燃机电厂余热锅炉高压蒸发器国产化改造.docx
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燃机电厂余热锅炉高压蒸发器国产化改造
技术报告
燃机电厂余热锅炉高压蒸发器国产化改造
孙从根
四川省电力公司都江电力设备厂
2005-10
燃机电厂余热锅炉高压蒸发器国产化改造
孙从根
（四川省电力公司都江电力设备厂 四川都江堰 611833）
摘要：
随着我国电力工业的大力发展，以天然气为燃料、主要作用为电网调峰的燃机电厂装机越来越多，但其年利用小时数一般在2000－3000小时/年，一年中大部分时间处于待机状态。
其余热锅炉换热面大多由碳钢制造，长时间不工作，暴露在空气中，换热面的氧化腐蚀（生锈）非常严重，造成换热面堵塞或腐蚀去部分，换热面积减少，换热能力降低使设备出力下降。
10CrNiCuP（A）钢是我国在国外Cor-TenA钢基础上研制的耐大气及硫酸露点腐蚀新钢种。
本文通过对华能重庆燃机电厂1＃余热锅炉高压蒸发器受热面国产化改造采用10CrNiCuP（A），成功解决了原受热面生锈严重问题，提高了锅炉出力。
关键词：
余热锅炉；高压蒸发器；10CrNiCuP（A）钢；螺旋肋片管；节能
一 问题的提出
华能重庆燃机电厂共装两台荷兰STANDANFASELLENTIES公司燃气轮机发电机组。
每台燃气轮机发电机组尾部各配一台立式非补燃强制循环余热锅炉，余热锅炉利用燃气轮机燃烧天然气做功发电后排放的540-550℃高温烟气余热生产蒸汽，其产生的蒸汽经母管供一台蒸汽轮机做功发电（2＋1模式）。
电厂原设计总出力为100MW，其中燃机机组发电为76MW，余热锅炉机组为34MW。
电厂于1990年6月投产发电，目前已累计运行近29500小时，启动次数达470余次。
1994－1995年，2000－2001年分别对两台余热锅炉进行了两次大修，由于该厂机组经常处于停炉备用状态，同时重庆气侯条件的影响，余热锅炉受热面（除过热器外的部分是肋片管），通过现场实际观察，管壁及肋片都有氧化腐蚀（生锈），尤其是肋片特别严重，部分肋片已被锈穿，部分肋片间已被铁锈堵死。
其燃料为中石油公司川东气田生产的天然气，由于众所周知的原因，该天然气H2S含量较高，其折合H2S含量一般在2－3%，燃烧前虽经过脱硫，但烟气中仍有少量SO2。
由于该设备安装在室外且经常处于待机状态，其是典型的大气腐蚀＋酸露点蚀腐。
为了全面掌握余热锅炉的运行状况，分析其热经济指标，诊断出余热锅炉出力下降、热效率下降以及低压系统压力升高的原因，2003年8月华能重庆燃机电厂特委托四川电力试验研究院对1＃、2＃余热锅炉进行了热力性能试验，对余热锅炉的效率及其各受热面的吸热量分配等情况进行全面的试验测试，为本次受热面改造提供必要数据，以诊断该余热锅炉的哪一部分换热面存在问题，为余热锅炉改造提供依据，尽量减少改动工作量，少走弯路。
据资料介绍，10CrNiCuP（A）钢是在Cor_TenA耐蚀钢基础上研制出的新钢种，其应用于硫酸露点腐蚀条件下或工业大气条件下使用的专用钢种，该钢种已于1989年经原冶金部鉴定，性能达到或超过国外同类主品先进水平。
目前市面上有冷轧板、冷轧 焊管（管式空预器用钢管）及低中压无缝管（符合GB3087），生产工艺基本稳定。
10CrNiCuP（A）钢中的铜是大气腐蚀中耐铡作用最为突出的合金元素，对于减少硫酸露点腐也起着重要作用，这是由于含铜钢在腐蚀过程中起着活化阴极作用，在一定条件下可以促使钢产生阳极钝化，从而降低腐蚀速度。
另外，铜元素富集于靠近基体金属的锈层中产生铜的富集现象，在腐蚀层和铜的富集层之间形成一薄层紧密的氧化铜中间层，可以减缓或阻止腐蚀介质的继续向内侵蚀。
