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[摘 要]火电厂辅机设备的状态检修技术开发是电厂状态检修整体技术的重要部分,热工研究院开发采用的离线状态监测+在线系统安全性监测+在线系统经济性监测+综合故障诊断与维修决策支持模式,是一个具有自主知识产权的新尝试。在福建电厂的成功实施表明,这种新模式比较适合中国电厂实际情况和需求,实现了创新性和实用性相结合的开发要求。 一、背景 随着电力体制改革的深入,发电厂对发电成本的控制越来越严格,如何合理的减少维修费用,同时有效提高运行安全性己是当务之急。汽轮机、锅炉等主机虽然是关键设备,但其制造技术已较成熟,监测技术也较完善,故其可靠性都比较高,由于火电厂系统复杂,而一些辅机设备往往是火电厂设备状态监测的薄弱环节,是造成机组非计划停机的主要原因之一,保证辅机设备的安全运行是电厂日常维护和维修的重要内容。同时,任何一个系统或主要辅机设备的故障都会影响电厂的经济性,造成发电成本的增加。因此,开展火电厂辅机状态监测工作,保证火电机组主要辅机设备良好的运行状态,达到优化检修的目的,具有十分重要的意义。近年来,针对辅机部件的状态监测和诊断技术的发展十分迅速,辅机部件(电动机和转动部件等)的状态监测技术已经成熟。主要的技术包括: 1. 振动诊断技术; 2. 油液分析技术; 3. 红外线设备诊断技术; 4. 超声波泄漏监听技术。振动监测技术主要是应用在线和便携式振动监测仪器,对设备的振动频谱进行连续或经常性检测,以分析设备的振动特性,判断运行状态变化趋势,为设备的运行和维修提供信息。油液分析主要是对润滑油的成分、污染度、机器磨损状况进行检测,以掌握润滑油的变质情况,判断磨损状态变化趋势,为设备的运行和维修提供信息。红外线设备诊断技术主要是使用便携式红外线检测仪,对电机设备的外壳超温状况进行检测,以发现设备的超温部位,采取及时维修措施。声波泄漏监听装置,也是利用超声波的特性,对设备发出的微小泄漏声音进行检测,以找出设备的泄漏部位,采取及时维修措施。国外辅机部件状态监测技术的发展已经成熟,监测装置和分析软件也比较先进,在国内电厂的应用越来越普遍。但在应用中发现,这些监测技术往往是独立的,主要是针对具体部件点的状况,并不能够全面监测辅机系统的状况;一般不能够全面综合的分析设备变化趋势,即不具有综合诊断故障功能。如何给出设备的整体状态诊断结果,为维修决策提供更全面的支持依据,有必要进行进一步的研究。二、 辅机状态检修关键技术研究简介该研究项目是国家电力公司状态检修课题的子项目,并作为与福建省电力有限公司、福建省电力试验研究院和厦门华夏国际电力发展有限公司合作课题,列为福建省电力公司2000年研究课题。主要研究内容包括:? 辅机状态检修模式的探讨;? 辅机状态监测技术的选择与实施;? 系统安全性监测技术的开发;? 系统运行经济性监测技术的开发;? 辅机状态综合诊断系统的开发;? 依托工程电厂实施;通过3年的努力。福建实施项目已经基本完成,并通过了福建省科委组织的鉴定。太仓电厂实施项目仍在进行中。 1. 辅机状态检修基本模式的探讨研究表明,辅机的维修类型主要包括:设备故障导致功能下降而维修,系统安全性下降导致的维修,系统性能(经济性)下降导致的维修等三个方面。