在整个系统中产生周期性的振动, 就形成通风机的喘振。当通风机喘振时, 风机的流量在QB~QF范围内变化, 而管路的输出流量只在小得多的QE~QA范围内变动。

喘振是风机性能与管道装置耦合后振荡特性的一种表现形式, 它的振幅、频率等基本特性受风机管道系统容积的支配, 其流量、压力、功率的波动是由不稳定工况区造成的, 喘振现象的出现总是与叶道内气流的脱流密切相关, 而冲角的增大也与流量的减小有关。所以, 在出现喘振的不稳定工况区内必定会出现旋转脱流。

当鼓风机发生喘振时, 说明工况点已经落在非稳定区域, 应积极采取有效措施消除喘振, 以减小对生产的影响, 若想消除喘振, 就得把工况点移至稳定区域。

5 喘振现象的处理方法

为消除该台水煤浆锅炉通风机产生的喘振现象, 以满足锅炉工况在50%额定负荷时正常稳定的运行要求, 故而在空气预热器的出口热风道上设置一个热空气回输系统, 将一部分热空气通过外置热风道回输至通风机吸风口处, 另一部分热空气输送给布风装置 (这部分流量可以小于喘振流量) 。

热空气回输系统的工作原理, 就是使通风机的流量在任何条件下都不小于QK, 当锅炉需要的热空气流量小于或接近喘振流量时, 通过开启空气回输系统的阀门, 既可保证通风机中的气体流量大于喘振流量而稳定运行。

这种处理方法是最简单的消除喘振方法, 该台锅炉通过热风道设置热空气回输系统后, 在工况为50%额定负荷时, 已无喘振现象发生, 基本上满足运行需求。这种处理方法虽然简单, 亦有其自身缺陷, 即通风机多增加一定量的电耗, 使整个供风装置的效率下降。

6 结论

离心式鼓风机是锅炉重要的辅机设备之一, 喘振是离心式鼓风机固有的特性, 是风机常见的故障之一, 具有较大的危害性。在运行过程中, 只要对喘振现象产生的征兆加以快速准确的判断, 并采取相应的措施, 及时处理, 就可以有效的避免喘振现象的发生。

参考文献

[1]孟凡绥.轴流式风机喘振分析[J].华北电力技术, 2001 (12) :48-49.

[2]刘海山, 赵明.风机喘振原因分析与治理[J].华北电力技术, 2008 (6) :43-44.

[3]杨洁.离心式鼓风机的状态监测与故障诊断[J].装备维修技术, 2010 (2) :15-18.

[4]王涛, 周琦.离心式鼓风机喘振原因分析及对策[J].中国给水排水, 2010 (12) :141-142.

[5]杨兴平, 雷民生.高压离心式鼓风机喘振分析与对策[J].石油化工设备, 2005 (4) :81-82.

注汽锅炉燃烧水煤浆技术改造 第4篇

一、水煤浆燃烧特性与过程

水煤浆由65%的煤、34%的水及少量化学添加剂制成, 是一种浆体燃料, 可以像油一样泵送、雾化、贮存和稳定燃烧, 其热值相当于原油的一半, 此次改造选择的水煤浆属低灰低硫, 高热值的原料, 挥发分较高, 利于浆体的燃烧。

水煤浆含水量30%~35%。水煤浆燃烧的第一阶段是水分的蒸发, 第二阶段是水煤浆中挥发分的析出和燃烧, 第三阶段是炭粒的燃烧和燃烬。由于水煤浆中含有大量的水分, 需要吸收大量的热量, 所以点火困难。如果没有稳定而高温的燃烧环境, 大量的水分蒸发和焦炭燃烧所需要的热量得不到及时补充, 水煤浆的燃烧将难于持续。因此, 水煤浆的燃烧必须解决点火和稳定燃烧的问题。

根据水煤浆的燃烧特性及注汽锅炉的结构特点, 增设无吸热面的稳定燃烧室。该稳燃室由布置有1个水煤浆燃烧器的端盖和2.7m长带切向风筒体 (通过燃烬室与注汽锅炉筒体相连) 构成, 水煤浆燃烧器的旁边布置有1个油燃烧器、1个液化石油气燃烧器和1个点火电极。点火顺序是:先靠电极点着液化石油气枪, 然后由液化石油气枪点着旁边的原油枪, 原油枪运行一定时间燃烧室炉温升到约700~750℃后, 开始由供浆系统向浆燃烧器输送水煤浆, 水煤浆被高压风在燃烧器喷嘴经多级碰撞, 雾化成雾炬, 被原油点燃。因燃烧器的配风口装设旋流配风器, 特殊设计的二次风使水煤浆火炬产生强烈旋转。稳燃室内旋转的火炬被切向二次风加大旋流力度, 并形成一个大的旋转整体燃烧动力场。水煤浆在这个大的高温旋转火焰动力场中, 经历水分蒸发、挥发分析出燃烧和部分炭粒的预燃, 之后该火焰动力场在气流和负压的作用下向炉体辐射段扩散继续燃烧, 水煤浆炭粒在旋转烟气流中得到充分燃烧, 直至尾部经对流段排出, 从而完成全部燃烧过程。