铜钢中有一定含硫量（0.01－0.015%）时，在硫酸腐蚀过程中能产生硫化铜（Cu2S）保护膜，阻滞阴阳极反应。
经国内同行研究表明：
在同等条件下，10CrNiCuP（A）低合金钢的耐腐蚀能力约为普通低碳钢为5倍左右。
针对华能重庆燃机电厂1＃余热锅炉情况，准备在高压蒸发器受热面国产化改造中采用10CrNiCuP（A）钢。
表1为10CrNiCuP（A）钢的化学成分，表2为10CrNiCuP（A）钢的导热系数及比热容。
表1、10CrNiCuP（A）钢的化学成分%
序号
化学元素成分
数值（%）
1
C
≤0.12
2
Si
0.25-0.75
3
Mn
0.20-0.70
4
P
0.07-0.15
5
S
≤0.04
6
Cr
0.75-1.20
7
Ni
0.25-0.50
8
Cu
0.25-0.55
表2：
10CrNiCuP（A）钢的导热系数及比热容
工作温度
导热系数λ
10－6W/（m.℃）
比热容Cp
J/（kg.℃）
30
40.74
476.5
100
39.85
497.4
200
38.75
526.5
300
37.65
555.5
400
36.62
592.7
500
35.40
643.7
600
34.42
728.2
700
32.77
877.0
表3为#1炉余热锅炉设计技术规范，根据四川电力试验研究院《华能重庆燃机电厂1#、2#余热锅炉热力试验性能试验报告》（以下称《试验报告》）部分测试数据如表4，从中可以看出：
在单机炉100%负荷工况下，高压省煤器烟温降较设计值低33.91℃，低压蒸发器烟温降较设计值低7.53℃。
表3：
#1炉余热锅炉设计技术规范
序号
项 目
单位
设计值
1
环境温度
℃
15
-1.8
42.2
2
燃气轮机负荷
%
100
100
100
3
燃气轮机排烟流量
Kg/s
133
138.85
116.34
4
燃气轮机排烟温度
℃
542
534
561
5
余热锅炉额定蒸发量
T/h
63.75
64.9
60.2
6
高压汽包工作压力
MPa（A）
4.2
/
/
7
过热器出口蒸汽压力
MPa（A）
4.1
/
/
8
过热器出口蒸汽温度
℃
455
455
455
9
给水温度
℃
105
105
105
10
省煤器出口温度
℃
251
251
249
11
过热器Ⅰ段出口汽温（减温器前）
℃
419
/
/
12
过热器Ⅱ段入口汽温（减温器后）
℃
397
397
397
13
减温器喷水量
T/h
1.5
0.6
2.3
14
低压汽包出口蒸汽温度
℃
127.4
127.4
127.4
15
低压汽包出口蒸汽压力
MPa（A）
0.25
0.25
0.25
16
锅炉排污量
T/h
0.2
0.2
0.2
17
锅炉排烟温度
℃
144
146
141
18
锅炉总水容积
M3
24.3
/
/
19
锅炉热效率
%
73.5
表4：
#1炉余热锅炉各段受热面烟温降设计值及其测试结果
序号
项目名称
符号
单位
设计值
测试值
1
二级过热器烟温降
Tgr2
℃
15.70
28.21
2
一级过热器烟温降
Tgr1
℃
52.10
54.08
3
高压蒸发器烟温降
Tgy2
℃
205.80
216.50
4
高压省煤器烟温降
Tgy1
℃
83.20
49.29
5
低压蒸发器烟温降
Tdy
℃
41.20
33.67
6
锅炉排烟温度
Tpy
℃
144.00
160.71
表5：
#1炉余热锅炉测试结果汇总表
名称
单位
过热器Ⅱ
过热器Ⅰ
高压蒸发器
省煤器
低压蒸发器
设计面积
M2
432
1095
10008
7006
4966
横向排数
排
44
44
44
44
44
纵向排数
排
2
4
20
14
10
烟气流量
Nm3/h
