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燃机电站余热锅炉本体设计研究

技术报告

燃机电站余热锅炉本体设计研究

孙从根

都江电力设备厂

二零零三年十一月

燃机电站余热锅炉本体设计研究

孙从根

（都江电力设备厂611833）

四川都江堰市蒲阳镇

【摘要】燃机电站余热锅炉作为燃气轮机出口450-600℃烟气余热回收装置，因其能显著提高燃机电站的经济性，越来越受到大家的关注。

目前燃机电站余热锅炉主要为国外产品，为使其尽量国产化，本文主要针对本体在热力和结构设计方面设计研究作一定的探讨。

【关键词】余热锅炉燃机电站锅炉本体设计

摘要：

1、前言

余热锅炉是燃气-蒸汽联合循环电厂的重要设备之一。

燃气轮机的排气温度较高，一般在450-600℃之间，余热锅炉就是利用这部分高温排气产生蒸汽，以推动蒸汽轮机做功。

这种联合循环的供电效率可达58%，而常规的蒸汽轮机电厂供电效率仅能达到40%左右。

联合循环不但发电效率高，而且还具有建设周期短，操作运行方便，调峰能力强，特别适合地区调峰发电。

因此燃气-蒸汽联合循环电厂深受欢迎，各国均在大量推广应用。

下面提出我厂设计制造100MW及以下容量烟道式无补燃的燃机余热锅炉本体的思路。

最后介绍两个工程实例：

华能重庆燃机电厂和江油英惠燃机电站余热锅炉。

2、100MW及以下容量机组余热锅炉典型系统

此类燃机电站配置一般为两台燃机、两台余热锅炉，然后配一台蒸汽轮机，即“2+2+1”模式。

100MW及以下容量机组余热锅炉系统多为双压系统的中压锅炉，顺排气流向一般布置有二级过热器、一过热器、中压蒸发器、省煤器、低压蒸发器。

由一、二级过热器、中压蒸发器、省煤器、中压汽包、中压给水泵组成中压系统，由低压蒸发器、低压汽包或低压除氧器、低压给水泵组成低压系统。

强制循环系统除以上配置外，还有一个供蒸发器专用的中压循环泵和低压循环泵。

自然循环系统除以上配置外，还有下降管（低压部分和中压部分均有）。

有的资料习掼称中压系统为高压。

本文根据压力等级仍称为中压。

由于燃机排气温度一般在450-600℃，布置的所有受热面均采用螺旋肋片管强化传热，结构紧凑，投资相对较低。

除过热器采用合金钢外，其余受热面均可采用碳钢。

3、系统工作原理

除氧器出来的水通过低压给水泵供给低压蒸发器，产生的蒸汽直接通入除氧器加热凝结水和补给水，以取代传统的汽轮机抽汽。

通过中压给水泵将除氧器的水引入中压省煤器，将给水加热至接近饱和温度，然后进入中压蒸发器相变为饱和蒸汽，再将饱和蒸汽引入过热器，产生的中压过热蒸汽引入汽轮机做功。

汽轮机凝结水再送回除氧器加热。

4、余热锅炉热力设计

燃机电站余热锅炉一般为无补燃烟道式结构，燃机排烟温度在450-600℃之间，各级受热面均为螺旋肋片管，且不考虑辐射。

对这类受热面我厂有丰富的设计经验。

只要循环方式及各级参数确定即能计算出合适的受热面。

4.1、主要参数选取

4.1.1、循环方式选取

余热锅炉既可以设计成强制循环方式，也可设计成自然循环方式。

强制循环方式的优点是：

①余热锅炉所需的空间最小；②启动快而且容易；③适宜采用较小的“节点温差”，有利于提高余热锅炉的当量效率；④对于省煤器出口携带水蒸汽的可能性不太敏感。

自然循环方式的优点是不需要设置循环泵，运行可靠，厂用电耗率低。

强制循环方式优点明显，但锅炉重心较高，稳定性较差，不利于抗风抗震，而且采用的高温炉水循环水泵，需增加电耗，工作可靠性差。

两种方式各有利弊，选择何种方式必须根据实际情况分析，不能一概而论。

