燃气轮机组余热锅炉技术

珠江9F级LNG联合循环电厂第294页word文档可自由复制编辑广东省珠江9F级LNG联合循环电厂机组检修培训专用系列教材联合循环电站余热锅炉技术珠江电厂

前言燃气轮机(GasTurbine)是一种以气体或油作为工质、内燃、连续回转的叶轮式热能动力设备。循环工质的排气温度高达450~600℃，大型机组排气量高达100~600kg/s，因而有大量的热能排入大气。余热锅炉联合循环能有效地将燃气轮机布雷顿循环和蒸汽轮机朗肯循环结合在一起，按照能级大小依次利用，有效利用资源，提高机组效率。本教材在参考国内外燃气轮机-蒸汽轮机联合循环系统的基础上，结合珠江LNG发电有限公司电站系统及设备实际，加上作者本人多年电厂建设和运行经验的基础上而编写的。该书从燃气轮机的排气特性出发，讲述了余热锅炉的热经济性及热平衡，详细介绍了余热锅炉的结构、控制、运行与维护、主要事故及处理，供电厂运行与检修人员培训使用，也可供有关技术人员参考使用。由于编写过程中现场资料不足，编者水平有限，加之时间紧张，书中必然存在遗漏和错误，恳请同行及专家批评指正。编者2007年1月8日

目录第1章 概述 8第1节 余热锅炉在燃气轮机发电机组中的地位和作用 11第2节 余热锅炉的组成及工作过程 12第3节 余热锅炉设备概况 14第4节 余热锅炉主要特性参数 144.1 余热锅炉-汽轮机的蒸汽参数 154.2 余热锅炉的热端温差、接点温差和接近点温差 164.3 余热锅炉的排烟温度 184.4 烟气侧压损系数的优化 194.5 余热锅炉技术规范 194.6 珠江LNG发电有限公司余热锅炉特性参数 22第5节 余热锅炉的分类及型号 235.1 按余热锅炉烟气侧热源分类 235.2 按余热锅炉产生的蒸汽的压力等级分类 235.3 按受热面布置方式分类 245.4 按工质在蒸发受热面中的流动特点分类 25第6节 余热锅炉的发展概况 276.1 余热锅炉的发展进程 276.2 余热锅炉的发展动向 28第2章 燃气轮机组余热经济性评价 31第1节 燃气轮机排气特性 31第2节 燃气轮机排气焓的计算 322.1 焓的定义 322.2 烟气焓 33第3节 燃气轮机的可用能 343.1 佣的概念 343.2 佣的推导 353.3 佣的应用 36第4节 余热回收综合经济效益评价 394.1 效益与费用 404.2 分项估价 414.3 综合分析 424.4 确定最佳方案的方法 45第3章 余热锅炉热平衡 50第1节 余热锅炉热平衡方程 501.1 余热锅炉热平衡方程 501.2 余热锅炉热平衡图 51第2节 输入锅炉的热量 522.1 燃气轮机排烟中的显热 522.2 其它外来热源带入系统的热量Ｂ 52第3节 余热锅炉的有效利用热量 533.1 锅炉有效利用热量 533.2 锅炉效率 53第4节 余热锅炉的热损失 564.1 排烟热损失 564.2 散热损失 58第5节 余热锅炉的热偏差 595.1 热偏差产生的原因 605.2 减轻热偏差的措施 62第4章 余热锅炉的结构 65第1节 蒸发设备及水循环 651.1 蒸发设备 661.2 水循环 81第2节 蒸汽净化 832.1 锅炉用水指标 842.2 蒸汽的污染 852.3 提高蒸汽品质的途径 892.4 燃气蒸汽轮机联合循环余热锅炉轮机水汽标准及其除盐水处理系统 99第3节 过热器及再热器 1053.1 过热器 1053.2 再热器 1123.3 过热器、再热器系统 113第4节 调温设备 114第5节 省煤器 1175.1 省煤器的作用 1175.2 省煤器的种类和结构 1175.3 省煤器的布置 1195.4 省煤器的固定方式 1205.5 省煤器出水管与汽包的连接 1215.6 珠江LNG发电有限公司余热锅炉省煤器结构 121第6节 余热锅炉构架及炉墙 1226.1 锅炉构架 1226.2 炉墙 126第7节 锅炉范围内的管道 128第8节 余热锅炉辅助设备 1298.1 高、中压给水泵 1298.2 再循环泵 1298.3 连排、定排扩容器 1308.4 加药系统 1318.5 启动锅炉 131第9节 典型余热锅炉简介 135第5章 余热锅炉的控制系统 142第1节 余热锅炉的主要保护 142第2节 余热锅炉的汽压控制与调节 1422.1 汽压波动的影响 1422.2 影响汽压变化速度的因素 1432.3 影响汽压变化的因素 1442.4 汽压的控制和调节 1452.5 变压运行 146第3节 余热锅炉的汽温控制与调节 1473.1 汽温控制的意义 1473.2 蒸汽温度控制对象的动态特性 1483.3 影响汽温变化的因素 1513.4 过热汽温的调节 1533.5 再热汽温的调节 1553.6 对主蒸汽温度的监视和调节中应注意以下几个问题 1573.7 过热再热蒸汽温度控制示例 1583.8 