当前位置:首页 >> 电力/水利 >>

3余热锅炉资料


配联合循环的余热锅炉性能特点
1. 概述 在燃气一蒸汽联合循环中,余热锅炉是回收燃气轮机排气中的余热,产生蒸汽,推动蒸 汽轮机发电的换热设备。 余热锅炉的英文名称为 Heat Recovery Steam Generator, 意为热回 收蒸汽发生器,常用缩写 HRSG 来表示。我国习惯上称为“余热锅炉” 。在燃气轮机内做功 后排出的燃气,仍具有比较高的温度,一般在 5

00℃一 600℃左右,随着透平进口温度的不 断提高,排气温度也越来越高。通过余热锅炉有效利用这部分气体的热能,可以大大提高整 个装置的热效率。表 1 列出了一些发电用燃气轮机的排气温度及简单循环和联合循环的效率 比较。 表 1 一些发电用燃气轮机的排气温度及简单循环和联合循环的效率 型号 GE-5PA GE-6B GE-9E GE-9FA V94.2 V94.3A GT13E2 GT26 701F 1235 1349 进气温度 ℃ 953 1104 1124 1327 1105 1290 排气温度 ℃ 487 539 538 609 540 567 524 640 586 简单循环 功率 MW 26.3 38.34 123.4 267 159 258 185.1 241 270 简单循环 效率% 28.47 31.66 33.77 37.0 34.2 38.38 35.73 38.2 36.77 联合循环 功率 MW 40.2 59.8 198.2 390.8 238 354 242.6 378 397.7 联合循环 效率% 44.2 48.7 52.0 56.7 52.1 57.2 53.5 57.0 57.0

由表中数据可以看出,对简单循环的燃气轮机发电装置,加装余热锅炉和蒸汽轮机组成 余热锅炉型的联合循环发电装置后,其总发电能力和净效率都大幅度提高。这是因为余热锅 炉回收了燃气轮机排气的热量产生蒸汽,并在蒸汽轮机中作功发电,在不需要增加燃料量的 情况下,使发电能力和净效率提高大约 50%。图 1 给出了一台 F 级燃气一蒸汽联合循环发 电机组的热平衡示意图。 随着近几年燃气轮机透平进口温度的高温化和大容量化等形成的高效率化,余热利用式 联合循环已成为联合循环发电的主流。在燃气轮机的排气中补加燃料燃烧的排气补燃式,在 透平进口温度比较低的情况下(如 800℃) ,排气的氧浓度高,可以比较容易的进行补充燃料 燃烧。因此,可以使温度比较低的燃气轮机的排气提高到比较容易进行热回收的温度区域, 以提高热效率。但是,近几年的燃气轮机为提高效率,减少冷却用的空气量,透平进口温度 不断提高,所以,减少了排气中的残留氧浓度(氧浓度约为 13%-15%) 。由于燃气轮机单 体热效率的提高和排气温度的上升,排气补燃式中燃料补充燃烧造成的热效率提高的效果减 弱了。另外,增压流化床燃烧方式由于炉子成为压力容器,是一种耐压构造,所以,控制系 统也比较复杂。给水加热式存在燃气轮机容量和汽轮机容量平衡的问题。总之,由于近几年 燃气轮机入口温度的高温化使燃气轮机单独的热效率提高以及排气温度高温化等,在所有的 联合循环发电方式中,余热利用式可以得到最高的热效率。而且,具有系统构成简单,运行 性能好,建设费用低等许多优点,而成为近几年联合循环发电的主流。无补燃余热锅炉型的 燃气一蒸汽联合循环主要优点是:①热功转换效率高。当燃用天然气并把燃气轮机的初温度 提高到 1200 一 1300℃后,联合循环很容易达到 50%以上,目前最高已经超过 58%,近期内 有望达到 60%;②结构简单,基本投资费用低,锅炉和厂房都比较小;③运行可靠性高;④ 起动快。
1

图 1 燃气-蒸汽联合循环发电机组的热平衡示意图 2. 余热锅炉的工作过程 2.1 联合循环的温熵图 联合循环的实质是把燃气轮机的布莱登循环和蒸汽轮机的朗肯循环叠置在一起,组合成 为一个总的循环系统。图 2 所示为无补燃余热锅炉型的燃气一蒸汽联合循环系统示意图。图 3 为燃气一蒸汽联合循环的温嫡图。图中的 1-2-3-4-1 表示燃气轮机的循环过程,6-7 -8-9-10-6 表示蒸汽轮机的循环过程。在无补燃的余热锅炉型方案中,由燃气轮机排气 的冷却过程 4-5 释放出来的热能,被用来加热蒸气循环中的给水,从工况点 6 起始升温, 经历过程 6-11-7-8-9,变为具有一定压力的过热蒸气。燃气轮机的排气在余热锅炉中冷 却到 T5 后, 经由烟囱排出。 在该方案中蒸气的初温 T9 必然受到燃气轮机排气温度 T4 的限制, 即 T9<T4,而且蒸气量也是有限的,因而机组的总输出功率也是有一定限制的。一般来说, 蒸气轮机的功率大约是燃气轮机功率的 50%左右。

图 2 无补燃余热锅炉型联合循环

图 3 燃气-蒸汽联合循环温熵图

2

图 3 也同时表示了有补燃的余热锅炉型方案和增压锅炉型方案的工作过程。在有补燃的 余热锅炉型方案中, 温度为 T4 的燃气轮机排气在进入其后的锅炉后, 经过喷入的燃料补充燃 烧加热到 T12,进而被冷却降温到 T5,由此释放出来的热能被用来加热给水,使之也经历过 程 6-11-7-8-9,变为压力和温度更高的过热蒸汽。在该方案中由于 T12>T4,因而蒸汽 的初温 T9 可以高于 T4(即蒸汽初温不受燃气轮机排气温 T4 的限制) ,而蒸汽量也可以大幅 度地增加。显然, 那时蒸汽轮机发出的功率可以大大增加,可以是燃气轮机功率的两倍以上。 在增压锅炉型方案中,燃气轮机的燃烧室是与蒸汽循环中的增压锅炉合二为一的,因而由压 气机送来的温度为 T2 的空气,首先在增压锅炉中被燃烧加热到 T13,经放热过程 13—3 释放 出来的热能被用来加热给水,使其经历过程 11—7—8—9 变成过热蒸汽,供蒸汽轮机使用。 至于增压锅炉中的燃气在温度降低到 T3 后,将被送到燃气轮机中去膨胀作功。当然,燃气透 平的排气在 T4 温度下被用来加热给水, 使其沿过程线 6—11 升温。 这就是三种燃气一蒸汽联 合循环热力过程的大致工作情况。 2.2 余热锅炉的产汽过程 图 4 是一台自然循环余热锅炉的结构示意图,从图中可以看出余热锅炉的产汽过程。

图 4 自然循环余热锅炉中的产汽过程 从燃气轮机出口的烟气,经烟道到余热锅炉入口,烟气流经过热器、蒸发器和省煤器, 最后排入烟囱。排烟温度约为 150~180℃,烟气温度从 540℃降到排烟温度,所放出的热量 用来使水变成蒸汽。进入余热锅炉的给水,其温度为 105℃,先进入省煤器,水在省煤器内 流动并吸收热量,使水温上升,水温升到略低于汽包压力下的饱和温度,就离开省煤器进入 汽包.这种省煤器称为非沸腾式省煤器。经省煤器进入汽包的水与汽包内的饱和水混合后, 沿汽包下方的下降管到蒸发器下联箱,然后进入蒸发器,在蒸发器内自下而上流动的水吸热 开始汽化,通常是只有一部分水变成汽,所以在蒸发器管束内流动的是汽水混合物,从蒸发 器流出的汽水混合物进入汽包.在汽包内装有汽水分离设备,可以把汽和水分开,水下落到 汽包下部水空间,而蒸汽从汽包顶部引出,通往过热器。在过热器内蒸汽进一步吸收热量, 使饱和蒸汽变成过热蒸汽。 2.3 Q-T 图及“节点温差”和“接近点温差” (Q 为换热量) 根据产汽过程的加热,蒸发和过热三个阶段,相对应就应该有三种受热面,即省煤器, 蒸发器和过热器。如果只需要饱和蒸汽,而不需要过热蒸汽,可以不装过热器。图 5 给出了 “单压汽水发生系统”的余热锅炉中燃气温度和汽水温度的变化关系。

3

为了使燃气轮机的排气余热能够在余热锅炉中被充分利用,应力争尽可能地降低排气离 开余热锅炉时的温度 T5。实际上 T5 值是不可能降得很低的,因为在余热锅炉的设计中,我 们总得保证锅炉给水的蒸发段的起始点 7,与燃气侧之间有一定的温差,通常称为“节点温 差” ,图中用?tx 表示。等于余热锅炉中蒸发器入口处燃气的温度 Tg7 与饱和水温度 Ts 之间的 差值,即?tx=Tg7-Ts。 在“单压汽水发生系统”的余热锅炉 中, 我们仅能把 Tg5 控制在 160—200℃左 右。为了进一步降低排气温度,力求充分 利用燃气的余热,在设计余热锅炉时,则 可以采用“双压汽水发生系统” ,或“三 压汽水发生系统” 。那时,在余热锅炉中 将产生两种或三种压力水平的过热蒸汽 供蒸汽透平使用。在这种情况下,燃气轮 机的排气温度和余热锅炉中给水和蒸汽 的温度与换热量之间的变化关系就要复 杂得多。 这种措施有可能把余热锅炉的排 气温度 Tg5 降低到 110—120℃的水平。 对 于燃烧含硫量极少的天然气机组来说, 由 于不会发生低温硫腐蚀问题,温度 Tg5 则 图 5 单压余热锅炉燃气与汽水温度变化关系 可以降低到 80—85℃左右。但是多压汽水 系统方案的主要缺点是:锅炉、管道以及蒸汽轮机的基本投资费用会相应地增高。 接近点温差?Tw 是指余热锅炉中省煤器出口的水温 Tw7 与相应压力下饱和水温 Ts 之间的 差值,即?Tw=Ts-Tw7。通常,设计余热锅炉时,总是使 Tw7 略低于 Ts,这是由于尺寸已定 的余热锅炉,当进入的燃气温度 Tg4 随着机组负荷的减小而降低时,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,或者未予考虑,那么,在部分负荷工况下, 省煤器内就会发生部分给水蒸发汽化的问题,这会导致部分省煤器管壁发生过热现象,甚至 出现故障。 3. 热锅炉的型式和分类 3.l 从烟气侧热源考虑 从烟气侧热源考虑,余热锅炉可分为 (1)无补燃的余热锅炉 这种余热锅炉单纯回收燃气轮机排气的热量,产生一定压力和温度的蒸汽。 (2)有补燃的余热锅炉 这种余热锅炉除了回收燃气轮机排气的热量以外,还加入一定量的燃料进行燃烧,使烟 气温度升高,以增加蒸汽产量和/或提高蒸汽参数。在联合循环电厂中,无补燃的余热锅炉 应用较多,除特殊情况外,一般来说,采用无补燃的余热锅炉的联合循环电厂的效率较高。 3.2 蒸发器中循环方式 按蒸发器中循环方式,余热锅炉可分为 (l)强制循环余热锅炉 图 6 所示的余热锅炉是强制循环余热锅炉。从汽包下部引出的水经一台循环水泵加压后 分二路进入蒸发器 I 和蒸发器 II,水在蒸发器内吸收烟气热量,部分水变成蒸汽,然后蒸发 器内的汽水混合物经导管流入汽包。依靠循环水泵产生的动力使水循环,这种余热锅炉称为 “强制循环余热锅炉” 。强制循环余热锅炉的各受热面组件的管子通常是水平布置的,受热 面之间是沿高度方向布置,可节省地面的面积,并使出口处的烟囱高度缩短。但在运行中需

