改进燃烧技术

改进燃烧技术（共8篇）

篇1：改进燃烧技术

燃料炉的节能和环保最主要的措施就是改进燃烧技术，这对用燃料量很大的加热炉和锅炉尤为重要，关于燃烧技术的改进在节能部分已作介绍，这里就燃烧技术应用环保作简要介绍。

1.减少燃气中NOX的技术

在燃烧产物中NOX的含量与燃烧状态有关。实验表明，联系您燃烧高温区的温度和减少供O2和N2量以及缩短在高温区的停留时间，都可降低NOX量。

根据上述的原则，采取烟循环回流以联系您火焰高温反应区的温度和供氧量，可降低NOX生成量。高强度的涡流烧嘴、平焰烧嘴、高速烧嘴都能吸人烟气进入火焰，以降低火焰温度，减少NOX量。

在烧嘴内增设空气或燃气分级供给装置，也可降低火焰高温区温度，减少NOX量。法、美联合研究的受控脉动燃烧技术，由一机械装置周期地改变对燃烧器的供燃料和氧量，并保持两者的供应比率;供应量应维持在最少流量以上，以避免熄火和产生过多的CO。该技术降低了在高温火焰中的NOX量。且使燃烧率提高了 20%。

日本CLN型烧嘴是低NOX烧嘴，

其特征是在烧嘴内部进行一次空气和二次空气的调节。由于空气射流被反射析反射，使炉内的气体向套管作自我再循环;燃料射流与空气射流在反向板表面强烈混合燃烧;把空气的预热温度从过去的400～450ºC提高到650～700ºC，降低了NOX量和节能。

重油掺水燃烧可降低NOX生成量，这是由于水以扫热力稳定物的形式直接进入燃烧带，阻碍了NOX生成。同时，通过注入水或蒸汽，造成氢与氮氧化合物发生还原反应，当水量和燃料的比例为0.12kg/10000kJ时，由重油燃烧产生的NOX被还原29%。

2.反烧法燃煤技术

为消除燃煤烟尘，较有效的办法是采用机械投煤，连续燃烧法，如水平式往复炉排和链条燃煤机械，它可使煤层稳定，挥发物释入量也较稳定，并维持煤层高温燃煤，再加上供二次空气，燃煤较安全，这些措施对减少烟尘起到很大的作用。

对于手工烧煤炉的消烟除尘，很难解决。有提出反烧法，它是将炉排上燃料层倒置，上部为灰渣层、中为焦炭燃烧层、下为原煤干馏层。原煤和助燃空气均从炉下进入。原煤于馏出的挥发分与从炉排下进入的新鲜空气，同时穿越焦碳燃烧层的高温区而得以完全燃烧，从而达到消除黑烟的目的。

篇2：改进燃烧技术

一、改进实验目的

通过改进“对蜡烛燃烧实验的探究”的装置，使实验中对水和二氧化碳的检验现象更明显，点燃蜡烛熄灭时的白烟更易操作，从而提高实验成功率，让学生体验到探究的乐趣和学习成功的喜悦。

二、实验仪器及用品 漏斗（或长颈漏斗）、烧杯、玻璃片、玻璃管（或纸筒）、蜡烛、火柴。

三、实验装置图及说明

图⑴说明：教材中使用“在火焰上方罩一个干冷的烧杯”的方法来检验水的生成。用此方法，一般只能短暂地看到烧杯内壁出现一层水雾，主要原因在于九月份气温较高，或者烧杯壁离火焰太近，水蒸气难以冷凝。如果控制不当，蜡烛燃烧时产生的黑烟将内壁熏黑，就难以观察到水珠的生成了。

改用漏斗罩在火焰上方，热的水蒸气在上升过程中会在管壁内冷凝，一般经过1-2分钟，就会有明显的水珠附着在管壁内，现象更明显。

图⑵说明：对蜡烛燃烧产物二氧化碳的检验，教材中是用“在火焰上方罩一个内壁蘸有澄清石灰水的烧杯”的方法，我不使用这种方法的原因是：洁净的烧杯内壁能蘸的石灰水极少，受热后水份蒸发，极易变干。曾有一学生向我质疑：烧杯内壁变浑浊是不是因为水被蒸干了，残留物使内壁变浑浊呢？

我在使用改进后的装置中，强调“用玻璃片盖好后迅速倒转过来，然后注入澄清石灰水”，这是为了防止烧杯内收集的气体在倒转过来后迅速逸散。

图⑶说明：点燃蜡烛刚熄灭时的白烟，在蜡烛外套一个玻璃管，可防止吹熄蜡烛时白烟随气流散开，不易点燃。套上玻璃管后吹熄蜡烛，管内的白烟不易散失，可在管口点燃，火柴离烛芯的距离可适当远一些，学生可观察得更清楚。

四、实验操作：

1、对蜡烛燃烧产物水的检验：

如图⑴所示，点燃蜡烛，在火焰上方罩一个漏斗，观察管壁内有 什么现象发生（管壁上有水珠生成）。

2、对蜡烛燃烧产物二氧化碳的检验

如图⑵所示，点燃蜡烛，将一烧杯罩在火焰上方一会儿，用玻璃片盖好后迅速倒转过来，注入澄清石灰水并振荡，观察澄清石灰水有何变化。（澄清石灰水变浑浊）

3、对蜡烛刚熄灭时的白烟的探究

如图⑶所示，在燃着的蜡烛外，套一个玻璃管，管口上端与火焰顶部大致相平（或略高于火焰顶部），吹熄蜡烛后，立即在管口点燃白烟。

五、装置改进的意义

篇3：改进燃烧技术

煤炭是中国的基础能源, 约占中国能源消耗的70%左右, 而且这种以煤炭为主的局面在今后20~30年内仍不会改变。同时, 在发电能源结构中, 燃煤发电占主导地位的格局也将持续很长一段时间。据统计, 中国年发电总量的80%以上是火电, 远超水电和核电。因为煤炭消耗量巨大, 其燃烧效率, 以及因燃烧而产生的大气污染, 也就成为人们日益关心的社会问题了。资料显示, 中国每年排放大气的SO2和NOx中, 前者的87%, 后者的67% (注1) 均来自于煤的直接燃烧。那么, 缓解煤炭能源需求与大气污染之间的矛盾就需要发展高效、节能、低污染的洁净燃烧技术, 这是最为切实可行的思路。在这一领域, 循环流化床技术是最为先进的洁净燃烧技术之一, 它采用旋风分离器、水冷布风板、底灰排放系统等特殊装置, 使燃料在炉内循环运行, 燃烧均匀, 传热效果好, 还可以实现负荷调节和床温控制。尤其重要的是, 在炉内850℃~900℃的低温燃烧过程中, 通过添加适量的脱硫剂和分级供风, 可使二氧化硫和氮氧化物生成量减少80%~90%以上, 这对于环境保护, 防治大气污染将起到十分重要的作用。目前, 山西永济、河北保定、四川宜宾等地热电厂均已引入该技术, 使用效果良好。但事物都是一分为二的, 循环流化床机组也有不足之处, 如结构复杂, 自身能耗大, 床料易结焦等, 需要在实践中不断摸索改进。

1 循环流化床机组风量控制优化

循环流化床机组风系统分为两次, 一次通过布风板由锅炉炉膛底部进入, 使炉内物料流化;燃料和脱硫剂由给料口进入炉膛密相区下部, 发生燃烧与热解;随之由密相中、上部加入二次风, 以补充悬浮区燃烧所需要的氧气。离开炉膛的物料以及未燃尽的煤粒经分离器分离, 经回料器送回炉膛, 实现循环燃烧。一、二次风是循环流化床锅炉的基本风源, 其中, 一次风的作用是使床料流化, 实现初级燃烧, 因为布风板和料层存在阻力, 所以一次风压要高一些;二次风主要是补充空气助燃, 可以相对低一些。

循环流化床锅炉风系统比较复杂, 其风机配置较粉煤炉要复杂的多;同时, 由于炉内物料循环系统的流动阻力大, 导致机组自身能耗增加, 甚至占到发电量的7%, 从经济角度考量, 这是循环流化床的一大短板。而在运转过程中, 循环流化床锅炉启动与低负荷工况、高负荷工况、额定负荷工况对布风设计的要求是相互冲突的, 如何控制锅炉、物料与风系统的均衡关系, 是循环流化床机组经济运行的关键。

1.1 优化思路与目的

循环流化床机组存在着多变量强耦合、非线性、大迟延、易“翻床”等控制难点, 且锅炉蓄热时间长, 床料在燃烧过程中易结焦, 针对这些难点, 笔者进行了摸索和实验:

