油田注汽锅炉节能降耗改造分析论文（精选8篇）
1.油田注汽锅炉节能降耗改造分析论文 篇一
注汽锅炉节能降耗探讨论文
关键词：节能降耗论文
摘要：油田的稠油开采多采用注入蒸汽热采集方法，这种方法的高成本、高耗能特质也成为了稠油热采高产高效被严重制约的主要要因。本文从烟气余热回收加热锅炉给水和注汽锅炉配风调节两方面探讨了当前注汽锅炉节能降耗的具体方案，为企业节能生产提供科学依据。
关键词：注汽锅炉;稠油热采;节能降耗;烟气余热回收;配风调节
注汽系统是油田稠油开采中最重要的组成部分，但它也是企业生产耗能最大的因素。近年来为了追求节能降耗生产、降低稠油开采成本目标，许多企业纷纷开始在注汽系统上采用并优化高新配套技术，提高注汽锅炉运行的经济效益，实现高效率能量转换，减少注汽成本在稠油热采过程中损耗总成本比重。这也是我国未来重质油高效勘探开发的主力发展方向。
一、注汽锅炉燃料及其热损失现状分析
如今注汽锅炉多采用原油作为燃料，它的损耗大，如果是以稠油热采集为例，它的操作成本构成中燃料费用就要占到整体的30%~50%。在日常生产角度来看，稠油热采的主要缺陷就在于炉管流段会积灰严重且容易遭到腐蚀，这些都严重阻碍了烟气冲刷翅片管，进而导致炉管传热效果降低，大幅制约了注汽锅炉的热效率。同时，锅炉的维修成本与安全性也因为炉管更换频率的提高而无法得到保障。从注汽锅炉的热损内容来看，它主要就包括了排烟热损、机械不完全燃烧热损、锅炉向外环境散热热损以及化学不完全燃烧热损，这些热损就占到了锅炉总损失的80%以上。注汽锅炉在设计燃气温度时一般都小于200℃，燃油温度小于250℃，所以在现阶段的实际生产过程中，锅炉的排烟热损已经超过设计要求太多，无法达到温度标准，而燃料排放到大气中的多余热量，不但造成了极大的能源浪费，也使大气造成严重污染。
二、基于热管技术的烟气余热回收与锅炉加热给水
1.问题提出。在稠油热采燃油过程中注汽锅炉的平均排烟温度会达到300~340℃左右，而燃气平均排烟温度也会达到220~260℃。注汽锅炉所产生的烟气余热在工业原理上是通过余热伴热燃料油、助燃空气与给水的形式而形成的，所以燃油工艺流程在流动性上表现较差，对伴热介质的温度与品质要求也相当高，很可能造成油路凝堵或油压不足等等不良现象。如果利用烟气余热伴热助燃空气原理就能够有效提高送风热焓值，这非常有利于提高锅炉炉膛温度进而促进燃料的充分燃烧。对注汽锅炉而言，由于燃油时对瓦口温度要求不可过高，所以要采用热管技术回收烟气余热来控制温度，以免仪表设备、鼓风胶囊及线路遭到热损坏。热管烟气余热伴热锅炉给水是目前解决上述问题的最好方法，因为烟气余热预热给水方式工艺相对传统工艺更加简单，投资成本少且见效快，对锅炉排烟热损失的降低，热效率的提升都有明显作用。当锅炉给水加热后温度达到50~60℃时，也是水腐蚀金属最为严重的温度段，因此在这里对热管材质的选择就变得十分重要。通过该技术进行加热以后，其管内给水绝对不能超过柱塞泵所允许的温度上限，以避免损坏泵配件。因此需要采用更耐高温的水封阀片和柱塞泵阀片等等来解决这一问题。2.优化方案。考虑到注汽锅炉在运行过程中会消耗大量的天然气及原油，所以需要改善它的燃料高消耗、高成本现状，优化方案中选择水煤浆来代替上述燃料。在决定采用新燃料后，它所主要面临的技术优化问题包含以下3个方面。第一，以水煤浆作为燃料的生产与运输过程要把握好，因为煤本身是一种价格低廉但污染严重的非可再生原料，所以在运用煤作为燃料时要把握好对它的设备清洁工艺，在完善工艺流程同时降低设备的基础改造成本。第二，在点火与控制系统完善方面，燃烧水煤浆需要保留它的引燃系统，在操作中要以燃料气作为水煤浆与火源引燃的基础。考虑到水煤浆相比于燃油不容易被点燃，所以要相应增大引燃气压力及流量来控制和完成点火过程。为了确保水煤浆燃烧能达到最佳效果，也要考虑提高炉膛压力与烟气含氧量，并实现供浆系统的自动化控制。另外，要保持新的点火控制系统与原锅炉控制系统运行状态一致，确保整个注汽锅炉都能在最佳状态下持续运行。最后，要做到对吹灰排灰系统的改良。因为如果采用水煤浆作为基础燃料，它的积灰量必然会偏大，所以应该采用成本更低廉、更省时省力的除灰方式来将注汽锅炉内的灰渣排除，如果锅炉内积灰过多也会影响注汽传热效果。
三、注汽锅炉配风调节
1.问题提出。当注汽锅炉的空气系数α增大时，排烟量就会随之增多，排烟损失比例也会增加，而运行热效率会不断下降。换言之，空气系数每增加0.1，注汽锅炉的热效率就会降低1%，以下给出注汽锅炉运行热效率与排烟温度、空气系数之间的关系曲线，如图1。如图1所示，当空气系数偏小时，注汽锅炉中的燃料不能实现充分燃烧，锅炉整体的运行效率也会大幅度下降，引起严重的.环境污染。所以本文希望提出控制方案，将空气系数控制在合理范围内。2.优化方案。本文针对注汽锅炉节能降耗所采用的优化方案是锅炉配风调节系统，它主要由3部分组成：以氧量检测与传输为主的检测部分、以检测信号向执行机构下达控制命令为主的控制部分以及以配风调节工作为主的调节部分，它的基本工作原理如图2。2.1试验部分。为注汽锅炉安装这套配风调节系统，并辅助采用氧量检测探头和壁挂式氧化氧量分析仪，设计其测氧量范围为0~20.5%，输出为4~20mA，并将其安装在微机控制室内。当注汽锅炉开始运转且运行参数基本稳定以后，检测其锅炉内部的烟气燃稠油氧含量，在改造前它的氧含量应该在7%左右，空气系数α应该大于1.5。在改造后烟气中的燃稠油氧含量应该在3.5~4%之间，而空气系数α应该保持在1.15~1.25范围内。2.2试验结果。经过试验表明，如果对注汽锅炉采用配风调节系统并将传统燃料原油改为水煤浆，它的系统燃料适应性也会被改良。而且在选定燃料以后，在任意负荷情况下空气系数都应该小于1.5。另外从降低注汽锅炉排烟温度与减少空气氧气含量两方面来看，改造后的注汽锅炉在运行热效率方面能提高5.44%左右，运行热效率也可以达到初始设计值标准。在经济效益方面，安装了配风调节系统的注汽锅炉在同时采取余热回收措施以后每年可节省原有330t左右，年经济收益提高30万元。
