天然气点火系统在超临界循环流化床锅炉中的应用

2021-01-09王映奇

山西电力 2021年6期

王映奇

（山西世纪中试电力科学技术有限公司，山西太原 030001）

0 引言

2020年9月22日，中国政府在第七十五届联合国大会上提出：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”治理大气污染刻不容缓，能源的清洁利用及高效利用成为环境治理的重要途径[1]。

目前大型循环流化床锅炉均采用床上点火、床下点火和联合点火3种方式[2]，点火燃料一般采用0号轻柴油，燃烧后会产生大量的SO2、NOx等污染性气体。在油枪雾化不良的情况下，极易发生床面结焦，而且未燃烬的燃油会随着烟气流动进入空预器、布袋除尘器，造成极大的安全隐患。

天然气作为一种清洁、环保型优质能源，其主要由甲烷（85%）和少量乙烷（9%）、丙烷（3%）组成，发热量一般可达到35 000～40 000 kJ/m3[3]，可以替代燃油用做循环流化床锅炉启动过程中的燃料。天然气点火系统操作方便，燃烬率高，充分燃烧产物为二氧化碳和水，能从根源上有效降低污染物的排放；运行和维护费用仅为柴油点火费用的30%，对于新建电厂，可以节约上千万元的初始投资和运行维护费用[4]；同时,燃烧产生的二氧化碳少于柴油，造成温室效应低，有利于减少碳排放，是一种实现“碳中和”目标的重要手段。

1 设备及系统简介

山西某电厂锅炉为上海锅炉厂自主研发的型号为SG-1198/25.7-M4606的350 MW级超临界循环流化床锅炉[5]。锅炉点火采用床上、床下联合点火方式，燃料采用天然气。天然气组成成分：φ（CH4）为94.011%，φ（C2H6）为3.185 4%，φ（C3H8）为0.454 1%，φ（i C4H10）为0.075 7%，φ（n C4H10）为0.081 3%，φ（i C5H12）为0.034 1%，φ（n C5H12）为0.015 2%，φ（C6+）为0.105 7%，φ（总烃）97.961%，相对密度为0.598 6，临界温度为197.24 K，φ（He）为0.029 6%，φ（H2）为0.013 1%，φ（N2）为0.214 1%，φ（CO2）为1.783 1%，ρ（H2S）为0 mg/m3，ρ（总硫）为0 mg/m3，密度为0.720 7 g/L，临界压力为4.653 MPa，高位发热量37.84 MJ/m3，低位发热量34.13 MJ/m3。

本厂天然气气源接自昆仑燃气公司燃气站，天然气点火系统分为床上和床下两部分，床上前墙布置4支气枪，左右墙各2支气枪，共8支气枪。每台床上燃烧器的额定出力为2 000 m3/h。每台床上燃烧器由组合点火气枪及其气动推进装置、主气喷枪及其气动推进装置、稳燃装置等组成。组合点火气枪由高能点火枪和点火气枪组成。

床下后墙每个风道上配1台风道燃烧器，共4支气枪。每台风道燃烧器的额定出力为600 m3/h。每台风道燃烧器由1支点火枪及其气动推进装置、1支点火气枪和1支主气喷枪、1个稳燃装置、风道燃烧器壳体及3个可调节挡风板等组成。主气喷枪燃气喷出方向与风道内风的流动方向一致，主气喷枪安装在旋流式稳燃罩中心，稳燃罩用于稳定火焰。

2 天然气点火系统存在的问题及分析

2.1 点火困难且着火稳定性差

山西某电厂天然气母管设计压力为0.4 MPa，工作压力为0.36 MPa，床下燃烧器采用XRF-11-6100M型风道燃烧器，床上燃烧器型号为XRQ-21-20000A型，用于低负荷时稳定燃烧。在调试期间，床上、床下燃烧器均存在“脱火”现象，燃烧器着火20 s左右，火焰根部距离喷枪目测0.5 m左右，随之燃烧减弱，火焰剧烈闪烁，导致灭火情况频发。燃烧器的点火成功率和着火稳定性取决于火焰传播速度与混合气体的流速、浓度。天然气枪头在开始点火时，高能点火器产生的电火花把天然气和空气的混合气点燃，开始局部燃烧反应，放出热量，并把周围可燃气体又加热到着火温度，从而使火焰传播开来。火焰传播速度是由天然气枪头的设计与天然气压力所决定，当枪头设计不合理或天然气压力过高时，天然气和空气混合后喷出的速度与火焰传播速度不匹配，导致火焰出现断火或脱火现象。