1) 对一二次风量的风量指令优化, 满足机组升降负荷的需求, 保证机组响应的速度。

2) 将燃料主控分为走右侧控制, 单侧煤量的波动不会引起全部给煤量的动态调节, 不至于使调节系统超调, 同时也避免因控制不当, 造成的机组“翻床”的事故。

3) 解决硫化床机组控制响应慢, 升降负荷超限。优化风煤比, 减小因燃烧不当, 造成结焦等的不良控制结果。

1.2 一次风机变频设计及优化

一次风的作用是使床料在炉膛内流化, 在50%锅炉负荷范围内, 一次风量恒定不变;之后随负荷增加至额定值, 一次风量成比例增大。本次工程两台一次风风机采用变频调节, 入口导叶采用静叶调节挡板。常规控制采用入口导叶控制一次风压, 风压曲线由锅炉负荷函数确定。而对于大型硫化床机组, 控制一次风压无法满足升降负荷的要求, 而且也易发生翻床的事故。本工程控制策略如下:

本次工程采用一次风机变频器控制一次风量, 风量设定值由锅炉主控的函数产生。

1.2.1 风量指令形成

其中: (1) 锅炉指令BD (已转化为百分数) 经函数f (x) 形成一次风量计算值。具体函数关系为:

X:0 50 70 80 90 100

Y:25 32 37 40 44 48

(2) 风量设定值经一阶惯性环节后, 与原风量的偏差。即风量设定的前馈值[1]。

(3) 炉膛温度对风量控制前馈:炉温大于990 度时, 风量指令加3。

其中:DEV为送入PID的偏差指令, SP为上面的风量指令, PV为一次风量的实际值。

1.2.2 变比例调节系数形成回路:

该回路有切换器形成, 送入PID控制块的比例增益。当两台风机投自动时, 切换器选择YES回路的比例增益1, 否则选择NO回路的增益0.7.

1.2.3 一次风量控制切手动条件

以下条件任一满足时, 风量控制且手动:

1) 风机变频器有重故障。

2) 风量测点成坏质量或数值不可用。

3) 风机顺控停止步序1。

4) 对侧风机在启动阶段时。

1.2.4 一次风量保护关条件及投自动条件

当对侧风机启动时, 风机保护关。当风机顺控启动步序8 触发, 风量控制投自动。

1.2.5 风量控制指令输出特点

风量指令形成后, 经BLANCE (平衡块) 后作为总指令送入两台风机变频器, 同时引入左右侧风量的风量指令偏差作为前馈跟踪信号。消除当风量自动且手动时对风机控制产生波动, 影响控制品质。

1.3 一次风机导叶控制的设计

一次风入口导叶控制作为风量控制的辅助手段, 主要控制方案有两个。当风机变频投手动时, 风机导叶控制该侧的风量;在风机变频控制风量的基础上入口导叶控制一次风压。

1.3.1 一次风压设定值形成回路

SP= (1) - (2) 与 (3) + (4) 取小。

其中: (1) 机组最大一次风压。

(2) 单侧一次风出口母管压力。

(3) 来自锅炉主控的指令经函数运算后的风压指令与最大一次风压值取小后, 加画面操作站的风压设定偏置值, 减去单侧一次风压值。即实际一次风压的偏差值。

(4) 一次风量指令的前馈。

注:风压偏差主要由 (3) 形成, 加入风量指令的前馈后。与最大风压形成偏差取小后 (保证不超压) 形成最终的风压偏差指令。

1.3.2 设定值偏置形成回路

该导叶控制由两个控制方案, 在不同工况下可以由维护人员进行选择投入。正常情况切换器选择条件为真时, 将风量偏差送入PID回路与一次风机变频器共同控制风量。若风量测点有偏差或修正不准时, 采用入口导叶控制风压的方式, 将切换器切换到风压偏差回路以控制风压的大小。

1.3.3 入口导叶切手动条件

1) 阀门指令与反馈偏差大。

2) 阀门反馈故障。

3) 风机顺控停止步序1。

1.3.4入口导叶保护关条件

1) 风机顺控停止步序1。

1.4 二次风量控制策略优化

二次风量是组织燃烧的重要变量, 锅炉燃烧的安全性、经济性等指标, 和二次风量密切相关。但风量又不可能准确测量, 所以要精确控制二次风量大小, 仅依靠二次风量测量是远远不够的。一般使用烟气中含氧量的测量对风量进行校正, 以控制锅炉燃烧的经济性。

来自燃料主控的“风量指令”经过函数F (X) 变换后, 再经过氧量校正电路校正 (乘以系数) , 形成二次风量指令, 经过二次风量调节器的输出控制二次风机变频器的输出, 以调节进入炉膛的二次风量。

由于风量很难准确测量, 即使二次风量指令运算得非常准确, 也不能保证进入炉膛的风量恰好等于给定数值, 不能保证经济燃烧。但燃烧经济与否可以通过烟气中含氧量的多少来间接得到。这就是系统使用氧量校正的原因[2]。

对于二次风量控制除通过改变变频器频率外, 还可以通过改变左右侧二次风入口导叶控制。二次风入口导叶控制作为风量控制的辅助手段, 主要控制方案有两个。当风机变频投手动时, 风机导叶控制该侧的风量;在风机变频控制风量的基础上入口导叶控制二次风压 (该部分逻辑与一次风量类似, 不在说明) 。

2锅炉燃烧调整优化

大型硫化床机组燃料控制对机组的安全及经济效益起着非常关键的作用。而硫化床机组不同于煤粉炉机组, 该机组没有磨煤机。负荷控制主要靠改变给煤机的转速来改变负荷。

以国峰煤电为例, 该厂给每系统共分为8 台给煤机, 及8 台疏松机对炉膛进行给煤。因此对给煤机控制应保证左右侧给煤量平衡, 否则会影响锅炉左右侧床压的稳定, 严重时会导致CFB锅炉“翻床”, 被迫停机处理。常规的燃料主控由锅炉指令与煤量偏差形成的煤量总指令, 送入各给煤机控制回路。该控制方案不仅会因左右侧给煤不均导致燃料扰动, 也会在给煤机投退过程中, 对负荷造成较大的影响, 不利于经济运行。

本工程对燃烧调整优化逻辑如下:

2.1 燃料主控设定值形成

1) 单侧设定值 (ODD-FDR-SP) :燃料主控电路接收锅炉主控电路的负荷指令转换为总燃料指令 (DEV1) 。当左右侧给煤机全部投入自动时, 该侧的燃料指令为总燃料指令的一半。 (DEV1/2) 否则, ODD-FDR-SP=DEV1-ENVEN-FEED-COAL (双侧给煤量) 。

2) 双侧设定值 (ENVEN-FDR-SP) :燃料主控电路接收锅炉主控电路的负荷指令转换为总燃料指令 (DEV1) 。当左右侧给煤机全部投入自动时, 该侧的燃料指令为总燃料指令的一半。 (DEV1/2) 否则, ENVEN -FDR-SP= DEV1-ODD-FEED-COAL (单侧给煤量)

2.2 单侧给煤控制变比例系数产生 (双侧类似)

由单侧给煤机运行台数经计数块后, 除以总给煤数 (4) 。得出该侧运行给煤机的百分比后乘以该侧的比例增益, 作为最终的比例系数送入D单侧给煤控制PID控制器中。

注:双侧给煤控制与此类似。

2.3 单侧给煤指令的形成 (双侧类似)

单侧给煤指令经设定值形成回路后 (ODD-FDR-SP) , 与该侧实际煤量求偏差送入PID后。将运算指令输出, 作为该侧的负荷总指令, 经BLANCE (平衡块) 后作为总指令送入该侧四台给煤机进行给煤控制。

3结论

循环流化床锅炉的燃烧过程是一个分布参数、非线性、时变、大滞后及多变量紧密耦合的复杂过程, 很难用数学模型来进行描述, 所以CFBB的自动控制远比煤粉锅炉更加复杂和困难。对硫化床控制策略的优化和改进, 将会对CFB的应用和维护带来方便与实用性。通过如上改进, 提高了机组自动投入率, 负荷变动时提高了控制系统的快速响应及稳定性。

摘要：针对硫化床机组锅炉蓄热时间长, 床料在燃烧过程中易结焦的难题, 通过对锅炉一二次风量自动控制及燃料控制进行优化等途径, 取得了一定成果。

关键词：循环流化床机组,洁净燃烧,风量控制优化

参考文献

[1]张丽香, 王琦.模拟量控制系统[M].北京:中国电力出版社, 2006

篇4：改进燃烧技术

关键词：300 MW机组； 节油； 微油点火

中图分类号： TK 229.6 文献标志码： A

现代社会燃煤发电厂机组启动初期，主要通过燃烧柴油点燃油枪启动，尤其是机组从检修状态下冷态启动，需要燃烧大量的柴油.由于柴油的价格远高于煤的价格，因此在大型电厂机组启停过程和正常运行中应尽量节省用油，从而减少燃油消耗，提高经济效益[1-4].某电厂在机组投产后一直在作节油的努力，并从节油技术方面进行了摸索、改进，做了很多工作，取得了很好的效果.本文对某电厂自建厂以来节油燃烧方面的技术改进措施进行了归纳和总结，并对改进前后的经济效益进行了比较.