四、结语
本文介绍了烟气余热回收加热锅炉给水和注汽锅炉配风调节两种设备节能降耗方法，它们都实现了利用高性价比能源及设备实现简捷工艺操作的效果，降低了排烟温度和热损失，提高了注汽锅炉的运行效率，是当今严峻能源形势发展背景下的最优生产选择。
参考文献：
[1]黄松磊.油田注汽锅炉系统节能降耗改造前景分析中小企业管理与科技。
[2]李桂芹,许春英,苏娅等.热采注汽锅炉节能降耗的有效途径节能与环保。
[3]方云.稠油热采注汽锅炉节能降耗技术[J].油气田地面工程。
[4]王春华.注汽系统用能分析及提高注汽锅炉效率研究大庆石油学院。
2.油田注汽锅炉节能降耗改造分析论文 篇二
关键词：油田,注汽锅炉,节能
注汽锅炉别名湿蒸汽发生器, 功能是在稠油开采过程中, 发挥注汽的作用。注汽锅炉将高温高压的湿蒸汽注入油井, 实现油层中原油温度的升高, 降低粘稠度, 将稠油的流动性增强, 使得原油的开采率得以大幅度提升。为此, 要千方百计制定有效措施, 实现注汽锅炉能量消耗的降低, 促进油田的良性发展。
1 注汽锅炉原理及具体应用
在注水采盐原理的基础上, 形成了重力泄油的理论, 也就是借助淡水实现对固体盐的溶解, 这样, 密度较大的盐溶液就会向下方流动, 浮在上面的是密度较小的那部分。这样, 不断地注水实现高浓度盐溶液的不断采出。由于水与含盐溶液密度上的差异, 使得浓度较高的盐溶液形成向下的流动。将这一道理应用在注汽热采中, 就形成了重力泄油的概念。借助这一概念及蒸汽的作用, 实现对稠油的开采, 基本原理为:将高干度的蒸汽注入生产井的上部, 实施连续操作, 形成蒸汽腔, 利用边缘实现温度的提升, 蒸汽冷凝成水, 与原油一起借助重力进入生产井, 达到开采的目的。随着蒸汽腔的扩展, 连续过程产生。蒸汽辅助重力泄油主要具有两个方面的特征:
1.1 鉴于蒸汽腔扩展原理的应用, 其中的水分没有任何价值, 反而增强体积和分量, 降低原油的开采, 因此, 要保证蒸汽的干度较高。
1.2 借助重力泄油, 要求水平生产井的压差与液面高度一致, 保持在5-15米以内。根据SAGD的原理, 其注采工艺技术路线为:注汽锅炉产生高干度的饱和蒸汽, 借助汽水分离器进行分离, 蒸汽通过分配器实现分配和计量, 经注汽井达到底层。当原油蒸汽加温之后, 进入水平井, 借助大泵, 达到抽出的目的, 而后经由换算, 达到外输。锅炉水与油井产出的液体与分离器的高温水进行换热, 再回至锅炉, 实现热量回收的再利用。
2 油田专用注汽锅炉技术改造方案
通过对油田注汽锅炉系统的分析以及专业技术的探讨, 需要做好如下几个方面的工作, 实现对注汽锅炉的技术改造:
2.1 借助注汽锅炉的烟气, 实现对热效率的提升。
对于这种技术, 主要是借助热交换器来降低热损失, 提高助燃空气的含热量以及热效率。
2.2 在注汽锅炉的辐射部位涂上红外辐射涂料。
这一技术的应用, 能够降低热损失的数量。锅炉辐射部分的温度能够达到650摄氏度, 以辐射热传递为主要形式, 在整个热传递总量中占据大部分。在进行红外辐射涂料的使用后, 温度升高, 辐射率上升, 升高一倍以上, 节能比例高达10%。炉膛内热量的增加加之涂料的作用, 使得辐射本身的辐射量高达94%, 炉体内的温度显著提升。鉴于这种涂料的强辐射性, 具有极强穿透力的红外波被分子产生的能量级越级, 将正能量吸入, 保证锅炉受热均衡, 温度被提高, 达到节能的目标。
2.3 利用蒸汽锅炉对流段免维护声波采取除灰技术, 目的是减少热损失。
这一装置的原动力为蒸汽, 借助声波转换器, 也就是将高强度声波引入锅炉的对流位置, 借助声波的能力产生动力, 促使这部位的粉尘等颗粒出现震荡, 对分子之间的结合进行阻止, 保证其处于悬浮流化的形态, 借助烟气带走颗粒, 实现除尘的目的。该技术的应用, 降低了排烟的温度, 提升热效高达3%。
2.4
更换注汽锅炉维修部分的流段翅片管和给水预热器, 有效提高锅炉流段的热系数, 降低烟气温度, 提升热效率, 达到节能目的。
3 注汽锅炉使用过程中的注意事项
3.1 在注汽锅炉的运行过程中, 炉内火焰温度随着负荷的增减进行升降。但是, 炉内辐射换热量变化与燃料量不成正比变化。也就是说, 炉内热量的变化要小于负荷的变化率。
3.2 在燃料燃烧的过程中, 供油较少, 且低负荷使得火焰周围的风相对减小, 出现物化不良的现象, 容易造成燃烧器漩口结焦。因此, 在低负荷状态下, 要观察火焰的形态, 注意调整火焰的位置。
3.3 在辐射段, 热负荷增高, 所占比例较大, 炉管内呈现汽水两种状态, 因此, 负荷减小或者中途停电, 炉管有可能出现传热恶化的现象, 炉管因为温度高而出现损坏。
4 结语:
综上所述, 在对油田注汽锅炉工作原理、结构进行分析的基础上, 为了更好地发挥其在原油开采过程中的作用, 要对油田专用注汽锅炉进行节能改造, 深入研究节能技术, 遵循注汽锅炉在结构、性能、原理和流程方面的特征, 正视锅炉运行中的问题, 提高运行效率, 降低损耗, 实现热损失的减少, 提升原油注汽锅炉的运行效率, 优化节能效果, 保证锅炉及相关设备能实现持续、安全、稳定、可靠的运行, 以实现在具体运用过程中资源的节约, 在较大程度上达到节能环保的目标, 在满足环保、节能要求的基础上, 推动石油产业获取更高的经济效益和社会效益。
参考文献
[1]方云.稠油热采注汽锅炉节能降耗技术[J].油气田地面工程, 2008 (03) .