4

要循环泵,使运行复杂,增加维修费用。

图 6 强制循环余热锅炉

图 7 立式布置的自然循环余热锅炉

(2)自然循环余热锅炉 自然循环余热锅炉可以是卧式布置的,也可以是立式布置的。图 4 所示是卧式布置的自 然循环余热锅炉。 在卧式布置的自然循环余热锅炉中, 全部受热面组件的管子是垂直布置的, 汽包下部有下降管与蒸发器的下联箱相连。有的余热锅炉,下降管位于烟道外面,不吸收烟 气的热量。直立管束吸收烟气的热量。管束内水因吸收烟气热量就有部分水变成蒸汽,由于 蒸汽的密度比水的密度要小得多,所以直立管束内汽和水混合物的平均密度要小于下降管中 水的密度,两者密度差形成了水的循环。也就是说:下降管内的水比较重,向下流动,直立 管束内的汽水混合物比较轻,向上流动,形成连续产汽过程。此时进入蒸发器的水不是靠循 环水泵的动力,而是靠流体的密度差而流动,这种余热锅炉称为“自然循环余热锅炉” 。省 去了循环水泵,使运行和维修简单。 图 7 所示是立式布置的自然循环锅炉。与强制循环的区别在于用一个带高压喷射器的启 动泵取代强制循环泵,在连续运行时,依靠省煤器中的水通过喷射器注入, 通过流动稳定性。 这种型式的余热锅炉更适合于带基本负荷的机组,并且蒸汽压力低于 12.5MPa,高于这个压 力时建议采用强制循环或直流锅炉。 3.3 蒸汽压力等级 从余热锅炉产生的蒸汽压力等级来考虑,余热锅炉可分为: (l)单压级余热锅炉 余热锅炉只生产一种压力的蒸汽供汽轮机一发电机机组。 (2)双压或多压级余热锅炉 余热锅炉能生产两种不同压力或多种不同压力的蒸汽供汽轮机一发电机机组。双压或多 压级余热锅炉能从燃气轮机排气中回收更多的热量,联合循环机组的效率能提高,但是系统 较复杂,造价高。因此,余热锅炉设计成单压还是多压必须综合考虑各种因素。3.4 余热锅 炉的布置方式 按受热面布置,余热锅炉通常有下列两种布置方式

5

(1)卧式布置 图 4 所示的自然循环余热锅炉是卧式布置,各级受热面部件(过热器, 蒸发器和省煤器) 的管子是垂直的,烟气横向流过各级受热面。通常卧式布置的余热锅炉为自然循环。卧式布 置的余热锅炉占地面积大一些,烟囱段的高度高。对于大型余热锅炉,采用这种布置有利于 抗震。 (2)立式布置 图 6 所示的强制循环余热锅炉是立式布置,各级受热面部件(过热器,蒸发器 I,蒸发 器 II 和省煤器)的管子是水平的,各级受热面部件是沿高度方向布置,烟气自下而上流过各 级受热面。立式布置的余热锅炉可以采用强制循环,也可以采用自然循环。立式布置的余热 锅炉占地面积较小,烟囱段高度缩短。 3.5 室内外布置 按余热锅炉所处的自然环境,有两种布置方式 (1)露天布置 余热锅炉布置在露天。设计时要考虑自然环境,例如风、雨、冰冻等对余热锅炉的影响。 我国己有的联合循环电厂,余热锅炉多数采用露天布置。 (2)室内布置 余热锅炉布置在室内。在恶劣的自然环境下余 热锅炉可考虑采用室内布置,确保余热锅炉安全可 靠运行和便于维护。 3.6 有无汽包 按余热锅炉有无汽包,可以分成汽包炉和直流 炉。随着燃气轮机参数的不断提高,排气温度也更 高。为了进一步改善联合循环的经济性,可以采用 超临界的蒸汽循环。直流余热锅炉就是为超临界蒸 汽循环设计的。图 8 是直流式余热锅炉的示意图。 省煤器和蒸发器合而为一,没有循环泵,保证快速 启动和高度灵活的负荷响应特性,适应更新一代的 图 8 直流式余热锅炉示意图 燃气轮机。 4. 余热锅炉的组成 图 9 是一实际自然循环余热锅炉的布置图。包括烟道系统及余热锅炉本体受热面。 4.1 烟道系统 从燃气轮机排出的高温烟气有两路出口:一路进入余热锅炉,流过各级受热面,从主烟 囱排入大气;另一路进入旁通烟囱,排入大气。每路烟道上装有挡板,余热锅炉入口烟道上 装的挡板称“入口挡板” ,旁通烟道上装的挡板称“旁通挡板” 。有些余热锅炉上,把入口挡 板和旁通挡板合二为一,称为“烟道挡板” 。 燃气轮机工作而余热锅炉不工作时,旁通挡 板开启,入口挡板关闭。燃气轮机和余热锅炉同时工作时,旁通挡板关闭,入口挡板开启。 有些余热锅炉,在余热锅炉入口烟道处还装有插板,在燃气轮机工作而余热锅炉较长时期不 工作情况下,把插扳插入烟道,燃气轮机和余热锅炉完全隔离。有些立式布置的余热锅炉, 在主烟囱处装有挡板,称“烟囱挡板” 。对于起停频繁的余热锅炉,当余热锅炉短时间停炉 时,可以关闭烟囱挡板,以防止余热锅炉内的热量损失。因为余热锅炉内温度比较高,周围 冷空气可以进入余热锅炉,形成自然对流将热量带走,关闭烟囱挡板就能防止外界气流进入 余热锅炉,以保存热量,有利于随时起动余热锅炉。如果余热锅炉要停炉检修,希望冷却速 度快些,可以开启烟囱挡板。 入口烟道和旁通烟道都装有膨胀节,这是由于烟道受热后要伸长,会对烟道的支架产生

6

热应力,采用膨胀节能吸收烟道的伸长量,可以减小热应力。 主烟囱和旁通烟囱设计时应考虑避雷、防雨措施。

图 9 自然循环余热锅炉布置图 目前,绝大多数燃气轮机联合循环装置,采用了旁通烟道,其作用有: ①增加了联合循环装置运行的灵活性。正常情况下以联合循环方式运行,特殊情况下燃 气轮机可以单独运行。②余热锅炉和燃气轮机匹配性好。燃气轮机从冷态起动到额定负荷只 需不到 20 分钟时间,而余热锅炉和汽轮机的升温(压)和升负荷速度取决于金属允许的热 应力,从冷态起动到额定负荷约需 2 小时,调节挡板开度可以使余热锅炉、汽轮机和燃气轮 机很好匹配。③能减小余热锅炉经受的热冲击。 旁边挡板或入口挡板,在全关位置上时要求密封性好,避免烟气漏泄。例如某台余热锅 炉,设计的最大漏泄率为 0.2%,挡板每一边上装有密封装置,它由二条不锈钢弹性板组成, 中间由风机供给密封空气,其压力高于燃气压力,以保证密封效灭。 4.2 余热锅炉本体 余热锅炉本体采用模块式结构。这种经过工厂试验的各模块,便于装运,可缩短现场安 装工期,降低建造费用。图 10 和图 11 分别表示了一台强制循环余热锅炉和一台自然循环余 热锅炉的本体模块式结构。 从图可以看到,整个余热锅炉分成几个大组件,每个大组件均在制造厂组合好,在现场 可将各组件直接安装成余热锅炉,大大缩短安装时间。组件有:烟道。膨胀节、90?转弯段、 支承框架、汽包、烟囱、烟囱挡板、烟囱缩口、过热器、蒸发器、省煤器、旁路烟道及其挡 板和膨胀节等。 有热烟气流过的组件,均有管箱板。 考虑到减少散热损失,同时也保证运行人员的安全, 管箱板由金属板与保温层组成,与高温烟气接触的内壁采用耐热合金钢的钢板,外壁采用碳

7

钢钢板,两金属板之间是矿物纤维的保温层,外壁与内壁用螺栓连接,螺栓预先焊在外壁钢 板的内侧,在内壁相应位置处预先冲孔眼,孔的直径要比螺栓直径大,多余的孔隙量可以允 许内壁和外壁有相对移动。这是因为内壁和外壁的温度不同,材料不同,受热后的膨胀伸长 量也不同, 所以两壁之间会有相对移动。 外壁上焊有加强框架,可保证管箱板的强度和刚度, 外壁的两端焊有法兰,可以用来连接组件。 随着烟气在余热锅炉中的流动,烟温逐渐降低,所以管箱板也可以逐渐减薄,省煤器出 口的烟气温度不超过 200℃,可以直接用碳钢板制造烟道,来代替管箱板。 ①入口过渡段烟道 要求烟气均匀地流入过热器段,因此入口过渡段烟道内常常装有导流板。此外,要求能 经受热冲击和烟气压力。 入口过渡段烟道由内壁面耐热不锈钢板、 中间保温层和箱体钢板、 外壁铝合金护板组成。 内壁耐热不锈钢钢板之间的接缝处,必须考虑膨胀和密封的要求。 ②受热面组件 受热面组件指的是过热器、蒸发器、省煤器和低压蒸发器等。对于立式布置余热锅炉或 者卧式布置余热锅炉,各自的受热面组件的结构型式基本上是相同的,只是管子直径及有关 尺寸略有不同。各组件由管束、联箱、支吊架(或固定架)等组成,示于图 12。

图 12 受热面组件 A-肋片管 B-焊接成一根蛇形管 C-装支吊架 D-蛇形管组件 (1)管组 每个受热面组件的管组包括几十根管子,管子是带肋片的,组成蛇形行管组。肋片管是 用一定厚度(如 1mm)和一定宽度(如 12~20mm)的薄钢带绕在光管外壁上,绕的型式 采用螺旋线。采用肋片管可以增加传热面积,从而增加单位管长的传热量,使布置紧凑,减 小余热锅炉体积。薄钢带是用电阻焊与光管外壁相接的,使钢带与管外壁紧密结合,保证良 好的传热效果。 (注意新型的 H 型肋片)

