余热锅炉教材补充Word格式.docx
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当节点温差减小时，余热锅炉的总投资费用和单位热回收费用都会增大。
为了减少投资费用，节点温差应取得大些；
为了提高余热锅炉的热效率，节点温差应取得小些。
从图12.5所示曲线的斜率上可以看出：
当节点温差取得比设计值（∆tx＝10℃）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∆tx取得比设图12.6对的影响关系
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。
因而，在设计余热锅炉时，通常取节点温差为8－20℃。
（3）由图12.6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然有所增大，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很多，致使蒸发器的换热面积会增加甚多的缘故。
当然，那时过热器的换热面积是保持不变的，其结果是余热锅炉的总换热面积要增大。
由此可见，当∆tx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，但是，为了防止低负荷工况下或起动期间省煤器内可能发生汽化现象，有必要在设计时使接近点温差取得大些。
由图12.6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。
图12.7单压余热锅炉当量效率与
（4）图12.8显示了燃气侧阻力对于余热锅和的关系
炉总换热面积的影响关系。
显然，加大燃气的流速（当然流阻损失会随之加大）可以使余热锅炉的总换热面积减小，但燃气轮机的功率就会降低。
1kPa的压降会使燃气轮机的功率和效率降低0.8％，因此，这个问题要综合地加以考虑。
由此可见，在设计余热锅炉时，应该按照使联合循环的效率或投资费用最优化的设计原则，来考虑节点温差、接近点温差以及流阻损失对换热面积的影响关系。
实践表明：
当节点温差减小时，蒸发器面积图12.8∆p对的影响关系
将按指数曲线关系增大，而蒸汽的产量只按线性
关系增加，因而，选择节点温差是决定换热面积的关键因素。
这一点也可以从图12.4中得到印证。
同样，选择接近点温差也是决定换热面积的关键。
余热锅炉的总投资费用主要取决于换热面积的大小。
通常，换热面积占余热锅炉总投资费用的40％－50％，而其余的50％－60％的投资费用则与换热面积无关。
2．余热锅炉设计参数的选择
显然，余热锅炉蒸汽侧的参数是直接与蒸汽轮机的参数匹配的。
在第11章的第2节中，我们已经给出了Siernens公司和GE公司建议的蒸汽轮机中选用的蒸汽参数，可以作为余热锅炉的依据。
所不同的是由于压降和散热损失的存在，余热锅炉侧的蒸汽压力和温度应该稍微增高一些而已。
通常，余热锅炉出口的主蒸汽压力大约要比蒸汽轮机入口处的蒸汽压力高3％左右，主蒸汽温度大约要高3－4℃。
再热蒸汽的压力则要比从蒸汽轮机的再热蒸汽抽出口的压力低12％－14％左右。
再热蒸汽从余热锅炉出口到蒸汽轮机的入口之间，其温度大约也要下降2－3℃左右，其压力降大约为2.5％－3％。
当然，余热锅炉出口的主蒸汽温度与燃气轮机的排气温度密切相关。
通常，图12.9燃料的硫含量ws、SO2向SO3的
主蒸汽温度要比燃气轮机排气温度低25－40℃。
转化率X和过量空气系数