1 节能改造方案

某电厂1号机组所配锅炉是由上海锅炉厂设计制造的，有2台三分仓空预器，配置了脱硫、脱硝设备，锅炉型式为亚临界压力中间一次再热控制循环锅炉，摆动式燃烧器，四角切圆燃烧，平衡通风.配置了5台磨煤机和5台给煤机，2台一次风机，正压直吹式制粉系统.燃用设计煤种时，不投油稳燃最低负荷为BMCR（汽机超压5%，主汽阀全开时所需的锅炉最大连续蒸发量）的35%.原设计有AB/BC/DE 3层共12根大油枪.油枪为WS-2F型蒸汽雾化油枪，油种为0号轻柴油，制造厂为美国COEN公司.表1为1号锅炉大油枪参数.

1.1 提前投煤粉，减少燃油使用

某电厂锅炉机组在冷态启动时，从锅炉点火到汽轮机挂闸并冲转、发电机并网到最终锅炉断油前的时间很长，特别是在机组检修后.为了满足汽轮机超速试验的要求（某电厂超速试验的条件是要求30 MW低负荷运行暖机4 h），要求投用4根大油枪并提高燃油量，从而使蒸汽参数满足机组低负荷暖机时的要求.因低负荷运行时间长，燃油用量较大，某电厂规程作出规定：机组负荷在30 MW时，当被空预器加热的锅炉二次风出口风温大于177℃时，可启动锅炉的一次风机，并启动密封风机，从而投运第一层制粉系统的磨煤机进行暖磨.但在实际启动过程中，锅炉的参数已满足了要求，可升温升压，从而提高机组的负荷.但此时磨煤机的暖磨过程还没有结束，只能采用加大油量的方式或维持燃油量不变延长时间的方式满足机组启动需要.经综合分析，造成此现象的原因主要是机组启动初期，排烟烟气温度较低，锅炉的一、二次风经空预器加热后，风温上升较慢，而此时的磨煤机为全冷态，从一次风机启动后到启动磨煤机约需40 min.某电厂经分析后将规程修改为：只要当空预器二次风出口风温大于100℃时即可启动一台一次风机，启动相应的密封风机后，再启动磨煤机从而进行暖磨工作；当空预器二次风出口风温大于177℃，而且给煤机启动条件也已满足时，即可启动制粉系统.这缩短了磨煤机的暖磨时间，也节省了制粉系统的投运时间.规程修改后，某电厂1号机组在大修后的启动中进行了相关试验.当空预器出口二次风温大于100℃，即启动一台一次风机和密封风机，然后进行磨煤机暖磨.当汽轮机冲转至3 000 r·min-1，准备发电机并网时，此时制粉系统启动条件已满足.当机组并网后，就可投入一层制粉系统，投用3根大油枪，油量为5 t·h-1左右，最低煤量为11 t·h-1，进行4 h的30 MW低负荷暖机.此时因为有相邻层燃油枪的火焰支持，DCS画面火检信号和现场检查，锅炉煤粉着火情况良好.

某电厂在进行上述技术改进后，取得了很好的节油效果.后来又作了进一步的改进，引进了微油点火燃烧系统.表2为微油点火相关参数，油种为0号轻柴油.微油点火燃烧系统是由安装在制粉系统A层4个燃烧器上的微油气化油枪点燃煤粉，实现锅炉的微油点火启动.该系统在事故情况下也可进行锅炉助燃.冷炉启动时投入“微油模式”，将磨煤机A入口风温加热（通过磨煤机A入口一次风道上的暖风器加热磨煤机A入口一次风，暖风器汽源来自辅汽）暖磨，使磨煤机A出口温度达到规定温度后，即可启动制粉系统A投入煤粉燃烧.在暖风器一次风母管上安装有电动调节门，用于启动时调节磨煤机A一次风量，正常运行时该门处于关闭位置.

规程修改为：

磨煤机A启动方式分“正常方式”和“微油点火方式”两种，在“正常方式”下，磨煤机A保留原来控制逻辑不变；在“微油点火方式”下，逻辑修改为：

（1） “微油点火方式”下允许启动磨煤机A条件：① 磨煤机A “点火支持有效”增加 “微油点火4支油枪投运正常”；② 其它“正常方式”下磨煤机A启动允许条件均满足.

（2） 允许投微油点火的条件：① 锅炉吹扫已完成，主燃料跳闸（MFT）已复置；② 炉前油进油总门和轻油快关阀已开启；③ 磨煤机一次风量大于47 t·h-1；④ 供油母管压力大于2.5 MPa；⑤ 启动助燃风机.

启动机组时，原规程中规定的“空预器出口二次风温大于100℃后即可启动一次风机”也取消.只要启动吸、送风机后即可启动一次风机，磨煤机A切至“微油点火方式”后投运微油油枪，即可启动制粉系统A，从而以煤代油，节省了燃油.

通过此次改进，不仅可提前投用煤粉，而且在一定程度上以煤代油.提前投用煤粉还可使锅炉的烟气量增加，烟气的温度上升更快，通过空预器的加热间接提高了二次风的风温，使锅炉炉膛温度更快地提高，有利于进一步加强煤粉着火的稳定性.改进后烟气量大，可使锅炉的主汽温很快上升，减少启动时间.

1.2 利用零化自汽，省去启动锅炉

某电厂一期共2台机组，以前当全厂停电后，需投用启动锅炉以提供油枪的雾化汽，但启动锅炉从启动到可提供油枪雾化汽需3 h左右.2001年初电厂提出节油措施，即利用本体吹灰蒸汽进行油枪雾化（雾化自汽）.锅炉在正常运行时，该雾化自汽阀门处于关闭状态，对锅炉的吹灰系统没有任何影响；当锅炉跳闸，且无相邻机组供汽时，只要开启该锅炉本体吹灰蒸汽总门，经暖管充压，便可利用锅炉的雾化自汽汽源进行压力调节，提供锅炉油枪燃烧所需的雾化汽.经此改进后可节省启动锅炉的燃油，且启动时间大为缩短.

在系统改进前，2000年10月，某电厂在只有1台机组运行时该机组发生跳闸，跳闸后立即进行启动锅炉的点火.约3 h后，启动锅炉的蒸汽参数可满足油枪雾化的需要，然后主机锅炉进行点火升温升压.约 l h后锅炉的蒸汽参数达到汽轮机冲转条件.机组跳闸后约5 h，机组方重新并网.而在系统改进后，2001年5月，某电厂在只有1台机组运行时该机组发生跳闸.在无需启动锅炉的情况下，通过取用雾化自汽的汽源，机组跳闸后约l5 min锅炉点火，30 min后即可满足汽轮机冲转条件，机组跳闸后约l h，机组就顺利并网.对比两次启动：锅炉本体大油枪燃油少用了近30 min，节省了3 t燃油；启动锅炉未投运节省了燃油9 t左右，而且发电机提前了4 h并网，减少了电量损失.后因电厂二期机组投用，通过辅汽使一、二期的汽源连通，故启动锅炉已失去意义，现已将其拆除.在微油点火系统实施后因微油油枪为机械雾化，故雾化自汽已基本不用.

1.3 取消DE层油枪

电厂锅炉原来设计有 3 层共 12根大油枪，供锅炉启动需要，正常运行时也可为每层相应煤层提供油枪支持.

（1） 启动时

从基建阶段到机组正常运行后一年多，经过机组多次启停操作发现，多数情况下只使用3～4根大抽枪，DE层大油枪基本不使用.

（2）运行中

原设计中在投运制粉系统D时，需投用DE层 的3根大油枪.电厂在不投用DE层任何油枪的情况下，在B、C层制粉系统煤量大于16 t·h-1后，直接投运制粉系统D.经现场观察火孔发现，D层煤粉着火迅速，燃烧良好、稳定，炉膛负压波动不大，无炉膛爆燃现象.

经考虑，某电厂修改了条件，即：当锅炉蒸汽流量大于600 t·h-1时，不管有无相邻层火焰支持，制粉系统均可直接投运.