[2]文凤余.油田注汽锅炉节能技术[J].中国设备工程, 2001 (11) .
3.锅炉省煤器改造节能效果分析 篇三
关键词：CFB锅炉;省煤器;排烟温度
中图分类号：TK223.3 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）03-0178-01
省煤器是锅炉主要的换热设备之一，其主要作用是提高锅炉给水温度，减少汽包材料热应力，回收利用烟气中的部分热量，达到减少锅炉燃煤消耗量的目的。其换热性能直接影响到锅炉热效率，从而影响全厂运行经济性。现在面临SCR改造的需要，为了节省空间和成本，需要在原有烟道省煤器位置内布置一层SCR脱硝催化剂层，需要改造省煤器管束的布置方式以预留催化剂层所需空间。提高换热性能最直接的措施就是增加省煤器的有效受热面积。而目前省煤器的主要形式是鳍片管式省煤器，然而通过改造的效果能直观突出光管省煤器的有效换热面积比原有鳍片管要多，占用空间小，吸热量有所提高，达到了改造的目的。
1 设备概述
1.1 锅炉概况
广东某集中供热厂总供汽能力为220 t/h，5台锅炉均为循环流化床锅炉，其中需要改造的锅炉额定蒸发量为75 t/h，单汽包自然循环、中温绝热旋风分离器、负压给煤的循环流化床锅炉。锅炉设计性能参数，见表1。
锅炉日常燃用煤种为大同烟煤，设计煤种资料见表2。满负荷时设计煤种的消耗量为12.726 t/h。
1.2 原省煤器形式
原省煤器分为上、中、下三级，各级省煤器的上下两排管束错列布置，横向排数分别为18和17排，纵向排数均为12排，管子中心线横向间距125 mm，纵向间距120 mm。省煤器管采用Φ32×4的20#锅炉钢管，并且管子顺烟气流速方向前后两端都焊接有高度为40 mm、宽2 mm的肋板。光管外表面总换热面积637 m2，鳍片总换热面积1 054 m2。
2 结合SCR脱硝改造的省煤器改造
2.1 改造前存在问题
改造前75 t/h锅炉的排烟温度达到150 ℃以上，省煤器出口集箱进入汽包前的给水温度只有180 ℃左右，与汽包饱和蒸汽压力对应的饱和温度230 ℃低50 ℃左右。锅炉热效率只有86.21%，产汽标煤耗达到了124.28 kg/t，严重影响了锅炉的经济运行，并且造成大量的热量损失。
由于在省煤器原有空间内需要布置SCR脱硝催化剂层，省煤器在竖直烟道的占用空间需要进一步缩小。而第一级省煤器后的烟气温度要求达到280～420 ℃范围内才能满足SCR烟气脱硝的脱硝效果，但改造前省煤器级与级之间没有温度测点监控。
烟气流经省煤器的温降只有280 ℃左右，省煤器出口给水温度只有180 ℃，未能达到汽包饱和温度。
2.2 省煤器改造后
改造后由原来的上中下三级省煤器缩减到上下两级省煤器，中间间隔位置留给布置SCR脱硝催化剂层。各级省煤器的上下两排管束错列布置，上级省煤器横向排数分别为29和28排，纵向排数均为18排，下级省煤器横向排数分别为32和31排，纵向排数均为20排。管子中心线横向间距上、下级省煤器分别是85 mm和76 mm，纵向间距70 mm。省煤器管采用Φ25×3的20#锅炉钢管。光管外表面总换热面积983 m2。改造前后的受热面积计算对比，见表3。
3 改造后节能效果分析
2015年10月份改造完成后首次进行调试，经过一个月的运行调整和摸索，11月的运行参数明显地有所改善，特别是锅炉排烟温度对比2015年8月改造前的情况，明显地看出排烟温度下降到120 ℃左右，比改造前下降了近25 ℃左右。另外，省煤器出口集箱进入汽包前温度已达到220 ℃左右，比改造前提高了40 ℃。在锅炉热效率方面，经过以往运行实际的经验，在其他运行参数不变的情况下，排烟温度每下降10 ℃，锅炉效率提高约0.6%。本次改造提高锅炉效率约达到2%，减少售汽标煤耗约2.4 kg/t。按照该锅炉每月产汽量35 000 t计算，共节省产汽标准煤84 t，原煤低位发热值按照5 000 kcal/kg折算为117.6 t，按照每吨原煤420元的价格计算，每月节省燃料费用 4 9 392元，全年可节省燃料费用约60万元。
4 结 语
通过结合SCR脱硝工程改造的省煤器改造过程，对比得出光管受热面积在实际运行过程中的有效受热面积要明显高于原有鳍片管受热面积，并且布置紧凑，能够腾出空间布置SCR脱硝催化剂层。而且有效降低了锅炉排烟温度，显著地降低了锅炉产汽标煤耗，而且改造的设计简单，施工难度小，适合同类型锅炉增加SCR脱硝装置的技术改造。
参考文献：
[1] 锅炉机组热力计算标准方法（第一版）[M].北京：机械工业出版社，1976.