以往的监测技术,主要注重辅机部件点的状态变化,而在系统层面上的变化没有给以重视,显然是不合理的。目前在国内推行的辅机振动状态监测方式包括在线和离线两种,在线方式费用高,信息量大,已在山东等一些电厂采用。而离线监测方式实际上早已在电厂普遍采用,近年来随着监测仪器的性能提高,离线监测的准确性已相当高,完全可以满足设备状态监测的需要,因而没有必要采用在线方式,同样可以达到满意效果。为此,热工研究院设计了辅机设备离线与在线相结合,安全性监测与经济性监测相结合,设备监测与系统监测相结合的新模式,即:离线设备状态监测+ 在线系统安全性监测+ 在线系统运行经济性监测+ 综合故障诊断与维修决策支持该模式充分考虑到中国电厂辅机运行状况和状态检修技术需求,力图提供一个完整的中国电厂辅机状态检修整体解决方案。 2. 辅机状态监测技术的选择与应用该课题在厦门华夏国际电力公司300MW 1、2号机组主要辅机上进行试点。采用国外成熟的振动监测、油液分析、电机马达监测和红外热成像等多种监测技术,定期对电厂主要辅机(旋转机械设备)的状态进行离线监测,包括有送、引风机、一次风机,给水泵、凝结水泵、循环水泵等。监测的主要内容包括辅机设备的振动、润滑油品质、电机的运行状况,转子笼条断裂、定子和转子间的机械偏心,设备的热像图(温度分布图)等。经过各方两年多的共同努力,监测工作己逐步走向规范,取得了阶段性成果。在振动监测方面,1A引风机开始监测时,其1号瓦(电机外伸端)、2号瓦(电机联轴器端)的轴向振动逐步增大,超过合格值4.5mm/s,最大分别为10.13 mm/s和5.52 mm/s,尤其是1号瓦振动接近危险值,严重影响机组的安全运行。根据分析,1号瓦轴承垂直和水平振动均在合格范围内,为 1.2 mm/s和 3.3 mm/s,说明引起轴向振动偏大的原因不是由于激振力大引起,分析其频谱图,主要是3倍频和5倍频的分量为主,而且2号瓦存在同样的问题,初步分析为风机转子止推轴承工作游隙过大引起的振动异常。由于1A引风机轴承自投用以来5年没有更换,决定在2002年4月的小修中对1、2号轴承及风机的止推轴承解体检查,确认止推轴承工作游隙过大。经更换1、2号轴承并调整好止推轴承工作间隙后,故障消除,其振动均在合格范围内。2001年5月,采用电机故障诊断仪对辅机设备进行监测,成功地诊断出2号机组电动给水泵电机出现的笼条断裂故障,电厂据此对电机进行及时的检修,避免事故的进一步恶化。2001年11月 5日和 12月 10日在电厂 1号机辅机,包括引风机润滑和液压系统、一次风机、送风机、凝结水泵、汽动给水泵、电动给水泵、循环水泵共计14台设备的轴承润滑油系统进行取样分析时,发现1A、1B引风机电机润滑油箱内存在大量可见的悬浮硬颗粒,1A、1B循环水泵在推力轴承故障后没有进行彻底清理而残留大量的磨损颗粒,颗粒度检测结果均超过NAS12级。由于大量颗粒超过滤芯精度,将会引起滤芯失效和破损,同时滤芯的堵塞会造成供油不稳,影响轴承转动面油膜的厚度,引起润滑不良;另外大颗粒进入轴承转动面间,还会引起磨料切削磨损,加剧了轴承磨损,缩短使用寿命,影响辅机运行稳定性。同时,由于颗粒度基数太大,不仅会掩盖轻度磨损的检测,而且还会堵塞传感器,损坏仪器。为此及时向电厂提出处理建议。进行油箱滤油处理,跟踪内部颗粒度变化情况。