经过上述逻辑修改后的两年中，电厂历经两次机组检修启停、机组数次调停、几百次磨煤机启停，两台锅炉的燃烧都很稳定.正常运行中燃烧工况也很稳定，D层燃烧情况良好.而因为有AB层和BC层2层油枪作为A层和B层、C层燃烧器的稳燃油枪，DE层大油枪从未投用.因此，2001年底将DE层大油枪全部拆除.DE层大油枪的拆除一方面可将其作为其它层大油枪的备用；另一方面也减少了油枪的日常设备维护工作，降低了维护费用.

2 改进后的经济性分析

采取了上述几项节油技术后，某电厂的用油量显著下降.

（1） 2000年底修改规程，2001年初使用雾化自汽.2000年全年2台机组启停19次，共用油约1 998 t；2001年，2台机组启停19次，共用油约558 t.按2001年柴油价格3 000元·t-1计算，节省人民币432万元.

（2） 2001年底将DE层大油枪全部拆除.2001年，2台机组实际启停19次，共用油约558 t；2002年，2台机组全年启停10次，共用油约245 t.为便于对比，假设2001年也启停10次，则用油为293.68 t.按2002年柴油价格3 000元·t-1计算，节省人民币约14.7万元.

（3） 2号机组于2008年实施微油改造.改造前的2006年2号机组冷态启停1次用油127.68 t，2号机2010年冷态启停1次用油34 t.按2010年柴油价格6 260元·t-1计算，单台机组即可节省人民币58.6万元.

3 结 论

从改进后的经济性分析得知，经过技术与管理层面的一系列探索和改进，尤其是投用微油枪并投用煤粉，提前投用最下层的制粉系统，节省了大量的柴油，取得了良好经济效益，为电厂的安全经济运行作出了贡献.

参考文献：

[1] 黄新京.600 MW锅炉节油燃烧器改造措施探讨[J].科技创新与应用，2014（25）：111.

[2] 潘国仁，沈巧炼.新型煤粉节油燃烧器空气动力特性的试验研究[J].浙江电力，2003（4）：42-44.

[3] 王晋一，王春昌，张广才，等.墙式燃烧锅炉磨煤机起停过程实施节油技术的试验研究[J].热力发电，2008，37（8）：44-46.

[4] 翁善勇，赵虹，凌柏林，等.煤粉锅炉点火节油探讨[J].热力发电，2002，31（4）：55-57.

篇5：铝在氧气中燃烧实验的改进

一、实验目的

人民教育出版社九年级化学上册第二单元课题２《氧气》实验２-４铝在氧气中燃烧，还有人民教育出版社2003版高二化学（必修+选修）第四章第一节《镁和铝》中的实验4-1铝在氧气中的燃烧实验，按照课本中的操作方法进行实验铝箔很难被引燃，即使被引燃，燃烧时常伴有轻微的白雾，使原本应该是耀眼的白光变得混浊。更看不到有氧化铝的生成，演示效果非常不理想。为了使铝在氧气中燃烧实验操作简便，现象明显，提高实验成功率，非常有必要对教材中的实验方法进行改进。

二、实验仪器及试剂

脱脂棉、药匙、铝粉、收集满氧气的集气瓶、玻璃片、火柴 粗铁丝或坩埚钳

三、实验仪器装置图及仪器组装说明

高二化学书中实验4-1铝在氧气中燃烧

改进实验 铝粉在氧气中燃烧 改进实验说明：

1、卷有铝粉的脱脂棉不能太大，否则会消耗太多氧气，一般薄薄的一层（3cm×3cm）即可；棉花团要卷得稍紧点，不能太蓬松，否则反应太剧烈不易观察，燃着的棉花伸入集气瓶后盖上玻璃片。

2、装有氧气的集气瓶底部应先铺些沙子，防止集气瓶底炸裂。

四、实验操作部分

取半药匙铝粉均匀平洒在一薄层的脱脂棉上，用药匙轻轻搅拌使铝粉进入到脱脂棉内，然后卷成膨松的棉花绳，用粗铁丝固定好，点燃后伸入盛有氧气的集气瓶中，立刻就可以看到铝粉在氧气里剧烈燃烧，发出耀眼的白光，并放出大量的热，生成了白色氧化铝。

五、装置改进的意义

为了探索铝在氧气中能快速引燃并且燃烧现象明显，我们做了大量试验，例如改用更薄的烟盒的铝箔等多种替代品进行尝试，最终确定的改进方案是增大铝与氧气接触面积，改用铝粉代替铝箔使引燃变得特别容易，并且操作简便，通过实验改进不但效果非常明显，而且实验成功率大大提高，基本能达到100%。

选择脱脂棉花作为引燃物的优点是，点燃后很容易燃烧；其次，脱脂棉比较蓬松柔软，能很均匀地吸附铝粉使铝粉洒在上面很容易被固定，增加了铝粉与氧气的接触面，使反应更加充分，现象明显。

六、教材中的实验容易失败的原因分析

1、铝是活泼金属，在空气中能与氧气生成一层致密的氧化铝保护层，使氧气不能直接与铝发生反应，不采取任何擦除氧化铝保护层措施而直接进行点火，即使铝箔很薄也很难点燃，铝箔很薄擦除氧化铝保护层又很困难。

2、人教版高二化学的实验方案是“把2cm×5cm的薄铝箔卷成筒状，内部裹一纸片，铝箔一端固定在粗铁丝上。点燃纸片，立即伸入盛有氧气的集气瓶中。” 观察现象：多数情况是纸燃烧了而铝箔没有引燃。

篇6：改进燃烧技术

等离子点火燃烧器一次室结焦的原因分析及改进措施

【摘要】 通过对佳木斯发电厂13号炉等离子点火燃烧器存在一次室结焦问题分析，并针对该问题提出消除内部涡流、加强一次室外筒冷却的改进措施，对等离子点火燃烧器进行了改进，取得了满意的效果。【关键词】 等离子体；点火；燃烧器；一次室；结焦