天然气与空气混合后的浓度也会影响点火成功率。当天然气和空气的混合浓度太大或是太小时，即使达到了正常点火温度，也不能正常着火。混合气体浓度太小时，着火后发出的热量不足以把邻近的可燃气体加热到着火温度，造成点火困难；混合气体浓度太大时，相对空气不够，也不能达到着火温度燃烧，出现点火困难和着火稳定性差的状况。

2.2 床上燃烧器对床料加热利用率低

机组多次启动过程中发现，床上燃烧器投运以后，床温温升率缓慢，达到投煤温度时间长。按照锅炉厂设计要求冷态启动时间为8 h，而现场实际冷态启动时间为12 h。

由于床上燃烧器布置在布风板上部，并与布风板以一定角度斜插入炉膛。加上循环流化床特殊的燃烧方式，一次风携带物料上升过程中，床上燃烧器热量未能与炉内物料进行充分热交换就被烟气带出炉膛，因此热烟气对炉内物料的加热利用率仅有40%左右[6]。另外，气体燃料相比液体燃料，在同样压力等级下火焰刚性弱，受炉膛气流和物料影响，很容易被吹灭，导致整个冷态启动时间延长，耗气量增加。

2.3 锅炉燃烧异常时无法助燃

循环流化床锅炉正常运行过程中，如发生给煤机断煤、风量大幅波动、回料器返料不正常、煤质变化等问题时，会导致床温急剧下降，此时需及时投运燃烧器助燃，维持床温在正常范围内。现场多次发生此类情况时，燃烧器无法投运，导致被迫停炉。其原因是本厂设计天然气压力较高，一旦发生泄漏，极易发生爆炸。为安全起见，防止天然气泄漏，按照锅炉厂要求，当燃烧器退出运行时，需将炉前天然气母管管道排空，再次投运时需再次进行氮气置换。氮气置换所需要时间约为1 h，当锅炉燃烧出现异常时，不能快速投运燃烧器助燃。

2.4 火检信号频繁摆动

本厂燃烧器上留有火检导管，火检导管的尺寸为d 70×4 mm，火检采用D-LX100一体化火焰检测器。床上燃烧器在投运过程中，火检模拟量信号频繁闪烁、直至消失，就地观察着火情况良好。

针对锅炉点火过程中火检信号失去而引起燃烧器跳闸，初步判断为火检系统存在问题。据此，我们进行了必要检查。首先将火检探头拆除，用强光手电“频闪档”对其照射，火检强度与频率显示正常。其次检查火检安装角度。火检探头安装角度应与燃烧器在一条直线上，炉膛内部检查发现火检安装角度受床上燃烧器支气喷枪的遮挡，影响火检正常检火，导致火检信号频繁摆动。

2.5 烟气湿度大

天然气点火过程中发现烟气湿度大，停炉后检查省煤器灰斗、输灰管道、电袋除尘器等部位发现大量积水。

本工程用天然气点火，点火系统设计热负荷为20%的锅炉最大连续出力，消耗天然气18 400 m3/h。锅炉吹管及整套试运行期间，在排除锅炉受热面泄漏的原因后，分析这些水来源于天然气的燃烧产物。天然气是一种多组分的混合气体，主要成分是甲烷，天然气燃烧化学方程式为CH4+2O2=CO2+2H2O（完全燃烧生成CO2和水）；2CH4+3O2=2CO+4H2O（不完全燃烧时生成CO和水）。标准状况下天然气的密度为0.717 4 kg/m3，按照天然气消耗量18 400 m3/h计算，燃烧的天然气总量为13 t/h，完全燃烧生成的水量为29 t/h，每次冷态启动按锅炉厂冷态启动曲线为8 h，将产生近240 t水蒸气，烟气湿度近20%。大量燃烧生成的水蒸气在尾部烟道及除尘器内冷凝成液态水，严重影响锅炉输灰系统、除尘系统的安全运行。

