等离子点火技术交流(武汉天和)课件

向各位领导和专家致敬!武汉天和技术股份有限公司WuhanTianheTechnologyCo.,Ltd燃煤锅炉等离子体点火技术的环保使命武汉天和技术股份有限公司WuhanTianheTechnologyCo.,Ltd一、新的环保政策

二、投油运行对锅炉岛部分设备的影响

三、几种可能的解决方案

四、等离子体点火技术的优势

五、天和公司等离子体点火应用案例

一、新的环保政策

注：1、摘自《火力发电厂大气污染物排放标准》第二次征求意见稿。重点地区非重点地区

在新的环保政策下，特别是有些地方环保部门已经强制“铅封”、“砖封”或取消脱硫旁路系统，如何解决锅炉点火启动、停炉和低负荷稳燃（特别是低挥发性煤种）投油对尾部烟气脱硝装置（SCR）、除尘器、烟气加热器（GGH）以及脱硫设备（无烟气旁路）的影响，使火电机组实现安全、稳定、环保以及经济运行。SCR除尘器引风机GGH脱硫塔二、投油运行对锅炉岛部分设备的影响

锅炉对SCR的影响：1）油污沉积在催化剂的孔隙中，会阻拦NOx、NH3和氧

进入催化剂内部反应，影响脱硝效率；2）油污自燃使催化剂的局部过热烧结而失活，甚至烧毁

催化剂（如山西漳山电厂）。1）极板和极线积油，甚至会导致短路；2）油灰容易粘结在除尘器极板，严重时会出现电晕线肥大和极板

粉尘堆积，除尘效率下降。3）存在发生爆燃火灾的危险性（CO、CH，电火花）；油污或油灰会粘接在布袋上堵塞孔隙，无法清除，使除尘器透气性变差，阻力增大，电耗增加，也降低了滤袋的使用寿命。

对布袋除尘器的影响：对电除尘器的影响：对GGH的影响：如果烟气中含有大量的油污和粉尘将会使GGH的堵塞雪上加霜。从而增加引风机能耗，因无旁路，严重时必须停机冲洗。广东沙角C厂GGH堵塞照片

脱硫系统设计导则一般要求脱硫塔入口含尘至少小于300mg/Nm3，不投除尘器则将达30000mg/Nm3。鉴于投油对除尘器的影响以及设计导则的要求，目前火电厂有关运行规程规定：锅炉点火启动、停炉投油运行阶段，除尘器一般不投运（在投油稳燃阶段，一般也只投部分电场），且烟气必须从脱硫系统旁路通过，使除尘器和脱硫设备不受到损坏。无烟气旁路脱硫系统示意图对脱硫设备的影响（除尘器不投）：1、造成脱硫塔壁和内件表面油污粘结（喷

嘴除雾器堵塞，除雾器垮塌）；2、油污在浆液池内形成泡沫造成液位虚高

（溢出，淮阴电厂）；3、油污和灰尘影响浆液质量，导致脱

硫效率降低；4、油污和灰尘均影响石膏的结晶；5、油污和灰尘可致设备、管道积灰、堵塞

以及脱水机真空皮带机滤布堵塞；6、大量粉尘（不溶入水）进入浆液，容易

堵塞喷淋嘴、管道，卡涩阀门，长时间

运行对泵体、阀门和管道将会造成较大

磨损；对脱硫设备的影响（除尘器投运）：粉尘对脱硫系统设备的影响会基本消除；但油污对脱硫系统设备的影响依然会存在。喷淋嘴除雾器三、几种可能的解决方案1、脱硫系统改造1）浆液池增加高位溢流口，排除部分油污和灰尘；2）原烟道进行防腐处理，设置烟道低位疏水口；3）设置消泡剂添加系统，添加消泡剂；4）设置浆液抛弃系统，进行浆液置换；5）设置事故烟气降温系统，防止入口烟温过高（因旁路取消）；存在的问题：1）SO2排放不能达标（因油污和粉尘对浆液质量的影响）、粉尘排放严重超标

（因除尘器不投）。2）油雾（油粉混合物）和大量粉尘进入尾部脱硫系统，脱硫塔壁和内件表面油

污粘结、积灰问题依然存在，影响部件工作工况和运行寿命。3）不溶入水的粉尘颗粒，会对泵、阀门、管道造成较大磨损；4）不能完全杜绝油污在浆液池内形成泡沫造成液位虚高，仍存在浆液向烟道溢

流的风险，需高度关注。5）浆液抛弃系统的设置、浆液的抛弃（300MW机组约进行48小时的浆液置换，

被抛弃浆液量约为2000m3）和废浆液、废水的后续处理、原烟道防腐处理均

需大量的人力、物力的投入。6）GGH堵塞加剧的问题依然存在。2、除尘器全程投运有部分电厂被迫采取除尘器全程投运的方式。存在的问题：

除尘器的投运只是减少了灰尘量，因实际上存在燃油不完全燃烧，油雾（油粉混合物）对SCR、除尘器、脱硫系统、GGH的潜在危害依然存在。除尘器3、等离子点火和稳燃采用等离子点火和稳燃，因不存在未燃尽油雾和油粉混合物，除尘器、脱硫系统从锅炉点火启动开始就可全程投运。不存在油雾（油粉混合物）、烟尘对脱硫系统设备和GGH运行的影响，也不存在油污对SCR的影响，可全程实现机组烟尘、SO2达标排放。存在的问题：1）与常规大油枪点火方式相比，等离子和微油点火初期都存在飞灰含碳量偏高的问题。当然，可通过加强空气预热器、SCR的吹灰以及除尘器的及时清灰来解决。2）对17%Vdaf以下的煤种还没有工程应用实例。