省煤器出口温度调节系统 159第4节 保护及联锁校验 1604.1 停汽轮机保护校验 1604.2 泵的联锁校验 161第5节 余热锅炉的水位控制与调节 1625.1 保持汽包正常水位的意义 1625.2 影响汽包水位变化的因素 1625.3 汽包水位的监视和调节 1645.4 汽包水位控制示例 165第6节 余热锅炉的负荷协调控制 1696.1 单元机组负荷控制的特点 1696.2 单元机组负荷控制的主要系统 1706.3 汽轮发电机组负荷的调节 1726.4 单元机组无功负荷和电压的调节 1836.5 自动发电控制 187第7节 机组控制逻辑 1907.1 启动顺序流程图 1907.2 停机顺序流程图 1917.3 余热锅炉冷态启动逻辑 1927.4 余热锅炉温态启动逻辑 1927.5 余热锅炉停炉逻辑 193第6章 余热锅炉的运行和维护 194第1节 余热锅炉的启动 1941.1 单元机组启动方式与分类 1941.2 余热锅炉的启动 1961.3 余热锅炉启动示例 1981.4 余热锅炉快速启动的探讨 203第2节 锅炉启动过程中的安全监护 2092.1 热膨胀监护 2092.2 升压过程中汽包的安全监护 2102.3 启动过程中过热器的监护 2122.4 启动过程中的再热器监护 2132.5 启动过程省煤器的保护 2142.6 启动中汽包水位的监护 2152.7 启动过程的蒸汽品质监护 215第3节 余热锅炉的正常运行与调整 2163.1 余热锅炉参数 2163.2 余热锅炉运行中的注意事项 2193.3 余热锅炉的正常运行 2223.4 新安装及检修后的验收和试验 2283.5 锅炉检修后检查验收 2323.6 锅炉保护及其校验 2333.7 安全阀校验 2343.8 水压试验 2363.9 余热锅炉辅助设备的运行 239第4节 余热锅炉的停运与保养 2414.1 余热锅炉的停运 2414.2 单元机组的滑参数停运 2434.3 余热锅炉停备用时的保养方法 244第5节 余热锅炉的积灰与清洗 2485.1 余热锅炉的积灰形成的机理 2485.2 积灰对余热锅炉安全性的影响 2485.3 积灰对余热锅炉经济性的影响 2495.4 积灰的防止及对策 2505.5 余热锅炉积灰的清洗 2525.6 除灰装置和吹灰器 2535.7 系统冲洗、化学清洗、烘炉、煮炉及吹管 2555.8 结论 255第6节 余热锅炉的高温腐蚀 2556.1 腐蚀形成的机理 2556.2 锅炉受热面水、汽侧的高温腐蚀 2566.3 过热器和再热器的高温腐蚀 2586.4 水冷壁管的高温腐蚀 2606.5 腐蚀的防止 260第7章 余热锅炉主要事故及处理 261第1节 水位事故 2621.1 锅炉满水 2621.2 锅炉缺水 2641.3 汽水共腾 2661.4 炉汽包水位保护 266第2节 受热面损坏事故 2682.1 爆管的现象 2682.2 爆管的原因分析 2682.3 爆管事故的处理 2702.4 锅炉受热面水管损坏事故预防 2702.5 各部分受热面损坏 270第3节 负荷剧减 2753.1 负荷剧减的现象 2753.2 发生负荷剧减事故的原因 2753.3 负荷剧减的处理方法 275第4节 厂用电中断 2754.1 厂用电事故处理原则 2764.2 低压厂用母线失电 2764.3 厂用电全部中断 2774.4 热控电源中断 2774.5 余热锅炉典型事故处理 278附录 282附录1燃料燃烧产物的理论露点 282附录2回收排烟余热与节约燃料费用关系 283附录3预热空气温度与回收热量 284附录4烟道气的导热系数 284参考文献 285

概述燃气-蒸汽联合循环发电是当今世界上发展极为迅速的一种高效、低污染的发电技术，它己成为发达国家新建热力发电厂的首选系统。经过了近三十年的研究和不断地改进，联合循环发电不仅在效率上超过蒸汽发电效率(后者≤42%)，而且在众多方面均体现出明显的优势。它己成为全世界公认的具有发电效率高，调峰能力强，单位功率投资少，建设周期短。占地面积小，污染程度低的新一代发电设备。1872年，侨居美国的英国工程师布雷顿(C.Brayt.n)创建了一种把压缩缸与膨胀做功缸分开的往复式煤气机，采用等压加热循环。它与燃气轮机的简单循环是一样的。因此，在不少的论著中把燃气轮机循环称为布雷顿循环。从时间上看，这比活塞式内燃机循环原理的提出还早。但由于当时冶金工业还不能提供在高温、高速条件下可靠工作的透平叶片材料，人们对空气动力学的认识有限，还不能设计较高效率的压气机，制造工艺水平也难以达到预期的技术要求。因此，在20世纪之前，设计制造大型燃气轮机的愿望未能获得实现。现代燃气轮机技术是从1939年德国Heinkel工厂研制成功第一台航空涡轮喷气发动机和瑞士BBC公司研制成功第一台工业发电用燃气轮机开始的。