[2] 马欣敏，蒋晓峰，王敬喜，等.75 t/h燃煤锅炉供热增容节能改造[J].发电
4.油田注汽锅炉节能降耗改造分析论文 篇四
技术改造项目立项建议书
目前，世界上几乎40％的电是由燃煤电站生产的，各种系统中，应用最广泛的是煤粉（即粉状燃料）燃烧，在电站锅炉中用来产生蒸汽开动蒸汽轮机。
20年代开始采用的煤粉燃烧技术不久便得到普遍接受，并在半个多世纪中成为世界发电的支柱。目前，全世界有数千台煤粉锅炉在运行中,自90年代初以来，最新的超临界锅炉已将电站效率从42%左右提高到47%。除经济效益外，循环效率的提高也带来了相当大的环境效益，减少了单位发电的CO2、SO2和NOx的排放量。未来欧洲技术发展目标是，进一步提高蒸汽参数（到约375bar,700℃/720℃），使效率达到55%。从1995年－2010年，各容量不等的超临界燃煤粉电厂在我国电力系统投入生产, 现在，超临界锅炉技术已被普遍接受。
工业链条锅炉采用煤粉复合燃烧工艺，每吨原煤的燃尽率可提高10%-18%；相较原来老的燃烧工艺，每吨原煤可节约10%-18%，其经济效益是相当可观的；其次，煤耗少了，对二氧化碳，二氧化硫，氮氧化物的烟气排放也相对减少10%-18%，是一项高效节能，绿色环保的锅炉辅助燃烧系统。
煤粉复合燃烧节能技术及其磨煤粉设备，可用于橡胶、印染、制药、制革等行业的动力锅炉的燃煤粉碎细化，可代替燃油、煤气和电力电热的热能源设备，从而可节约10%-18%的能源。本系统可大大减少司炉操作人员的劳动强度，具有降低成本提高经济效益等特点。该设备体积小、噪音低、产量高、能耗低、操作简单、拆装方便，无任何环境污染。是节约能源、降低生产成本、提高企业竞争力的最佳绿色环保节能设备
• 煤粉的燃烧主要包括着火、燃烧和燃尽三个阶段，其中关键是燃烧阶段。在燃烧阶段中，焦碳的燃烧是主要的，这是因为：一方面焦碳的燃烧时间很长；另一方面焦碳中的碳又是煤中可燃质的主要成分，因而是热量的主要来源，并决定其他阶段的强烈程度。因此在整个燃烧过程中，关键在于组织好焦碳中碳的燃烧。
• 燃烧区域划分主要包括着火区、燃烧区和燃尽区，燃烧器出口附近的区域是着火区；与燃烧器出口处于同一水平的炉膛中部以及稍高的区域是燃烧区；高于燃烧区直至炉膛出口的区域是燃烬区。其中着火区很短，燃烧区也不长，而燃烬区则较长。
•燃料中的挥发分、水分和灰分对燃料的燃烧均有影响。挥发分低的煤着火温度高。煤粉进入炉膛后加热到着火温度所需的热量较多，达到着火的时间也较长，着火点离开燃烧器喷口也较远，挥发分高的煤着火则较容易。水分大的煤，着火需要的热量就多，同时水分的蒸发吸热还会使炉内的烟温降低，对着火和完全燃烧不利。灰分多的煤，着火速度慢，对着火稳定不利，而且燃烧时，灰会对焦碳核的燃烬起到阻碍作用。
煤粉越细，着火就越容易。在同样的煤粉质量浓度下，煤粉越细，进行燃烧的表面积越大，而煤粉本身的热阻却越小，因而加热煤粉至着火温度所需要的时间就越短，燃烧也越完全。燃烧时间的长短，对燃烧完全的影响很大，它与炉膛容积的大小和火焰的充满度有关。供应足够而又适量的空气是燃烧完全的必要条件。
一、项目背景
项目名称7000MA 热载体炉加装煤粉喷吹复合燃烧节煤专用设备。锅炉吨位7000MA 热载体炉1台
主要设备 锅炉专用复合燃烧节煤专用设备。
业主单位浙江格林兰印染有限公司
二、项目编制依据
1、浙江格林兰印染有限公司要求对现役7000MA热载体锅炉加装煤粉喷吹复合燃烧节煤专用设备。
2、引进并参照国内外煤粉燃烧技术，公司进行自主研发的煤粉喷吹，锅炉专用复合燃烧节煤专用设备。
3、依据国家现行的法规、规程、政策及条例。
三、项目编制原则
1、本着技术可靠、先进、经济、合理的原则进行设计,以确定最佳方案;使原锅炉加装该装置后各项技术指标达到节约煤炭的目的。
2、燃烧方式不改变,不影响原锅炉系统的安全性,加装该燃烧装置后,锅炉热效率有较大的提高。
3、设计方案注重节省投资、布局合理、尽可能依托甲方锅炉房的现有场地、设备设施条件，充分发挥甲方公用工程和辅助设施的潜力。
4、严格按照国家关于安全生产、劳动保护、消防工作的有关规定，采取有效措施，确保安全施工。
5、设计中要充分考虑能源的节约和综合利用，以降低能耗、提高经济效益为目的。
6、按照国家质量标准，保证工程质量，满足业主的需要。
7、安装后可保证为甲方提供生产用热载体介质温度的正常、稳定，在保证满足生产需要的同时，实现降低成本，达到节能减排的目标，从而创造并取得经济、环保和社会效益。
四、技术方案
1、加装一套煤粉喷吹复合燃烧节煤专用设备，达到并实现安全可靠和高效燃烧的目的。
2、该装置的关键技术：
1).小型化高效磨煤制粉技术；
2).超细煤粉气化输送技术；
3).悬浮燃烧技术；
4).锅炉燃烧智能控制技术；
3、自主开发的炉前制粉、送粉、进料技术，实现了密闭、连续、稳定的制、送粉。
4、该装置占地面积较小，从制粉气化到燃烧皆为封闭式无需储罐，避免了安全隐患。
5、气化后的煤粉细度85%均在180目以上，具有结构紧凑、喷粉量大小可控。
6、煤粉在炉膛内悬浮燃烧，提高了煤粉燃尽率，使燃烧更加稳定，同时增强了炉排煤层的燃烧，解决了锅炉燃烧不稳定、锅炉出力不够的技术难题。
7、该技术适用于各种煤种，烟煤、无烟煤、劣质煤。
8、该技术可使煤粉燃烬率达到98%以上。
五、基本原理和工艺路线：
A、产品的技术工艺即利用粉煤在高温下转化为可燃性气体能进行充分燃烧的特点，并 尽多的围绕降低劳动强度、安全可靠运行方面，对装置的辅助操作，采用自动化智能操作、变频控制，进行优化设计，力求操作方便、简单实用。
B、本产品具有下列非常实用的优点：
1节煤: 与原先产生同等热量相比,用煤量大幅度降低。（节煤率在10—25%）2效率高: 相同用煤量的情况下,由于煤粉的燃烧值要比原来高很多,可以产生更高的热效应。（可提高15%以上）