在红外监测方面,对主要辅机电机轴承进行监测。2001年5月大修后不久发现1A引风机轴承温度偏高。经检查发现由于轴承方向放置不当引起轴的轴向位移导致导油环和甩油环之间严重的磨损,2002年4月份机组小修时更换轴承,故障排除,截至 2002年11月,1A引风机的轴承温度有所下降。 3. 系统安全性监测技术的开发辅机系统的安全时电厂关心的重要方面,为此开发了烟风系统、泵组的安全监测系统。如电站风机尤其是轴流式风机,其本身具有较大的失速区,当风机运行在该区域时,风机内气流压力波动剧烈,当气流压力波动频率与叶片本身固有频率成整数倍时,容易引起风机叶片谐振、导致断裂,同时亦造成一次、二次风压及炉膛负压剧烈波动,影响燃烧、导致机组跳机。各种风机因其叶型不同,其失速区范围亦不同,我们通过冷态试验进行标定,同时建立实时失速报警系统,则当运行点接近失速区时,可提前采取措施。 图1 轴流风机实时特性曲线 4. 系统运行经济性监测技术的开发电站风机实际运行状况体现了锅炉运行的烟风阻力特性。而锅炉的烟风系统的阻力特性是随着机组的运行时间的延长而变化的,可通过电站风机的实际运行参数描绘锅炉不断变化的烟风阻力特性,同时显示出风机运行效率的变化,检测表盘开度与实际开度的偏差,为锅炉大修和风机改造提供依据。反映泵组性能的特征参数主要有温度、压力、流量、功率、电流、电压和转速等。对采集到的状态参数,通过分析计算给出泵组的性能参数,如效率、扬程等,并且与设计参数相比较,分析性能欠佳的主要原因,指出运行调整的方法和步骤。图4 风机状态监测主界面图5 泵组状态监测软件主界面 5. 辅机状态综合诊断系统的开发包括电站风烟系统故障诊断系统和电站泵组故障诊断系统两部分。电站风机故障预测及诊断维修的关键在于当设备的振动水平超过设定的报警值后能快速、准确地诊断出振动原因,并根据综合分析结果给出相应的处理方案。电站风机的振动故障主要表现在:轴承损坏、质量不平衡、弯轴、联轴器不对中、机械松动等问题。泵组故障诊断的主要内容有轴系振动、轴承温度、油液分析等,采用轴系振动、轴承温度和液力偶合器工作油温度等状态参数,分析评价泵组的运行水平,预测和诊断泵组故障,及时消除隐患,提高设备可用率。热工研究院开发了通用诊断平台,并在此基础上构建了辅机故障诊断软件,可实现包括振动在内的综合故障分析和诊断,并给出解决的措施。专家可以通过诊断平台建立诊断规则,并利用建立的规则模拟专家思维,对设备实现状态诊断,并可在电厂方便的进行规则修订。系统由知识获取、系统诊断和接口设计三部分构成。其主要特点有:图6 可视化的图形专家规则编辑器? 系统体现了电厂专用辅机设备监测的特点,弥补了电厂DCS和MIS系统中辅机运行状态监测的一些功能盲点,增加系统安全性、经济性监测功能,为维修和设备安全运行提供决策支持;? 根据电厂设备类别,内置了所需要的计算公式和分析模型,集成了电力专家的知识库,具有诊断功能,? 具有一定的组态功能;? 采用了当前比较先进的多层分布软件开发技术,提高软件的运行速度;? 系统实施方便,稳定可靠、操作方便、扩展性强、界面友好,维护量小。同时,开发的故障诊断和维修决策支持系统具有远程诊断功能,可采用就地管理+远程管理的二级管理的模式,在电厂设立一级状态监测工作站,根据不同设备和不同监测技术进行具体的监测工作,并将采集的离线数据输入到故障诊断和维修决策支持系统,这项工作由经过培训的电厂点检人员完成。