4.1.2、锅炉节点温差的确定

对于一般的余热锅炉其受热面顺烟气流向为：

过热器（其可能分为1级、2级过热器，中间有喷水减温器）、中压蒸发器、中压省煤器及低压蒸发器。

其典型的烟气-水汽温度图如下：

锅炉节点温差，也就是锅炉烟气与汽水介质间的最小温差，通常是指蒸发器管束出口处烟温与饱和温度之间的温差。

此温差的大小标志燃机排气热量利用率的大小。

温差愈小，排气热量利用率愈高，但需要的受热面也愈大。

此时应权衡锅炉的费效比是否最佳。

工程实践上，节点温差一般以8-12℃为宜。

4.1.3、入口烟温度的确定

余热锅炉入口烟温即为燃机排气温度，一般在450-600℃之间。

4.1.4、排烟温度的确定

锅炉排烟温度大小也就是燃机排气热量利用率大小的标志。

余热锅炉排烟温度与所选用的蒸汽循环型式、节点温差以及燃料的含硫量有密切关系。

当节点温差选取较小时，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，余热锅炉出口的排气温度可以比单压式蒸汽循环降低很多。

但为防止余热锅炉排气侧的管簇发生低温酸露点腐蚀现象，一般规定：

余热锅炉的排气温度应比硫酸露点高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，即余热锅炉的排气温度应比水的露点温度高10℃左右。

一般选取余热锅炉的排气温度在110-130℃之间，最低的设计值为80-90℃之间。

4.1.5、省煤器出口水温的确定

省煤器可以是沸腾式的，也可以是非沸腾式的。

沸腾式省煤器需要较高的给水流速，以能带走汽泡，避免管壁汽化腐蚀，但将导致给水泵压头增加，电耗增加。

实际上，在给水沸腾之后继续布置蒸发受热面与增加布置蒸发受热面相比，在传热效果上并无区别。

因此，与其是设计沸腾式省煤器，倒不如多布置蒸发受热面，对自然循环锅炉尤应如此。

纵观国外进口燃机余热锅炉，在通常工况下，省煤器多设计成非沸腾式。

省煤器出口水温与饱和温度相差一般约为5℃左右。

4.1.6、受热面烟速及介质流速的确定

由于燃气轮机进口的空气、燃气均经滤芯严格过滤并且燃烧非常充分（过剩空气系数高达2.8），因而烟气含尘量极低，各受热面烟速一般按13-19m/s选取，烟气对受热面磨损亦较小。

在余热锅炉中过热器烟速最高，蒸发器次之，省煤器再次之，低压蒸发受热面最低。

烟速愈高，烟气阻力愈大，燃机功率耗损愈多，综合经济指标未必最佳。

在实际计算中按以下选取：

过热器蒸汽流速按12-25m/s选取。

省煤器水速，向上流动或水平流动可按0.3-0.8m/s选取，向下流动则按0.7-1.0m/s选取。

沸腾式省煤器向下流动水速应达到1.0m/s以上。

强制循环管内水质量流速按防止汽水分层的最小质量流速设计，一般取为280-320kg/（m2.s）。

循环倍率不必太高，可为1.3-2，以能选用容量小、耗电省的炉水循环泵。

4.1.7、余热锅炉蒸发量确定

过热蒸汽压力、温度确定之后，即可按锅炉热平衡方程确定锅炉蒸汽产量：

D[igr-igs+ρ（ibh-igs）]=ψVv（I’-I”）

式中：

D---锅炉蒸汽产量，kg/h;

igr---锅炉过热蒸汽焓，kj/kg;

igs---锅炉给水焓，kj/kg;

ibh---锅炉饱和水焓，kj/kg;

ρ---锅炉排污率，%;

ψ---锅炉保热系数，%;

Vv---锅炉烟气体积流量，Nm3/h；

I’---锅炉进口烟焓，kj/kg;

I”---锅炉排烟焓，kj/kg;