324740
324740
324740
324740
324740
水（蒸汽）流量
T/h
51
51
51
51
6.28
进口烟温
℃
542.5
514.3
460.2
243.7
194.4
出口烟温
℃
514.3
460.2
243.7
194.4
160.7
水（蒸汽）压力
MPa
2.2
2.2
2.3
2.4
0.76
设计换热量
KW
2341.4
7717.2
29611.6
11582.7
5631.0
测试换热量
KW
3662.6
6962.5
27029.5
5969.8
4043.9
从表5的测试换热量项可以计算出高压蒸汽系统的总吸热量为：
3662.6+6962.5+27029.5+5969.8＝43624.4KW，将1kg水从2.4Mpa、105℃完全汽化至2.2Mpa、450℃的吸热量为2909kj/kg，因此高压主蒸汽总量应为43624.4KW/（2909kj/kg）=14.996kg/s=53.99t/h。
在余热锅炉高压蒸发器中，从高压汽包来的饱和水蒸发为饱和汽，汽化潜热为：
1825kj/kg，相应蒸发量为：
27029.5KW/（1825kj/kg）=14.81kg/s=53.32t/h，而高压省煤器和高压蒸发器的总吸热量为32999.3KW，相应焓增为2358.9kj/kg，对应蒸发量：
32999.3KW/（2358.9kj/kg）=13.989kg/s=50.36t/h，可见从高压蒸发器出来的蒸汽大约有3t/h在汽包中又对从高压省煤器出来的水加热消耗掉了，高压省煤器出来的水欠饱和度较大,高压省煤器出力不,。
根据测试报告，省煤器吸热量较设计值大为减少。
其中1#炉省煤器吸热量比设计值低48.46%。
经校算，目前受热面换热能力只相当于当初投运时的27%。
根据测试报告，高压蒸发器换热能力下降亦非常明显。
高压蒸发器在目前工作压力下，因管内蒸发温度由设计的251℃（对应压力4.0MPa）降至目前的227℃（对应压力2.7MPa），传热温压升高，由设计的64℃，升高至88℃，在受热面与原设计相同时，换热能力应提高37.5%，而目前只相当于原91.28%，因此目前有效换热面积只相当于原设计面积66.38%。
这亦是导至余热锅炉出力不足的又一主要原因。
由于目前余热锅炉的前面几级受热面总吸热量不足，使低压蒸发器入口烟温较设计升高，造成低压蒸发器换热能力增强，低压蒸发器吸热量较设计值高，运行时因经常超压而启动安全门，影响锅炉的安全运行。
2、各级受热面问题分析
根据《试验报告》及电厂方面反映，两台余热锅炉长期达不到设计的额定出力63.75t/h。
我们初步分析认为，其原因主要是燃机余热烟气流量减小和长期运行后换热组件有效受热面积减少。
据报告显示1#炉烟气流量比设计值减少约14.19%。
余热锅炉各部换热组件皆工作在600℃以下的烟气条件下，系纯对流换热面，烟气流量减少则烟气流速降低，对流换热系数必然大大降低而影响换热。
余热锅炉的高压省煤器、高压蒸发器部分因换热面受大气腐蚀较严重而损失了大量换热面。
二 方案设计
原高压蒸发器为肋片管式，结构如下图，共有880支换热肋片管。
单支肋片管的结构如图2，由于原高压蒸发器受热面主要是因为在大气中氧化生锈腐蚀，肋片腐蚀后产生大量铁锈堵塞肋片间间隙，从而造成换热面积大量失效，有效换热面积不足。
原换热面为：
螺旋肋片管钢管φ31.8×2.9mm 材质为ASTMA192（经查《新编世界钢铁牌号手册》其相当于国内10GB3087钢管），肋片高度15.9mm，材质为carbonsteel（即碳钢，具体材料牌号不祥），肋片厚度1.25mm，肋片间距4.237mm（每米236片）。
如果全按原钢管和肋片材料进行更换，一是原材料在国内比较难采购，二则再从国外引进部件价位也太高。