8

图 12 还表示了整个受热面组件的装配过程,二根直的肋片管用一个 180?弯头连接,连 接方式采用焊接,最后组成一根蛇形管,几十根并联的蛇形管可以组成一个组管。管子弯头 采用光管,处在高温烟道以外,使肋片管和弯头(光管)之间的焊缝不和高温烟气接触。有 些制造厂规定,带肋片的管段不允许用二段管子拼接而成,以提高可靠性。图 13 是一组带 肋片管的受热面组件焊接后的照片。 (2)支吊架 采用“蜂窝状”吊架,用两块凸凹板可以组成一个“蜂窝状”吊架,凸凹的形状是一个 等六边形,像蜂窝的形状,所以称“蜂窝状”吊架。图 12C 中表示出一根水平蛇形管的吊架, 如果管子沿水平方向很长,需要多装吊架,大约每隔一米需一个吊架。如果并联的管子数目 是 30 根,在同一距离上就有 30 个吊架,采用吊架顶板和底板可以将此 30 个吊架组合起来, 最后如图 12 D 中表示的一个大的坚固的管组。顶板和底板用厚的碳钢钢板制造,能够承受 管组的重量。 管子的肋片部分和吊架板接触,肋片外形是圆的,而吊架板形状是六角形,除了接触点 以外,两者之间有足够的空隙,吊架本身又有挠性,可以微微移动。所以当管子受热而膨胀 时,不易被吊架卡住,同时管壁不会被磨损。 这种形式的吊架对于联箱也是有好处的, 因为管组的进口联箱和出口联箱都是固定不 动的, 采用这种吊架, 管子膨胀伸长是自由的, 能减少膨胀热应力作用到联箱上。 (3)联箱 在整个管组和吊架装配后,最后安装联 箱,省煤器和过热器的进出口联箱型式是相同 的。而蒸发器联箱的型式常常是不同的。进口 联箱的直径要小于出口联箱的直径,这是因为 蒸发器人口是水而出口是汽水混合物。 图 13 一组受热面组件焊接后的照片 (4)特点 组成的蛇形管的两端可以自由伸长。全部弯头都在高温烟道以外,表明焊缝不和高温烟 气接触。这种受热面结构对快速起动有利,所以余热锅炉能够随着燃气轮机快速起动。 受热面的管子采用助片管,可以增加传热量,反过来说,在传热量相同的情况下,可以 减少受热面,使余热锅炉体积小,布置紧凑。所以目前不论是水平蛇形管或直立式管都趋向 于采用肋片管。例如:省煤器中每公斤水需吸收热量 314kJ。如果采用光管,需 0.497 米的管 子,如果采用相同管径的肋片管,只需 0.05 米的管子,显然后者可以缩小余热锅炉的尺寸。 从传热的观点来分析,要提高传热量,就要减小传热的总热阻。余热锅炉管子外面流的 是烟气,所以要就从管外侧想办法来改善传热,最有效的措施就是增加管外侧表面积,也就 是采用管外加肋片的肋片管。 ③汽包 图 14 是某台余热锅炉的汽包示意图。蒸发器出口的汽水混合物经导管引入汽包的连通 箱内,在旋风分离器中进行汽水分离,分离出的水下落到水空间,汽向上流动,经洗涤器和 除雾器进一步分离水,然后蒸汽经蒸汽出口管通往过热器。汽包下部有下降管,在下降管入 口处装有旋涡破坏器,防止蒸汽带入下降管。 汽包内还有来自省煤器的进水管,连续和定期排污管,加药管等(图中未示出) 。对于 卧式布置的余热锅炉, 定期排污管位于蒸发器下部联箱底部。 汽包端部封头上装有人孔装置, 允许人进入汽包内安装和检查。汽包顶部装有安全阀及消音器。汽包上还装有水位计,监视 汽包中水位高低。通常汽包采用悬吊方式固定在构架的梁上,采用挠性支架,以减少各连接

9

管受热膨胀对汽包产生的附加应力。

图 14 余热锅炉的汽包示意图 ④构架、平台、楼梯 构架是用金属柱和梁组成的框架结构,采用螺拴连接或焊接连接。构架用来支承余热锅 炉。多数余热锅炉采用悬吊结构,允许受热面向下膨胀。 为了检查和维修需要,余热锅炉周围布置有几层固定在构架上的平台楼梯,通往各级受 热面的检修门和汽包等处。 ⑤箱体 各箱体构成了布置有相应受热面组件的烟道。箱体壁是由内壁衬扳、中间保温层和箱体 钢板、外壁铝合金护板组成。位于高温烟气区域的箱体钢板采用耐热不锈钢钢板,位于低温 烟气区域的箱体钢板,有的余热锅炉采用碳钢钢板。 箱体设计时要考虑快速起动和密封等要求,允许内壁衬扳自由热膨胀,多层保温材料应 使它们的接缝错开。 ?出口过渡段烟道 出口过渡段烟道的壁面由内壁碳钢衬板, 中间保温层, 箱体钢板和外壁铝合金护板组成, 与入口过渡段烟道相似。 4.3 余热锅炉的主要附件 余热锅炉的安全、经济运行在很大程度上由一系列指示仪表和设备附件来保证。主要附 件一般包括: ①压力表和温度计 ②水位计 ③安全阀 ?吹灰器 图 15 所示是 GE 公司 STAG 207FA 联合循环的平面布置。
10

图 15 GE 公司 STAG207FA 联合循环的平面布置图 5. 余热锅炉的热力特点 与常规蒸汽电站锅炉相比,余热锅炉有以下特点: 5.l 变温显热源 加入联合循环系统的燃料化学能转化为热能被逐级利用,高温段通过燃气轮机转换为机 械功输出,燃气轮机排气的显热在余热锅炉中被回收,产生蒸汽用于驱动汽轮机。燃气轮机 排气的温度一般在 500—600℃左右,因此余热锅炉中传热主要是对流传热方式,为有效回收 烟气的热量,余热锅炉汽水侧一般被设计成多压或多压再热方式。 而常规蒸汽电站的锅炉中,蒸发受热面的传热以辐射传热方式为主,在省煤器的下游可 以设置空气预热器,用来进一步降低锅炉的排烟温度,因此常规蒸汽电站锅护的汽水系统采 用一个压力等级。 5.2 中温大流量气侧工质 随着燃气轮机技术的发展,用于联合循环余热锅炉热源载体的进口温度越来越高,流量 越来越大。烟气进口温度可达到 500-610℃,可以用于生产超高参数以上汽轮机的蒸汽,但 与常规蒸汽电站的锅炉中的烟气温度相比仍是中等温度。在烟气流量上与蒸汽电站锅炉相 比,联合循环中余热锅炉烟气流量更大,烟气与蒸汽的质量比在 4-10 之间,而蒸汽电站锅 炉这一比值仅为 1-1.2。余热锅炉中烟气侧工质流量大,决定了在 T-Q 图上省煤器内水升 温段斜率大于对应的烟气放热降温段斜率,所以节点(T-Q 图上烟气与汽水工质温差最小的 点)发生在省煤器的热端,如图 5 所示。而在常规蒸汽电站锅炉中,给水热容量远大于烟气 热容量(尽管给水流量与烟气流量接近) ,从而决定了节点温差在省煤器的冷端。 余热锅炉中节点温差在省煤器的热端,这一特点使得其蒸汽产量并不取决于省煤器的入 口水温度即给水温度,相反,常规蒸汽电站锅炉的蒸汽产量与给水温度密切相关。因此常规 蒸汽电站锅炉的新蒸汽产量可以通过提高给水温度获得增加。 由于余热锅炉烟气侧流量大,使得燃气轮机排气是完全发展的素流,当燃气轮机排气与 余热锅炉烟道方向不一致时,烟气流动方向被改变,使流速和温度都很不均匀,在余热锅炉 进口截面上,烟气流速变化有时为?400%,温度不均度达?55℃。余热锅炉中烟气大流量、 高流速和高紊流度的气动热力特点对传热是有利的,但也会引起一些其它问题:如烟道挡板 和传热构件的振劝,烟气偏流和传热不均,烟道及挡板等热部件的磨损、热变形等。因此,

11

为了使余热锅炉进口流场均匀和保证达到预定的设计性能,有时需要加装整流装置,并进行 烟道流动模化试验,完善结构设计。当燃气轮机轴向排气时,情况就有利得多。 5.3 负荷变化时气/汽测温度变化不协调 燃气侧热源变动大,蒸汽侧要求热力参数相对稳定。燃气轮机负荷总在不断变动,又常 运行在温度变化范围很大(-20—45℃)的大气环境中,因此燃气轮机排气温度和流量都会 发生很大的变化。这样余热锅炉热力特性也随之变动,其产汽量、蒸汽温度和压力等都会发 生变化。而蒸汽侧的热力参数通常要求比较稳定,即使是滑压运行,变动量也不是很大的, 并且还有许多工程上和热力学上的约束,如省煤器不能出现汽化现象,排烟温度不能低于露 点等。起停过程燃气侧热力变化也很大。这样,变工况过程余热锅炉燃气和蒸汽两侧热力变 化不协调就构成它的又一个热力特点。同时,值得注意的是与结构特性相关的热力特性:热 源头(燃气轮机)热惯性比较小,而余热锅炉的热惯性相对大得多。 因此,联合循环中余热锅炉变工况特性是很重要的,在系统控制、余热锅炉热力和结构 设计以及联合循环系统构成设计等过程中都要很好考虑。近年来,许多联合循环装置设计中 考虑上述特点,其燃气轮机压气机采用进口可转导叶,以尽量减小余热锅炉的进口烟气温度 变化幅度。 5.4 一般不采用从蒸汽轮机抽汽加热给水 为了充分利用燃气轮机排气的余热,即尽可能降低余热锅炉的排烟温度,实现多发电, 联合循环中的蒸汽系统一般不设置抽汽回热加热装置。其凝结水的加热和除氧大多在余热锅 炉的给水加热部分中完成。

12

由 E 型燃气轮机组成的联合循环的性能参数 生产厂家 型号 第 1 台使用年份 CC 功率(MW) GT 功率 PGT(MW) ST 功率 PST(MW) PGT/PST 热效率 LHV(%) 厂用电率 燃气轮机配置 频率 余热锅炉配置 比投资费用$/kW S109E 1979 189.2 121.6 70.4 1.727 52.0 0.0146 1+1 1×9001(E) 50 双压无再热 476 GE 公司 S209E 1979 383.7 243.2 146.1 1.665 52.7 0.0144 2+1 2×9001(E) 50 双压无再热 1+1 1×M701D 50 双压无再热 470 2+1 2×M701D 50 双压无再热 380 三菱重工 MPCP1 (M701D) 1981 212.5 142.1 70.4 2.018 51.4 MPCP2 (M701D) 1981 426.6 284.2 142.4 1.996 51.6

由 F 型燃气轮机组成的联合循环的性能参数 生产厂家 型号 第 1 台使用年份 CC 功率(MW) GT 功率 PGT(MW) ST 功率 PST(MW) PGT/PST 热效率 LHV(%) 厂用电率 燃气轮机配置 频率 余热锅炉配置 比投资费用$/kW S109FA 1994 390.8 254.1 141.8 1.792 56.7 0.0129 GE 公司 S209FA 1994 786.9 508.2 289.2 1.757 57.1 0.0132 1+1 1×M701F 50 三压再热 350 2+1 2×M701F 50 三压再热 296 三菱重工 MPCP1 (M701F) 1992 397.7 266.1 131.6 2.022 57.0 MPCP2 (M701F) 1992 799.6 532.2 267.4 1.990 57.3

1+1 2+1 1×9001(FA) 2×9001(FA) 50 三压再热 356 50 三压再热 308

GE 公司建议的单压和双压循环系统的蒸汽参数规范 项目 蒸气轮机功率 MW 主蒸汽压力 MPa 主蒸汽温度℃ 再热蒸汽压力 MPa 再热蒸汽温度℃ 二次蒸汽压力 MPa 二次蒸汽温度℃ 0.55 0.55 0.55 比过热器前的燃气温度低 11℃
13

单压无再热 全部 4.13 538 ?40 5.64 538

双压无再热 40~60 6.61 538 ?60 8.26 538

双压再热 >60 9.98 538 2.06-2.75 538 0.55 305

注:若燃气轮机的排气温度低于 568℃,主蒸汽温度应比排气温度低 30℃。 GE 公司建议的三压循环系统的蒸汽参数规范 项目 蒸气轮机功率 MW 主蒸汽压力 MPa 主蒸汽温度℃ 再热蒸汽压力 MPa 再热蒸汽温度℃ 中压蒸汽压力 MPa 中压蒸汽温度℃ 低压蒸汽压力 MPa 低压蒸汽温度℃ 0.69 270 0.17 160 0.83 280 0.17 170 1.07 300 0.17 180 ?40 5.85 538 三压无再热 40~60 6.88 538 ?60 8.60 538 三压再热 >60 9.98 538 2.06-2.75 538 2.06-2.75 305 0.28 260