中压蒸汽的温度和低压蒸汽的温度则比它们各对燃气酸露点的影响
自所在余热锅炉上游方向的燃气温度低11℃左右。
余热锅炉出口的排气温度则与所选用的蒸汽循环型式、节点温差以及燃料中的硫含量有密切关系。
当节点温差选得较小时，余热锅炉出口的排气温度就能降低。
当采用双压或三压式蒸汽循环时，排气温度值可以比单压式蒸汽循环降低很多。
但是，为了防止余热锅炉排气侧的管簇发生低温硫化腐蚀现象，一般规定：
排气温度值应比酸露点高10℃左右。
当燃烧无硫燃料时，则以不在尾部管簇上凝结水滴为原则，即排气温度值应比水的露点温度高10℃左右。
目前，在联合循环中余热锅炉的排气温度一般控制在110－130℃左右。
当余热锅炉预热供热系统的热水时，排气温度则可以降低到52℃左右。
图12.10材料的腐蚀损失与排气温度、硫酸浓度的变化关系
由于在余热锅炉中燃气侧的换热系数要比给水侧差很多，因而可以认为；
管簇的壁温大体上与水或蒸汽的温度相等。
因此，给水在余热锅炉各换热段内的温度都不应低于相邻燃气的酸露点温度。
研究表明：
燃气的酸露点与以下几个因素有关，即：
与燃烧的过量空气系数（即余热系数）α；
SO2向SO3的转化率X以及燃料中所含的硫分有关。
图12.9中给出了它们之间的影响关系。
SO2向SO3的转化率取决于燃气轮机的类型，一般，X在1％－8％之间变化。
由图12.9可知：
α值越大，S含量越少（这两点意味着：
燃气中SO2的体积分数比较小），SO2向SO3的转化率X越小，那么，燃气的酸露点温度就越低，余热锅炉的排气温度就可以取得比较小，这将有利于提高余热锅炉的当量效率。
应该指出，也有人认为：
在余热锅炉中管簇的表面温度即使比燃气的酸露点稍微低一些也是无妨的，因为在这种情况下酸的腐蚀率并不很高，如图12.10所示。
图中tdsi为燃气的酸露点温度。
由图12.10可知：
酸腐蚀损失最大的温度范围为l00－130℃。
鉴于在余热锅炉中管簇的表面温度要比水的温度高出几度，所以，用含硫燃料时，给水温度可以比燃气的酸露点温度之理论值低5－10℃。
3．余热锅炉的变工况特性
在联合循环中汽轮机是滑压运行的。
随着机组负荷的降低，汽轮机进汽压力、温度和流量都会相应减小。
一般来说，主蒸汽压力首先线性的下降，在达到某一合适的最低压力时，它将维持恒定压力运行。
如图12.11所示。
相应的蒸汽流量变化关系如图12.12所示。
图12.11滑压运行时蒸汽压力的变化关系图12.12滑压运行时蒸汽流量的变化关系
显然，余热锅炉的产汽量将随燃气轮机排气流量和排气温度的升高而增加，这是由于排气中可以回收的热能随之增大的缘故。
此外，随着饱和蒸汽压力的降低，蒸汽流量也会略有增大的趋势，这是因为相应的饱和蒸汽温度会有所降低，而传热温差有所增大的结果。
至于余热锅炉出口的过热蒸汽温度则主要随燃气轮机排气温度而变，它受燃气流量和饱和蒸汽压力的影响却较小。
图12.13中给出了余热锅炉中当蒸汽压力恒定不变时，过热蒸汽温度的变工况特性。
由图可知：
过热蒸汽的温度将随燃气轮机排气流量的减小和排气温度的增高而上升。
图12.14给出了余热锅炉中蒸汽压力恒定不变时，接近点温差∆tx的变工况特性。
燃气轮机排气流量的变化对接近点温差的影响不大，但∆tx值却随燃气轮机排气温度的下降而明显地减小，这正是与单轴燃气轮机匹配的余热锅炉，在大气温度较低时以及在起动和低负荷工况下，省煤器容易发生汽化的原因。
图12.13余热锅炉中当蒸汽压力恒定时，图12.14余热锅炉中接近点温差的变工况特性
过热蒸汽温度的变工况特性
下标0为设计值