二次大战后，航空燃气轮机的发展是飞跃性的，仅仅五年，在作战飞机上就取代了航空活塞式发动机，实现了喷气化。60年代初期，涡轮风扇发动机的问世，大大加快了民用运输机燃气轮机化的进程并迅速成为各种军用飞机的动力装置。几乎在同一时期，各种类型的工业燃气轮机在电力、石油、化工、交通运输和国防等部门也得到了广泛应用和大力发展。在电力工业中，燃气轮机不但在中、小功率范围内逐渐取代了柴油机，而且在大功率火电厂也打破了由汽轮机作主机的一统天下的局面，并步入百万千瓦以上的火电站。燃气-蒸汽联合循环的采用，在西方已有40多年历史。早期联合循环是以蒸汽为主，燃气轮机不过是作蒸汽锅炉的炉膛增压之用。第一台实用的联合循环机组，是用燃气轮机来扩建汽轮机电站形成的发电机组，于1949年投入运行，它不仅提高了原有电站的发电量，同时也提高了电站效率。到了60年代，整个概念被颠倒过来。燃气轮机在循环中作为主要的动力设备，而它的排气余热则被用来产生蒸汽，在汽轮机中做功。由于燃气-蒸汽联合循环在不增加燃料供给量的情况下可以增加出力三分之一甚至更高，并可燃烧各种燃料，现在已作为一种成熟的动力系统被全世界所接受。随着人们对气体动力学等基础科学认识的深化，冶金水平、冷却技术、结构设计和工艺水平的不断提高和完善，通过提高燃气初温、增大压气机增压比、充分利用燃气轮机的排气余热、与其他类型动力机械的联合使用等途径，使得燃气轮机的性能在最近20年中取得了巨大的技术进步，燃气轮机发电在世界电力结构中的比例不断增加。纵观世界火电动力发展动态，日本烧液化天然气(LNG)联合循环标准单元电站和美国的电站分阶段建设“三步曲”模式，代表着当今世界火电动力发展新趋势。美国EPRI首先提出分阶段建设电站“三步曲”战略部署：即以最短建设周期(一般为一年)建成单循环燃气轮机发电机组，先发电运营；接着配上余热锅炉和汽轮机组，成为高效率、烧油(气)的联合循环电站；再经过几年或待到天然气短缺、涨价时，装上煤气化装置，变为煤气化联合循环电站。它以最少投资，去满足负荷逐步增长的需要和适应能源供应形势变化，很快得到电力同行推崇仿效。日本是个技术先进、经济发达的国家，但资源、能源十分贫乏，故十分重视发展各种能源利用技术，如提高一次能源转换为电的效率、利用不同燃料以及余热利用等技术。这些方面，燃气轮机总能系统占有十分重要位置。为了以最高效率利用进口燃料，日本法定烧天然气电站必须采用联合循环日本九大电力公司联合执行一个建设燃用液化天然气(LNG)大型联合循环电站的国家计划。资料显示，1968~1995年世界范围内共销售发电用燃气轮机13373台，总容量达377517MW，而其中机组台数的32.24%、容量数的43.58%是在1990年至1995年增长的。美国早在1987年燃气轮机发电装置的生产总量就已超过了汽机生产总量。据美国能源部信息局预测，1998-2007年10年内，计划新装机52044MW，其中燃煤机组占4.9%，燃油机组占2.8%，燃气机组占88.7%，燃油、燃气机组大部分是燃气轮机及联合循环机组。大型电站以联合循环为主，中小型机组以热电并供居多，将是西方国家今后电力建设与发展的格局。燃气-蒸汽联合循环电站方兴未艾之势由此可见一斑。我国燃气轮机制造业始于20世纪50年代末期(引进机组)；60年代，我国燃气轮机发电站的建设及其设备的制造生产已初具规模。自60年代开始，我国先后仿制过1.5MW、6MW、23MW发电用燃气轮机；70年代还自行设计了3MW、6MW发电用燃气轮机和3000hP、4000hP机车燃气轮机(长征I号和长征Ⅱ号)，一些航空发动机厂也在航机改型方面作了不少工作。80年代后期，南京汽轮电机厂与美国GE公司合作生产36MW的MS6001B燃气轮机，但处于国外80年代水平，且产量远不能满足国内市场需要。1986年，中国航空技术进出口公司、成都发动机公司与美国联合技术公司、透平动力和船舶技术公司(TPM)及PW公司开始联合设计、生产、销售和开发FT8陆海用燃气轮机。近50年来，我国在燃气轮机的研究、设计、制造方面取得了较大成绩，积累了许多经验，在试验研究方面也取得了相当水平的科研成果。不过，由于工业燃气轮机的研制工作在80年代前后的停顿，造成了我国燃气轮机技术水平与国外先进水平的明显差距，至今不具备设计制造大型高性能燃气轮机的能力。随着燃气-蒸汽联合循环发电技术的广泛应用，杭州锅炉厂和哈尔滨703研究所生产的余热锅炉的技术水平已能满足MS5000、MS6001B系列燃气轮机的联合循环配套要求，其性能与进口同类设备相当。最近，杭州锅炉厂又成功推出与MS9001E系列燃气轮机配套的联合循环双压、三压余热锅炉，这无疑有利于我国联合循环发电设备逐步国产化的进程。我国使用天然气燃气轮机发电始于20世纪70年代。相继在黑龙江大庆、山东胜利、新疆克拉玛依、中原油田等地建成了一些使用天然气或油田伴生气发电的机组，但功率都较小，采用功率为36MW的燃气轮机。