3环保: 由于煤粉燃烧程度相当充分,等同用热煤量减少(见节煤率)，产生的煤烟废气也就相对较少。（这里是指进入除尘之前的锅炉尾气，并不代表除尘器的效果）4适应以性广： 只要原煤水份＜15%，本装置适合各种煤质，劣质煤因发热量低，相对增加用煤量。
5维护方便： 因为装置结构精简实用，安全可靠，所以日常的维护量很小，在较长生产周期内基本不用检修（4—6个月更换易损件一次）。易损件包括锤盘、衬板、叶片等。
6升温快： 由于煤粉遇到一定热量的明火即可燃烧，而且煤量可以方便的快速增加（依靠变频器）因此升温快也就省时;特别是运行中断一定时间后的升温更加明显。7省人工： 由于使用本装置使得最终用煤量减少，而且充分燃烧后剩余的灰渣大大减少，劳动强度也就相对降低。
8易操作： 一般燃烧状况需调整时，PLC智能操作系统根据设定好的燃烧参数自行
进行调整电控、增大或减小给煤量、风量就能得到合适的燃烧强度，实现运行控制自动化。
9安装方便： 在不改变锅炉原状的情况下，进行安装使用；安装前和安装后的两种
操作方式可按实际情况进行转换操作。
六、节能原理
1煤的燃烧与煤粉燃烧的差异：煤的燃烧过程首先是预热、脱气、分解、然后进行燃烧，厡煤燃烧一般伴有水分脱气分解的过程长，过剩空气多，炉温低，造成煤中脱气不能正常燃烧，脱气燃点700℃以上以烟的形式排放。煤粉在喷煤管出口已开始脱气分解形成CO/H²【500℃左右根据煤种不同】并且不需要过多空气高温状态下瞬间充分燃烧达到节能目的。喷粉燃烧的速度是原煤燃烧速度的几十倍（煤粉的燃烧速度5—8秒，一般锅炉20—30分钟甚至更长）能使热量集中释放。2合理利用渣中残煤：层燃式锅炉在燃烧过程中为了寻求能量不断的注入新煤的同时将炉排内未燃尽的炽热燃料≥600℃推出形成残炭，采用煤粉燃烧后炉排转数降低，炉渣的热能得到了充分吸收。
3减少过剩空气降低了过剩空气带走的热量。（改造后的配风可以有效控制配风系数1.1-1.2,根据燃烧强度与原鼓风配合使用）
七、锅炉的安全性
该技术的应用只是提高了原来的燃烧方式由单一的层燃优化成了复合燃烧，对锅炉本体和承压受热面不做任何变动因而对锅炉的安全性没有任何影响
八、控制部分
控制单元由PLC智能低压电器柜组成，对设备的运行过程可进行有效的控制，控制柜和锅炉主控室同步联锁并一起安放。
九、技术指标
煤粉燃尽率≥98%
煤粉细度≥180目
常规炉空气系数≥1.1-1.2
锅炉热效率≥80%—90%
节能率≥10%-25%
烟尘排放≤80mg/Nm3
二氧化硫排放≤400mg/Nm3
十、燃料供应
根据煤粉锅炉系统燃料适应性研究，该项目原料煤应满足以下要求
发热量≥5000大卡/公斤
挥发份≥25%
水分Mmf≤10%
粒度≤40mm
十一、设备改造方案1、7000MA锅炉设备配置清单及改造工期
设备名称单位数量配套功率备注
煤斗套1根据装载机大小设计
给煤机套11.5千瓦根据现场设计
MFJ650磨煤机 套122千瓦标定配备功率
选粉器套1必配设备
电控柜套1整体独立式
辅助材料包括钢管、喷嘴、管线、阀门等1套，设备现场电缆由需方自备安装工时天7需方负责设备的卸货、吊装费用
及电气焊设备及材料提供；
勘察设计工时 天3我方负责现场勘查服务，与需方协
商设备的安装布局；
2、安装方案
在不影响正常运行的前提下，在锅炉房中间安装全套设备；喷煤系统采用壹套
输送管道实现送粉喷粉；喷嘴置于锅炉两侧的，位于前中拱中间观察门处；在炉膛受热部位形成悬浮燃烧。
3、施工程序
制作磨煤机基础→安装磨煤机→安装原煤提升机→安装储煤仓→安装喷粉管
道→安装PLC智能接电→试运行→交付使用。（设备到达现场后10—15天安装调试交付使用，安装期间不停炉）
十二、按用户提供参数
7000MA锅炉运行成本概算表
1、用户提供参数
每天用煤量40吨/台
煤价850元/吨
月工作天数302、计算参数
按照保守节煤量15%算
每天节煤量40吨×15%=6吨
每天节煤金额850元×6吨=5100元
每天设备消耗电能 27KW×30%×0.86元×24h=167元
因为对输送机配备了变频器，通过变频调速可达到节电的目的，由于流量、扬程及功率与转速的关系分别为一次方、二次方和三次方的比例关系，转速的变化对功率的影响远大于对流量和扬程的影响，因此负荷变化时，变频调速技术可起到明显的节能效果。
每天实际节约5100元-167元=4932元
每月实际节约资金 4932元×30天=147984元
3、司炉工工资
由于采用PLC智能控制，锅炉燃烧实现自动操作，不会增加操作人员的劳动强度。
十三、技术水平及应用前景
本项目的推广应用形成了高效清洁的新型锅炉复合燃烧节能技术，在不破坏锅炉本体的前提下，实现了炉前制粉、气化输送、高效清洁悬浮燃烧，并实现了燃烧自动化控制的技术，已经被广泛应用，适用于现有在役层燃式链条锅炉和新建的工业锅炉项目。
5.油田注汽锅炉节能降耗改造分析论文 篇五
关键词：过热,塑性变形,超温爆裂
工程技术公司生产的油田注汽油田注汽锅炉, 投产不久, 锅炉中过热段锅炉管出现爆裂现象, 该锅炉管为12Cr1Mo VG/Φ60×6。
1 理化检验
1.1 宏观形貌
对爆裂的锅炉管进行了现场宏观检验, 裂口长180mm, 裂口宽180mm, 裂口呈喇叭状, 呈韧性破断, 爆裂炉管内壁十分光洁, 外壁呈蓝黑色, 未见氧化层和腐蚀坑点。炉管胀粗严重, 外径为Φ70.6, 管壁逐渐减薄。见图1。
1.2 化学成分分析
在爆裂的锅炉管及爆裂管附近的左三和附近左四锅炉管上取样, 用高频红外碳硫分析仪、容量法和光度法进行化学成分分析。见表1。
1.3 力学性能测试
在爆裂的锅炉管上取纵向拉伸试样, 取样位置为爆裂管处 (远和近) 。爆裂管附近胀管 (左四) , 爆裂管近、远抗拉强度均不符合GB5310标准对12Cr1Mo VG的规定, 爆裂管附近胀管 (左四) 符合GB5310标准对12Cr1Mo VG的规定, 见表1。
1.4 金相检验