此外，还必须注意余热锅炉的起动特性对其设计与运行经济性和安全性的影响。
图12.15给出了某台余热锅炉在起动过程中，蒸汽产量和蒸汽温度随时间而变化的动态特性。
由于起动过程中这些热力参数的急剧变化，就会使余热锅炉的部件承受很大的热应力。
倘若不能合理地控制起动过程及其参数的变化程度，则会使余热锅炉发生低周波的疲劳破坏。
联合循环装置中三大部件的典型冷态起动时间为：
燃气轮机燃气轮机：
10－20分钟；
余热锅炉：
30－90分钟；
蒸汽轮机：
90－120分钟。
虽然蒸汽轮机的起动时间最长，但其暖机所需要的蒸汽参数比较低，可以在燃气轮机起动前利用其他蒸汽源提前暖机，因而为了缩短整个联合循环系统的起动时间，关图12.15起动过程中余热锅炉蒸汽流量
键在于余热锅炉的起动特性及其时间。
和蒸汽温度Tw9随设计的变化关系
余热锅炉实例：
（1）燃烧天然气的三压式再热循环的余热锅炉之汽水系统
该余热锅炉的汽水系统如图12.23所示。
它是由一级低压省煤器、一级低压蒸发器、一级低压过热器；
一级中压省煤器、一级中压蒸发器、二级中压再热器以及三级高压省煤器、一级高压蒸发器和二级高压过热器组成的。
从低压汽水系统中产生压力为0.308MPa、温度为228℃的过热蒸汽，流量6.035kg/s，供到蒸汽透平低压缸的中段中去作功。
从中压汽水系统产生的蒸汽与从汽轮机高压缸排出的蒸汽相混后，经二级中压再热器的再热，生成压力为2.517MPa、温度540℃的再热蒸汽50.022kg/s，供到蒸汽透平的低压缸中去作功。
从高压汽水系统中产生的压力为13.107MPa、温度为542℃的主蒸汽50.652kg/s，则被供到蒸汽透平的高压缸中去作功。
由燃气轮机排入余热锅炉的燃气温度为583.3℃，流量为434.83kg/s。
余热锅炉内部燃气流道的温度以及汽水温度沿流程的分布关系，如图12.24所示。
由图可知，低压省煤器进口的水温为31℃，它的来水是凝汽器的凝结水与系统补充水的混合物。
中压省煤器和高压省煤器的入口水温为136℃，它们都来自除氧器。
低压汽水系统的节点温差为12.7℃，接近点温差为14.5℃；
中压汽水系统的节点温差为9℃，接近点温差为6℃；
高压汽水系统的节点温差为10.l℃；
接近点温差为5》2℃。
该余热锅炉的热效率为86.5％；
燃气侧的流阻损失系数为3.29％。
图12.23三压再热余热锅炉的汽水系统图
1空气滤清器2压气机3燃烧室4透平5发电机6汽轮机7冷凝器
8余热锅炉9除氧器E-省煤器B-蒸发器S-过热器RH-再热器
（2）可以燃用柴油和天然气的三压再热循环余热锅炉的汽水系统。
图12.25TapadadoOuteiro电站的
三压再热循环余热锅炉的汽水系统
1余热锅炉2燃气透平3燃烧室
4天然气预热器5压气机6发电机
73S离合器8高压透平9中压透平
10低压透平11冷凝器12凝结泵
13给水泵14高压汽包15中压汽包
16低压汽包17除氧器18除氧器泵
19外凝结水预热器20凝结水循环泵
21凝结水旁通阀22凝结水调节阀
23低压省煤器24低压蒸发器
25低压过热器26中压省煤器
27中压蒸发器28中压过热器
29高压省煤器30高压蒸发器
31高压过热器32再热器
图12.25示出了在葡萄牙TapadadoOuteiro电站中使用的联合循环汽水系统。
该相应采用三压再热的余热锅炉。
该机组可以燃用天然气，也可以燃用有一定硫含量的液体燃料。
在燃用天然气时，由于烟气中的硫含量很少，因此有条件将省煤器后的烟温降低到90℃，以提高余热锅炉的当量效率。