80年代尤其80年代中期以后燃气轮机发电业有了很大的发展，分布的地理位置已经由过去主要在油田，而走向我国改革开放较早的特区如深圳、汕头等地。20世纪90年代，我国燃气轮机发电事业具有鲜明的特点：发展速度更快。到2000年底，我国燃气轮发电机组总装机容量达8GW；突破地域的局限性。在油田和南方经济特区继续迅速发展的同时，在经济基础雄厚的华东地区也得到了迅速发展；燃气轮机发电提高到一个新水平。引进的机组有更高的水平与更大的容量，如GE公司PG9171E型、Siemens公司V94.2型、ABB公司GTl3E2型等100MW级的E型机组。燃气轮发电机组燃用重油发电是降低燃料成本的重要途径，但燃用重油的难度很大。我国南方部分燃气轮机电厂于20世纪90年代初开始进行燃用重油的试验，通过多次试验摸索，终于获得在MS5000系列和MS6001B系列等燃气轮机上长期燃用重油连续发电的成功，取得了可贵的经验和较好的经济效益。在燃气轮机进气冷却技术方面，利用余热锅炉的排气余热产生热水、给溴化锂机组提供热能从而生产出低温冷冻水对压气机人口空气进行冷却，使燃气轮机在大气温度较高时仍处于设计工况下运行的节能技术，近期在我国也得到了应用。有的电厂还采用将冷冻水雾化喷向人口空气予以直接冷却。两种型式各有特点，但都有显著的节能和保持机组设计出力的效果。20世纪90年代初，哈尔滨703研究所利用国内技术和设备对部分原属简单循环的机组进行双工质循环技术改造，即利用燃气轮机排气的余热产生一定压力的蒸汽，然后回注到燃气透平的热通道中，不仅可提高燃气轮机组的出力，而且改善了排烟对环境的污染，取得了明显的效果。与国际相比，我国燃气轮机发电占的比例很低，燃天然气的更少。我国一次能源以煤为主，燃煤联合循环更显重要。以燃气轮机为主体的洁净煤发电技术，目前主要研究的是整体煤气化燃气-蒸汽联合循环(IGCC)和增压硫化床燃煤的燃气-蒸汽联合循环(PFBC-CC)，现都已建立了试验性电站。据粗略统计，我国天然气发电机组的装机容量约占全国发电设备总装机容量的0.3%，燃煤发电目前仍是我国发电的主要方式。众所周知，燃煤电厂对大气的污染较为严重，因此，大力发展联合循环发电，对改善大气质量是十分必要的。我国具有丰富的天然气资源，根据第二轮全国天然气油气资料分析评价结果来看，我国常规天然气的总资源量为3.8×1012m3，常规天然气可采资源为1.6×10据预测，未来10年我国对燃气轮机总需求量达34MW左右。许多专家还强调燃气轮机在西部大开发中的重要性，国家构想的新世纪四大工程：西气东输、西电东送、青藏铁路、南水北调，前三个都与燃气轮机有关。总之，大力兴建联合循环发电厂具有非常广阔的前景。面向21世纪，以燃气轮机为核心的能源动力系统称为燃气轮机总能系统将成为新世纪的主要动力。先进燃气轮机总能系统技术是对国民经济持续发展有重大影响的高技术，为一个国家工业和科技水平的综合标志之一，是增强综合国力与国际竞争力的一个重要方面，也是实现我国中长期目标的国家关键技术和动力基础。余热锅炉在燃气轮机发电机组中的地位和作用燃气轮机(GasTurbine)是一种以气体作为工质、内燃、连续回转的、叶轮式热能动力机械。它主要由压气机(Compressor)、燃烧室(Combustion)和燃气透平(Turbine)三大部件构成。压气机从外界连续吸入空气并使之增压，同时空气温度也相应提高，压送到燃烧室的空气与燃料混合燃烧成为高温、高压的燃气；燃气在透平中膨胀做功，推动透平带动压气机和外负荷转子一起高速旋转；从透平中排出的乏气排至大气自然放热。这样燃气轮机就把燃料的化学能转变为热能，又把部分热能转变成机械功。图1-1余热锅炉联合循环T-S图由于燃气轮机循环的工质放热温度(排气温度)还很高(约450~600℃)，且大型机组排气量高达100~600kg/s，因而有大量的热能随着高温燃气排入大气。而对于蒸汽动力循环(朗肯循环)来说，由于材料耐温、耐压程度的限制，汽轮机进汽温度一般为540~560℃，但是蒸汽动力循环放热平均温度很低，一般为30~38℃。由于燃气轮机的排气温度正好与朗肯循环的最高温度相接近，如果将两者结合起来，互相取长补短，形成一种工质初始工作温度高而最终放热温度低的燃气-蒸汽联合循环。这种循环也可概括地称为总能系统，在系统中能源从高品位到中低品位被逐级利用，形成能源的阶级利用，从而提高机组的热效率。余热锅炉正是为了有效利用这些能量而产生的。图1-1余热锅炉联合循环T-S图由于余热锅炉联合循环将燃气轮机的布雷顿(Braylon)循环和汽轮机的朗肯(Rankine)循环组合在一起，按照能量利用的先后，一般把其中的燃气轮机循环称为顶部循环或前置循环，把朗肯循环称为底部循环或后置循环，图1-1给出有余热锅炉的燃气轮机组的联合循环T-S图。