燃煤锅炉启动及低负荷助燃用油是影响电厂发电成本的重要部分，开发新技术减少锅炉启动及低负荷助燃用油，降低发电成本是广大科技工作者长期研究的课题。随着世界原油价格的上涨及国内电厂竞价上网政策的出台，追求电站锅炉启动及助燃脱油的呼声越来越高，在这种背景下，提出开发等离子无油点火燃烧技术。等离子无油点火技术的开发和研究在国外已有10多年的历史，俄罗斯及澳大利亚等国家已掌握等离子点火技术，并广泛地应用于电站锅炉直接点火及低负荷助燃中。20世纪90年代初期，我国一些院校在预燃室的基础上研究等离子点火技术，由于引弧等关键技术不过关而未成功。烟台龙源电力技术有限公司在借鉴国外成功技术及总结国内失败原因的基础上，于1997年开始研究适合中国国情的等离子点火装置，1998年8月25日在实验室制造出第一台样机并引弧成功，在常温送粉的情况下，成功点燃了挥发分为13%的淄博贫煤。1999年6月开始在烟台发电厂1号炉安装贫煤型等离子点火系统进行工业性试验，2000年2月15日实现50MW机组无油点火成功。黑龙江省装机容量已突破10000MW，机组节油降耗潜力巨大。因此，省电力公司决定在佳木斯发电厂13号炉1号、3号角原油枪处安装烟煤型等离子点火系统，进行燃用烟煤的工业性试验，为该技术在黑龙江省的推广应用积累经验。1 等离子点火技术基本原理等离子点火装置的基本原理是以大功率电弧直接点燃煤粉。电弧由200kVA的直流电源柜供电，由阳极(银合金)和阴极(碳棒)产生。电弧功率在50-150kW连续可调。电弧中心温度可达6000℃。煤粉由一次风管输送给等离子点火装置，经浓淡块分离后浓相煤粉进入一次燃烧室，到达电弧核心，在该区域内煤粉与等离子体混合，迅速裂解出挥发分(比常温下析出的挥发分多23%~80%)并着火。固定碳在一次燃烧室内继续燃烧。由浓淡块分离出的淡相煤粉经均粉器后进入混合腔，与一次燃烧室喷出的火焰混合后与周界二次风混合喷人炉内继续燃烧。2 点火燃烧器一次室结焦原因分析佳木斯发电厂13号炉等离子点火装置于10月10日全部安装调试完毕。10月12日首次进行等离子点火系统的点火试验，首先进行1号角拉弧，电功率稳定在110kW，控制一次风速为25m/s，启动给粉机投粉，煤粉瞬间被点燃，喷出近4m长的火炬，由于是第一次冷态点火，参数控制不当火炬忽明忽暗，经调整一次风速控制在22~24m/s、二次风挡板开度控制在40%，火焰明亮燃烧稳定。运行1h40min后由于灭弧，造成锅炉灭火。经检查发现点火燃烧器一次室内结焦，结焦部位在浓一次风人口正对的一次室侧壁上，焦块的大小占一次室流通截面的1/3。随后进行3号角拉弧，电功率稳定在1l0kW，控制一次风速为23m/s，启动给粉机投粉进行点火试验，煤粉瞬间被点燃，运行30min灭弧，锅炉灭火，检查点火燃烧器发现在相同部位也存在结焦问题。经分析，认为是由于二次风量过大，排挤一次风，使一次风速降低，造成一次室内热负荷过高，导致结焦。依次降低二次风挡板开度为30%、20%进行点火试验，点火燃烧器一次室内结焦状况没有改变。通过分析点火燃烧器的结构和几次点火试验情况，发现一次室结焦原因是：a.由于电弧中心温度高达6000℃，使煤粉着火后在一次室内形成局部热负荷过高，一次室壁面冷却效果不好，壁温较高，易使熔融状态的煤粉结焦；b.在一次室根部浓一次风进口对面处有一涡流区，使熔融状态的煤粉在此处结焦。3 改进措施针对点火燃烧器存在的问题，提出两条改进措施：a.在一次室根部增加吹扫风，消除涡流区；b.从送风机出口风箱引一根Φ159钢管，用冷风直接冷却一次室壁面。3.1一次室根部增加吹扫风首先在一次室易结焦部位的根部开3mm宽的一条环缝，引入二次风吹扫结焦部位，消除涡流区。在燃烧器改进完成后进行点火试验，点火燃烧器运行了25min灭弧，锅炉灭火。检查点火燃烧器，发现一、二次室内结焦严重，几乎将一次室堵死。分析其原因是：a.吹扫风速偏低；b.由于手工操作，环缝开的不规范，与一次室的轴线有夹角，引入的二次吹扫风破坏了一次室内的空气动力状况，导致严重结焦。因二次风吹扫风速偏低，起不到应有的作用，因此决定用机加方法在一次室根部加工出一条lmm宽的环缝，吹扫介质用压力为0.4MPa的蒸汽进行吹扫试验。等离子点火燃烧器运行了35min灭弧，锅炉灭火。检查点火燃烧器，一次室内原结焦部位仅有少量的结焦，但由于蒸汽流速高，卷吸能力强，蒸汽夹带着煤粉，粘在阳极上，形成一层水煤浆，污染阳极造成灭弧。选择压缩空气(0.2MPa)作为吹扫气源进行试验。经过点火试验确认，用压缩空气进行吹扫和消除一次室涡流区取得了满意的效果，一次室内只有轻微结焦，解决了一次室结焦的难题。3.2冷风直接冷却一次室壁面为了降低一次室壁面温度，防止一次室内结焦，决定从送风机出口引一根声159管到一次室外壁面，用压力冷风直接冷却一次室壁面，降低壁面温度。经点火试验3h后，停点火燃烧器检查一次室，没有发生结焦现象。说明用压力冷风冷却一次室壁面防止结焦是可行的。等离子点火燃烧器改进后，经过12次锅炉启动及滑停试验，等离子点火燃烧器一次室内没有结焦现象，说明等离子点火燃烧器的改进是成功的。4 结束语烟煤型等离子点火燃烧器一次室结焦问题的解决，为烟煤型等离子点火系统在黑龙江省的推广应用奠定了坚实的基础。

篇7：水煤浆燃烧技术综述

高飞、邵海龙、张德强、李晓东

一、背景 1.水煤浆的概念

水煤浆是由大约65%的煤、34%的水和1%的添加剂通过物理加工得到的一种低污染、高效率、可管道输送的代油煤基流体燃料。它改变了煤的传统燃烧方式，显示出了巨大的环保节能优势。尤其是近几年来，采用废物资源化的技术路线后，研制成功的环保水煤浆，可以在不增加费用的前提下，大大提高了水煤浆的环保效益。在我国丰富煤炭资料的保障下，水煤浆也已成为替代油、气等能源的最基础、最经济的洁净能源。2.水煤浆的发展

水煤浆是70年代兴起的新型煤基液体燃料，由65%的煤、34%的水和1%的化学添加剂，经过一定的工艺流程加工而成，其灰分及含硫量低，燃烧时火焰中心温度较低，燃烧效率高，烟尘、SO2及NOX排放量都低于燃油和燃煤。许多国家基于长期的能源战略考虑，将其作为以煤代油的燃料技术进行研究、开发和储备，且已实现商业化使用。

我国的水煤浆研究工作起步于70年代末，80年代初，与国外同步，直接原因是国际上爆发的石油危机，使各个国家都在寻找以一种代替石油的新能源。而中国是一个富煤、少气、贫油的国家，因此我国一直致力于水煤浆的研发工作，并于1983年5月攻关研制出了第一批水煤浆试燃烧成功。近年来，我国的水煤浆制备技术和燃料技术发展很快，并达到了国际水平，先后完成了动力锅炉、电厂锅炉、轧钢加热炉、热处理炉、干燥窑等炉窑燃用水煤浆的工程试验。在环保产业的高科技领域，我国的大部分技术、产品均落后于国际先进水平，而水煤浆是一个例外，中国的水煤浆技术优先于国外，这种新能源在中国的能源战略中占有非常重要的地位。

目前水煤浆技术已被列为我国能源发展重点推广技术，也是煤炭工业洁净煤技术优先发

[1]展重点技术之一。《201-2017年中国水煤浆行业发展前景与投资预测分析报告》指出，我国是一个富煤少油的国家，水煤浆作为新型代油环保燃料，正被越来越多的企业所认识，采用水煤浆技术进一步改善煤炭企业的产品结构，提高煤炭企业经济效益。水煤浆技术还可以解决一些燃煤企业环保及工艺过程调节的问题。而且可以利用工厂有机废水（如造纸黑液）制成水煤桨燃烧。因此水煤浆技术是当前较现实的，也是21世纪最有市场的洁净煤技术。从长远来看，随着国民经济的发展，我国液体燃料供需矛盾将进一步加大，环境对燃料的约束也进一步加强，水煤浆的使用量将逐步加大；而随着水煤浆技术的进一步提高将会使其社会效益更加明显，经济效益得到改善。因此，水煤浆的应用前景非常广阔。

3.发展水煤浆燃烧技术的意义

（1）替代石油，合理利用我国能源资源

由于水煤浆具有同石油一样的流动和雾化特性，因此，以水煤浆替代石油可以利用原有设备，改动工作量很小，投资小。（2）解决煤炭运输问题

我国煤炭资源丰富，但地区分布极不平均，北煤南运和西煤东运的局面将长期存在。靠铁路运输既增加了铁路的负担，又对沿途环境造成了污染。发展水煤浆进行管道运输将在很大程度上缓解能源运输的压力和污染问题。（3）降低煤利用过程中的污染

制备水煤浆的原料煤是经过洗选的，含灰量和含硫量都大为降低，燃烧后产生的飞灰和SO2都比一般的燃煤锅炉低。同时由于水煤浆中的水分在燃烧时具有还原作用，理论燃烧温度也比相同煤质的煤粉燃烧低200℃左右，因此可以在一定程度上降低NOX的排放量。

二、水煤浆的特性 水煤浆作为一种替代燃料，除了具有原有煤的特性，如发热量、灰熔性、各组分含量外，还具有一些特殊的性质要求。（1）水煤浆的浓度

水煤浆的浓度是指固体煤的质量浓度，它直接影响到水煤浆的着火性能和热值。浓度越大，含水量越少，就越容易点燃且发热量高。但浓度的提高会影响到水煤浆的流动性，通常根据其实际需要和煤质特性，将浓度控制在60－75%之间。（2）水煤浆中煤的粒度

水煤浆中煤的粒度对水煤浆的流变性、稳定性以及燃烧特性影响很大，同时合理的粒径分布还有利于达到较高的水煤浆浓度。一般情况下，煤炭的最大粒径不超过300um，且小于200目（74um）的颗粒含量不小于75%。（3）水煤浆的流变特性

流变性用于描述非均质流体的流动特性，它是影响水煤浆储存的稳定性输变的流动性、雾化及燃烧效果的重要因素，一般用剪切应力-切变率关系来表示，常用参数为黏度。水煤浆属于非牛顿流体，它的黏度随流动时的速度梯度（即剪切速率）的大小而变。