现换为：
螺旋肋片管钢管φ32×3mm 材质为20 GB3087，肋片高度15.8mm，材质为10CrNiCuP（A）钢，肋片厚度1.2mm，肋片间距4.0mm（每米250片）。
GB308710与ASTMA192钢管比较：
标准
牌号
抗拉强度（MPa）
屈服强度（MPa）
伸长率（%）
冲击功（J）
硬度
GB3087
10
335～475
≥195
≥24
/
/
ASTMA192
A192
≥325
≥180
≥35
/
≤77HRB
标准
牌号
化学成分
C
Si
Mn
P
S
Cr
Mo
Cu
Ni
V>
ASTMA192
A192
0.06～0.18
≤0.25
0.27～0.63
≤0.035
≤0.035
/
/
/
/
/
GB3087
10
0.07～0.14
0.17～0.37
0.35～0.65
≤0.035
≤0.035
≤0.15
/
≤0.25
≤0.25
/
三 改造效果
3.1理论计算
华能重庆燃机电厂余热锅炉汽轮机发电机组出力由投运初期的34MW下降至目前的22-25MW的问题。
我们认为主要是锅炉的产汽量不足，是因高压蒸发器工作不正常，换热能力比设计值严重偏低，蒸汽品质也比原设计低。
为解决目前存在的问题，建议：
更换高压蒸发器管屏，保证高压蒸发器有足够的换热能力。
总换热量Q=K·F·Δt=Cp·M·Δt1
K：
换热系数w/（m2·℃）
F：
换热面积 m2
Δt：
换热温压 ℃
Cp：
烟气定压比热容 kj/（kg·℃）
M：
烟气质量流量kg/s
Δt1：
烟气温降℃
根据理论分析，高压蒸发器更换后，产汽量必然有所增加。
在正常额定工况下，Cp·M可看为常量，若换热量提，烟气温降一定增大，对应高压蒸发器出口烟温度会有所下降，对高压蒸发器后面的高省煤器，低压蒸发器换热面而言，来流烟温降低，低压蒸发器因来流烟温过高而引起的低压蒸发器产汽量太大、超温和超压问题将有所缓解。
随着产汽量增加，势必将增大过热器内的蒸汽流量，目前过热器因蒸汽超温而喷水量较大的问题也有望缓解。
于是电厂最终决定更换高压蒸器换热面。
针对该余热锅炉的情况，结合《试验报告》，在目前烟气条件下将各级受热面的实际情况和将受热面更新后分别作了热力计算。
计算参数
烟气流量：
114.13kg/s烟气密度：
1.2653kg/Nm3
进口烟温：
542℃给水温度：
105℃
低压给水压力：
0.25MPa高压给水压力：
2.7MPa
过热蒸汽温度：
450℃过热蒸汽压力：
2.5Mpa
校核计算及分析：
据测试的实际烟量，余热锅炉原结构不作调整，并假设各级受热面为投运初期效果（完好无损）进行热力校算，余热锅炉排烟温度可降至140℃，锅炉出力可能达到61t/h（主蒸汽参数为额定参数，压力2.7Mpa，温度450℃）。
计算结果祥见：
表6：
#1余热锅炉校核计算汇总表和表7：
1＃余热锅炉高压蒸发器国产化改造热力计算汇总表（只更新高压蒸发器）。
表6：
#1余热锅炉校核计算汇总表
名称
单位
过热器Ⅱ
过热器Ⅰ
高压蒸发器
省煤器
低压蒸发器
设计面积
M2
432
1095
9676.9
7006
4966
基管
mm
Φ32×3
Φ32×3
Φ32×3
Φ32×3
Φ32×3
肋片管长度
mm
9000
9000
9000
9000
9000
横向排数
排
44
44
44
44
44
纵向排数
排
2
4
20
14
10
烟气流量
Nm3/h
324740
324740
324740
324740
324740
水（蒸汽）流量
T/h
61
61
61
61
7.6
进口烟温
℃
542
525.3
477.8
250
171
出口烟温
℃
525.3
477.8
250
171