从图中可以看出，燃气轮机排放给大气的热量可以用面积14sS4S11表示。当采用燃气-蒸汽联合循环，即采用余热锅炉的时候，燃气轮机排放给大气的热量就减少了相当于汽轮机热力过程所包围的那一块面积abcdes所表示的热量。毫无疑问，采用余热锅炉，热气轮机组的效率将显著提高。燃气轮机组引入余热锅炉，会使透平的排气压力略有增加，与直接排入大气相比，燃气轮机功率略有下降，但下降很少。余热锅炉中汽轮机输出功率约为燃气轮机功率的30%~50%；采用余热锅炉的联合循环的效率要比其中的燃气轮机效率高30%~50%。余热锅炉作为燃气-蒸汽联合循环中的一个重要环节，把燃气、蒸汽联合起来，有效地利用了资源，提高燃气轮机的效率，因而对余热锅炉的研究具有举足轻重的作用。余热锅炉的组成及工作过程通常余热锅炉由省煤器、蒸发器、过热器以及联箱和汽包等换热管组和容器等组成，在有再热器的蒸汽循环中，可以加设再热器。在省煤气中锅炉的给水完成预热的任务，使给水温度升高到接近饱和温度的水平；在蒸发器中给水相变成为饱和蒸汽；在过热器中饱和蒸汽被加热升温成为过热蒸汽；在再热器中再热蒸汽被加热升温到所设定的再热温度。余热锅炉汽水侧的流程为：给水进入余热锅炉后吸收热量，蒸发后成为过热蒸汽。给水吸收的总热量根据热力学分析可以分为预热热、汽化热和过热热三部分。随着给水温度、蒸汽参数的不同，这三部分热量的比例也不同。压力越高，汽化热的比例越小，预热热和过热热的比例则越大，各类受热面的面积发生相应变化。过热器的作用是将蒸汽从饱和温度加热到一定的过热温度。它位于温度最高的烟气区，而管内工质为蒸汽，受热面的冷却条件较差，从而在余热锅炉各部件中最高的金属管壁温度。考虑到启动阶段还存在一定程度的干烧，因此，在过热器设计中需要注意，燃气轮机工况改变带来的热疲劳及高温、高压带来的蠕变问题。当管壁温度在510℃以下时，碳钢是一种适用且经济的材料，超出这个温度范围就需要使用合金钢。全焊透焊接的采用以及保证管子与集箱之间具有较强抗蠕变能力的材料，一方面可以减少集箱的厚度，另一方面可以减少蠕变破坏的积累，从而改善过热器的抗疲劳性能。与透平排气温度超过598℃的燃气轮机(如7FA和9FA型)匹配的余热锅炉，其过热器出口段管子可以考虑使用T91，而集箱和蒸汽管道使用P91，因为此时T22、P22等级的材料已很难满足蒸汽轮机冷态起动和符合变化的要求。即使考虑适当的疲劳寿命，I91、P91也是较好的过热器材料。如果使用中只需要饱和蒸汽，可取消过热器。省煤器的作用是利用尾部低温烟气的热量来加热余热锅炉给水，从而降低排气温度，提高余热锅炉以及联合循环的效率，节约燃料消耗量。常规锅炉的省煤器分为沸腾式和非沸腾式两种，前者允许产生蒸汽而后者不允许。通常不希望联合循环中的余热锅炉在省煤器中产生蒸汽，因为蒸汽可能导致水击或局部过热。此外，省煤器中的蒸汽进入汽包后如被带入下降管还会对水循环带来不利影响。实际运行表明，在机组刚起动以及低负荷时，省煤器管内工质流动速度很低，此时较容易产生蒸汽。采用省煤器再循环壁可以增加省煤器中水的质量流量，从而解决这个问题。还有些用户布置烟气旁路系统，在部分负荷时将部分省煤器退出运行，这样也可以增加省煤器的工质流速。当设计不当或烟气挡板存在问题导致烟气走廊的存在时，烟气的流量偏差会引起传热的不均匀，部分受热面吸收较多的热量也会产生蒸汽。在蒸发器内，水吸热产生蒸汽。通常情况下只有部分水变成蒸汽，所以管内流动的是汽水混合物。汽水混合物在蒸发器中向上流动，进入对应压力的汽包。在立式布置余热锅炉中，由于蒸发器为水平方向布置，当工质流速很低时容易发生汽水分层：管内有水的区域，由于水的换热系数很大，管壁温度保持正常；在蒸汽区域里蒸汽的换热系数是水的5.5%，因此在管壁很容易超温。此外汽水分层的界面常常会上下波动，使得这部分管壁交替地与汽、水接触，壁温的交替变化将使材料产生疲劳热应力，减弱其工作的安全性。因此，水平蒸发器的设计和运行必须防止汽水分层的发展。蒸发器在运行中的经常出现的问题是：在水处理不良的情况下，各种杂质在蒸发器的内壁会形成沉淀物，增加管子的热阻，导致局部超温爆管。正常运行的省煤器和蒸发器管内始终有水存在，能够被很好的冷却，同时所处区域烟气温度较低，通常采用炭钢制造。在自然循环和强制循环的余热锅炉中，汽包是必不可少的重要部件。汽包除了汇集省煤器给水和汇集从省煤器来的汽。水混合物外，还要提供合格的饱和蒸汽进入过热器或供给用户。汽包内装有汽水分离设备，可以将来自蒸发器的汽水混合物进行分离，水回到汽包的水空间与省煤器的来水混合后从新进入蒸发器，而蒸汽从汽包顶部引出。汽包的尺寸要大到足以容纳必需的汽水分离器装置，并能适应锅炉符合变化时所发生的水位变化，因此是很大的储水容器，从而具有较大的水容量和较多热惯性，对负荷变化不敏感。汽包通常不受热，因为在接近饱和温度下运行时抗拉和屈服强度是关键的。目前北美倾向于使用低炭钢厚钢板卷制，而欧洲多使用低合金钢板制造。