进人余热锅炉低压省煤器时的给水温度被控制在60℃，这种情况下在低压蒸发器中可以产生32.8t/h的低压蒸汽，经低压过热器的加热后，变成0．45MPa/233℃的过热蒸汽，供低压透平使用。
少量的0.45MPa的饱和蒸汽则由低压锅筒直接供给除氧器17使用。
与此同时，在中压蒸发器和中压过热器中则产生3.03MPa/319℃的过热蒸汽，它与从高压蒸汽透平排气口流来的3.05MPa/350℃/248.8t/h的冷再热蒸汽相掺混，经两级再热器再热后，变成2.91MPa/550℃/297.7t/h的再热蒸汽，供到中压蒸汽透平中去膨胀作功。
在高压蒸发器和两级高压过热器中则产生11.33MPa/550℃/252.4t/h的主蒸汽，供到高压蒸汽透平中去膨胀作功。
从图中可以看出：
中压省煤器和高压省煤器的给水是由除氧器经除氧器泵18和锅炉的给水泵13供给的。
从中压省煤器出来的高温饱和水，除了大部分供到中压锅筒中去参与循环外，一部分被用来供到天然气预热器4中去加热天然气，以防天然气中高价的碳氢化合物凝析出来。
另一部分高温饱和水则被送到外凝结水预热器19中去预热由凝汽器供来的低温凝结水。
由天然气预热器4和外凝结水预热器19中回流来的冷凝水，则都汇集到余热锅炉低压省煤器23之前，与经过外凝结水预热器19加热升温后的凝结水混合在一起，成为供入低压省煤器23的60℃的给水。
当机组改烧硫含量较多的液体燃料时，余热锅炉的排气温度必须提高到排气酸露点以上（一般为150℃左右），为此，就必须把供入低压省煤器23的给水温度提高到120℃。
为了达到这个目的，可以打开凝结水旁通阀21，使一部分低温的凝结水旁路回到除氧器17中去，以减少直接供向低压省煤器23的给水量，同时打开凝结水调节阀22，利用增大高温凝结水循环流量的方法，把供到低压省煤器23中去的给水温度提高到120℃。
4．余热锅炉设计时需要考虑的一些问题
在设计联合循环中使用的余热锅炉时，人们应采取措施，力争实现以下一些要求，即：
（1）整个系统应具有较低的热惯性，以使余热锅炉能够适应燃气轮机快速起动和快速加减负荷的动态特性要求。
这样，才能缩短整个联合循环系统的起动时间。
通常，要求其冷态起动时间为20－30min。
（2）蒸汽热力参数的稳定性。
希望由余热锅炉提供的蒸汽参数不会较大幅度地偏离各负荷工况下的设定值，以防影响蒸汽轮机的安全和有效的运行。
（3）在技术经济条件合理的情况下，尽可能多地回收热能，即提高余热锅炉的当量效率。
（4）当联合循环配置选择性催化反应器（SCR）来控制NOx时，必须精心地确定SCR在余热锅炉中的布设位置，必须确保SCR能在296－410℃温度范围内工作，否则无法控制NOx的排放量。
（5）余热锅炉应具有一定的在无水情况下“干烧”的能力，以避免当烟道旁通阀等元件故障时烧毁余热锅炉。
一般“干烧”时的烟气温度应不高于475℃，每次干烧的最长持续时间不超过240h。
在设计余热锅炉时应考虑以下一些问题，即：
（1））根据联合循环场地的布设条件和总体特性的要求，如：
负荷的性质、机组起停的周期特点、经济性和安全性要求等因素，合理地选择余热锅炉的循环方式——自然循环或强制循环。
（2）按以下约束条件来选择余热锅炉的设计参数，即：
1）参见第11章第2节推荐的参数来选择余热锅炉的蒸汽参数和循环方式（单压、双压或三压循环以及有无再热器）。
通常，当燃气轮机的排气温度低于538℃时，不宜采用再热循环方案，但它们可以是单压的、双压的或者是三压的循环型式。
当燃气轮机的排气温度达到或超过593℃后，就应考虑采用三压有再热循环的方案。
当蒸汽轮机的功率较大时，才有可能进一步考虑把主蒸汽的参数向亚临界（16.5MPa/565℃）的方向发展。