为了便于利用，在不同的剪切速率或温度下，要求水煤浆能表现出不同的黏度值。当其静止时，要求其表现出高黏度，以利于存放；当其受到外力，则能迅速降低黏度，体现出良好的流动性，也就是具有良好的触变性，或者说是“剪切变稀”的特性。同时，水煤浆还需要类似于油的黏温特性，升温后，黏度明显降低，易于雾化，可以提高燃烧效率。（4）水煤浆的稳定性

作为一种固、液两相的混合物，水煤浆很容易发生固液分离、生成沉淀物的现象。水煤浆的稳定性是指其维持不产生硬沉淀的性能，所谓硬沉淀，就是无法通过搅拌是水煤浆重新恢复均匀状态的沉淀，反之称为软沉淀。一般工业要求的水煤浆存放稳定期是三个月。

以上水煤浆的特性是衡量水煤浆质量的重要指标，但由于其中有些特性之间是相互制约的，如浓度高会引起黏度增大，流动性变差；黏度低有利于泵送、雾化和燃烧，却会使稳定性降低等。因此，必须根据水煤浆的实际用途，来协调其各个性质参数，目前主要的水煤浆种类、特性及用途如表3-10所示。

三、水煤浆的制备

1、水煤浆制备的基本原理

水煤浆的制备过程直接决定了水煤浆的特性，为了使水煤浆能够满足实际应用的要求，在其制备过程中需考虑以下4个方面。

[1] 煤炭的选择及其成浆性。制浆前必须根据需要选择每种，如其灰分、硫分、热值、挥发分及灰熔点等，这对水煤浆是否能够稳定燃烧、燃烧效率及污染排放都有很大的影响。如挥发分影响到水煤浆在炉膛中能否稳定着火燃烧，根据经验，通常用于锅炉燃烧时要求制浆用煤的挥发分含量大于25%，用于炉窖燃烧时要求大于15%。另外如果灰分、硫分等杂质过多，还需要在制备过程中进行洗选脱除。

在煤种选取过程中，成浆性是用来表征其制浆难度程度的参数，一般不同煤种的成浆性有着很大的差异。有的煤在常规条件下很容易制成高浓度的水煤浆，而有的则要求较为复杂的制浆工艺和较高的成本。对于煤的成浆性，其影响因素很多，但一般认为：煤阶越高，内在水分越少，煤种O和C比值越小，亲水官能团越少，孔隙越不发达，可磨性指数越高，煤中所含可溶性高价金属离子越少，制浆越容易。[2] 颗粒级配技术。水煤浆中的煤炭不仅有粒度大小的限制，还要求其有良好的粒度分布，即希望使不同粒径的煤粒能够相互填充，减小煤粒之间的空隙，达到较好的堆积效率。堆积效率越高，由于空隙少就可以减少水的消耗量，容易配置高浓度的水煤浆。在制备过程中，这项技术又称之为颗粒级配技术。一般在目前的制浆工艺中常用所谓的双峰分布来实现较好的级配。

[3] 制浆工艺流程。制浆工艺是指对煤炭颗粒、水和添加剂等原料进行细选、破碎、磨矿、搅拌、混合、过滤、调浆等工艺来制备水煤浆的过程。通过优化制浆工艺流程，可以实现水煤浆中煤颗粒的较高堆积效率，满足使用特性的要求，同时减少消耗。[4] 添加剂。通常情况下，要使水煤浆能够达到高浓度、高稳定性以及良好的流变特性，必须添加一些化学药剂。一般可分为分散剂和稳定剂两类。分散剂是用来促进煤粒在水中均匀分散的化学药剂，通常煤粉与水混合，煤颗粒之间存在着很强的引力，使得煤粒成团、凝聚、煤浆黏度增高、流动性变差。分散剂是一些表面活性剂，可以显著地降低溶液的表面张力，提高煤粒表面的润湿性。而水煤浆稳定剂则是用来改善水煤浆稳定性，以使其在存储和输送期间保持特性均匀的状态。

2、水煤浆的制浆工艺

水煤浆的制浆工艺一般可以氛围干法、干湿法和湿法制浆三大类，由于干法和干湿法的能耗高，制浆效果均不如湿法，因此近些年很少在工业中应用。图3-45为我国两个典型的湿法制浆工艺流程。

总的说水煤浆制备通常包括洗选、破碎和磨矿混合和搅拌、过滤加工等部分。[1] 洗选。即通过洗选对煤进行净化，出去煤中的部分灰分和硫分等杂质。一般情况下选煤应放在磨矿前，但当煤中矿物杂质需经磨洗方能分离出杂质时，也可采用磨矿后在选煤的工艺。

[2] 破碎和磨矿。破碎和磨矿是为了将煤炭磨碎至要求的粒度，并使其分布具有较高的妒忌效率，是制浆过程中最为重要也是能耗最高的缓解。在湿式制浆工艺中，通常将水、添加剂和破碎的煤粒混合后进行湿磨。

[3] 混合和搅拌。混合与搅拌是使煤浆混合均匀，并使其在搅拌过程中经受强力剪切，加强药剂与煤粒表面的作用，改善起流变性能。其中混合一般用在干磨或中浓度磨矿之后，使其磨制后的产物经过滤机脱水所得的滤饼能与分散剂均匀混合，形成具有一定流动性的浆体，便于后续搅拌。过滤加工。过滤加工是指在装运储存之前，对工艺过程中产生的粗颗粒或其他杂物进行过滤脱除，以免对水煤浆的输送和燃烧带来影响。

四、水煤浆的燃烧技术

1、水煤浆的燃烧特性

水煤浆的燃烧过程一般先通过雾化器将水煤浆雾化城细小的浆滴，一个浆滴通常包括若干细小的煤粉颗粒，进入炉膛后，浆滴受热蒸发，将煤粉颗粒暴露在炉膛内，然后发生与煤粉炉内煤粒类似的燃烧过程，直到燃尽。

从总体来看，在雾化器喷口处，水煤浆呈雾炬形燃烧，如图3-46所示。由于水煤浆中含有较多的水分，因此无论是分析雾炬燃烧、还是分析单个的煤粒燃烧都反映出与煤粉燃烧不同的特性。

图3-46 水煤浆的雾炬形燃烧

水煤浆经雾化以后高速喷入炉膛，在喷口处形成如图3-46所示的雾炬形态。进入炉膛后雾炬燃烧一般要经历以下过程，首先雾炬在高温烟气对流及辐射作用下，迅速升温，并开始水分蒸发，其中的煤粉颗粒发生结团。当浆滴温度升高到300－400℃时，其中的挥发分开始析出并率先着火，形成火焰；此后进入强烈燃烧阶段，同时焦炭开始燃烧，直至彻底燃尽。

对比煤粉炉内煤粉的燃烧，水煤浆燃烧主要有以下特点.[1] 由于水煤浆中含有30%－35%的水分，水煤浆着火前需要多余的热量蒸发水分，同时由于水煤浆雾炬的入口速度相当高，一般为200－300m/s，是普通煤粉炉一次风的近10倍，所以尽管水分蒸发的很快，但仍存在0.5－1m的脱火距离，这也是水煤浆燃烧组织的关键。

[2] 虽然水分蒸发会浪费部分热值（3－4%）,但从其后的挥发分析出容纳少及焦炭燃烧来看，水煤浆的燃烧特性要优于普通煤粉燃烧。这是因为水分蒸发时，煤粒之间发生结团形成了多孔性结构，其表面积和微孔容积都要比煤粉颗粒大，从而有利于挥发分的析出，提高焦炭的燃烧速度。[3] 水煤浆的燃烧火焰稳定，但燃烧火焰温度低。水煤浆的雾化燃烧可以使其流动组织更加稳定，而能达到良好的稳定着火与燃烧。同时由于水分的存在，使得其火焰温度平均比煤粉火焰低100－200℃。

[4] 水煤浆具有与煤粉一样的燃尽水平和燃烧效率。水煤浆的燃烧效率除了受煤质自身因素影响外还与雾化质量、水煤浆水分、受热条件等因素有关。由于前面讲的水分蒸发的影响，即使在较低的火焰温度下，水煤浆的燃烧速度也要比煤粉高，其燃烧效率与煤粉燃烧相当，对于大型水煤浆锅炉可以稳定达到99%以上。

在影响水煤浆燃烧过程的各个因素中，影响最大也是与普通煤粉炉所不同的是其雾化特性和特殊的配风要求。水煤浆的雾化效果越好，其浆滴粒径越小，越容易着火，还能提高燃烧效率。如表3-11所示，可见雾化器（雾化喷嘴）是水煤浆燃烧中最为重要的设备。

2、水煤浆燃烧污染物排放

水煤浆燃烧同其他燃煤过程一样，也会产生飞灰颗粒物、SO2、NOX等大气污染物。但由于水煤浆中的煤粒在制备过程中经过了洗选，以及水煤浆燃烧温度低等原因，使得水煤浆燃烧的污染情况要好于普通煤粉燃烧。