联合循环锅炉用户对蒸汽的要求基本是不变的。但在实际运行中由于种种原因，蒸汽的温度总是上下波动，当超过过热器材料的使用温度时还会带来严重的后果，为了控制蒸汽温度而普遍采用：喷水减温器稳态运行时蒸汽温度可控制在±2.8℃，而符合变化时蒸汽温度可控制在±5.6℃以内。减温器通常位于过热器或再热器出口管组的进口处，比如一、二级过热器之间。减温水一般来自锅炉给水泵，为了能够正常的工作，它的压力要比蒸汽压力高2.76MPa左右。减温水通过喷口雾化后喷入湍流强烈的蒸汽中，蒸汽的速度和雾化的水滴尺寸是确定减温效果的两个最重要因素。一个好的过热器或再热器设计，在额定负荷稳定运行时需要很少的喷水量。在有补燃的余热锅炉中，燃烧器是重要部件。在小型系统中，燃烧器也许只提供5000KW辅助热量；而在大型系统中，为了均匀地加热蒸汽，几万千瓦的热量可能通过几个口喷入炉中。随着补燃量的增加，烟气温度分布不均匀的可能性大大增加；燃气轮机排气方向对烟温分布也有一定影响。增加流动控制叶片可以改善烟温的分布不均匀。在设计燃烧器时，对流场需要仔细考虑，杜绝火焰下游受热面的情况。早期的燃气轮机排气中有14%~15%(体积百分比)的氧气，而新型的只有10%~12%。低的氧气浓度可以降低火焰中心温度，减少NOX的排放，同时增加CO和未燃烬碳氢化合物的绝对排放量。余热锅炉设备概况本厂余热锅炉(HRSG)是引进ALSTOM公司技术由哈尔滨锅炉厂生产的三压、一次中间再热、卧式、无补燃、自然循环余热锅炉。高、中、低三个汽包前都有省煤器模块，汽包下设有蒸发器模块，汽包出口设有过热器模块，汽机高压缸排汽和中压过热器出口的蒸汽混合经再热器加热后到中压缸作功，高压过热器通过一级减温水减温来保证主蒸汽温度不超限，再热蒸汽有一级减温水控制再热蒸汽温度在规定范围内。低压省煤器有再循环泵提高低压省煤器入口水温，防止产生烟气低温腐蚀。高中压汽包和中低压汽包之间有联络门，在启动时可以由上一级汽包给下一级汽包补充蒸汽，加快启动速度。给水系统配备两台高压和两台中压定速电动给水泵，正常运行时一台运行一台备用。高、中、低压给水系统设置给水调节旁路，机组启动期间通过调节给水旁路阀来调节给水流量，当锅炉负荷>30%时，切换至给水主路，通过主给水调节阀来控制高、中、低压汽包水位。下面是HG-9FA-281.7-9.92/567.5-3P(R)余热锅炉基本情况简介(如表1-1)。表1-1HG-9FA-281.7-9.92/567.5-3P(R)余热锅炉基本情况型号HG-9FA-281.7-9.92/567.5-3P(R)形式三压、再热、卧式、无补燃、自然循环余热锅炉制造商哈尔滨锅炉厂有限责任公司热源PG9351FA型燃气轮机排气尺寸31M×11.8M，余热锅炉烟囱标高80M结构露天塔式全悬吊结构余热锅炉主要特性参数余热锅炉回收排气热量的程度对联合循环的效率影响很大，而影响余热锅炉回收热量的因素，除汽水系统的配置方式、换热元件传热效果的优劣外，主要与蒸汽压力、余热锅炉节点温差和露点等热力参数有关。余热锅炉-汽轮机的蒸汽参数从热力学理论可知，提高蒸汽的初参数，可以提高朗肯循环的效率。对于燃气-蒸汽联合循环，提高蒸汽的初参数同样可以提高联合循环效率。联合循环中的汽轮机的蒸汽来自于余热锅炉，而余热锅炉可以设计成在相当大的压力范围内产生蒸汽，因此蒸汽压力通常取决于汽轮机的功率大小，当功率较小时，压力偏高则进汽的容积流量较小，通流部分的喷嘴和动叶高度较短，内效率较低，故汽压要低一些。反之，当汽机功率大则汽压要高，且宜采用再热，以降低汽轮机低压部分的蒸汽湿度，提高机组效率和末级动叶工作寿命。联合循环中，蒸汽初参数受燃气轮机排气温度的制约。考虑到温差℃或更高，当℃时，蒸汽采用3.5MPa或6.0MPa的中压或次高压的初参数，只有在℃时，才有可能采用9.0MPa或压力更高的蒸汽初参数。图1-2蒸汽参数与抽气回热对热效率的影响图1-2是在给定了℃的条件下，在不同的锅炉给水温度时蒸汽初压对联合循环热耗率的影响，该图示出=6.0MPa左右时为最佳。但图中还说明了随的变化很缓慢，即偏离最佳状况不多时对的影响很小。例如，选用3.5MPa系列的参数时，其热耗率图1-2蒸汽参数与抽气回热对热效率的影响图1-3双蒸汽系统的优化仅比用6.0MPa的高0.2%，这就为选用值带来了方便。对于常规电站汽轮机蒸汽循环来说，采用抽汽回热循环来加热锅炉给水，可有效地提高蒸汽循环效率。但对联合循环来说，这样做并不都能提高，有的反而使下降。这是因为，余热锅炉型联合循环当采用抽汽回热循环后，锅炉给水温度大大提高，使余热锅炉的排烟温度明显提高，锅炉中回收的热量减少，结果使降低，图1-2中示出了这一结果。图中的提高是由于抽汽加热给水所致，越高，抽汽回热越多，越高，即越低。因此，在联合循环的蒸汽轮机系统中一般均取消了回热抽汽。