4.2、传热计算

确定以上参数后即可进行热力计算。

余热锅炉各级受热面均采用错排布置的螺旋肋片管，其计算方法与燃煤锅炉的省煤器和过热器相同。

管外对流换热采用如下公式计算：

αk2=0.23（λ/Sf）ψ0.2（Do/Sf）-0.54（Hf/Sf）-0.14Ref0.65Cz

λ----管外流体导热系数，w/（m·℃）。

Sf----肋片间距，m。

ψ----考虑管束中管子几何布置的参数：

Do----基管外径，m。

Hf----肋片高度，m。

Ref---以Sf为定性尺寸：

Ref=WSf/υ,

当纵向排数z<6时，Cz=0.934+0.355/（z-0.667）；当错管束纵向排数z≥6时Cz=1。

对流受热面传热系数K的一般表达式为：

K=1/（1/α1+δh/λh+δpb/λpb+δsg/λsg+1/α2）

式中α1——管外放热系数；

δh、λh——管外侧灰污层厚度与导热系数；

δpb、λpb——金属管壁面厚度与导热系数；

δsg、λsg——管内侧垢层厚度与导热系数；

α2——管内放热系数。

由于排气含尘量小，灰污系数可选取为0.005（m2.h.℃）/kcal或更小一点。

4.3、流动阻力计算方法

在拟定了锅炉结构，又用传热计算确定了各组件的传热面积之后，还必须进行管内管外流动阻力计算。

这种计算是校核性质的。

管内阻力计算目的是检查高温区金属是否得到良好的冷却，防止超温，确保设备的安全和寿命。

管外阻力会降低联合循环效率，阻力计算主要是控制排气阻力在较小范围内，以尽量减少效率损失。

管内阻力计算较简单，按标准公式进行即可。

管外阻力计算则与经验公式选取有关。

我厂以下列公式进行阻力计算：

△P=ζ0ρw2/2。

式中，ζ0为每一排管子的阻力系数，它与Re和ST/D0与（ST-D0）/（SL-D0）等结构数据有关。

工程应用中，各种类型的管束的流动阻力系数（ζ）皆由实验得出，研究人员习惯于将实验结果整理为表征流动阻力特性的EU数形式。

由EU=△P/（ρw2）可见ζ0=2EU。

EU=18.93Re-0.316（ST/Do）-0.927（ST/SC）0.515

△P=EU（ρW2）。

4.4、热力计算和流动阻力计算把握原则及注意点

在“单压的汽水发生系统”的余热锅炉中，人们仅能把排烟温度降低到160－200℃。

为了进一步降低排烟温度，力求充分利用烟气的余热，在设计余热锅炉时，则可以采用“双压的汽水发生系统”或“三压的汽水发生系统”，在余热锅炉中产生两种或三种压力水平的蒸汽，供除氧器和汽轮机使用。

100MW及以下机组多采用双压系统。

在余热锅炉设计过程中时，需注意以下几点：

a、与普通的蒸汽锅炉相比，由于燃气轮机排向余热锅炉的燃气流量与所产生的蒸汽流量（重量）之比值要大得多（在普通锅炉中为1～1.2、而后者为1～2.5），因此，余热锅炉中燃气的流速比较高，气流的湍流度大。