水煤浆稳定燃烧后, 火焰中心区温度约为1260℃, 进入原注汽炉入口高温烟气温度约为950℃, 之后进入炉内进行高温烟气辐射和对流换热。

二、改造措施

根据注汽锅炉自身的结构特点, 改燃水煤浆需对整个燃烧系统、送风系统、燃料供应系统、除灰渣系统及自动控制系统进行改造 (图1) , 目的是使水煤浆能着火迅速, 燃烧稳定, 积灰少。

1. 稳定燃烧室

按燃用水煤浆重新设计制作稳燃室, 稳燃室采用前置立式旋风炉筒体结构, 外径为2m, 采用10mm厚钢板卷制而成, 外面焊有两圈槽钢作加强圈, 考虑到水煤浆的稳定燃烧, 稳燃室长度为2.7m。稳燃室筒体内壁先填敷硅酸铝纤维保温层, 再填敷磷酸盐耐火混凝土, 稳燃室筒体内壁均匀焊有Φ8mm销钉, 间距约150mm, 伸入耐火混凝土层, 使耐火混凝土层牢固可靠。稳燃室下部设有沉渣池, 采用砌筑地基, 有清渣门、检修门, 方便进行清理和维修。筒体侧面配有旋流配风器, 在筒体内形成逆时针的旋流风, 稳燃室筒体侧面设置一个测量温度的测点, 稳燃室前面布置水煤浆燃烧器、油燃烧器、液化石油气燃烧器及点火电极。

2. 送风系统

送风系统由鼓风机、空气预热器, 旋流配风器组成。送风过程:注汽锅炉所需燃烧空气, 经鼓风机加压, 经过空气预热器加温到140℃, 从稳燃室左右两边按顺时针方向分别布置两组切向风喷嘴引入, 以增强稳燃室内旋流动力场的旋流速度。

3. 燃料供应系统

水煤浆是煤及水的固液混合物, 在一定的条件下能稳定为一均质的液体, 但对长期储存和输送的浆体来说, 必须要有随时搅拌系统相配合, 否则会产生固液分离, 一般为软沉淀, 严重时产生硬沉淀。

水煤浆供浆系统由储浆罐、搅拌桶、螺杆泵、在线过滤器组成。水煤浆由制备车间送入300t储罐中, 在需要供浆时, 由阀门自流卸搅拌桶中, 由螺杆泵经在线过滤器配浆器向燃烧器喷枪供浆。

4. 除灰渣系统

立式旋风燃烧室底部设有沉渣池, 大量的灰分在燃烧温度超过灰熔点的燃烧室内熔化为液态, 沿燃烧室壁面流入沉淀池, 此种捕渣方式可以除掉80%以上的灰分。其余的细小飞灰可随烟气直接带走, 不会在锅炉内沉积。

燃烬室的入口处设有挡渣管, 挡渣管采用独立水循环系统, 用水泵将锅炉软化水池的水在挡渣管与软水箱之间进行循环, 这样在不破坏原给水系统的前提下, 有效地利用了除渣的热能, 通过挡渣管后, 燃烧产生的高温烟气中灰尘的含量已大大降低, 能满足现锅炉的正常运行。

5. 自动控制系统

改造后注汽锅炉控制系统采用西门子中型可编程逻辑控制器, 内部主要元件全部采用高质量产品, 显示系统可监控设备的运行状态和实时信息, 故障显示及记录。

该控制系统具有蒸汽超温、蒸汽超压、系统水压超高、系统水流量低、柱塞泵油压低、浆压低、浆流量低等21种各路传感器故障自动保护功能, 且操作和运行可靠, 使注汽炉自动化水平和可靠性指标达到高标准, 运行控制达到最佳经济状态, 可无人值守自动运行。

三、改造效果

注汽锅炉上成功改燃烧水煤浆, 改变了辽河油田单一的燃料结构模式。注汽锅炉燃烧水煤浆产生的蒸汽, 无论从压力、温度还是干度, 都能满足采油生产需要, 而且改造后注汽锅炉的各项环保性能指标符合《锅炉大气污染物排放标准》GB13271—2001要求并达到一类标准 (表1) 。