金相试样分别在爆管的远近, (图2、图3) , 爆管 (图4) 取样进行显微组织观察, 检验结果见表3。
2 综合分析
从宏观形貌分析, 爆裂管口内外未见氧化皮, 内壁光滑, 爆管附近外径有明显胀粗和变形, 该爆管化学成分符合GB5310-2008标准对12Cr1Mo VG的规定, 远、近爆管处的力学性能均不符合GB5310-2008标准对12Cr1Mo VG的规定。
从微观组织分析, 试样组织中珠光体内碳化物已开始球化, 珠光体内最初层片状逐渐转变成球状, 并沿铁素体晶界聚集, 珠光体特征消失, 这种组织的变化使得抗拉强度显著下降, 沿晶界聚集的碳化物颗粒会导致脆性增加, 造成组织恶化的原因是短时过热, 一旦管段局部区域应力增大, 即产生局部破裂。
3 结论
过热会导致材料力学性能严重劣化, 在爆裂前管材已产生明显的塑性变形, 使得爆裂外径胀粗和爆管壁厚减薄, 管材在较高温度和较大压力下继续工作, 以致管内实际应力超过管材在该温度下的许用应力, 于是发生超温爆裂。
参考文献
[1]许振清, 孟广恕, 王观军, 王伟国.油田专用湿蒸汽发生器炉管爆管原因分析[J].腐蚀与防护, 2005 (01) [1]许振清, 孟广恕, 王观军, 王伟国.油田专用湿蒸汽发生器炉管爆管原因分析[J].腐蚀与防护, 2005 (01)
6.油田注汽锅炉节能降耗改造分析论文 篇六
稠油污水回注锅炉后, 锅炉的结垢问题一直困扰着油田的研究人员。锅炉炉管结垢后, 严重影响炉管的传热效率, 导致炉管管壁温度升高, 强度显著下降, 严重时会造成爆管事故, 危害锅炉的安全平稳运行[1,2]。目前, 国内外有关锅炉阻垢剂及防垢的研究有很多[3,4,5], 科研人员提出了多种阻垢技术[6,7,8,9]。本文根据现场实验研究, 从研究注汽锅炉的结垢机理入手, 提出了有效地阻垢防垢技术, 为油田注汽锅炉的安全平稳运行, 节能减排提供了有力的理论依据。
1 实验研究
1.1 实验装置及工艺流程
实验用锅炉型号为:YZF11-21-P, 产汽量:11.2 t/h, 工作压力:6 MPa, 蒸汽额定温度:370℃。锅炉系统中包括:注汽干度在线监测装置1台;三柱塞往复泵一台;除氧装置1套;二级软化水装置1套。以辽河油田欢喜岭采油厂欢四联高含硅稠油污水为研究对象, 污水经过一级、二级软化和除氧装置后进入试验锅炉。结垢试验段安装在注汽锅炉辐射段距蒸汽出口的倒数第一、第二根炉管上。实验系统见图1。
1.2 实验结果
本实验以欢四联高含硅稠油污水回用锅炉, 含硅量为90 mg/L, 高含硅稠油污水的处理量为11 374 m3, 实验干度为70%。采用罗门哈斯IER200螯合树脂对水质去除硬度, 水质软化前后的化验结果如表1所示。
在有效控制二价、三价阳离子, 使水质硬度从 ppm级降到 ppb 级的条件下, 对结垢试验段的结垢速率的测量结果为0.202 7 mm/104 m3。实验结果表明, 适当提高SiO2浓度仍可确保锅炉安全平稳运行, 从而节省大量的除硅费用。
2 注汽锅炉结垢机理分析[10]
油田注汽锅炉的回注水来自稠油污水。稠油污水含盐量大、有机物含量高、水温高, 常规离子交换去除污水硬度非常困难, 这样使得回注水中存在大量的二价、三价阳离子 (Ca2+、Mg2+、Fe3+等) , 由于注汽锅炉是在高温高压下运行, 在一定的温度、压力条件下, 这些离子与水中CO
形成锥辉石的结垢反应式
形成透闪石的结垢反应式
2Ca2++5Mg2++[SiO3]
=Ca2Mg5Si8O22 (OH) 2↓+2OH-
形成钙铁榴石的结垢反应式
3Ca2++Fe2O3+[SiO3]
3 注汽锅炉防垢技术
由于硅酸盐垢致密而且坚硬, 用通常的除垢方法, 如化学除垢方法, 很难将其去除, 且硅酸盐垢的危害性要远远大于普通的碳酸盐垢。因此, 通过对其结垢机理的分析, 为减少硅酸盐结垢, 主要有两种方式:一是降低稠油污水中的SiO2含量;二是控制稠油污水中二价、三价阳离子的浓度。此外, 干度是影响SiO2浓度和二价、三价阳离子的浓度的重要因素, 干度的在线监测和控制技术是保证锅炉平稳运行, 防止炉管长时间过热, 导致因SiO2浓度和二价、三价阳离子的浓度骤增, 结垢量增加的又一措施。
3.1 污水硬度深度去除技术
稠油污水中含有机物浓度高、矿化度高、水温高, 表现为CODcr300～500 mg/L, 含盐量4 000～6 500 mg/L, 水温60～90℃, 因此稠油污水软化具有很大的技术难度。稠油污水的软化关键在于研发耐污染、易再生、适应高温、高COD、高含盐稠油污水的离子交换树脂及适合油田污水的软化装置。
目前, 辽河油田采用的改性大孔弱酸树脂软化技术去除稠油污水中的硬度。在不除盐不除有机物前提下, 采用改性大孔弱酸树脂软化技术可有效去除稠油污水中的硬度, 出水硬度可控制在0.1 mg/L以内, 可以满足锅炉给水要求。采用改性大孔弱酸阳离子交换树脂对污水进行软化除硬, 是利用它在酸再生碱转型过程中的体积变化和有效清除污染恢复活性的特点, 可恢复其软化除硬能力。并且它具有交换容量大、再生能力强、耐高温、机械强度高的特点, 其抗氧化性较好, 机械强度高, 离子交换反应速度加快, 直径较大的有机物分子也能通过, 因此, 能够防止有机物污染, 而且通过树脂在转型过程中的膨胀和收缩, 能有效清除污染, 恢复其交换能力。
为实现高含硅稠油污水回用锅炉, 我们对辽河油田稠油污水的处理工艺进一步改进, 软化装置部分采用二级软化, 一级软化采用大孔弱酸树脂, 二级软化采用新型螯合树脂, 以达到将稠油污水的硬度由ppm级降到ppb级。