远程设立设备状态监测中心,通过广域网远程访问发电厂侧的状态监测工作站,对辅机设备的运行状态进行远程监测,利用故障分析和诊断系统对设备的异常数据进行分析和诊断,判断设备状态的发展趋势,并向电厂定期提交短、中长期趋势分析和诊断报告。 三、 结束语通过三年的研究开发,热工研究院在辅机状态检修关键技术方面取得突破,主要包括以下几个方面: 1. 通过实际应用,提出并确定了中国电厂实施辅机状态检修的一种新模式; 2. 将多种监测技术如振动监测、油液分析、电机马达监测和红外热成像等集成在一起,实现对主要辅机的运行状态综合离线监测,效果比在线监测好,费用少。 3. 开发的系统安全性监测系统在线监测辅机整体的安全性,开阔了监测的范围,弥补了单个设备监测的不足,实现了硬故障和软故障的同时监测,具有创新性; 4. 开发的系统经济性监测系统在线监测辅机整体的性能,确立了监测经济性而完善维修决策的方法,实现了安全性和经济性综合监测以合理安排检修时间和检修周期新模式,具有创新性; 5. 开发的通用诊断平台软件具有先进性,适合主机、辅机的诊断软件构建,满足预知性维修的需求,同时提供远程诊断功能; 6. 设立远程诊断中心,建立辅机状态监测数据库,将多种监测数据集成在统一的数据库下,便于数据的管理和应用。实现电厂、研究院二级管理模式。
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作用:水冷壁---水汽转换、省煤器--给水继续加热、过热器--饱和汽加热为过热汽、再热器--高排汽继续加热再做功;特点就不是一句两句说清楚了,锅炉原理类基本书籍上都有!
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摘要: 高炉煤气的利用方式很多,目前我国最主要的利用方式是高炉煤气发电项目(包括燃烧高炉煤气和高炉煤气、煤粉混烧)。分析燃煤锅炉掺烧高炉煤气和全烧高炉煤气后的工况变化,并提出改造措施,对钢铁行业的燃煤锅炉改造具有借鉴意见。 更多高炉煤气论文请进:教育大论文下载中心关键词:高炉煤气;燃煤锅炉;掺烧 在钢铁企业的生产过程中,消耗大量的煤炭、燃油和电力能源的同时,还产生诸如高炉煤气、焦炉煤气和转炉煤气等二次能源,所产生的这类能源,除了满足钢铁生产自身的消耗外,剩余部分用于其他行业或民用。高炉煤气是炼铁的副产品,是高炉中焦炭部分燃烧和铁矿石部分还原作用产生的一种煤气,无色无味、可燃,其主要可燃成分为CO,还有少量的H2,不可燃成分是惰性气体、CO2及N2。CO的体积分数一般在21%-26%,发热量不高,一般低位发热值为2760-3720kJ/m3。高炉煤气着火温度为600℃左右,其理论燃烧温度约为1150℃,比煤的理论燃烧温度低很多。燃烧温度低,使得高炉煤气难以完全燃烧,且燃烧的稳定性差。由于高炉煤气内含有大量氮气和二氧化碳,燃烧温度低、速度慢,燃用困难,使得许多钢铁企业高炉煤气的放散率偏高。利用高炉煤气发电,由于燃料成本低,系统简单,减少了燃料运输成本及基建费用,可以缓解企业用电紧张局面,减少CO对环境的污染,取得节能、增电、改善环境的双重效果,既能为企业创造可观的经济效益,又能创造综合社会效益。