2）节点温差控制在8－20℃；
3）接近点温差控制在5－20℃；
4）燃气轮机的背压控制在1.40－3.43kPa；
5）余热锅炉的排气温度不能低于烟气的酸露点温度。
给水温度则可以比酸露点低5－10℃。
在烧无硫燃料时，余热锅炉的排气温度应比烟气中水的露点高10℃左右。
6）余热锅炉进口的燃气温度应比主蒸汽的最高温度高30－50℃左右。
7）为了保证自然循环方式的余热锅炉中水循环的安全性，必须控制的最小循环倍率如图12.28所示。
8）为了防止发生偏离核状沸腾，致使管壁无水而烧坏，应把最大许用的热流量（即临界热流量）控制在567.5kW/m2。
9）为了避免在水平管簇中发生汽水分层现象，流体的最小临界流速约为2.l－3.0m/s。
10）锅筒的容量应当是正常运行条件下蒸发器内蒸汽体积的1．5－2．5倍。
这样才能适应起动过程中蒸发器内工质的容积激变的问题。
这是由于在低压和中压条件下，水和蒸汽的比体积差别很大。
因而在起动时，蒸发器内一旦发生蒸汽，就会有大量的水从图12.28自然循环余热锅炉必须
蒸发器排入锅筒，锅筒必须能够容纳这些排入的水量，保证的最小循环倍率
否则就要紧急排水而导致损失。
（3）可以设置再循环管来适应上述水汽体积激变的问题，同时它也可以防止省煤器出口产生部分蒸汽的问题。
（4）余热锅炉应采用滑压运行方式。
（5）在作余热锅炉的结构设计时，有必要对烟道的流动情况进行模拟试验，力求烟道内速度场和温度场比较均匀，并消除噪声和振动。
这是由于在余热锅炉中燃气流量与蒸汽产量的比值很大（4－10倍，一般蒸汽锅炉中为l－1.2倍），因而气流速度很高、湍流度很大，这虽有利于改善换热条件，但却会促使烟道和管簇振动及烟道隔热层的磨损，并使烟气偏流、烟道挡板因热应力的作用而变形。
为此，有必要在烟道中装设导流板。
（6）锅筒的壁面应尽可能地薄，因为在起动过程和升负荷过程中的增速主要受限于锅筒的热膨胀。
至于管簇的热膨胀问题则可以用吊装管簇的方法来解决。
（7）为了保证余热锅炉故障或检修时，燃气轮机仍能正常工作，可以设置烟道旁通阀，但它不可能很严密，一般会有0.5％－1.0％的燃气泄漏量，致使机组功率和效率降低。
因此是否需要设置旁通阀，需要综合考虑。
（8）双压系统中低压蒸汽量比较少，一般是高压蒸汽量的8％－12.5％，它可以使汽轮机的功率增大6％左右，即可使联合循环的效率提高1.5％－2.0％左右。
当负荷下降时，低压蒸汽量的比例和效率更会下降。
倘若用它来供热，那么，联合循环的总热利用效率将更为有利。
（9）注意减少余热锅炉的压力损失是需要综合研究的问题，因为燃气轮机的背压每提高1％，机组的功率会下降0.5％－0.8％左右。
一般来说，在燃气轮机之后加装余热锅后会使燃气轮机的功率下降1.2％－1.5％左右。
当选用节点温差小的以及两压和三压的余热锅炉时，受热面积就会增大，流阻损失随之加大，这就出现了一个促使联合循环效率下降的负效应。
因而严格地讲，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汽水系统方案之选择问题。
（10）在设计有补燃的余热锅炉时，补燃后的燃气温度最多到800－900℃，这样可以使余热锅炉的汽水系统与无补者类似，否则炉膛要用水冷壁冷却保护。
补燃后的燃气温度控制为750℃时，可以使省煤器的换热条件处于最佳状态。
5．余热锅炉停备用时的保养方法
（1）保持压力法。
余热锅炉停运后，关闭各汽水阀门，利用锅炉的残余压力，防止空气漏入锅筒和管簇内，同时控制炉水的pH值在9.8一10.4之间，使之保持一定的碱度。