138
进口水（汽）温
℃
397
255
225
105
105
出口水（汽）温
℃
450
398
225
225
127
传热系数
Kcal/m2.h.℃
34
29.8
25
32
31
灰污系数
（m2.h.℃）/kcal
0.001
0.001
0.005
0.005
0.005
烟气流速
M/s
15
15
13.2
10
8.85
水（汽）流速
M/s
42
34
0.7
烟气阻力
Pa
100
200
770
390
240
表7：
1＃余热锅炉高压蒸发器国产化改造热力计算汇总表
名 称
单 位
改造前
改造后
基管规格
mm
Φ31.8×2.9
Φ32×3
肋片厚度
mm
1.25
1.2
肋片高度
mm
15.9
15.8
肋片间距
mm
4.2
4
换热段长度
mm
9132
9132
横向间距
mm
80
80
纵向间距
mm
69
69
横向排数
排
44
44
纵向排数
排
20
20
换热管数
支
880
880
换热面积
M2
9676.9
10093.9
烟气流量
kg/h
324700
324700
进口烟温
℃
460
477.8
进口烟温
℃
243.7
250
进口水压
MPa
2.5
2.5
进口水温
℃
225
225
蒸发量
T/h
51（改前测试值）
59
传热系数
Kcal/（m2.h.℃）
/
25.2
烟气流速
M/s
/
13.4
烟气阻力
Pa
/
770
换热量
kw
/
27970
备 注
/
部分换热面因堵塞而失效。
因燃机和余热锅炉均经过大修，烟气流量、烟温可能与实际有出入。
3.2实际效果
高压蒸发器换热面于2005年5月更换，6月投运，大修后改造投运后：
排烟温度下降了约20℃，低压蒸发器也不超温、超压冲开安全门了；锅炉蒸发量提高10%以上，蒸发量由改造前所测试的51t/h，上升到约58.5t/h（与计算值相近）；而且因烟气通面清通不堵后，烟气阻损下降，燃气轮机背压降低，燃机机组出力提高，机组总出力提高了约。
总体上达到（超出）基本达到预期效果和目的，业主感到非常满意。
四 结论
通过对华能重庆燃机电厂1＃余热锅炉高压蒸发器国产化改造成功，可以得出以下结论：
1、通过对余热锅炉高压蒸发器国产化改造，使用耐大气腐蚀材料10CrNiCuP（A）钢，可使换热面耐腐蚀（生锈）性能大大增强，克服换热面腐蚀后失效造成余热锅炉出力不足的普遍性问题，在以后的相似余热锅炉或其它换热系统上具有较大参考意义。
2、进口的余热锅炉完全可以对其部件使用国产材料，进行国产化改造。
3、在进行国产化改造时，应注意选用的材料性能不低于原使用材质。
4、本次改造只更换了高压蒸发器，若连高压省煤器一起更换，改造效果应会更好，余热锅炉出力还可以进一步提高。
2005-10
作者简介：
孙从根（1971-），男，工程师，1993年毕业于重庆大学热能工程专业，工学学士，毕业后一直在四川省电力公司都江电力设备厂工作，长期从事电站锅炉和工业余热回收换热器开发和产品设计工作。
【参考文献】
1、四川电力试验研究院 《华能重庆燃机电厂1＃、2＃余热锅炉热力试验性能试验报告》 2003.08
2、焦树建 《整体煤气化燃气－蒸汽联合循环》，中国电力出版社。
3、古大田 方子风 《废热锅炉》，化学工业出版社。
4、何语平 “大型燃气－蒸汽联合循环电站工程的设计特点“，中国电力，Vol.34.No.2。
5、北京有色冶金设计研究总院 《余热锅炉设计与运行》 冶金工业出版社。
6、杨世铭 《传热学》 人民教育出版社 1981
7、邓召义 姚振甫 《新编世界钢铁牌号手册》 机械工业出版社 1995
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