根据现在钢铁行业中高炉煤气的主要利用方式,本文对燃煤锅炉掺烧高炉煤气和燃煤锅炉改造为全燃高炉煤气锅炉做了理论分析和相应的改造措施。1 掺烧高炉煤气对锅炉性能的影响1.1 对炉膛内燃烧特性的影响燃煤锅炉中掺烧高炉煤气时,由于高炉煤气的低位发热量很低(2760-3720kJ/m3),而一般的烟煤的低位发热量约为18000kJ/kg,因此,炉膛中的理论燃烧温度必定下降,导致煤粉燃烧的稳定性变差,煤粉颗粒的不完全燃烧量增多,从而增加飞灰含碳量,机械不完全燃烧损失增加,锅炉效率降低。另一方面,掺烧高炉煤气后,送入炉膛内的吸热性介质增多,烟气的热容量增大,火焰中心的温度水平下降,火焰中心位置上移,导致煤粉在炉膛内的停留时间缩短,也造成煤粉的不完全燃烧,飞灰含碳量增加。第三,掺烧高炉煤气后,炉膛内烟气量增加(表1),炉膛内的烟气流速增加,从而缩短了煤粉颗粒在炉膛内的停留时间,也造成了煤粉的不完全燃烧。第四,掺烧高炉煤气后,高炉煤气中存在的氮气等大量的惰性气体阻碍可燃成分与空气的充分混合,减少发生燃烧反应的分子间发生碰撞的几率,导致燃烧不稳定,煤粉颗粒燃烧不完全,增加了飞灰含碳量。可见,掺烧高炉煤气后,飞灰的含碳量增加,锅炉效率降低。试验证明[1],从飞灰含碳量的角度来看,如果不提高炉膛的温度水平,高炉煤气的最佳掺烧率应该在25%以内。表1燃料产生1MJ燃烧热的烟气量众所周知,固体的辐射能力远远大于气体,燃高炉煤气产生的烟气中所含有的具有辐射能力的三原子气体所占的份额远远低于燃煤,在燃气中占很大一部分的N2等双原子气体不具备辐射能力,而且,高炉煤气燃烧产生烟气中三原子气体主要是CO2和少量的H2O,CO2的辐射能力要低于H2O,因此,掺烧高炉煤气后,炉膛内火焰辐射能力减弱,更多的热量流往后面的过热器和尾部烟道。掺烧锅炉煤气后,炉膛内的热交换能力下降,对于以炉膛水冷壁为主要蒸发受热面的锅炉,如果锅炉结构不做调整,则锅炉的蒸发量下降。1.2 对炉膛后烟道的传热特性影响以对流换热为主的过热器系统,吸收烟气热量主要取决于传热温压和传热系数。对于燃煤和掺烧高炉煤气的锅炉来说,两者的炉膛出口烟温相差不大[2],因而其传热温压也相差不大。但是掺烧高炉煤气锅炉的烟气体积流量要比燃煤锅炉大,对流受热面的烟气流速增加,因此提高了传热系数,使得过热器吸热量增加,导致过热器出口温度过热。同样,烟气量增加,如果炉膛后的受热面不改变,则布置在炉膛后烟道中的过热器,省煤器,空气预热器吸热量增多,但是不足以使得排烟温度降低到以前的温度水平,因而排烟温度升高,排烟热损失增加。2 全烧高炉煤气对锅炉性能的影响2.1 对炉膛内燃烧特性的影响高炉煤气中大量的惰性气体N2、CO2等在燃烧时不参与燃烧反应,相反,还吸收大量可燃气体燃烧过程中释放的热量,使得高炉煤气的燃烧温度偏低。虽然高炉煤气是气体燃料,理论燃烧温度(-1150℃)要远低于煤粉颗粒(1800℃-2000℃),但是高炉煤气中含有的大量惰性气体会阻碍火焰传播,使火焰的传播速度变慢(例如层流火焰传播速度仅为0.3-1.2m/s),因此,要保证燃烧的稳定性,必须提高燃烧温度。高炉煤气中几乎不含灰分,燃烧时,火焰基本上不产生辐射能量,只有燃烧产生的烟气中的三原子气体具有辐射能力,高炉煤气中大量的氮气不具备辐射能力,所以燃高炉煤气的锅炉,炉膛中的烟气辐射传热能力要低于燃煤锅炉。