燃用煤质发生器功率干燥无灰基挥发份Vdaf应用状况100KW30%已成功应用200KW20%已成功应用250KW17%已成功应用350KW14%实验室已成功点燃600KW10%实验室已成功点燃800~1000KW10%以下正在研发天和公司针对低反应性煤质的应对措施1）开发出新一代大功率的等离子体点火装置；2）针对性设计合适的等离子体点火燃烧器；（生产计划性，降低设备投资）注：收收到基灰份大于30%时，发生器功率要相应增加。序号方案投油对锅炉各设备的影响成本分析除尘器SCR脱硫系统GGH环保1脱硫系统改造不投运存在部分催化剂失效、烧毁的风险投运，存在油污及粉尘的影响存在油污及粉尘的影响SO2排放不达标，烟尘排放严重超标改造费用较高，运行维护成本高，运行要求高2除尘器全程投运投运，存在油污污染及爆燃等安全隐患，影响除尘效率存在催化剂失效、烧毁的风险投运，存在油污的影响投运，存在油污的影响SO2排放不达标存在一定的维护成本，运行要求高3采用等离子点火和稳燃投运，无风险无风险投运，无风险投运，无风险烟尘、SO2排放均达标一定的投资成本，维护费用较低，运行要求低关于等离子点火几个问题的讨论目前有关于等离子体点火对锅炉运行中带来一些其它问题的说法，如点火初期冷炉状态下输入热量过多，升温速率快于锅炉启动升温曲线；升温过快会引起锅炉受热面氧化皮脱落并导致汽轮机叶片固体颗粒侵蚀；再热器干烧温度过高；微油点火比等离子体点火对锅炉的热冲击要好；等离子体点火节油不节能等；关于等离子点火几个问题的讨论经调研采用我公司等离子体点火装置的超临界和超超临界机组电厂（如湖北黄石西塞山电厂、华能甘肃平凉电厂等），运行人员采取控制初始给粉量为磨煤机允许的最少给煤量，加大水冷系统循环水量以及分离器出口疏水量，可做到烟温探针处烟温控制在400℃以下（保守做法，锅炉厂要求在540℃以下），这样可以解决等离子体点火启动过程中锅炉升温过快的问题。高温过热器或屏内蒸汽侧氧化皮的生成与超临界和超超临界机组的高温、高压有关，锅炉负荷的变化可能是引起其脱落的原因之一，但锅炉冷炉点火启动时温升较快的区域主要在最下部水冷壁，其对过热器壁温的影响应很小。微油点火与等离子点火机理是相同的，只是点火源不同而已，所以微油点火不可能比等离子体点火对锅炉的热冲击要好。节油不节能的问题确实存在，因为同等条件下，烧油的燃尽率肯定比烧煤的燃尽率高，但对电厂来说应看是否省钱。如果按这样的说法，是不是应该将烧煤的锅炉改为烧油呢？1）对SCR、除尘器、GGH和脱硫设备的正常运行等均无影响；2）老机组脱硫系统无需因脱硫旁路的取消而重新进行改造

（场地紧张，大唐户县电厂）；3）可实现锅炉点火、低负荷稳燃和停炉阶段烟气粉尘、SO2的

达标排放；4）对于新机组，如采用等离子体点火，从点火吹管到168小时

试运结束，可实现零投油运行。如建无油电厂（一套备用），则可节省用于储油罐、油系统及其消防安全系统方面

的巨大投资；在新的环保政策下，推荐优先采用等离子体点火和稳燃：四、等离子体点火技术的优势

等离子体发生器提供的是一种超高温点火源，其温度在5000K左右,而微油枪产生的火焰温度要差很多，火核温度仅为1500-1800℃。

等离子点火与微油点火燃烧器都采取分级点火燃烧方式，经大量试验和现场工程应用调研表明，着火温度高的低反应性煤质，在点火功率不足的情况下，等离子与微油都会因为着火煤粉量少在第一级燃烧器内火焰无法扩散至第二级燃烧器，面临无法点燃的局面。等离子可通过加大功率解决，而微油枪出力加大却受限（布置及节油要求）。

等离子高温火核与煤粉接触点燃煤粉的过程中不需要消耗一次风中氧量，不影响燃烧和火焰的扩散，而微油在燃烧过程中需要消耗氧量，存在与煤粉燃烧中的“抢氧”的问题，影响油及煤粉的燃烧和火焰的扩散，容易形成油粉混合物，对SCR、除尘器、GGH和脱硫设备造成难以消除的影响。天和等离子发生器简图主要竞争者等离子发生器简图项目主要竞争者天和技术技术来源解剖前苏联哈萨克斯坦技术引进俄罗斯最新技术结构阴极为实心棒体，单路载体风阴极空心圆筒体，双载体风应用功率大小最大120KW最大250KW引弧方式接触引弧高压脉冲引弧阴极寿命50小时左右（铜基）170小时左右（铜基）五、天和等离子体点火应用案例湖北华电黄石西塞山二期工程装设2台哈尔滨锅炉厂设计制造的超超临界参数变压运行直流炉。燃烧器型式及布置方式：采用墙式切圆燃烧方式，共设置6层燃烧器24只火嘴。制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统，每台炉配6台HP1003Dyn中速磨煤机。燃用设计煤种时，5台运行，1台备用。点火燃用煤质：干燥无灰基挥发份Vdaf从17%～28%，收到基灰分≤30%。序号用户机组制粉系统形式燃烧方式1粤电靖海发电有限公司1×1000MW直吹式系统墙式对冲燃烧2华电黄石西塞山电厂2×660MW直吹式系统四角切圆燃烧3大唐三门峡电厂2×600MW直吹式系统墙式对冲燃烧4