当联合循环由单压无再热改为三压再热的汽水循环时,机组热效率增加 3 个百分点,机 组功率增加 6 个百分点。当联合循环由单压无再热改为双压无再热的汽水循环时,机组热效 率增加 1.7 个百分点,由双压无再热改为三压无再热的汽水循环时,机组热效率只能增加 0.6 个百分点。由无再热改为有再热的汽水循环时,机组热效率也只能提高 0.6 到 0.7 个百分点。 由此可见合理选择汽水循环系统对改善联合循环热效率和功率输出的重要性。 在改善汽水循环系统的同时,汽轮机的效率也得到改善,余热锅炉的排气温度下降,余 热锅炉的效率也得到提高。 注意余热锅炉的最低排气温度受到排气的酸露点和水露点的限制。当燃用含硫燃料时, 余热锅炉的排气温度应比燃气的酸露点高 10℃左右。 余热锅炉的蒸汽参数是根据余热锅炉和蒸汽轮机设计最优化的原则制定的,优化目标是 使余热锅炉的当量效率与蒸汽轮机的有效循环效率的乘积最大。上面的表中示出了 GE 公司 建议的参数选择。 在三压有再热的循环中,中压蒸汽的压力与再热蒸汽(即高压缸的排汽)的压力取的相 同,这两股蒸汽混合后进行再热,然后进入汽轮机的中压缸。 联合循环中主蒸汽压力一般不太高,介于高压或次高压范围。在选择主蒸汽压力时要考 虑以下四方面的因素:对整个联合循环性能的影响;对汽轮机效率的影响;对汽轮机功率的 影响(主要是通过对主蒸汽流量和二次蒸汽流量的影响来体现) ;对汽轮机排汽湿度的影响。 一般来说,燃气轮机排气温度低于 538℃时不宜采用再热,但是可以采用单压、双压或 三压。目前燃气轮机排气温度达到 593℃的一般都采用三压有再热的循环方式。 通常主蒸汽温度和再热蒸汽温度应比燃气轮机排气温度低 30℃左右。 采用再热循环时主 蒸汽的压力一般可以高于无再热循环的主蒸汽压力,这是因为采用再热减少了汽轮机排汽湿 度,并使汽轮机内效率有所提高。 目前联合循环中主蒸汽的压力最高只达到超高压范围(13.5MPa) ,当燃气轮机排气温度 进一步增加以及蒸汽轮机功率进一步增大时,有必要将主蒸汽的压力提高到亚临界参数。 根据统计资料,采用三压的联合循环比投资费用比双压高 4%,比单压高 6%。

14

联合循环中蒸汽轮机的特点
1. 不采用回热,并且在双压和三压系统中还有向中压缸、低压缸的进汽,排汽流量大。 2. 必须适应快速启动的要求。 3. 蒸气轮机采用滑压运行方式。 通常在 100%至 45%额定功率范围蒸汽压力线性下降, 此后蒸汽压力保持不变。采用滑压运行方式可以使汽轮机多发出一些功率,这是因 为压力降低时余热锅炉产汽量增加。同时在滑压运行时,在部分负荷下汽轮机排汽 温度变化不大,蒸汽湿度不至于过大。

国外主要余热锅炉制造厂家产品特点
一、ALSTOM 公司 ALSTOM 是世界三大跨国电力制造公司(GE、SIEMENS)之一,并且是三大公司中唯 一既生产燃气轮机、汽轮机,又生产余热锅炉的公司。公司及其许可证产品占世界余热锅炉 市场的最大份额(2001 年已占 25%) 。公司生产的余热锅炉产品品种最多,并领先开发直流 余热锅炉。 公司经几次重组后, 其中开发与制造与燃气轮机相配的余热锅炉的厂家主要有 5 个公司: 美国的 ALSTOM Power,Inc.,公司内设有余热锅炉部,是 ALSTOM 公司余热锅炉研发 设计的总部。 澳大利亚 ALSTOM Power,Ltd,同时负责亚洲业务。ALSTOM 向中国转让余热锅炉技 术就由该公司负责。 意大利 ALSTOM Power Boilers S.P.A,负责欧洲。 印度尼西亚 PT ALSTOM Power Boilers,是 ALSTOM 在亚洲的锅炉准则基地。 葡萄牙 ALSTOM Power Portugal SA。 1.强化换热,降低余热锅炉准则成本。 ·采用齿形翅片管,提高换热强度,减少烟气阻力。 ·讲究螺旋翅片管束布置和鳍片结构参数的优化选择。 ·高频焊翅片管品质优良。 2.充分适应联合循环机组调峰要求。 ·管束上下集箱间采用单管排联结,相应的采用小直径集箱,翅片管无弯头,集箱内无 中间隔板等,可减少热应力 60%。 ·强化汽水系统的疏水布置。 ·采用高蠕变强度材料,可承受启动过程中的干烧条件。 ·余热锅炉顶部采用汽冷吊挂,管间柔性连接,降低附加应力。 ·锅筒容积大,水位表量程宽。 ·应力分析软件可按不同启动过程要求对锅炉低周疲劳和寿命折损进行定量控制。 3.提高工厂组装率,缩短安装周期。 二、CMI 公司 CMI 公司,即科克里尔机械工业公司(COCKERILL MECHANICAL INDUSTRIE) ,是 比利时历史最悠久的工程和制造公司之一。 余热锅炉主要采用立式烟道技术。 ·可配所有容量的燃气轮机。 ·单级、两级或三级余热锅炉,带或不带再热。

15

·辅助循环、自然循环、引致(Induced)循环或直流式余热锅炉。 ·补燃或无补燃。 ·含或不含旁路挡板。 ·亚临界或超临界压力。 ·有或没有吹灰器。 ·带或不带 S.C.R.系统(选择性催化降 NOX 系统) 。 ·配不同燃料(气体和液体燃料) 。 ·基本负荷或调峰。 ·热电联产。 ·工艺回收锅炉。 ·售后服务、维护和备件。 三、Deltak 公司 美国,公司本部设在明尼苏达州阿波利斯市。 四、福斯特惠勒公司(FW) 美国。 五、巴布科克-日立公司(BHK) 技术优势: ·360 台余热锅炉长期运行实践考验。 ·先进技术 ·精良的制造技术与质量控制。 ·设备可用率高。 ·模块划分适应用户的安装条件。 余热锅炉为三压再热无补燃卧式自然循环炉型。露天布置,正压运行。 锅炉本体 4.5m(长)×12.8m(宽)×27.35m(高) ,为便于模块运输,锅炉沿宽度方向 分为 3 组。受热面管均垂直布置,全部采用悬吊结构。各级受热面间留有检修空间,并设检 修门孔。管束可上下自由膨胀,而在水平方向则受到约束。沿垂直方向有数道蜂窝状管夹, 防止管子之间水平错动。同时设置数道垂直防振隔板,有效的防止管束振动。沿炉宽方向管 束之间、管束与炉壳之间设置了烟气阻隔板,防止形成烟气走廊而影响传热效果。 本体炉壳内侧设置保温层和内护板。 高温段采用双层内护板, 其结构形式为鳞片式搭接, 以适应锅炉的频繁起停和降低噪声。在不同烟温区采用不同材质的薄钢板和保温层厚度。锅 炉外壳表面温度不超过 50℃(环境温度 27℃时) 。 六、三菱公司(MHI) 1.余热锅炉两种形式的比较: (1)垂直烟气流向型 ·顶部支撑易于吸收热膨胀。 ·水平布置管道,鳍片为垂直布置,减少积灰危险。 ·安装面积小。 ·烟囱在锅炉顶部,烟囱可以较短。 ·不需脚手架,简化检查维修工作。 (2)自然循环 ·锅炉回路简单,不需任何泵和阀门。

16

·锅炉回路中无厂用电消耗。 ·较低的建造和保养成本。 ·管理简单。 ·可靠性高(没有泵因此没有负荷限制) 。 自然循环的驱动力是上升管和下降管中水和蒸汽的密度差。实验研究证明了启动到满负 荷的循环稳定性。 联箱采用滑动支撑系统,实现自由膨胀。 2.控制策略 高温过热器出口温度由过热器喷水减温来保持。 再热器出口温度由再热器喷水减温来保持。 高压、中压和低压汽包水位由给水调节阀控制。 3.余热锅炉: 三压再热自然循环无补燃立式锅炉,室外布置。 凝结水经低压省煤器分别进入高中低压三个系统。为防止低压省煤器进口段发生低温腐 蚀,在低压省煤器进、出口间设置再循环系统,以提高低压省煤器进口水温。再循环系统设 置两台 100%容量的再循环泵,正常情况下一台运行,一台备用,出现故障时可自动切换。 低压省煤器出来的部分给水直接进入低压汽包,经低压蒸发器、低压过热器后进入汽轮 机。在低压省煤器后管道上设置高、中压一体化给水泵,由给水泵将给水分别送入高、中压 系统。 中压系统经中压省煤器、中压汽包、中压蒸发器、中压过热器,与汽轮机来的冷再热蒸 汽混合后进入一级再热器、二级再热器。两级再热器之间布置喷水减温器。 高压系统经高压省煤器、高压汽包、高压蒸发器、一级高压过热器、二级高压过热器, 两级过热器之间布置喷水减温器。 冷态、温态和热态启动。 所有受热管道都可以疏水,但在启动前必须人工排气和疏水。 ·汽包内部有二级蒸汽分离装置: (1) 上升管进入汽包后由挡板进行分离,为重力分离。 (2) 湿蒸汽由汽包顶部汽水分离器通过碰撞去除携带的水份。 ·蒸发器在设计条件下的循环倍率为: 高压蒸发器:~5 中压蒸发器:~10-20 低压蒸发器:~30-40 ·省煤器在设计时要合理选择接近点温差,保证任何情况下都不发生水的汽化,在省煤 器和汽包进口间安装给水调节阀解决这个问题。 ·锅炉护板和烟道系统能够承受+3kPa 运行背压。 七、N/E 公司 美国密苏里州圣?路易斯市。 八、NEM 公司 荷兰。 九、川崎重工 十、韩国斗山重工业株式会社