[1] 飞灰颗粒物的排放。水煤浆燃烧形成飞灰颗粒物的污染总量与相同煤种煤粉燃烧相比并没有明显减少，而且在替代层燃炉时还有提高，这是必学正试的一个问题。但水煤浆燃烧生成的飞灰颗粒物的质量平均直径通常大于普通煤粉燃烧产生的颗粒物的质量平均直径，这是由于浆滴蒸发时煤粉颗粒发生结团的缘故。这个特点有助于飞灰颗粒物在除尘器中被脱除，减少其最终排放量。对于PM10和PM2.5的排放降低可能是有利的。

[2] SO2的排放。本质上讲水煤浆燃烧过程中SO2的排放并不会显著降低。有报道说水煤浆以洗精煤为原料，一般在燃烧前即可以脱除10%~30%的无机硫而降低SO2的排放，但这并不是水煤浆特有的优点。同时研究表明可以在制浆过程中加入一定比例的石灰石或石灰乳固硫剂，在燃烧过程中进行脱硫，但实践表明这一方法的脱硫效果并不明显，且与燃烧控制密切相关。由于燃烧过程中脱硫剂利用率不高，从总体上看，水煤浆燃烧的总脱硫率在30%以下。

[3] NOX的排放。前面介绍到，水煤浆的火焰温度通常比相同煤种煤粉低200℃左右，根据燃煤过程中NOX的生成机理，将有助于抑制NOX的生成，如图3-47所示，但由于燃煤过程中主要生成的染料型NOX在1000℃以上受温度变化的影响比较小，所以也要采用分级燃烧等降低NOX燃烧技术进行控制，不过水煤浆的雾化燃烧特性为合理进行分级燃烧配风创造了良好的条件，有可能达到低于同种煤粉燃烧的NOX排放水平。

五、水煤浆的应用 水煤浆作为低污染的液体燃料，可以应用在许多行业中。根据国内外工业应用的现状，大致可以氛围三个方向：即直接燃烧、气化和管道运输。其中直接燃烧包括在电站锅炉、工业锅炉和工业窖炉中的应用。管道运输是水煤浆的另一个主要用途，其在美国、前苏联都有成功的商业运用实例。除此之外，对于某些超低灰分的水煤浆产品，还可以应用在内燃机或燃气轮机中，但目前还未进入商业运行阶段。

1、水煤浆直接燃烧的应用

作为替代燃料是水煤浆技术发展的最初目的，依托于水煤浆制备技术和燃烧技术的共同发展，目前水煤浆已经作为燃油的替代燃料通过对电站锅炉、工业锅炉及工业窖炉的改造，广泛地应用在诸如电力、冶金、建材、化工等行业中。

[1] 水煤浆在电站锅炉上的应用。对燃油锅炉进行改造以燃用较为廉价的水煤浆，是水煤浆最主要的用途。1995年8月日本在对其勿来电厂4号75MW机组的锅炉上进行了全烧水煤浆试验。此后又在8号600MW机组中进行了水煤浆和煤粉，水煤浆和重油的混烧试验，获得了稳定燃烧后一直运行至现在。美国、加拿大、瑞典、意大利和前苏联等都进行了类似的试验。

我国在20世纪80年代中期对北京造纸一厂的20t/h和60t/h燃油锅炉进行了改烧水煤浆的工业示范。其后经过多年的实践研究，针对我国燃料的特点，无论是在结构设计还是参数选择上，都发展了具有自身特色的较为成熟的水煤浆燃烧技术。

山东华能白杨河电厂拥有3台230t/h锅炉由燃油改燃水煤浆，锅炉运行稳定，燃烧效率达到99%以上，锅炉效率为90%~91%，灰渣含碳量在8%左右，飞灰含碳量在10%以下；SO2和NOX排放均符合标准要求。如表3-12所示。

[2] 水煤浆在工业炉上的应用。北京造纸一厂20t/h的燃油锅炉是国内最早使用水煤浆的工业锅炉，在随后的10年里，采用配套旋流燃烧器和炉前设置稳燃室燃烧方式，对燃油锅炉、燃煤锅炉进行了多台改造，并开发了专用水煤浆锅炉，容量从1~65t/h不等，由于锅炉容量、炉膛形式、喷嘴性能的差异，燃烧水煤浆的燃烧效率和锅炉效率也有所不同，一般情况下，水煤浆燃烧效率达90%~99%，锅炉效率达80~90%。对于改造的锅炉一般都能达到油/浆两用的要求，但其出力有一定的差别。

1999年12月北京市环境保护监测中心对35t/h锅炉水煤浆与重渣油1:1混烧进行测试，其结果如表3-15所示。

[3] 水煤浆在工业窖炉上的应用。近年来，水煤浆代替燃油，大量适用于冶金、机械、建材、化工等各类工业窖炉。如陶瓷厂的隧道窑、喷雾干燥塔，耐火材料厂的隧道窑、倒焰窑，保温材料厂的隧道窑、膨化窑，冶金企业的锻造加热炉、型钢加热炉、烧结矿加热炉等，上述燃烧设备由原来燃用才有、重油、天然气、焦炉煤气等，改烧水煤浆，不仅满足了加热工艺要求，优化了加热工艺，而且还可以获得十分显著的经济效益。

水煤浆在工业窖炉上的应用有大量工程实践范例。桂林轧钢厂、绍兴轧钢厂连续轧钢加热炉由烧散煤改烧水煤浆，连续运行了8年，燃烧效率由烧煤粉时的约70%提高到97%以上，不仅为企业大大节约了生产成本，还取得了良好的环保效益，如表3-16所示。

2、水煤浆管道输送的应用

管道运输是水煤浆的另一主要用途，也是煤炭运输方式的一次突破，能在很大程度上解决有资源分布不均造成的煤炭运输问题。

煤炭管道运输其实已经有了近百年的历史，但其大规模的应用是在20世纪的50年代。美国率先建成了俄亥俄洲煤浆管道，长170km，年输送煤炭130万吨；1970年又建成至亚利桑那州卡塔因－内华达州某电厂的长439km，年输送煤炭480万吨的黑迈萨（Black Mesa）管线，一直安全运行至今，输煤已超过1亿吨。早期的管道输煤（浆）是先把煤破碎稻1mm以下的力度，与水混合，按50％左右的质量浓度配制成煤浆，用泵沿管道输送到用户。然后经脱水干燥后作为燃料使用。其方案如图3－48（Ⅰ，Ⅱ）所示，均为到达目的地后需脱水处理的煤炭运输管道。

六、水煤浆的发展前景近些年来，我国水煤浆的生产能力发展较快，而且自主设计生产水平也有了飞速的提高。1998年以前，我国只有北京水煤浆示范厂、兖日水煤浆厂、枣庄矿务局八一水煤浆厂、株洲选煤厂水煤浆车间、抚顺胜利矿水煤浆厂5家水煤浆制备企业，总设计能力约为65万吨/年。其中规模较大的北京水煤浆示范厂（25万吨/年）、兖日水煤浆厂（25万吨/年）均为引进国外水煤浆制备技术建厂。其后我国扩建或新建了一批水煤浆生产线，如浆八一水煤浆厂改建成了25万吨/年的制浆生产线，并拥有了我国自主知识产权的制备技术。新建了白杨河发电厂自备浆厂、邢台东庞矿水煤浆厂、北京燕化新东方水煤浆厂等，同时也建起了一些非国有企业的水煤浆制备厂如大同的新源水煤浆厂、河北霸州水煤浆厂等。截至2002年底，我国共有水煤浆厂15座，设计能力约为426万吨/年，是5年前的6.5倍，水煤浆厂的数量和总生产能力均居世界第一位。更为欣喜的是这些新建的水煤浆厂都是由我国自主设计，采用我国制浆技术、设备、添加剂。足以证明我国的制浆工艺和添加剂性能已达到国际先进水平。

相对于生产能力的快速提高，我国水煤浆的工业应用稍显落后。2002年全国水煤浆厂供生产水煤浆99.5万吨，占设计能力的23.4％。2000年全国水煤浆厂供生产43.7万吨，占设计能力的24.8％2002年的生产量是2000年生产量的2.3倍，由此可见，水煤浆行业在近两年有了较快速度的发展。但目前水煤浆的制备生产线并没有充分利用，没有足够的用户燃用水煤浆。水煤浆技术是一项系统工程，水煤浆产业化应用包括从制浆、运输到燃烧等多个环节，每个环节缺一不可。目前的水煤浆厂是在不考虑用户的条件下盲目上马的。水煤浆不能作为简单的商品而必须进行系统的考虑。