这种方法操作简单、方便。
但常会由于系统的严密性差，无法长期维持压力。
一般来说，停炉后压力只能维持20h左右。
因而，这种方法只宜用于机组短期停用的场合。
（2）磷酸三钠碱式保护法。
停炉后向给水系统注入磷酸三钠溶液，控制炉水的磷酸根含量在1000－1200mg/L之间，使金属表面形成保护膜。
这一方法能使水侧保护良好，但不能对汽侧进行防腐保护。
另一缺点是对锅炉解除保养再行启用时，要提前1－2天对锅炉进行水冲洗。
通常，需要换水、冲洗三次以上，否则，水质会长期无法符合控制标准。
（3）热炉放水余热烘干法。
停炉后在锅炉压力降低到0.5MPa，炉膛温度低于120℃时进行排水，利用余热将炉内湿气除去，从而达到防腐目的。
这一方法对系统的水侧和汽侧均能起到保护作用，保养过程的维护工作量小，而且系统可以进行检修。
但是，有些锅炉锅筒内装有加强肋，致使炉水不能排尽，在锅筒内仍然可能积存一定的炉水，这就会造成氧化腐蚀。
为了解决此问题，可以在炉内温度低于40℃时，进入锅筒内清除积水，并根据停用时间的长短，可以放入干燥剂吸湿。
此法对水侧和汽侧均有保护作用。
（4）于燥剂吸湿法。
停炉后在锅炉压力降至0.5MPa、炉膛温度低于120℃时进行排水，利用余热达到烘干的目的，同时在锅筒温度低于40℃后，进入锅筒内进行清洁处理，并放入干燥剂。
干燥剂量可按l－2kg／m3（锅炉汽水容积）加以控制。
此法的保养效果良好。
但常会由于环境湿度大，而系统不严密，致使干燥剂容易吸湿而失效。
为此，需要勤换干燥剂。
（5）汽侧充氮、水侧碱式保养法。
停炉后向系统加注磷酸三钠保养液，控制磷酸根含量在l000－1200ml/L之内。
当锅炉压力降低到0.5MPa时，向系统加注氮气，并维持系统压力在0.13MPa以上，以防空气渗入。
但此法常会因系统不够严密，致使无法维持氮气的压力。
为此，就要增多氮气的补给量。
（6）氨一联氨药液法。
停炉后当锅炉压力降至零时，排干炉内存水，向系统注入氨一联氨保养液，控制保养液中联氨含量在200mg/L以上。
水的pH值在10－10.5之间。
该方法适合于停用时间较长的场合。
为了防止因系统严密性差而从外界渗入空气，应每天进行一次给水顶压，以维持锅内具有一定的压力。
此外，在余热锅炉停用前还应做好锅炉的吹灰工作，以防受热面积灰吸湿而引起设备的管外腐蚀。
总的来说，可以根据停炉备用的时间长短，按以下经验来选择保养方法，即：
（1）停炉时间在3天以内，系统不检修者，可以采取保压法。
系统需要检修者，则不易采用保压法。
（2）停用时间在4－7天，系统不检修者，可以采用碱式保养法。
系统需检修者，则宜采用热炉放水余热烘干法。
（3）停用时间在8－30天者，宜采用干燥剂吸湿法。
（4）停用时间在30天以上而属于正常停运者，宜采用干燥剂吸湿法。
属于锅炉大修后的起动前保养者，则直采用氨一联氨药液法，同时需用给水进行辅助顶压。
附注：
1．余热锅炉的当量效率（五补燃）定义为：
式中，Qc1是燃气轮机排入余热锅炉的燃气所携带的热量；
QA2是余热锅炉排烟所携带的热量；
Q1是相当于燃气轮机1kg/h燃料的压气机空气量所携带的热量。
2．单位
（1）长度：
1ft＝0.3048m
1in＝25.4mm
1mile＝1609.344m
（2）容量：
1Ukgal＝4.54608dm3
1Usgal＝3.78541dm3
1桶＝0.1589
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