2.6 受外界环境影响大

天然气存在间断性、峰谷性。采用天然气点火系统受外界制约较大，每次用气需提前报计划，而且必须在规定时间内用完，特别是冬季启动遇到天然气紧缺时，严重影响机组正常启动。有时天然气母管压力达不到设计压力，导致气枪出力降低，无法满足机组升温升压速率。另外，非计划用气单价要比计划用气增加25%的费用，考虑机组启动过程中诸多不确定因素，会导致用气量增大，成本增加。

3 天然气点火系统改造和优化措施

3.1 更改燃烧器枪头结构

针对燃烧器“脱火”问题，需增强根部着火稳定性，所以在枪头四周对称开8个d 4.9 mm的孔。同时将天然气枪头原来d 4.7 mm的孔扩为d 5.2 mm，降低燃烧器枪头处天然气流速，保证混合气体传播速度与火焰传播速度相匹配。枪头孔增大后，单只气枪出力由原来的600 m3/h提升至800 m3/h，更有利于床料的升温。通过改造以后，床下燃烧器无“脱火”现象，着火稳定，火焰为淡蓝色。

3.2 合理布置火检位置

火检安装角度一定程度上影响了检火，在火焰相对不稳定的时候，火检无法直接有效地检测到天然气火焰。这是因为火检安装螺纹接头原预留焊接过程中，有一定的偏斜，导致火检视角被支气喷枪阻挡，且原预留的火检视角范围较小。因此，将所有火检连接螺纹接头与预留的导管焊缝切开，重新调整视角后焊接固定，燃烧器火检工作正常。

3.3 定值及逻辑优化

定值优化：本厂天然气工作压力为0.36 MPa，根据厂家及设计院提供的资料，要求天然气母管压力小于0.19 MPa，延时2 s后触发气体燃料跳闸GFT（gas fuel trip）。在实际点火启动过程中，随着床上燃烧器的投运，天然气母管压力经常低于0.19 MPa，从而触发GFT，导致床上、床下燃烧器全部停运。根据现场实际调整试验发现，天然气母管压力在小于0.19 MPa时也可以稳定燃烧，通过与锅炉厂讨论后决定将定值改为0.05 MPa，既能防止天然气在燃烧器出口流速低于燃烧速度时造成“回火”，又不会由于母管压力低频繁触发导致GFT。

逻辑优化：根据厂家说明书要求，燃烧器点火气枪（主气枪）排空阀前快关阀非关且点火气枪（主气枪）进气快关阀非关延时10 s，且火检无火延时2 s，判断燃烧器是否着火。实际点火过程中发现判断有火的时间2 s较短，按照标准要求燃气燃烧器点火（主火）安全时间应≤5 s[7-8]。现改为燃烧器点火气枪（主气枪）排空阀前快关阀非关且点火气枪（主气枪）进气快关阀非关延时10 s，且火检无火延时5 s，判断燃烧器是否着火。

3.4 燃烧参数调整

燃烧着火稳定性还取决于混合气体的浓度。因此对一次流化风量与二次风量也进行了调整，使天然气与空气混合后浓度在合理范围内。通过多次点火试验，维持一次流化风量160 000 m3/h，二次风量150 000 m3/h、二次风压5～6 kPa，点火二次风门开度25%，点火上二次风门开度为5%，下一次风门开度5%，可以稳定着火。同时注意，点燃床上第一支枪时，床上母管压力控制在0.1～0.15 MPa，更容易着火。着火以后迅速开启床上天然气母管调节阀，维持母管压力稳定，避免天然气母管压力大幅度波动[9]。

3.5 缩短启动时间和减少天然气用量

针对天然气点火过程中生成水蒸气较大的问题，主要采取的措施就是缩短机组启动时间，减小天然气用量，尽早投煤。通过辅汽将给水温度提高至100℃以上；控制给水流量，在保证水冷壁壁温偏差不大且床温较低情况下，适当降低给水流量，减少启动初期水冲洗带走的热量；提前投运一、二次风暖风器，将风温提高至50℃以上；在保证床料流化状态下尽量降低一次流化风量，保证点火风室温度在850～900℃范围内；每次停炉以后建议更换床料，可适当缩短启动时间。