17

余热锅炉的性能试验
ASME PTC4.4 燃气轮机余热锅炉的性能试验规程 目前我国还没有一个余热锅炉性能试验的规程或标准。为进行此类试验,主要参考美国 机械工程师协会和美国国家标准学会联合编制的“燃气轮机余热锅炉”的性能试验规程 (PTC4.4) 。目前正在应用的 PTC4.4 是 1981 年的版本。PTC4.4 只适用于含 40%以上过量空 气的燃气轮机排出的烟气,它的主要目的是供确定余热锅炉的效率、出力和其它一些运行性 能,诸如蒸汽温度及其控制范围、入口烟气量及其温度、空气、烟气、蒸汽和水系统中的压 降、蒸汽的质量和/或纯度以及空气和旁路烟道内的漏泄量。这些性能数据是用来与制造厂 的保证值或参考值作比较,或比较不同的运行条件和运行方式、或确定某个分部或单独部件 的具体性能,以及确定设备改造的后果。 PTC4.4 给出了三种可用来对余热锅炉进行试验的方法, 两种是为确定其效率用的, 另一 种则是衡量设备性能的“有效程度”的试验。 在确定余热锅炉效率的两种方法中,第一种是输入/输出法,它要非常精确地测量用于计 算进入余热锅炉的总热量(输入)和被工质吸收的总热量(输出)的那些参数,然后用下式 来计算其效率: 效率(%)=(输出/输入)×100% 第二种确定效率的方法是“热损失法” ,它要求精确地测定余热锅炉的入口和出口介质 的温度,以及确定在测定范围内发生的其它热损失和热收益,然后按下式进行计算: 效率(%)=(100-[热损失/燃气轮机排烟所含热量+辅助燃料中所含热量+热收益])×100% 确定余热锅炉的有效程度的方法是“焓降法” ,它需要测量在试验设备范围内的实际焓 降并与热烟气在该范围内的最大理论可能焓降相比,其表达的公式是: 有效程度(%)=(进入余热锅炉热烟气的实际焓降/热烟气的最大理论可能焓降)×100% 式中最大理论可能焓降的定义是进入和离开试验区段的热烟气的焓降,假定该区段内装有 无限大的受热面,因而在该区段的某一点或某些点上的烟气与水/汽的温度是相等的。 1.进行性能试验的一些指导性原则 1.1 为了避免在试验过程中或试验后可能出现的异议或争论情况(尤其是当试验是为供需双 方验证设备是否符合合同条款或保证条件时) ,PTC4.4 十分强调在试验前就应该将与试验有 关的各种问题尽可能地考虑周到,在明确并达成一致协议以后,就应在试验过程中尽量保持 运行条件与协议相一致,避免对任何环节的省略并消除会引起模棱两可解释的做法。该规程 建议与试验有关的各方应该在试验开始前就对下列各项达成明确的共识: (1) 试验的目的和采用的运行方式; (2) 合同中或规范书中对运行条件和保证内容的规定; (3) 保持恒定的试验条件的措施; (4) 采用何种仪表及其型号,装在何处,如何校验; (5) 如要测定余热锅炉的效率,使用输入/输出法还是热损失法; (6) 测量烟气流量的方法; (7) 应该测量的热收益及热损失; (8) 那些热收益和热损失可以不测量而可以给它们设定一定的数值; (9) 如果要确定设备的有效程度,就首先应确定人口和出口烟气温度的测量点;在锅炉 范围内定位“转折点”的方法;要确定最大理论可能焓降; (10) 如需要测定锅炉出力,就必须确定测量蒸汽流量的方法; (11) 不论进行何种试验,必须确定在进行重复试验时可以被接受的最大偏差值;
18

(12) 试验的组织、试验人员的资格以及领导方式;试验过程中观察和记录试验数据以及 试验后进行计算的安排; (13) 确定可被接受的运行条件,在几种负荷下进行试验,每次和每组试验的持续时间, 什么基础上某些试验要被剔除,每次试验的程序; (14) 试验时炉内应达到的洁净程度;在整个试验过程中如何保持此洁净度; (15) 试验时使用何种燃料;对燃料取样的频率和分析燃料试样的单位; (16) 需要观察和记录的内容; (17) 当试验条件与规定的条件有差别时需要进行那些修正; (18) 测量和取样误差极限; (19) 可以允许的漏风量; (20) 是否使用计算机来记录数据以及进行计算时所用的程序。 1.2 试验前的准备工作 做好充分的准备工作对于任何试验来说都是十分重要的。对整台锅炉的漏风情况要进行 检查并作必要的修整,要肯定试验所用的燃料与商定的基本相符。任何与标准或事先商定的 关于设备的实际条件、受热面的清洁程度、燃料特征、负荷的稳定状况等有偏离的情况都应 在试验报告中清楚地写明。然后应该进行一次预备性试验,其目的是: (1) 确定设备是否己具备进行正式试验的条件; (2) 对于事先未发现的一些小缺陷进行修补; (3) 检查所有的仪表是否工作正常; (4) 对参与试验的人员进行岗位培训。 1.3 运行方式 试验时余热锅炉以及相关的设备应都处于正常运行状态。不应对锅炉、燃烧设备、挡板 等进行会影响正常和连续运行的调整。 只有当试验有关的各方人员都对余热锅炉的运行工况满意时才开始做性能试验。为使试 验能在统一领导下顺利地进行,各方可以指定一名试验负责人来指导试验并协调试验中对测 量的准确性、试验条件、运行方式等方面出现的不同意见。 试验前和试验过程中所有的受热面都应保持正常运行所要求的清洁程度。试验中仅允许 进行为保持正常清洁程度所必须的清洁工作。 在预备性试验结束后, 如果它的各种试验条件都符合正式试验的要求, 经各方协商同意, 也可宣布它为一次合格的正式试验。 1.4 试验条件的稳定性 做任何试验之前,设备应已在该工况下运行了足够长的时间,己便建立起一种稳定的工 况。当一些与试验目的有关的关键参数在连续不断地监视下,在有关各方都同意的规定的时 段内,都没有超出表 3.1 所列的最大允许变动范围时,即可认为设备是在稳定的工况下运行。 表 1 试验工况下最大容许变动范围的建议数值 试验中任一测量点测量数值与 该点侧得的平均值之间的差值 ?2% ?3% ?4% ?4% ?2%
19

变量

(1)进入省煤器的给水量 (2)省煤器再循环流量 (3)减温水流量 (4)排污水流量 (5)进入燃气轮机的燃料量

(6)辅助燃料量 (7)燃气轮机功率输出 (8)进入余热锅炉烟气温度 (9)排烟温度 (10)进入省煤器的给水温度 (l1)过热器出口的蒸汽温度 (12)周围温度 (13)大气压力 (14)蒸汽压力 (15)空气流量 (16)余热锅炉废气量 (17)燃气轮机废气量

?2% ?2% ?10?F ?10?F ?10?F ?10?F ?5?F ?1% ?2% ?2% ?2% ?2%

在整个试验过程中,每项被记录的参数的记录值都不应超过上表中或由试验有关各方事 先商定的容许值,否则该次试验应被视作无效。 1.5 记录的间隔 试验过程中应该按一定时间间隔记录下足够次数的读数,以供查核该参数的波动幅度和 试验工况的稳定性,并最后为该参数算出试验的平均值。当用文丘利管、流量喷嘴或流量孔 板测定流量时,读数应每 5 分钟记录一次,或更频繁一些。其它主要参数的记录间隔应不超 过 10 分钟。 1.6 试验持续时间 PTC4.4 规定在对余热锅炉进行性能试验时, 其处于稳定工况下的试验持续时间应不少于 2 小时。这个时段的开始和结束时,系统内的燃烧工况、流量、以及所有可控制的压力和温 度都应尽可能一样。必须确认设备所有的保温和结构件都已达到了平衡的温度。每次试验应 该在规定的运行条件或尽可能接近规定的运行条件下进行,以避免必须对试验结果进行修 正,或减少修正的幅度。 1.7 其它 PTC4.4 同 PTC4.1 一样,对试验数据的记录、试验中异常情况的记载、试验报告的编制 等都作了较严格的原则规定。 PTC4.4 还强调了试验设备的性能裕度的计算并不属于该规程的 范畴。规程要求进行的误差分析仅仅是为了检验试验本身的质量和准确度。 2.试验用的手段和方法 2.1 PTC4.4 关于测试手段精度的规定 联合循环电厂使用的燃料主要是液态和气态的,因此对于余热锅炉除了煤的分析可以不 予考虑以外,其它测试的内容基本上与常规锅炉相似,下表列出了 PTC4.4 对于典型的测量 内容的一些规定: 表 3.2 余热锅炉试验中使用的典型测试仪表和方法 测量内容 1.流量 液体燃料 使用方法 称重箱、容积箱、容积式流量计 要求精度 量程的 ?0.5% 说明 测量点至燃烧器之间的泄漏量 要测量并修正, 燃烧器如带有回 油系统, 则回油量也要测量并作 修正。

20

气体燃料 水

孔板、喷嘴或文丘利管 文丘利管、喷嘴或孔板

量程的 ?0.35% 量程的 ?0.75% 量程的 ?0.75%

选用的一次测量元件在试验流 量时至少能在差压计上产生 5 英寸的液柱

蒸汽

文丘利管、喷嘴、薄板锐角孔板

助 燃 空 气 文丘利管、喷嘴、孔板(永久性 或 燃 气 轮 测量装置)比托管和截面分格逐 机 排 气 流 点测量(试验时现场测量) 量 2.温度 饱和蒸汽 过热蒸汽 根据汽包内压力算出 热电偶或电阻温度计

PTC4.4 附件中第 7.2 节有分格逐 点测量法的详细介绍

给水

水银温度计、热电偶或电阻温度 计

每一参数应在尽可能靠近锅炉 出口处相邻两点同时测量, 两点 之间的差值应不超过 0.25% 每一参数应在相邻的两点同时 测量, 两点之间的差值应不超过 0.5%

烟 气 和 空 水银温度计、热电偶或电阻温度 气 计 3 . 蒸 汽 / 静重仪、校准过的波登管压力计 水压力 4 .蒸汽质 1) 按 ASTM D2791 方法连续测 量(干度) 定钠含量 2) 用 火 焰 光 度 计 按 ASTM D2791 方法 B,ASTM D1428 方法 B,ASTM D2186 方法 C 测定钠含量 3) 钠离子电极法(参照 ASTM D2791) 4) 放射性示踪核素法 5) 用热量计测量并算出蒸汽含 湿量 5 .蒸汽纯 度 1) 导电度法 2) 钠离子法 3) 残渣(重量)法 4) 二氧化硅和金属氧化物法 根据供汽的具体条件选定最适 宜的方法 参考 PTC19.11 关于如何取得具 有代表性的试样

按照 PTC19.11

6 .助燃空 干湿球温度计 气中的水 份

参照 PTC19,18

2.2 余热锅炉性能试验的一个主要的内容是它的效率,不论采用的是输入/输出法还是热损失 法,或者是测定它的有效程度,都需要测定它的热输入。高温气体的流量和温度测定都比之
21