因此,炉膛内水冷壁的吸热量降低,导致锅炉蒸发量减少。2.2 对炉膛后烟道的传热特性的影响由于高炉煤气中几乎不含有灰尘,所以,燃烧高炉煤气产生的烟气中的飞灰可以忽略不计,因此,对流受热面的污染系数ξ很低,只有0.0043,而对于燃煤锅炉,当烟气流速为10m/s时,污染系数ξ为0.019[3],可见,燃烧高炉煤气后,对流受热面的热有效系数增大,使得对流受热面的吸热量增多。高炉煤气中含有大量的惰性气体,产生相同燃烧能量的高炉煤气生成的烟气量要大于纯燃煤时产生的烟气量,因此流经对流受热面的烟气量增大,烟气流速增加,导致对流传热的传热系数变大,对流吸热量增大,因此,吸收对流受热面热量的过热蒸汽温度升高。同样,烟气量增加,如果炉膛后的受热面不改变,则布置在炉膛后烟道中的过热器,省煤器,空气预热器吸热量增多,但是还不足以使得排烟温度降低到以前的温度水平,排烟温度升高,排烟热损失增加。3 掺烧高炉煤气后的改造措施由以上的分析,为了解决掺烧高炉煤气后出现的一系列问题:炉膛温度下降;过热蒸汽温度升高;飞灰含碳量增加;排烟温度变大等,提出下面的解决方案。3.1 改造燃烧器高炉煤气燃烧器一般布置在煤粉燃烧器的下部,当高炉煤气燃烧器具有充当锅炉启动燃烧器的功能时,这种布置可以获得燃烧和气温调节两方面的好处。如果以高炉煤气借助煤的燃烧来稳燃的话,则只对气温调节有利。由于混烧高炉煤气后,炉膛中火焰的中心位置上移,造成煤粉燃烧不完全,排烟温度升高等问题,因此,可以采取让燃烧器位置尽量下移,燃烧器喷嘴向下倾斜等方法,降低火焰中心位置,增加燃料在炉膛内的停留时间。选用能强化煤粉燃烧的燃烧器,如稳燃腔煤粉燃烧器[4],加强煤粉颗粒的燃烧,减少飞灰含碳量,提高锅炉效率。3.2 改造过热器掺烧高炉煤气后,炉膛内辐射吸热量减少,对流吸热量增加,因此在实际允许的情况下,增加较多的屏式过热器,相应的减少对流过热器受热面,这样,可以照顾到全烧煤和掺烧高炉煤气工况下过热器的调温性能,避免过大的增加减温水量。3.3 改造省煤器掺烧高炉煤气后,炉膛内的辐射吸热量减少,直接影响了锅炉蒸发量下降,导致锅炉出力降低,另外,掺烧高炉煤气后,烟气量变大,排烟温度升高,因此,在炉后烟道内增加省煤器换热面积,采用沸腾式省煤器,要保证其沸腾度不超过20%,否则因省煤器内工质容积和流速增大,使省煤器的流动阻力大幅增大,影响锅炉经济性。增加省煤器换热面积,提高了省煤器的吸热量,降低了过高的排烟温度,减小了排烟损失,提高了锅炉效率。4 全烧高炉煤气后的改造措施4.1 炉膛改造燃煤锅炉的炉膛内辐射传热能量很大,炉膛内配置了相应的大量的水冷壁吸收辐射热,改燃高炉煤气后,炉膛内辐射能量减少,过多的水冷壁吸收大量的辐射热能会使得炉内的温度进一步下降,加剧了高炉煤气燃烧的不稳定,因此,敷设卫燃带,降低燃烧区下部炉膛的吸热量,进一步提高燃烧区炉膛温度,改善高炉煤气燃烧的稳定性。增加了卫燃带后,减少了水冷壁的面积,锅炉蒸发量减少,为了保证锅炉的蒸发量,就必然要提高高炉煤气量,提高炉膛的热负荷,但是,高的炉膛热负荷也提高了烟气量和炉膛出口温度,导致过热蒸汽超温和排烟温度升高,锅炉效率下降,因此不可能通过无限制的提高炉膛热负荷来提高锅炉的蒸发量。锅炉改烧高炉煤气后,炉膛内的热交换能力显著下降,对于以炉膛水冷壁作为其全部蒸发受热面的锅炉,如果锅炉的结构不允许做较大的改动,蒸发量必定下降。