有不同的压力循环的双压循环还存在着参数优化的问题。如果高压循环压力很高，高压循环中的流量就低，低压循环中所回收的能量就更多。正如图1-3所示，存在着一个最佳值，同样的研究也可用于三压循环或带再热的循环。图1-3双蒸汽系统的优化美国GE公司生产的燃气-蒸汽联合循环中蒸汽参数的选择则如下：(1)汽机功率≤60MW时，采用非再热，初参数常用5.86MPa，502℃；(2)汽机功率>60MW时，当燃机排气温度偏低时，采用非再热，初参数常用8.62MPa，502℃；(3)汽机功率>60MW时，当燃机排气温度偏高时，采用再热，初参数常用10.0MPa，537.8℃。表1-2为德国Siemens公司生产的燃气-蒸汽联合循环中蒸汽参数的选择方案。表1-2Siemens公司建议的联合循环蒸汽参数循环型式汽轮机功率(MW)主蒸汽二次蒸汽再热蒸汽压力(MPa)温度(℃)压力(MPa)温度(℃)压力(MPa)温度(℃)单压循环30~2004.0~7.0480~540双压循环30~2005.5~8.5500~5650.5~0.8200~260--三压再热循环50~2000.4~0.6520~5650.4~0.6200~2302.0~3.5520~565从以上可以发现，在联合循环中使用的汽轮机之主蒸汽压力一般不是很高的，通常都介于高压或次高压的范围内。这是由于在选择主蒸汽压力时，需要综合考虑以下几方面影响的缘故，即：对整个联合循环性能的影响；对汽轮机效率的影响；对汽轮机做功量的影响(它主要是通过对主蒸汽流量和二次蒸汽流量的影响来体现的)；对汽轮机排汽湿度的影响。增加压力级就会升高压力以及承压件的厚度。总的来说，压力越高启动时间越长，启动速度也会降低，运行灵活性差。对投资费用而言，增加压力和扩充压力系统就要相应地增加泵、汽包的容量和维修量，从而增加成本，而且增加幅度完全不与可回收的能量成正比。维护费用会大幅增加。随着燃气轮机进气温度的增大，机组功率相应增大，汽机的进汽参数也有相应提高，可达16MPa，甚至采用超临界蒸汽参数。如GEMS7001H/9001H燃机组成的联合循环，汽机进汽参数为16.5MPa/566℃/566℃。余热锅炉的热端温差、接点温差和接近点温差众所周知，在余热锅炉的热力系统中存在一个热端温差、节点温差和接近点温差，如图1-4所示。热端温差热端温差是指换热过程中过热器入口烟气与过热器出口过热蒸汽之间的温差。降低热端温差，可以得到较高的过热度，从而提高过热蒸汽品质。但降低热端温差，同时也会使过热器的对数平均温差降低，也就是增大了过热器的传热面积，加大了金属耗量。大量计算表明，当热端温差选择在30~60℃范围内，是比较合适的。节点温差图1-4单压余热锅炉的T-Q图节点温差也叫窄点温差，是换热过程中蒸发器出口烟气与被加热的饱和水汽之间的最小温差，通常是图1-4余热锅炉T-Q图中最窄的部位。图1-4单压余热锅炉的T-Q图图1-5中给出了随着节点温差的变化，余热锅炉的相对总换热面积、相对排气温度、相对蒸汽产量的变化规律。上述所有相对值都是以节点温差选定为10℃时的数值作为比较基础的。由图可知，当节点温差减小时，余热锅炉的排气温度会下降，烟气余热回收量会增大，蒸汽产量和汽轮机输出功都随之增加，即对应着高的余热锅炉热效率，但平均传热温差也随之减小，这必将增大余热锅炉的换热面积。显然，是不允许等于零的，否则，余热锅炉的换热面积将为无穷大，这是不现实的。此外，随着余热锅炉换热面积的增大，燃气侧的流阻损失也将增大，有可能使燃气轮机的功率有所减小，导致联合循环的热效率有下降的趋势。图1-5点温差对锅炉的相对换热面积、排气温度和产气量的影响图1-6单压余热锅炉的效率和接点温差、相对换热面积的关系图1-7压余热锅炉接点温差的优化图1-6给出了“单压汽发生系统”的余热锅炉的热效率与节点温差以及相对总换热面积值之间的变化关系。由图可知，当节点温差减小时，由于余热锅炉换热面积的增加幅度较大，锅炉的投资费用就会增大很多。但当节点温差取得比设计点值大时，总投资费用和单位热回收费用的减小程度却要缓和一些。对于多压或多压再热系统，还存在多个优化及其组合的问题，图1-7表示一个双压余热锅炉的两个(假定它们之和为20℃)不同组合时，汽轮机功率和受热面积之间的关系。由图可见，双压余热锅炉的两个最佳分配是相等或低压系统的稍高。由此可见，从投资费用以及联合循环最佳效率的角度方面考虑，必然存在一个如何合理地选择余热锅炉节点温差的问题。目前的一般范围为10℃~20℃，最低的达7℃。接近点温差图1-8接近点温差对余热锅炉组对换热面积的影响关系接近点温差是指余热锅炉省煤器出口压力下饱和水温度和出口水温之间的温差。图1-8中给出了当节点温差选定后，余热锅炉的相对总换热面积随接近点温差而变化的关系。由图中可以看出，接近点温差增大时，余热锅炉的总换热面积会增加。