在常规锅炉上类似的测定困难得多。燃气轮机排出的高温废气带有很高的过量空气,容积很 大,而燃气轮机出口至余热锅炉入口间的管道一般很短,断面又不断扩大,对于流速的测定 是很不理想的。 PTC4.4 在附录中花了很大的篇幅描述了在管道中划分等面积区域用比托管进 行逐点测量并算得整个断面平均流速的方法。 2.3 燃气轮机废气温度也是一个关键的参数。为避免管道内气流分层对温度测量造成的误 差,温度测点应该同流速测点保持一致,即在相等数量的分格内进行测量。而且如果初步测 定表明断面各处气流速度的分布严重不均, PTC4.4 建议各分格点上测得的温度按各该点上测 得的流速加权,然后计算出代表该断面的平均温度。在某些测温点如果裸露的热电偶接点会 同其周围的表面发生辐射热交换现象(包括在废气排出管内向天空的辐射) ,该规程建议应 该使用抽气式热电偶进行测量。 2.4 由于上述测定余热锅炉入口高温废气的速度和温度方面存在的困难性和复杂性, 尤其是 要保证能达到所要求的精确性,PTC4.4 提出了可供选择的代替方法,它们是: (l)燃气轮机热平衡法 燃气轮机本身的热平衡使得人们有可能在不直接测定燃气轮机废气的流量和温度的条 件下算出排出废气中的显热。进行燃气轮机热平衡的主要参数是它的耗热量和功率输出(可 按 PTC22“燃气轮机电厂”算出) ,次要的参数是向燃气轮机内注入蒸汽或水的量,以及其 它一些热损失,这一方法的精确性取决于燃料输入的热量和燃气轮机功率输出的精确性。如 果试验各方协商同意将燃气轮机试验结果移用于余热锅炉效率的确定,则此方法可用来提供 废气显热量、废气焓值。此外,也可以通过计算来确定燃气轮机废气流量或温度。 (2)有些燃气轮机的进口涡管是经过标定的,从而可以直接读出其入口空气量,再加上其 入口燃料量、蒸汽和/或水的注入量,进而计算出燃气轮机的废气排出量。如果余热锅炉试验 有关的各方,对于燃气轮机入口涡管的标定结果以及对燃气轮机制造厂使用的其它装置一致 表示认可,它的测定和计算结果也可以用作余热锅炉的输入数据。但这里应特别注意燃气轮 机的清洁程度应能保证其试验结果是可以被接受的。 3. 余热锅炉的效率 3.l 联合循环电厂目前在我国还是一个较新的事物,但从电力工业的形势看来,它在未来的 几年内将会有一个较快的发展。但是目前,不论在设备生产、电厂设计和运行方面都还缺乏 成熟的经验。看来在短期内不论在技术或设备方面,从国外引进还会占相当的比例。这就牵 涉到进口的余热锅炉需要通过设备的验收试验。在需要考核的设备性能方面,效率是很重要 的一个指标,它是制造厂要向用户保证的主要条件之一。前面已经提到,PTC4.4 规定,余热 锅炉的效率可以用输入/输出法(国内习惯称之为正平衡法)和热损失法(国内习惯称之为反 平衡法)来测定,下面就这两种方法与常规锅炉的效率试验的异同之处加以说明。 3.2 输入/输出法 用此方法需要测定的是锅炉的输入总热量和输出总热量。属于输入项下的有 燃气轮废 气带入的显热、辅助燃烧带入的热量,以及其它各项热收入。为此需要测量的内容有燃气轮 机排出的废气量及其温度,废气旁路中的流量,辅助燃料的流量、成分分析以及热值,以及 其它各种工质带入的热量(包括辅机的动力输入) 。输出项下则有每个压力等级下的过热蒸 汽和再热蒸汽的压力、温度、流量,饱和蒸汽压力和流量以及其它抽出的辅助蒸汽输出的热 量。 现代的余热锅炉大部分是双压或三压的,等于是几台锅炉串接在同一个烟道内,因此其 热量的输入和输出渠道要比常规锅炉多得多,要测量的测点也多。用此法进行试验的关键是 要把余热锅炉合同保证的界定范围划分得十分清楚,不使有任一输入或输出的渠道被遗漏 掉,而影响到计算出的效率数值。

22

3.3 热损失法 使用此法来计算效率,需要精确确定的是燃气轮机排出废气量和温度,余热锅炉排烟量 和温度,燃气轮机废气旁路流量、辅助燃料流量、成分分析和热值,以及所有其它工质带入 的热量。余热锅炉的排烟热损失是所有损失栏目中的最大一项。其它的热损失,如果余热锅 炉是采用助燃方式的, 则有可能因燃烧不完全面有 H2 或 CO 的损失, 但因燃气轮机是燃油和 燃气的,不完全燃烧的可能很小,一般为零;再如烟气中夹带的水分损失等,都要根据运行 的具体情况逐项确定。炉壳表面的散热(辐射和对流)损失一般是所有热损失中的最小的一 项,但如要实际测定并计算出这一热损失则其工作量是不小的(PTC4.4 介绍了其方法) 。因 此 PTC4.4 认为,如果各方同意的话,可以利用 PTC4.1(燃用燃料的蒸汽锅炉)中关于辐射 热损失曲线的数值来进行估算,并指出该曲线上的数值对于余热锅炉而言是偏于保守的。 3.4 焓降法 焓降法可以用来评价整台余热锅炉的热量利用效率,也可以对每个压力级进行评价。需 要确定的是该被评价区段的入口和出口烟气的焓值,以及从入口到出口之间的最大理论焓降 值。 为了确定后者, 就需要找到烟气温度与水或蒸汽温度最为接近的那一点 ( “转折点” , pinch point) ,以进入该区段入口处的烟气焓值与转折点处与蒸汽或水温相同温度的烟气焓值之差 来计算最大理论焓降值。具体的计算方法可以参阅 PTC4.4 第 5.4.4 节。 4.在发展燃气一蒸汽轮机联合循环电厂时遇到的问题 在发展燃气一蒸汽轮机联合循环电厂时,当前遇到的现实问题是如何处理用户和制造厂 之间为履行供货合同中性能保证值的问题。电厂是发电设备的统一购买方,但在我国,供货 的制造厂则分属燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机和发电机四大行业,前三个行业的设备在系 统上紧密地连结在一起,如何分清各个系统之间的责任,以便考核其各自的性能是否达到合 同上的保证值,应该在商谈合同时就把各项原则谈清楚,以免日后在验收设备时发生争执。 4.1 对于余热锅炉而言,除了要确定各项保证值以外,验收时采用何种方法来进行性能试验 也应事先与制造厂有所商定。方法定下来以后,进行性能试验的手段、随之而来的各项需要 专门为性能试验加装的测点才能定下来。有些测点在设计阶段就应考虑进去。例如,如决定 要在余热锅炉出入口的烟道上用分格逐点移动法测量流速、温度和氧量,则在设计时就应考 虑测量点的位置、其前后的烟道有无转折处,是否需要设置整流装置,要插入皮托管和探头 的部位周围有无足够空间供长杆伸缩和摆动, 等等。 事后补救则往往是事倍功半,不够理想, 影响试验质量。 4.2 燃气轮机的性能和废气的排出条件随周围条件的变化而变化。因此要在余热锅炉制造厂 规定的燃气轮机排气条件下进行余热锅炉保证值的性能考核试验往往是不可能的,这就需要 将实际的结果换算到保证条件下的数值。 PTC4.4 指出, 余热锅炉制造厂应该事先提供与燃气 轮机排气的质量流量、温度和热焓或湿分含量等有关的关于锅炉蒸汽流量、 热焓、 排烟温度、 效率等测定项目的修正值或修正曲线。制造厂应提出一个对试验结果进行逐一修正的方法。 由用户审查后,将一切问题都解决在性能试验开始之前。 总之,对于我国广大的锅炉试验研究人员来说,对余热锅炉的性能试验具有一定的认识 和经验的还仅仅是极少数,为了适应联合循环电厂的大规模推广和投产的形势,似有必要有 意识地让他们参加到与制造厂的技术谈判中来。

23

燃气蒸汽联合循环之余热锅炉系统参数优化与国产化
杭州锅炉集团有限公司 薛以泰 1.联合循环与余热锅炉 1.l 技术发展 燃气一蒸汽联合循环是两种工质作功过程的叠加与组合,利用燃气轮机工作后排出的含 有大量热能的烟气, 作为余热锅炉的热源产生蒸汽,推动汽轮机工作, 实现热能的梯级利用。 近年来,基于燃机技术的高速发展和余热锅炉技术的日趋完善,燃机与联合循环技术得 到了迅猛发展。燃机技术的发展,表现在燃气初温不断提高使燃机热效率达到了新的水平, 燃机单机容量增大和烟气污染排放降低三个方面。联合循环技术的发展,进一步提高了整体 热效率。余热锅炉在提高与燃机相匹配的能力、容易和降低排放等方面获得显著的进步。从 最初的单压余热锅炉发展至双压、三压或带除氧的蒸汽系统,参数也从低压、中压、次高压 发展至高温高压、提高了余热利用率和汽轮机的发电功率。联合循环的效率从十几年前的 42%-45%提高到目前的 55%-58%,并有望突破 60%大关。在一些特定的系统,甚至高 达 70%。采用高性能的燃机联合循环机组,特别是以天然气为燃料的燃机,其污染排放将大 大降低。配置燃气轮机余热回收锅炉的联合循环是目前世界上最先进的发电技术之一,已被 迅速推广使用。 自我国改革开放以来,随着国民经济的发展,电力供需矛盾突出,联合循环发电系统以 其独有的优越性引起国内的高度重视。1986 年前后,我国陆续引进了十多套燃气一蒸汽联合 循环机组。九十年代初,我国开始自行开发配套国产联合循环机组,经过几年的运行考验, 取得了宝贵的经验,为联合循环机组国产化迈出了关键的第一步。 1.2 余热锅炉特点 余热锅炉是联合循环机组中的关键设备,流程中处于燃机和汽轮机之间,起着承上启下 的作用,其发电功率约占联合循环总功率的 1/3 左右,余热锅炉的性能直接关系到整个联合 循环机组的效率和安全运行。由于其特殊地位,与普通锅炉相比,具有很大差异。燃机余热 锅炉应该具有如下的特点: (1) 能够适应燃机排气量大,排气温度约 400-600℃左右的烟气特性的要求,受热管排 采用特殊的扩展受热面,以强化传热; (2) 燃机启停迅速,调峰能力强,一般在 15-20 分钟内即可从启动状态进人满负荷运行 工况,余热锅炉应具备承受热冲击的能力,要求系统热惯性小,膨胀补偿能力强的 特点; (3) 能够适应燃机排气背压的要求,满足系统对锅炉烟气压降的限制; (4) 余热锅炉采用模块化设计,集成模块组件出厂,安装简便,适应燃机电站建设周期 短的要求; (5) 通过技术经济比较,应力求更多地回收烟气余热,达到较高的余热利用率; (6) 适应燃机负荷变化迅速、频繁,调峰能力强的特点,余热锅炉应是提供稳定蒸汽参 数的汽源。 余热锅炉结构复杂,布置巧妙,通过各压力级受热面有机组合,参数优化,能最大限度 吸收烟气热熔,提高热能利用率,降低污染物排放,达到联合循环系统的最佳配合,这也是 余热锅炉的设计目标。 2.100MW 等级燃机之余热锅炉参数优化与设计研究 为了实现联合循环的最优匹配,获得尽可能高的效率,进行蒸汽系统参数优化对于提高 联合循环的整体效率是致关重要的。 我国从 MS5000、MS6000 系列燃机联合循环起步,目前已有多套国产燃机联合循环机组

24

运行,并在近期正向大容量发展。根据我国国民经济发展状况,近期 100MW 等级燃机将是联 合循环电站采用的主力机组,研究该等级联合循环中蒸汽参数优化、锅炉与汽轮机的匹配优 为迫切。余热锅炉应从提高整个循环的经济性出发,合理选型,精心设计,这也正是本文讨 论的主要内容。 现将杭州锅炉厂首批开发的 100MW 等级大容量燃机余热锅炉项目的情况进行汇总。提出 看法,供大家参考。该联合循环三个特定用户的燃机均为 PG9l71E 型重型燃机,由 GE 公司 生产。 2.1 设计和优化要求 本项目明确要求:余热锅炉应既能适应于燃机燃用 180#重油(或原油)的排气条件, 又能适应于燃用天然气(或 LNG)的排气条件,并在两种燃料的排气条件下蒸汽系统都具有 性能优良、发电功率高的优点。 燃机工作的特性显示,不同环境温度、不同燃料时燃机排气的热焓相差甚大,因此在参 数优化设计中,设定在 15?C 和 30?C 两种环境温度、重油和天然气两种烟气的条件下,以考 虑重油烟气热焓最小和天然气烟气热焓最大的情况。本项目设计和优化的一般要求为: (1) 按天然气燃料的烟气条件进行锅炉整体布置,按重油燃料的烟气条件考虑锅炉结构 设计; (2) 确定燃用重油、环境温度为 30?C 为设计工况,以燃用天然气、环境温度为 15?C 为校 核工况。 根据大型燃机联合循环系统布置经验和我国具体情况,对于 100MW 级燃机,当燃用重油 和天然气,排气温度<550℃时锅炉宜采用不补燃非再热型系统方案。 2.2 整体布置优化 表 1 所示为 100MW 等级燃机之联合循环非再热蒸汽系统整体布置可选方案。 对于方案 0,单压蒸汽系统简单,一般用于燃机容量较小、燃料价格低廉、调峰频繁的 联合循环机组,但循环系统发电效率不高,在此不作讨论。对于 100MW 等级的燃机,应考虑 较为复杂的双压、 三压布置, 以实现系统的最优匹配。 当 100MW 等级的燃机排气温度高于 550?C 时,为了充分提高蒸汽循环系统的发电效率,才考虑采用三压再热蒸汽循环系统,这种锅炉 结构更为复杂。根据本项目燃机的排烟特性(见表 2) ,也不予考虑。 表 1 整体布置选择方案 方案 0 1 2 3 锅炉压力等级 单压 双压 双压 三压 汽轮机进汽方式 单进汽 单进汽 双进汽 双进汽 除氧热源 汽轮机抽汽 锅炉低压蒸汽 汽轮机抽汽 锅炉除氧蒸发器