水煤浆作为我国洁净煤技术的组成部分，有其特殊的优越性，但对于水煤浆技术的发展我们还应该清醒的认识到以下几点。

[1] 水煤浆技术是一项涉及多门学科的技术，它包括煤浆的制备、储运、装卸、燃烧等技术，虽然我国经过20余年的攻关和开发，在水煤浆技术的各个领域都取得了长足的发展，但由于它作为一种特定的技术，其应用范围是有一定的限制，一般对于大型燃油锅炉不适于改用煤粉时才有其意义。

篇8：燃烧焓测定实验的改进

关键词：燃烧焓,萘,物理化学

测定萘等有机物的燃烧焓是大学物理化学实验教学重要内容。为了较为准确地测得萘等有机物的燃烧热, 实验教材建议选取适宜的充氧压力、片剂强度、样品质量, 甚至可用棉线缠绕引火丝和片剂以加大电流强度等条件, 来引发苯甲酸和萘片燃烧。在近几年的教学实践中, 按教材实验条件操作, 实验一次性点燃成功率仅在50%左右。我院大约有一半学生不能按规定的课时完成实验, 主要原因就是不能一次性燃烧样品, 很多学生在重做实验时有畏难情绪, 总是担心样品不能燃烧。为了让整个实验过程操作简单、易于掌握, 首先对氧弹的燃烧皿的材质予以更换, 同时改进了样品的压片及装样的方法, 实践证明, 该方法简便易行, 学生容易掌握;其二对实验的操作条件进行适当改进, 降低实验对夹层水和量热容器水的温度要求, 控制热量计夹层水温高于量热容器水温的0.5～3.0℃。

1实验部分

1.1燃烧皿的材质更换

通电燃烧样品是整个实验成功与否最为关键的一个环节。按照教材的实验操作条件, 必须将引火丝两端与电极连在一起, 通电后逐步增大电流点燃样品。学生在实验操作时都是按要求连接

引火丝, 用万用表检查电路也是正常的, 但是, 后续的实验操作过程很容易使引火丝接触燃烧皿, 通电点火的时候造成短路, 导致样品不能燃烧, 严重的情况下造成电极短路融化, 对氧弹造成了严重的损坏[1]。 针对引火丝接触燃烧皿易造成短路现象, 我们将燃烧皿的材质予以更换, 采用陶瓷类的非金属材料取代金属类材料, 彻底解决了容易短路这一难题。

1.2样品的压片及装样方法的改进

1.2.1样品的压片

根据物理化学实验教材的操作条件, 样品压片的方法分为两类:第1种是样品单独压成圆柱体形状;第2种是将引火丝压在样品的中间, 引火丝大约在圆柱体的中间部位穿过。

第1种方法简便, 学生易于掌握, 但在压片时候要掌握一定力度, 不要压得太紧或者太松, 样品太紧不利易于燃烧, 样品太松易脱落而散开。第2种方法操作比较困难, 学生很难将样品与引燃丝完好结合在一起, 造成药品和引燃丝的大量浪费, 现在很少采用这种压片方法[2]。

1.2.2装样方法

传统组装样品的方法有3种:一是将样品放在燃烧皿里面, 引火丝放在药品上面, 引火丝上面

缠绕一根棉纱;二是将引火丝中间部位缠绕成螺旋状, 让螺旋状部位接触样品;三是引火丝压在样品中间, 直接将引燃丝两端连接在电极上面。

比较以上3种方法, 第2种方法是比较好的一种方法, 基本上能够保证样品燃烧成功, 但是学生在操作时候易折损引火丝螺旋型部位, 通电后折损部位易融化而断裂, 导致样品不能燃烧。

我们采用了一种新型的装样方法, 克服了以上3种装样方法所产生的弊端。首先, 将引燃丝的两端连接在电极上;然后, 在引燃丝中间部位缠绕一根棉纱, 再调节引火丝缠绕棉纱部位接触燃烧皿的底部 (燃烧皿是非金属材料) ;最后, 把样品放在引火丝上面。这种方法操作简便, 点燃样品的成功率达到100%。

1.3改变夹层水与量热容器水的温差要求

1.3.1实验方法

通过改变夹层水和量热容器水温度之差, 采用夹层水的温度跟室温相接近, 然后使用温度不超过夹层水温±3℃水作为量热容器的用水, 测定量热计的水当量K值[3]。

1) 样品压片:剪取约13 cm长的引火丝, 穿在压片机上, 倒入约1 g苯甲酸压片, 将压好的片在分析天平上称量。

2) 充氧气:在氧弹内装入10 mL蒸馏水, 放好样品进行充装氧气, 在充氧前后都要用万用电表检查两极是否通路, 若不通重新操作。

3) 量热计的安装:将氧弹放入铜水桶中, 用容量瓶准确装取调好适宜温度的3 L自来水装入铜水桶中, 装好温度计, 在两极上接好点火导线盖好盖子。

4) 燃烧和温度的测量

初期——每隔1 min取温度1次, 共读10次。

主期——通电点火, 每0.5 min读取温度1次, 读至温度不再上升。

末期——每隔1 min读取温度1次, 共读10次。

5) 实验结束, 放出余气, 称取剩余引火丝质量。

1.3.2实验测定数据

室温:22℃; 大气压力:101.31 kPa;量热容器水量:3000 mL。

第1次:夹层水温22℃;量热容器水温21℃ ;燃烧丝的质量0.0058 g ; C6H5COOH的质量0.9411 g。量热容器的温度测定结果见表1。

注:表中温度为用贝克曼温度计测得, 下同。

第2次:夹层水温22℃;量热容器水温25℃;燃烧丝的质量0.0125 g ; C6H5COOH的质量 0.9247 g 。量热容器的温度测定结果见表2。

第3次:夹层水温22℃;量热容器水温19℃, 燃烧丝的质量0.0141 g; C6H5COOH的质量0.8073 g。量热容器的温度测定结果见表3。

2实验结果处理

一般情况下, 由于生成的HNO3是微量的, 由此造成的热量交换可以忽略不计[4]。利用公式QV.·a+q·b-102.5+K·△t=0计算出其水当量K值。其中△t值采用奔特公式计算。

t校正 = (V+V1 ) m/2+V1n (1)

t=t2-t1+△t校正 (2)

式中:QV—C6H5COOH的恒容燃烧热, 26430J/g;

a—C6H5COOH的质量, g;

q—燃烧丝的热值3255, J;

b—燃烧丝的质量, g;

K—水当量, J/℃;

t—校正后的温度差值, ℃;

-102.5—棉纱的热值, J。

V —初期温度的变化率, 初期开始温度减去初期结束的温度的温差除以初期时间间隔数, ℃/min;

V1—末期温度的变化率, 末期开始温度减去末期结束的温度的温差除以末期时间间隔数, ℃/min;

m—主期内每0.5 min温度上升不小于0.3℃的时间间隔, min;

n—主期内每0.5 min温度上升小于0.3℃的时间间隔, min;

t2—主期最高温度, ℃;

t1—主期最低温度, ℃。

计算结果:

K1=14205J/℃; K2=13555J/℃;

K3=14258J/℃。

经过以上数据比较分析, GR-3500型氧弹式热

量计夹层水温高于量热容器水温的0.5～3.0℃都是可行的, 而量热容器的水温高于夹层的水温对实验结果误差太大, 这是量热容器向外界散热太快造成的。

3结论

通过改进, 凸显出以下优点:首先整个实验操作过程变得易掌握, 增强了学生完成实验的自信心 ;其次大大地缩短了实验时间;再次是避免了实验耗材的浪费, 也杜绝了因为短路现象对氧弹造成的损坏。

采用夹层水的温度跟室温相接近, 然后使用温度不超过夹层水温±3℃水作为量热容器的用水, 分别做了3次实验计算它们的水当量K值, 通过对比分析, 放宽夹层水与量热容器水的温差要求, 控制氧弹式热量计夹层水温高于量热容器水温的0.5～3.0℃都是可行的, 便于学生快速调节量热容器水的温度, 可以缩短实验的操作时间, 同时也减少了热水和冰水的使用量[5]。

参考文献

[1]徐维清, 孙尔康, 徐健健, 等.物理化学实验仪器的改革[J].大学化学, 1999, 14 (5) :33-34.

[2]李震.氧弹式量热法测燃烧热实验的改进[J].大学化学, 2001, 16 (4) :3.

[3]高职高专化学教材编写组.物理化学实验[M].北京:高等教育出版社, 2002.

[4]刘廷岳, 王岩.物理化学实验[M].北京:中国纺织出版社, 2006.