这是由于省煤器的对数平均温差虽略有增大，致使其换热面积有所减小，但蒸发器的对数平均温差却会减小较多，致使蒸发器的换热面积会增大甚多的缘故。当然，那时过热器的换热面积是保持不变的，结果是余热锅炉的总换热面积要增大。由此可知，当节点温差选定后，减小接近点温差有利于减小余热锅炉的总换热面积和投资费用。图1-8接近点温差对余热锅炉组对换热面积的影响关系但是，在设计余热锅炉时，总是使略低于。这是由于尺寸已定的余热锅炉，当进入的燃气温度。随着机组负荷的减小而降低时，由于余热锅炉滑压运行，Ts下降，接近点温差是会随之减小的。显然，如果设计时接近点温差取得过小，那么在部分负荷工况下或启动过程中，省煤器内就会发生部分给水蒸发汽化的问题，将导致部分省煤器管壁过热现象，对于自然循环余热锅炉则可能导致水动力循环破坏，而对于强制循环余热锅炉则可能导致强制循环泵产生汽蚀。因此，省煤器设计要保证在最低的外界环境温度下运行时，不出现零值和负值，否则要采用烟气侧或水侧旁通办法来避免汽化。由图1-8所示曲线的斜率变化趋势中可以看到，接近点温差取在5℃~20℃范围内是合适的。由此可见，在设计余热锅炉时，应该权衡各种因素，按照使联合循环效率或投资费用最优化的设计原则，来考虑节点温差、接近点温差对换热面积的影响关系。余热锅炉的排烟温度对于余热锅炉来说，降低排烟温度就意味着排烟热量损失减小，也就是燃气轮机排气余热被回收得充分，即余热锅炉的当量效率高。但余热锅炉出口的排气温度常常不是独立的热力变量，而与所选的蒸汽循环型式、节点温差以及燃料中的硫含量有密切关系。如饱和蒸汽压力和节点温差已定时，它就被确定。如前所述，当节点温差选很较小时，余热锅炉出口的排烟温度就能降低。当采用双压或三压蒸汽循环时，可以比单压式蒸汽循环降低很多。例如，单压系统排烟温度就比较高，为150℃~180℃，双压系统为100℃~150℃，三压系统的排烟温度最低，可达80℃~100℃。降低排烟温度还要受到露点温度(排烟中水蒸汽开始凝结的温度)的制约，因为当燃气轮机燃用含硫较高的燃料时，排气中含有较多的S02，水蒸汽凝结时它就变为亚硫酸而腐蚀金属壁面，所以余热锅炉的排烟温度应高于露点。因而，排烟温度限制又常和燃气轮机燃料中含硫量有关。一般规定，应比酸露点高10℃左右。对于烧重油的燃气轮机，无法把烟气中含硫量降得太低(一般为400mg/kg左右)，排烟温度一般不宜低于150℃，余热锅炉效率就无法设计得更高。当燃气轮机采用天然气为燃料或是在燃煤的IGCC系统中，则排气温度不受露点的限制，可把余热锅炉的排气温度降低到80℃~90℃左右，甚至更低。如当余热锅炉预热供热系统的热水时，刊则可以降低到52℃左右。图1-9余热锅炉气侧流阻和相对换热面积的关系烟气侧压损系数的优化图1-9余热锅炉气侧流阻和相对换热面积的关系当余热锅炉采用减小节点温差和多压汽水系统来提高热力性能时，由于余热锅炉传热面积的增加致使烟气侧流阻增大，从而导致燃气轮机背压上升，功率和效率下降，图1-9给出了相对燃气流阻与相对总换热面积之间的变化关系。一般来说，燃气轮机背压每增加1kPa，其功率下降0.6%~0.7%，热耗率会增大0.6%~0.7%。因此，减少余热锅炉的压力损失是一个需要综合研究的问题。严格地讲，应该从联合循环效率和比投资费用最优化的角度来考虑余热锅炉的节点温差值以及汽水系统方案之选择问题。通常，燃气轮机加装余热锅炉后，燃气轮机背压为2.0~3.5kPa，排气背压约增高1.4~2.5kPa，因此燃气轮机功率就降低0.9%~1.6%，热耗率增大0.9%~1.7%。余热锅炉技术规范余热锅炉设计参数表项目单位高压中压低压设计条件环境温度℃29相对湿度%83大气压kPa100.54汽包汽包设计压力MPag11.242.750.462汽包最高工作压力MPag10.702.620.44汽包设计温度℃316226147过热蒸汽参数过热器出口温度℃567.5300.9294.8过热器出口压力MPa9.922.360.39过热蒸汽流量t/h281.734.338.2过热蒸汽流速m/sec13.19.020.8过热器压降MPa0.560.030.03再热蒸汽参数再热汽温度(进/出)℃357/567.6再热汽压力(进/出)MPa2.322/2.187再热汽流量(进/出)t/h303.6/304.3再热蒸汽流速m/sec21.3再热汽压降MPa0.14给水参数省煤器进/出口给水温度℃146/311145/21960/139给水压力MPa12.574.351.94给水流量t/h284.064.0386.6给水流速m/sec1.020.620.7给水压降(控制阀)MPa2.00.20.15给水压降(省煤器)MPa0.170.020.02烟气参数锅炉入口烟气流量Kg/s609.89锅炉入口烟气温度℃618.8锅炉入口烟气压力kPa103.8锅炉入口烟气密度Kg3/m0.4054再热器进/出口烟气温度