4.2 燃烧器改造对于高炉煤气来讲,动力燃烧即无焰燃烧其火焰长度短、燃烧速度快、强度大、温度高,是一种比较合适的燃烧方式,但因其体积大、以回火、噪音高、负荷调节不灵活,且流道复杂,成本高,实际中采用很少。而采用扩散燃烧不但火焰太长,而且混合不好,燃烧不完全,不适合高炉煤气。实际中大多数采用预混部分空气的燃烧方式,这种形式的燃烧器结构简单、不易回火、负荷调节灵敏,在煤气的热值和空气的预热温度波动的情况下能保持稳定的工作,调节范围宽广,在锅炉最低负荷至最高负荷时,燃烧器都能稳定工作。燃烧器的布置主要考虑以下几点:火焰应处于炉膛几何中心区域,使火焰尽可能充满炉膛,使炉膛内热量得以均匀分配,受热面的负荷均匀,不会形成局部受热引起内应力增大,防止受热不均匀。对于布置高度,在不影响火焰扩散角的情况下,燃烧器低位布置,有利于增加煤气燃烧时间,保持炉温均匀。4.3 过热器的改造改燃高炉煤气后,烟气量增大引起过热蒸汽超温,可以通过适当减少过热器的面积来控制过热蒸汽的温度在规定范围之内。也可以通过增加减温器的调温能力,来控制过热蒸汽的温度。4.4 增加煤气预热装置加装煤气预热器一方面可以进一步降低排烟温度,提高锅炉效率,另外一方面,可以增加入炉能量,提高燃烧温度,增强火焰的辐射能力,改善高炉煤气的着火和燃尽条件。研究证明[5],高炉煤气温度每提高10℃,理论燃烧温度可以高4℃。但是由于高炉煤气的易燃性和有毒性,要求与烟气之间的换热过程严密而不泄露,理论上只能采用分离式热管换热器。4.5 省煤器的改造改烧高炉煤气后,排烟温度升高,锅炉蒸发量下降,因此,增加省煤器面积,采用沸腾式省煤器可以提高省煤器的吸热量,降低过高的排烟温度,减小排烟损失,提高锅炉效率。另一方面,高炉煤气锅炉炉内火焰黑度和炉内温度低,故不宜单纯以增加敷设受热面的面积来提高锅炉蒸发量,而采用沸腾式省煤器来弥补锅炉蒸发量的减少,这是提高锅炉出力的有效措施。4.6 尾部烟道的改造由于高炉煤气发热量低,惰性气体含量高,因此燃用高炉煤气时,锅炉的烟气量及阻力都讲增加,为此,一般须考虑扩大尾部烟道流通面积降低流动阻力及增加引风机的引风能力。4.7 燃气安全防爆措施从安全方面考虑,有必要建立燃气锅炉燃烧系统,包括自动点火、熄火保护、燃烧自动调节、必要的连锁保护方面的自动化控制。同时为了减轻炉膛和烟道在发生爆炸时的破坏程度,燃气锅炉的炉膛和烟道上应设置防爆装置。此外燃气系统应装设放散管,在锅炉房燃气引入口总切断阀入口侧、母管末端、管道和设备的最高点、燃烧器前等处应布置放散点。采取了以上安全措施后,可以确保锅炉处在安全运行之中。参考文献:[1]湛志钢,煤粉、高炉煤气混烧对煤粉燃尽性影响的研究[D].[硕士学位论文].武汉:华中科技大学,2004.[2]姜湘山,燃油燃气锅炉及锅炉房设计[M].北京:机械工业出版社,2003.[3]范从振,锅炉原理[M].北京:中国电力出版社,1986.[4]陈刚、张志国等,稳燃腔煤粉燃烧器试验研究及应用[J].动力工程,1994(12).[5]刘景生、王子兵,全燃高炉煤气锅炉的优化设计[J].河北理工学院学报.
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