螯合树脂是一类能与金属离子形成多配位络和物的交联功能高分子材料, 它以交联聚合物 (如苯乙烯/二乙烯苯树脂) 为骨架, 连接以特殊功能基构成, 属于功能高分子, 能从含有金属离子的溶液中以离子键或配位键的形式, 有选择地螯合特定的金属离子。螯合树脂已成为从水溶液中去除重金属离子的最普遍的方法之一。螯合树脂吸附金属离子的机理是树脂上的功能原子与金属离子发生配位反应, 形成类似小分子螯合物的稳定结构, 而离子交换树脂吸附的机理是静电作用。因此, 与离子交换树脂相比, 螯合树脂与金属离子的结合力更强, 选择性也更高, 可广泛应用于各种金属离子的回收分离等方面。另外, 采用螯合树脂深度软化稠油污水, 还可以降低运行成本, 节省处理费用。
3.2 高含硅稠油污水回用锅炉技术
目前, 辽河油田稠油污水处理工艺采用镁剂除硅法去除SiO2。镁剂除硅法主要是利用氢氧化镁凝胶与水中溶解性硅酸盐发生固液反应生成硅渣而除去SiO2。在除硅过程中无需调节污水pH值, 直接向预处理后的污水中加入活性氧化镁, 经涡流反应器后再加入无机铝盐及有机絮凝剂, 进入污泥反应器, 通过污泥回流提供高浓度污泥与进水充分反应后, 进入沉淀器, 实现污泥与水分离, 从而得到SiO2含量较低的处理水, 满足锅炉给水要求。在实际应用中, 由于辽河油田每天需要处理的回注水量很大, 除硅工艺所产生的大量硅泥需要进一步处理, 且尚没有很好的处理硅泥的方法, 给环境造成很大影响。
通过对注汽锅炉的结垢机理的分析, 结垢的三要素分别是:污水中的SiO2含量、二价、三价阳离子浓度和锅炉运行压力、温度等参数。在锅炉运行的压力和温度是一定的情况下, 结垢主要与SiO2和二价、三价阳离子的浓度有关。因此利用前面提到的稠油污水硬度深度去除技术, 只要控制好二价、三价阳离子使其浓度从ppm级降到ppb级, 在确保锅炉安全平稳运行的前提下, SiO2浓度可适当提高, 从而节省大量的除硅费用。
据有关数据辽河油田每天需要处理回注水7万t, 按其中1/5的需要除硅计算, 每吨水的硅处理价格是4元, 全年可以节省除硅费用2044万元。另外, 还可以节省大量的硅含量处理装置建设费以及人员管理费用。
3.3 干度在线检测及控制技术
辽宁石油化工大学科研人员提出注汽锅炉干度采用蒸汽体积变化原理进行干度在线监测。锅炉给水被加热后, 在出口处成为湿蒸汽, 其体积增加, 出口处的干度与出口处的蒸汽体积成正比。通过对采油注汽锅炉的蒸汽压力、蒸汽温度、锅炉给水温度、压力的测量, 综合得到蒸汽体积膨胀量的测量, 计算得到注汽锅炉的干度。装置采用蒸汽体积变化原理检测注汽锅炉的干度, 基于该原理推导的注汽锅炉干度计算模型, 模型设计独特。由辽宁石油化工大学自行设计的、适合湿蒸汽计量的锲体检测段, 可以很好地满足该方法的技术要求, 且检测段具有稳定、自洁、可靠、准确的性能。通过合理的配置仪器、仪表以及设备, 成功地实现了基于该方法干度在线监测。采用该方法检测注汽锅炉干度与化学滴定方法检测的干度比较, 两者的误差小于2%, 满足干度检测工程需要。该装置以及它的技术还实现了注汽锅炉的全面自动化。
由于可以在线监测注汽锅炉的干度, 有效地保证了注汽锅炉的平稳、安全运行, 有效地预防了由于化学滴定法测干度不及时、不准确, 造成干度过高而引起锅炉结垢增加。
4 结论
(1) 通过污水硬度深度去除技术, 有效地将稠油污水的硬度由ppm级降到ppb级。
(2) 成功地使高含硅稠油污水回用锅炉, 有效降低除硅费用。
(3) 实现在线监测注汽锅炉的干度, 有效地保证了注汽锅炉的平稳、安全运行。
综合运用上述三种阻垢防垢技术, 可取消除硅沉淀池, 节省基建投资, 节约运行成本, 有效控制锅炉结垢, 确保锅炉安全运行。
摘要：根据现场实验研究, 从研究注汽锅炉的结垢机理入手, 提出了污水硬度深度去除技术、高含硅稠油污水回用锅炉技术和干度在线监测及控制技术三大有效的阻垢防垢技术, 为油田注汽锅炉的安全平稳运行, 节能减排提供有力的理论依据。
关键词：注汽锅炉,防垢,干度,硬度,螯合树脂
参考文献
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7.油田注汽锅炉节能降耗改造分析论文 篇七
1 YJC型燃油节油器
该燃油节油器采用高梯度式核磁共振的独特垂直力, 瞬间激发其所处理流体中物质元素, 使其产生光电效应, 并自激放大;再直接作用到燃油分子表面, 使燃油分子之间的相互作用力发生变化, 从而改变燃料油碳氢化合物的分子结构, 促使其发生变化, 细小分子增多, 分子间距离增大, 燃料的黏度下降, 结果使燃料油 (原油) 在燃烧前的雾化、细化程度大为提高, 喷到燃烧室内在底氧条件下得到充分燃烧, 因而可减少燃烧设备的鼓风量, 烟道排烟温度明显下降, 排烟热损失降低, 达到了提高锅炉运行系统效率和减少燃料油消耗的目的。经燃料节油器处理后, 不仅可有效节省燃料, 而且可有效降低废气排放量, 减少废气对环境的污染。
YJC型燃油节油器的特点是:
1) 燃油节油器的内径流量与原设备管线内径一样, 不增加任何阻力。
2) 燃油节油器无需任何能源及动力, 不用专人操作, 全自动控制伺服, 10年内无需维修和维护。
3) 燃油节油器本身无旋转及活动部位, 有严密防护及磁屏蔽结构, 合理耐用, 安装方便。
4) 燃油节油器寿命很长, 大大超过设备及管道的使用寿命, 如应用得当, 磁场强度10年内均无明显减弱。
5) 燃油节油器是高等级防爆装配, 与配套设备周围的仪表仪器互无感扰。
6) 燃油雾化效果好。
7) 安装方便, 操作简单。该燃油节油器安装在泵和燃烧室之间 (喷嘴之前) , 不受使用或环境温度限制, 设有重油和原油专用回油通道。
8) 安装节油器后碳氢化合物燃烧彻底, 减少了油品劣质和残渣燃烧不充分而需要频繁停炉的清灰次数, 既可增强连续工作带来的整体效益, 又能减轻员工劳动强度。
2 现场应用情况
2011年年初在胜利油田孤东采油厂KD53注汽站安装了JYC型燃油节油器。在生产运行工况下, 安装YJC型燃油节油器前后湿蒸汽发生器 (注汽锅炉) 出力、运行热效率和能耗测试数据见表1和表2。