项目所用 PG9171E 型燃机性能列于表 2,我们对不同参数分别进行了计算和比较。现将 表 1 中方案 l、2、3 的代表功率汇总如表 3。表 3 中汽机的背压:在环境温度为 15℃时均为 5kPa,环境温度为 30?C 时均为 8kPa。 表 2 PG9l7lE 型燃机性能参数(联合循环状态) 燃料 天然气 项目 机组出力 MW 热耗率 kJ/kWh 热耗量 kJ/h 烟气量 t/h 排气温度℃
25

环境温度℃ 15 118.76 11491 1364.7×10 1486 543
6

30 108.7 11744 1269.2×10 1397 552
6

重油

机组出力 MW 热耗率 kJ/kWh 热耗量 kJ/h 烟气量 t/h 排气温度℃

110.2 11825 1034.1×10 1487 524
6

100.35 12085 1212.8×10 1397.8 534
6

比较可见,双压进汽要比单压进汽(汽轮机)功率提高 3.5%-5%,余热利用率:燃天 然气时提高约 4%-5%、燃重油时取决于排烟温度。汽机功率:在燃天然气时三压比双压提 高约 2%,余热利用率提高约 2%。在燃重油时,因受烟气腐蚀影响,一般不采用三压锅炉。 本项目为了提高余热利用率,在尾部采取了防腐措施,可降低锅炉排烟温度,余热利用率可 增加约 3%-4%,汽机功率可增加 2%-3%。设计中应充分考虑尾部清灰和腐蚀问题。 表 3 各方案汽机输出代表功率与余热利用率比较 工况 燃料 环境温度℃ 方案 1:汽轮机出力 kW /余热利用率(%) 方案 2:汽轮机出力 kW /余热利用率(%) 方案 3:汽轮机出力 kW /余热利用率(%) 方案 1 与 2,kW/% 差额 方案 2 与 3,kW/% 1 天然气 15 58175 /73.2 60958 /78.3 62097 /80.4 2783/5.2 1139/2.1 30 55550 /74.4 58927 /79.0 60689 /80.8 3377/4.6 1762/1.8 2 3 重油 15 53087 /69.9 55167 /72.2 56756 /75.8 2080/2.3 1589/3.6 30 50107 /72.3 53451 /71.8 55615 /76.5 3344/-0.5 2164/4.7 4

根据上述方法分析,三个特定用户分别选定如下系统: 用户 A:锅炉采用双压系统,主蒸汽为高压和低压过热蒸汽,汽轮机双进汽,锅炉给水 除氧由汽机抽汽加热。锅炉予留一凝结水加热器管箱,燃重油时空置,燃天然气时将所需增 加的受热面管加入预留的管箱内。这样改造工作量最少,在燃天然气时仍可获得较高的余热 利用率和较高的汽轮机输出功率,系统简单、可靠。 用户 B:锅炉采用双压系统,主蒸汽为高压和低压过热蒸汽,汽轮机双进汽。为了适应 天然气运行要求,锅炉增加一凝结水加热器。燃重油时,此管箱处于干烧状态。由于该处烟 气温度低于 160℃,材料不会发生问题。但由此会白白增加锅炉的烟气阻力。燃天然气时, 汽机凝结水将通过该凝结水加热器,锅炉排烟温度将下降至 112℃,从而将减少来自汽机的 抽汽除氧。在设计环境温度下(11.7℃)锅炉余热利用率从燃重油工况的 69.5%提高至天然 气工况的 77.6%。这种设计结构能适合二种烟气的运行而无须对锅炉本体进行任何改造; 用户 C:锅炉采用三压系统,主蒸汽为高压和低压过热蒸汽,汽轮机双进汽。锅炉自带 除氧蒸发器和凝结水加热器,用于加热给水除氧,为减少露点带来的腐蚀,燃机燃重油时, 凝结水从 76℃加热至 95℃,离开除氧器的给水温度为 125℃,使管壁温度避开高腐蚀区的露 点温度。为提高管子抗腐蚀能力,低温区采用抗腐蚀材料。在燃天然气时,凝结水不再接受 回热加热, 直接进人凝结水加热器, 从而保证最高的余热利用率, 此时的利用率将超过 80%。 该系统虽然较复杂,但可获得最高效率。 2.3 蒸汽参数优化 余热锅炉的蒸汽参数应与蒸汽轮机的参数相匹配。在蒸汽系统确定后,要使汽轮机具有 最大输出功率,选择恰当的蒸汽温度和压力是关键。这个过程便是蒸汽参数的优化过程。 2.3.1 蒸汽温度的优化 一般来说,蒸汽温度越高汽轮机作功就越多。就本特定项目的双压系统而言,蒸汽温度
26

优化原则应该是确定先进合理的端差,选取一次汽(高压)的温度。二次汽的温度应该与汽 轮机进汽口的汽温相匹配。 确定恰当的端差,选取较高的一次汽(高压)温度,以获得最大输出功率,是本项目优 化的目标之一。端差是指过热蒸汽出口处烟气与工质之间的温度差,一般端差值为 25-40℃。 根据我厂现有经验,端差可以?28℃。本次项目的端差值为 20-26℃。笔者以为,端差选择应 既先进、又合理,而不是端差越小越好。 本项目的特点是:根据不同燃料和环境温度选取不同的余热锅炉一次汽温,以保证最大 的输出功率。因为不同燃料的烟气,不同工况(15℃、30℃)下,余热锅炉可提供的一次汽 温是不同的。 现将燃机使用不同燃料、不同工况下一次汽温度列表如下(表 4) 。 表 4 一次汽温特性(略) 低压按 0.6MPa(g) ,设计过热蒸汽温度约 240℃ 2.3.2 蒸汽压力的优化 蒸汽压力(一次汽与二次汽)的选择涉及到余热锅炉与汽轮机参数匹配,对于蒸汽循环 系统的汽轮机输出功率具有较大的影响,所以一、二次汽的压力参数优化是很重要的,也是 本项目研究的目的之一。 现将双压机组(汽机双进汽)蒸汽压力优化结果列表如下(表 5 一表 9,略) 。 表 5 重油 环境温度 29℃ 锅炉不同一次汽压力时计算结果汇总(略) 结论分析: (1) 表 5 到表 8 表明,不同燃料的烟气工况,汽机最大功率点是不同的,随烟气温度而变化。 对重油而言,环境温度在 15℃情况下,最大功率时一次汽压为 5.5-6.OMPa,环境温度 变化时略有差异。对天然气而言,最大功率时一次汽压稍高于 6.OMPa,比燃重油工况的 一次汽压力高。由于数据范围的局限及考虑对二种燃料的适应性,本特定项目的一次汽 压选择为:燃重油时 5.7-5.8MPa,燃天然气时 6.0-6.2MPa。 (2) 从表 9 中看出,二次汽的压力较高,则汽机输出功率较高,二次汽压力在 0.6-0.8MPa 之间,汽机功率变化不明显,但压力偏低时锅炉余热利用率可提高。二次压力在 0.44MPa 时,汽机功率偏低,考虑到低压补汽压力与汽轮机进汽点的匹配,本特定项目二次汽压 选择为 0.60MPa。 (3) 多工况条件的优化:为了适应燃机可能燃用重油(原油)和天然气(LNG)两种燃料的要 求,锅炉以相对恶劣的条件一环境温度 30℃,燃料为重油的条件为设计点,环境温度 15℃, 燃料为天然气的条件作为校核点。 汽机则以当地运行时间较长季节的平均温度 (或 全年的平均温度)30℃、天然气为燃料的条件作为设计点,以获得汽机最大的输出功率。 (4) 参数优化是由锅炉厂与确定的汽轮机制造厂参数匹配选择的结果。由于各制造厂汽机特 性不同,所以匹配的结果也不同。本项目参数优化的结果,基本与 GE 公司提供的蒸汽参 数相似,一次汽压力比 GE 公司提供的略低,二次汽压力基本一致,一次汽压力略低的原 因在于汽机特性不同。 2.3.3 选择除氧热源 双压余热锅炉的除氧热源可以有两种选择方式:第一种是余热锅炉的低压蒸汽为热源直 接用于除氧,汽轮机单进汽;另一种是将余热锅炉的低压蒸汽热源作为汽轮机的二次进汽, 作功后利用更低压力的汽机抽汽除氧。从能源利用角度分析,在相同的排烟温度下,显然后 者的汽轮机输出功率较大。第一种方式系统简单,使用常规汽轮机,适用于中小型联合循环 机组;第二种方式汽轮机为双进汽抽汽式,适用于大型联合循环机组,输出功率大,效率高。 定量分析的计算结果见表 10 和表 11(略) 。