这对于传热是有利的，但也会引起一些其它问题，如烟道和换热面的振动，烟道绝热层的磨损，燃气的偏流，烟道挡板因热应力的作用而发生变形等等。

因此，在进行结构设计时，有必要对烟道的流动情况进行模拟试验，以检验燃气分布的均匀性、噪声和振动情况。

b、当燃气轮机的负荷变化较大，或启停比较频繁时，余热锅炉采用强制循环比较合理。

C、为了保证在余热锅炉出现故障时，燃气轮机也能正常地工作，大多数联合循环装置都设置了旁通烟道，使燃气轮机的排气可以不经过余热锅炉而直接排向烟囱。

但是，旁通烟道总是不可能关闭得很严密，一般会有0.5-1.0%的燃气泄漏量。

这就会影响燃气轮机的做功量，致使联合循环的效率下降。

因此，是否需要设置旁通烟道，需要综合考虑。

d、一般来说，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。

当在燃气轮机之后配置余热锅炉后，其排气背压将增高140-250mmH2O。

机组负荷超高时，排气背压更大。

因此采用余热锅炉后，燃气轮机的功率一般要减小1.2～1.5%。

当用减小节点温差和采用双压或三压汽水系统的办法来提高联合循环的热效率时，由于余热锅炉受热面积的加大导致的流阻损失的增高，也会使联合循环效率下降。

因而，严格地讲，应该按照联合循环效率最优化的原则，来考虑节点温差值以及双压或三压汽水系统参数的选择问题。

5、余热锅炉各受热面结构设计

目前燃机一般配无补燃的余热锅炉，受热面均采用螺旋肋片管，为了便于制造和安装，多采用模块式结构。

5.1、管屏的结构型式

自然循环余热锅炉多采用隧道式结构。

各受热面管屏为带上下集箱垂直布置，每组集箱间布置有二排或三排螺旋肋片管。

强制循环余热锅炉多采用积木式结构。

各受热面管屏为蛇形管屏。

5.2、安装固定支撑方式

余热锅炉均要求快速启动，具备跟踪负荷的能力，一般自然循环锅炉采用模块结构和弹性管支持系统。

强制循环的余热锅炉采用全钢架结构，所有受热面重量由设在顶部的两根可定向移动的梁承担，整体向下膨胀。

各受热面做成箱式结构，有足够的刚度，横放在悬吊梁上，钢架上设有限位装置，以控制受热面整体晃动。

自然循环余热锅炉各受热面管屏由独立框架支承于地面，受热面之间烟道设置膨胀节，受热面管屏重量由横梁承担，均向上膨胀。

5.3、防震措施

由于燃机排气含尘量小，设计时受热面烟气流速一般选取较高，均在10-18m/s左右，烟气管外横掠产生的卡门涡流诱发的振动，可能出现噪声、疲劳或引起结构破坏。

因此作受热面设计时防震设计亦是重要一环。

根据振动产生机理，一般采用增设减振板和解谐板加以解决。

5.4、烟气均流、防磨、防腐问题与措施

由于燃机余热锅炉烟气流动截面均较大，受热面布置时还需考虑均流及刚度问题。

余热锅炉各受热面采用箱型结构，即是很好解决了这一问题。

至于磨损和腐蚀问题，由于燃机排气烟尘少，酸露点很低，一般不考虑磨损问题，受热面设计时原则上避开水露点腐蚀即可。

6、工程实例

6.1、重庆江北燃机电厂余热锅炉

重庆江北燃机电厂共有两台燃机，两台余热锅炉，一台蒸汽轮机，总装机容量100MW，余热锅炉为无补燃双压立式强制循环系统，结构紧凑，烟囱布置在锅炉顶部。

烟气至下而上流动，顺烟气流向依次布置有二级过热器，一级过热器，中压蒸发器，省煤器，低压蒸发器。

一、二级过热器之间布置有喷水减温装置。

过热器出来的蒸汽引入蒸汽轮机做功，低压蒸发器产生蒸汽引入除氧器加热凝结水和补充水。

图1仅示出该厂单机系统图。

各受热面主要参数：

过热器Ⅱ：

基管Φ31.8×3.2，肋高12.7mm，肋厚1.5mm，肋距8.5mm，换热面积432m2。

烟气温度从542℃降至526℃，过热蒸汽从397℃升至455℃，蒸汽压力为4.1MPa。

过热器Ⅰ：

基管Φ31.8×3.2，肋高12.7mm，肋厚1.5mm，肋距6.4mm，换热面积1095m2。

烟气温度从526℃降至474℃，过热蒸汽从255℃升至419℃，蒸汽压力为4.1MPa。

中压蒸发器：

基管Φ31.8×2.9，肋高15.9mm，肋厚1.25mm，肋距4.2mm，换热面积10008m2。

烟气温度从474℃降至268℃，水在4.2MPa压力下汽化为饱和蒸汽。

中压省煤器：

基管Φ31.8×2.9，肋高15.9mm，肋厚1.25mm，肋距4.2mm，换热面积7006m2。