注:1-测试仪器主要有KM-9106E型烟气成分分析仪、MX-3型超声波测厚仪和PTF-H型超声波流量计。2-测试依据为GB/T 10180—2003《工业锅炉热工性能试验规程》和SY/T 6275—2007《油田生产系统节能监测规范》。
从表1可以看出, 在生产运行工况下, 湿蒸汽发生器 (注汽锅炉) 安装YJC型燃油节油器后运行热效率 (采用正平衡法测试) 提高5.37%, 运行单耗降低1.56 g/MJ, 燃油节油器节油率为6.14%, 节油效果良好。
从表2可以看出, 在生产运行工况下, 湿蒸汽发生器 (注汽锅炉) 安装YJC型燃油节油器前后运行热效率采用正平衡法测试和反平衡法测试结果基本相同, 注汽锅炉系统效率分别提高了5.37%和5.25%。
3 综合评价
1) 节油效果明显。从现场应用测试数据可以看出, 燃烧设备的燃油经节油器处理后, 由于燃烧效率提高, 燃烧火焰明亮耀眼, 黑烟消失, 炉膛清晰透明, 燃烧室温度升高, 锅炉出力增加, 同时燃烧设备的鼓风量减少, 排烟温度明显下降, 排烟热损失降低, 燃油节油率可达6%以上。
2) 燃油燃烧质量改善。彻底清除了燃烧油嘴的结焦现象, 并防止了再结焦。对湿蒸汽发生器 (注汽锅炉) 而言, 改善了燃油燃烧质量, 燃料燃烧充分, 避免了油嘴积炭和积灰, 且可以防止再积炭。
3) 传热效率提高。消除了因燃料得不到充分燃烧而炉膛壁积残渣现象, 提高了传热效果, 热导率得到改善, 达到环保节能效果。
4) 彻底清除了油路系统中的蜡垢, 令油路清洁畅通无阻力, 减少了电力输出的消耗。
5) 排烟温度降低, 排烟热损失减少。重 (原) 油锅炉安装使用后 (3 h内) , 即可降低排烟温度30%左右, 排烟热损失减少, 避免了烟道高温报警及故障的发生。
4 结束语
油田注汽锅炉是油田开发生产重要的用能设备。实践证明, 应用燃油节油器能有效改善燃料油 (原油) 燃烧质量, 降低湿蒸汽发生器 (注汽锅炉) 排烟温度, 减少排烟热损失, 提高湿蒸汽发生器 (注汽锅炉) 运行效率, 是提高企业生产运行质量的有效途径, 是提高油田专用注汽锅炉系统效率的重要手段之一。该新型燃油节油器节油效果良好, 能够提高注汽锅炉系统的注汽运行效率, 具有较好的推广应用前景。
参考文献
[1]朱益飞, 潘道兰.影响孤东油田注汽系统效率的因素及对策[J].石油工业技术监督, 2007 (7) :44~46.
[2]朱益飞.油田专用注汽锅炉燃烧控制系统的节能技术改造[J].电气时代, 2008 (1) :A8~A9+A11.
8.油田注汽锅炉节能降耗改造分析论文 篇八
河南煤化集团鹤煤公司热电厂规模位2×135MW热电联产机组, 两台超高压、一次中间再热、抽凝式汽轮发电机组配两台445t/h超高压、一次中间再热、煤粉锅炉。汽轮机、发电机、锅炉分别为东方汽轮机厂、东方电气集团公司、东方锅炉制造。配置武汉凯迪蓝天股份有限公司脱硫除尘岛, 采用NID半干法烟气脱硫技术。
燃油系统中设计, 锅炉点火用油和助燃油由3台供油泵提供, 电源分别由燃油泵房mcc柜的抽屉式开关供给, 电源设计按照《火力发电厂厂用电设计规范》设计, 正常情况下两台供油泵运行, 一台连锁投入备用, 保证炉前供油管路有2.94Mpa以上的压力和充足的流量, 防止锅炉因燃烧不稳定或炉膛负压突变等事故而导致锅炉熄火, 保证事故情况下助燃油的供给。锅炉冷态启动时启用两台供油泵, 既需保证锅炉燃油量的供应, 又得使炉前管道压力不低于2.94Mpa, 这样才能保证柴油的正常雾化和锅炉的十二支油枪的正常用油, 确保锅炉的正常启动与助燃。
二、改造的必要性
1、供油泵电源虽然符合火电厂设计规范要求, 但是非常浪费。
原因是:3台供油泵电机选型较大, 泵要求输入功率33kw, 而电机选型45kw明显设计偏大, 两台45kw供油泵电机24小时全速运行给我厂造成了极大的浪费。
2、锅炉燃油系统原设计供油量为9600kg/h, 油枪入口压力要求为2.94Mpa。
2008年我厂为了节油, 实施锅炉微油点火装置技术改造, 设计供油量由9600kg/h降低至5000kg/h, 而我厂燃油系统却未做任何改造, 供油泵仍全速运行, 造成电能很大的浪费。
3、我厂正从安全运行向经济运行转变, 节能改造势在必行。
三、改造前存在的问题
1、炉前供油管的油压是靠调节再循环电动门的大小来调节, 这种调节方法, 时常造成炉前压力突变, 不易调节, 多次调节才能满足需要, 调解难度大。
2、炉前调节压力靠再循环门调节的方法, 是靠牺牲流量来调整的, 循环油量非常大, 管道中柴油与管道内壁摩擦造成油罐柴油超温, 给油罐安全运行带来威胁。
3、通过调整回油母管的回油总门来调节炉前供油管油压, 而供油泵电机全速运行, 电能消耗很大, 造成极大的浪费, 且大流量的节流, 给油罐的安全运行造成严重的威胁。
四、技术改造
根据供油泵的实际运行情况, 电源由原来的单一的工频电源改为工频和变频两个回路且实现互锁, 并能相互切换, 既保证正常的工频回路, 又增加了节能的变频回路, 既能保证安全运行, 又能使油泵长期经济运行。
其主要着重两方面:
(a) 电源电气控制回路。
(b) 热工逻辑修改设计。
(c) 改变原来靠牺牲流量来调节油压的方法, 通过调整电源频率来实现对泵出口流量与压力的调节。
具体改造内容如下:
(1) 增加低压变频柜一面, 在DCS远方操作控制电源的输出频率, 来调节供油泵电机的转速, 实现供油泵出力的调整, 而调节炉前管道流量与压力。保留原来的工频回路目的在于变频故障情况下, 实现将变频回路切换为工频, 确保锅炉点火用油和助燃油的供给。
(2) 全部关闭再循环电动门, 通过调整回油总门开度, 配合变频调整供油泵出力, 将循环油量减低至最小, 且保证炉前既有足够的流量, 又有足够的压力。
燃油系统如图所示:
五、结束语
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