27

由表中可看出,燃机燃重油时,为了保证余热锅炉足够高的排烟温度,锅炉不带除氧蒸 发器,除氧热量由汽机抽汽提供,与锅炉自供汽除氧相比,汽机功率增加 200kW(15℃)和 1000kw(30℃) 。燃天然气的情况也类似,但增加量较少。 2.4 配 l00MW 等级的 PG9l7lE 型燃机余热锅炉特点分析 2.4.1 余热锅炉采用立式强制循环 用户燃机先期燃用重油(或原油)而后期燃用天然气(或 LNG) ,在燃用重油时,烟气对 受热面的污染已达到不可轻视的地步,不但会严重影响锅炉出力, 还会增加烟气阻力。 因此, 采用立式锅炉,管子水平布置,烟尘不易积在管子助片上。 2.4.2 锅炉经过参数优化、系统优化,选择双压蒸汽系统。计算表明,双压比单压系统联合 循环效率提高约 2 个百分点。 2.4.3 燃机余热锅炉的窄点温度一般选取范围为 10-15℃之间,本设计选取的窄点温度控制 在 9-10℃,并选用适当的接近点温度,尽可能提高主蒸汽产量。 2.4.4 采用较小口径的螺旋肋片管,传热效果好,烟气阻力小。 2.4.5 选择合理的水循环系统及循环流速,保证锅炉从启动到最大连续负荷范围内水循环安 全可靠。 2.4.6 采用双排柱全钢构架,全悬吊结构,受力均匀,管箱整体向下膨胀,密封性能好。 2.4.7 高压锅筒采用双层筒壁结构,热应力小,启动时间短,调峰能力强。 2.4.8 配以纵向伸缩旋转吹灰装置,保持受热面的清洁。 2.4.9 采用管箱结构,整体组装出厂,便于安装。 2.4.10 采取抗腐蚀措施,以减少烟气对管箱和受热面的腐蚀损坏。 3.燃机余热锅炉国产化进程 3.l 概述 发展我国燃气一蒸汽联合循环发电技术,开发燃机余热锅炉机组一直是国内动力行业梦 寐以求的愿望。我国早在六十年代就已关注这项技术的发展。由于工业技术、经济能力以及 能源政策等诸多因素的影响,这种效率高、难度大的锅炉设备一直停留在纸上谈兵阶段。改 革开放以来,随着国民经济发展和电力需求的增长,燃气轮机发电机组在国内开始投入使用 并获得迅速发展。我国已陆续引进了几十套燃气轮机发电机组和联合循环系统,到 1998 年, 20MW 以上的燃机发电机组及联合循环电站总装机容量为 6268.9MW,占国内火电机组总容量 的 3.5%。为联合循环在我国的推广应用创立了良好的条件。 十几年来,杭州锅炉厂在立足自我开发的基础上积极开展与国外著名公司的技术交往, 分别与美国 GE、法国 ALSTOM、英国 R.R、荷兰 NEM、S.F、比利时 CMI、日本 MHI 等著名公 司开展考察、交流、监造等活动。 八十年代中期,杭州锅炉厂在国家的支持下,通过技贸结合的方式与英国约翰?布朗 (J.B)公司、荷兰斯坦特法索(S.F.L. )公司建立了电力伙伴集团,合作为辽河、胜利、 中原等油田及重庆江北电厂制造燃气轮机余热锅炉。通过消化、吸收、创新,杭州锅炉厂逐 渐具备了独立设计制造多种各类新型燃气轮机余热锅炉的能力。迄今为止,我厂自行开发的 燃机余热锅炉已有 24 台 (套) , 如果计入与国外合作生产的已达 35 台 (套) , 其中 16 台 (套) 已投入商业运行。 自行设计的包括配 FT8 双联轻型燃机的三压余热锅炉, 配 PG6531B-PG6581B (MS6000)系列的燃重油燃机的立式余热锅炉和配 PG9171E 型燃机的双压、三压立式余热锅 炉。它们遍布于广东、江苏、浙江、广西、辽宁、天津以及山东、陕西、甘肃等广大地区。 十多年来,杭州锅炉厂燃机余热锅炉技术开发能力得到迅速提高,已经基本掌握了联合循环 余热锅炉的性能设计技术,具备了独立设计开发的能力。 3.2 国产化技术能力 杭州锅炉厂对产品的系列化和扩大燃机燃料适用范围方面,进行了大量的研制开发工

28

作,归纳起来主要有以下几个方面: (1) 锅炉压力等级。完成了从单压余热锅炉向双压、三压发展,设计制造了三压卧式和 三压立式余热锅炉,锅炉自带除氧蒸发器,给水加热器,实现锅炉压力的多级化, 可提高能源的利用率; (2) 锅炉水循环方式。在自然循环卧式锅炉的基础上又开发了强制循环立式燃机余热锅 炉,满足不同用户对启动、调峰、布置的多种需求; (3) 燃机的燃料。已开发了适应燃轻油、天然气、重油、原油等燃料的燃机余热锅炉, 以适应不同燃料的燃机联合循环的要求; (4) 燃机容量适应范围,从最初研制的 8t/h,2.75MPa 燃机余热锅炉起,到配 MS5000、 MS6000 系列及配 WH25lBll 型燃机的中压、次高压余热锅炉,为适应燃机向大容量发 展,2000 年又设计开发了配 PG9171E 型燃机的新型立式双压和三压余热锅炉。 杭州锅炉厂在燃机余热锅炉领域中,不断开发和创新,积累了经验,培养了队伍。现已 具备设计制造各种压力等级、不同容量燃机余热锅炉的能力,成为目前国内最有实力的专业 制造厂和成套供应厂家。杭州锅炉厂生产的 36MW 燃机余热锅炉产品受到国家和地方政府的 高度重视,先后被国家科委列人 1997 年国家级火炬推广项目,国家重点新产品,并获得了 杭州市科技进步一等奖和浙江省科技进步一等奖。近年来,我国一次能源中天然气的份额逐 年增大。我国实行“西气东输”战略,以及考虑中的进口天然气和液化天然气规划,预测将 来 40%以上将用于发电,需要的燃机容量为 15000MW。这给我国燃机的发展带来了前所未有 的机遇,同时也给燃机联合循环技术发展及国产化进程提出了迫切的任务。燃机联合循环发 电技术是可持续发展的、 最有希望的发电技术之一。 杭州锅炉厂燃机余热锅炉国产化目标是: 将继续走自主开发和引进技术相结合的道路,包括与国外和国内的制造厂家及科研设计机构 合作,发展配各类燃机的更大容量、高参数的余热锅炉,继续拓宽国产化的道路,适应燃气 一蒸汽联合循环乃至更复杂动力系统的技术发展形势,为我国电力事业的发展作出新的贡 献。

29

巴布科克-日立公司的卧式余热锅炉

三菱公司余热锅炉的汽包示意图

30

三菱公司余热锅炉护板结构

荷兰 NEM 公司卧式自然循环三压再热余热锅炉工艺流程图

31

荷兰 NEM 公司立式自然循环三压再热余热锅炉工艺流程图

CMI 余热锅炉换热器的设计允许管道的自由膨胀

CMI 采用循环泵辅助 循环的余热锅炉

32

NEM 炉墙结构示意图

NEM 余热锅炉穿墙管处炉墙结构图

33

CMI 余热锅炉总体图示

CMI 余热锅炉更换管道的操作示意图

34

为什么 CMI 选择立式锅炉设计
1. CMI 立式锅炉满足联合循环电站的要求 联合循环电站对余热锅炉的要求是: ·快速启动 ·灵活的跟随燃气轮机的负荷变化 ·维护维修简便快捷 ·循环寿命长(最少 25 年) 本立式烟气通道余热锅炉具有如下特征: 悬挂式本体,允许炉墙和换热器向下方自由膨胀。 在炉墙内部,换热器的设计使得管道可以自由膨胀。管板上的孔径略大于翅片管的直径, 允许管道长度方向的膨胀。管板本身也是悬吊式结构,允许整个锅炉向下膨胀。 CMI 立式锅炉几乎可以与燃气轮机同步启动。

如图所示,防震板位于锅炉的前部和后部,引导烟气流过管道,将弯头和联箱保持在直 接烟气通道的外部。每个换热器只需两个联箱。 2.CMI 立式锅炉可以采用所有循环模式 (1) 辅助循环:水的循环流动由泵推动的辅助循环模式,最大的优点是可靠性。配两 台泵,一台运行一台备用。余热锅炉保持最小的内部水容积,允许快速启动和变 负荷运行。 主要缺点是循环泵耗电,大约为电站出力的 0.06%。 (2) 自然循环:有一个小的带高压喷射器的启动泵。在连续运行时,省煤器中的水通 过喷射器注入,提高流动的稳定性,称为“引致”循环模式。 CMI 将自然循环限制在 125bar 之内, 高于这个压力时建议采用辅助循环或直流式 锅炉。另外,自然循环更适合基本负荷电站。 (3) 直流式:主要设计特点为: ·省煤器和蒸发器合并(之间没有联箱) ·水从顶部到底部逆流布置 ·可以到 3 级压力,带或不带再热 ·可以匹配最新一代燃气轮机 ·燃料可用天然气、蒸馏油、重油或原油 CMI 的直流锅炉采用超临界参数,在高压下有更高的效率,保证快速启动和高灵
35

活的响应,没有循环泵。 仪表更少,控制更简单,维护更简便。 汽包由一个更小的分离器代替,不设连续排污。 对水质的要求要严格的多,不过汽轮机本身对水质的要求也是越来越高的。 一般来说,调峰宜采用辅助循环,基本负荷宜采用自然循环。未来一代如 9H 系 列宜采用直流式超临界余热锅炉。 3.CMI 全模块化余热锅炉安装简单快捷 全模块化包括了管道、联箱、管板、炉墙、防震板、封闭板和外部炉墙。用这种方式制 造的“箱体”可以不使用外加钢架而确保运输和安装的简便性。 根据锅炉的尺寸,在宽度方向上可以有 1 到 3 个模块,高度方向上模块数量没有限制。 钢架竖立起来后,用拖车将模块送入钢架,水平固定后,吊装进钢架。剩下的唯一工作 是焊接水平位置上的联箱。 管道上单位长度上的翅片数精心设计确定,以避免管道上的积灰,并可满足水冲洗的要 求。 余热锅炉上下模块之间有人孔供检修维护之用。 如果管道有泄漏,更换修复也很简单。立式锅炉管道之间的节距足够大,将泄漏管道两 端切开,从炉墙上暂时开孔处将管子抽出,再用同样方式换上新管。 经多年运行后,CMI 立式余热锅炉仍可保持热平衡不变。

36


相关文章:
3余热锅炉资料
3余热锅炉资料 暂无评价|0人阅读|0次下载|举报文档 配联合循环的余热锅炉性能特点 1. 概述 在燃气一蒸汽联合循环中,余热锅炉是回收燃气轮机排气中的余热,产生蒸汽...
余热锅炉系统工作原理及技术特点
余热锅炉系统工作原理及技术特点_信息与通信_工程科技_专业资料。介绍余热锅炉基础...每路烟道上都装有挡板,共有三个挡板,主烟道上的挡板称“主 挡板” ,旁路...
3#余热锅炉上部结构作业指导书
3#余热锅炉上部结构作业指导书_建筑/土木_工程科技_专业资料 暂无评价|0人阅读|0次下载|举报文档 3#余热锅炉上部结构作业指导书_建筑/土木_工程科技_专业资料。3...
5.3 余热锅炉0819
5.3 余热锅炉0819_冶金/矿山/地质_工程科技_专业资料。济南市第二生活垃圾综合处理厂(焚烧发电厂)BOT 招标投标文件 第二卷 第五章 工艺与装备 5.3 余热锅炉 ...
1.燃机余热锅炉单项工程 工程部位(范围)权重值分配表 C.3.2-1
1.燃机余热锅炉单项工程 工程部位(范围)权重值分配表 C.3.2-1_电力/水利_工程科技_专业资料。表 C.3.2-1 锅炉机组单项工程评价工程部位(范围)权重值分配表...
余热锅炉操作规程
余热锅炉操作规程_机械/仪表_工程科技_专业资料余热锅炉讲义锅炉的定义 锅炉是...3、缓慢开启给水阀向锅炉内进水,进水温度不宜过高,进水时间夏季不少 于 1 ...
锅炉知识(完整版)
锅炉知识(完整版)_建筑/土木_工程科技_专业资料。锅炉基础知识讲座 济南常春供热...锅炉 3.3、按燃料分: 燃煤锅炉、燃油锅炉、燃气锅炉、余热锅炉、电加热锅炉、...
3号烧结增设余热锅炉工程-施工组织设计
3号烧结增设余热锅炉工程-施工组织设计_建筑/土木_工程科技_专业资料。炼铁厂三号烧结机增设余热锅炉工程? 宝钢钢铁股份有限公司 ? 一 1.工程概况 1.1 工程简介...
三回程锅炉简介
三回程锅炉简介_能源/化工_工程科技_专业资料。三回程锅炉一、结构特点 1、结构...余热锅炉简介 25页 2下载券 CFB锅炉简介 5页 1下载券 火力发电厂锅炉简介 85...
锅炉3结构
锅炉3结构_能源/化工_工程科技_专业资料。//[父试题分类]:试题分类/全省统一题...答案:正确 64.空气预热器是利用( )的余热加热进入炉膛的空气。 A.炉水 B....
更多相关标签:
余热锅炉 | 烟气型余热锅炉 | 烟气余热锅炉 | 余热锅炉原理 | 余热锅炉工作原理 | 锅炉烟气余热回收 | 余热锅炉型号 | 余热锅炉图片 |