摘要：对油田燃油锅炉实施油改煤以节省原油, 介绍燃烧水煤浆注汽锅炉主要技术改造措施。

燃油锅炉燃水煤气改造 第5篇

在热电厂中,吹灰器能有效清除锅炉受热面的结渣和积灰,使受热面保持良好的受热效果,提高主蒸汽温度和吹灰系统的自动投入率,降低设备故障率,对提高锅炉热效率及安全性有着重要意义。某热电厂#2锅炉改烧水煤浆后,锅炉炉膛、高低温过热器共布置了16台伸缩式吹灰器,省煤器、空预器共布置了8台吹灰器。由于吹灰器工作环境恶劣,设备老化严重,因此信号输入通道电缆易因绝缘下降而被击穿,造成吹灰器控制系统故障频繁。为保证锅炉吹灰系统正常运行,决定利用#2锅炉短暂停炉时间对其吹灰器控制系统进行改造。

1 原吹灰器控制系统的组成及存在问题

吹灰器控制系统由吹灰系统(包括吹灰器、进汽电动阀、疏水阀等)、PLC、继电器等组成。其中,吹灰器、进汽电动阀门、疏水阀为现场运行设备,是本系统的执行机构;PLC则控制吹灰器、进汽电动阀门、疏水阀的运行。吹灰器控制系统具有以下功能:每一被控对象具有自动控制、远方遥控和就地控制三种方式;设有跳步功能,可将吹灰器由“投运”状态改为“停运”状态,接收联锁的人为中断;具有电机过载、动作超时、伸出失败、电动门过载、吹灰蒸汽温度压力低、PLC异常等联锁条件和报警显示功能;自动中断程序时,有声光报警。但在使用过程中也存在以下问题。

(1)控制系统故障频繁。其主要原因是系统布线不合理,强弱电未有效分开,PLC易受干扰而出现程序错误;控制线(AC220V)与PLC信号线(DC24V)集中在同一个行程开关内,在设备老化严重,周围环境较差的条件下,一旦行程开关受潮或PLC信号线绝缘破损,AC220V电压就会串入PLC信号,损坏输入通道。现已有3个输入通道被烧毁,整台PLC已无备用输入点,此时,若再发生输入通道烧坏事件,则不能实现程序自动控制。

(2)故障判断难度大。吹灰器电源失电时,整个系统的控制电源均消失,导致控制屏上无吹灰器、阀门状态显示信号,因此无法直接判断故障点,延长了维修时间。

(3)吹灰器控制电源发生短路或接地时,吹灰减压阀会同时失电,致使调节阀控制失灵,压力升高,吹灰安全门动作。

2 改造方案

2.1 更换PLC

由于原PLC型号陈旧,厂家已不再提供相应的维修服务,且整台PLC已无备用输入点,因此选用三菱FX2N-80MR型PLC作为控制PLC。FX2N系列PLC具有指令速度快、系统配置灵活、功能强大、体积小等特点,有丰富的扩展模块和特殊功能模块,可实现与上位机间完善的网络通信,同时还具有MELSEC-10/11/BCC-LINK-Profibus等网络通信功能。

利用三菱PLC编程软件GX Devepor8重新编写吹灰程序,工艺流程如图1所示。

2.2 增加隔离继电器

鉴于现场环境较恶劣,在吹灰器、阀门到位信号输入到PLC的线路上增加双开双闭插座式隔离继电器(型号为MY2NJ)。这样可实现强弱电信号的隔离,当现场电缆绝缘下降或行程开关受潮时,强电电压不会通过信号线串入PLC输入信号;由于继电器带LED显示,因此检修时可轻易判断出阀门、吹灰器的状态;同时,缩短了PLC信号线,可避免信号因信号线过长而受到现场各种电磁的干扰。

2.3系统优化

(1)将吹灰减压阀控制电源与吹灰系统电源分开,以避免吹灰系统失电导致吹灰减压阀失电。

(2)增加系统LED模拟屏,以便实时了解阀门、吹灰器的状态,有利于故障检修。

(3)在控制屏增加MT6070T Weview型人机界面。这样,可在控制屏上直观显示阀门、吹灰器状态;可记录每次吹灰的时间,吹灰器投入的次数和数量以及发生的故障;还可对吹灰参数进行设置。

3 改造实施

停炉前,进行PLC程序的输入与模拟试验修改;人机界面程序的输入;中间继电器板的安装与接线;吹灰模拟屏的订制与接线。

现场改造利用#2炉停炉检修空隙进行。由于准备充分,PLC更换,屏内接线方式更改,模拟屏、人机界面屏安装等工作仅用时1天。

改造完毕,检查现场接线无误后,上电进行PLC模拟试验。试验中,偶尔出现相邻2支吹灰器同时伸入炉膛的现象,分析其原因为吹灰器间隙时间过短。将吹灰器间隙时间设定为2s后,运行正常。

4 结束语

吹灰器控制系统改造后,吹灰系统故障率明显降低,安全性显著提高,实现了现场监控、远程报警等功能,减轻了劳动强度。

摘要：针对某热电厂#2锅炉改烧水煤浆后吹灰系统存在的问题,介绍利用锅炉短暂停炉时间改造吹灰器控制系统的方案。实践证明改造后锅炉吹灰系统的故障率大幅降低。