烟气温度从268℃降至185℃，给水压力为4.4MPa，水温从105℃升至251℃左右。

低压蒸发器：

基管Φ31.8×2.9，肋高15.9mm，肋厚1.25mm，肋距4.2mm，换热面积4966m2。

烟气温度从185℃降至144℃，水在0.25MPa压力下汽化为低压饱和蒸汽。

水（汽）流量：

63.0t/h。

烟气流量：

377280Nm3/h。

6.2、江油英惠燃机电站余热锅炉

江油英惠燃机电站余热锅炉为双压无补燃自然循环锅炉，有两台燃机，两台余热锅炉，一台蒸汽轮机，总装机容量100MW。

锅炉本体受热面标准单元模块式结构，由垂直布置的错列螺旋肋片管和上下集箱组成，以获得最佳的传热效果和最低的烟气压降。

燃机排气进入锅炉本体依次水平横向冲刷高温过热器、低温过热器、中压蒸发器、中压省煤器、低压（除氧）蒸发器，然后由主烟囱排出。

高温和低温过热器中间设置有喷水减温装置，以调节出口过热蒸汽温度。

凝结水和补给水直接进入除氧器，由低压（除氧）蒸发器产生的蒸汽除氧加热。

图2仅示出该厂单机系统图。

各受热面主要参数：

每个管屏布置两排肋片管。

过热器Ⅱ：

1屏，基管Φ51×3，肋高12.7mm，肋厚1.2mm，肋距6.8mm，换热面积411m2。

烟气温度从492℃降至474℃，过热蒸汽从372℃升至450℃，蒸汽压力为3.82MPa。

过热器Ⅰ：

3屏，基管Φ51×3，肋高12.7mm，肋厚1.2mm，肋距6.8mm，换热面积1233m2。

烟气温度从474℃降至440℃，过热蒸汽从255℃升至373℃，蒸汽压力为3.82MPa。

中压蒸发器：

10屏，基管Φ51×3，肋高20.2mm，肋1.2厚mm，肋距4.61mm，换热面积9654.86m2。

烟气温度从440℃降至264℃，水在4.22MPa压力下汽化为饱和蒸汽。

中压省煤器：

5屏，基管Φ51×3，肋高20.2mm，肋厚1.2mm，肋距4.61mm，换热面积4827.43m2。

烟气温度从264℃降至211℃，给水压力为4.4MPa，水温从133℃升至247℃左右。

低压蒸发器：

4屏，基管Φ51×3，肋高20.2mm，肋厚1.2mm，肋距6.03mm，换热面积3020.16m2。

烟气温度从211℃降至165℃，水在0.2MPa压力下汽化为低压饱和蒸汽。

水（汽）流量：

47.1t/h。

烟气流量：

335258Nm3/h。

6.3、各主要设备参数

设备主要参数如下（以下主要是江北燃机电厂参数）：

中压汽包：

Φ1600×35×5280

低压汽包：

Φ2000×12×7200

除氧器：

Φ2400×6×3600

给水箱：

Φ3000×10×9560

低压给水泵：

2台，流量（单台）20t/h，扬程70m，

电机11KW。

型号ERPN32-250。

低压循环泵：

单台炉2台，流量（单台）125t/h，扬程9.5m，

电机5.5KW。

型号ERPN125-154。

中压给水泵：

3台，流量（单台）70t/h，扬程520m，

电机168KW。

型号3WWL-106。

中压循环泵：

单台炉2台，流量（单台）320t/h，扬程8.5m，

电机11KW。

型号8HNI92A。

中压汽包安全阀：

PSV1422/1423，46.9barg。

主蒸汽管安全阀：

PSV1424，43barg。

低压汽包安全阀：

PSV3436/3437，5.0barg。

除氧器安全阀：

PSV3438/3439，2.9barg。

排污扩容器安全阀：

PSV5404/5405，5.0barg。

其它管道及阀门若干。

7、结论与建议

燃机余热锅炉各受热面均采用螺旋肋片管，我厂-都江电力设备厂在设计制造螺旋肋片管受热面方面有较为非富的经验，因此在设计制造余热锅炉方面，以下几方面依靠我厂自身力量能独立完成：

1、受热面的传热计算；

2、受热面的制造；

3、燃机排气对换热管束的流动阻力计算；

4、强制循环的水力计算；

5、各受热面管子的强度计算。

6、各受热面的制造。

（2003-11）

【参考文献】

1、焦树建　《整体煤气化燃气－蒸汽联合循环》，中国电力出版社。

2、古大田　方子风　《废热锅炉》，化学工业出版社。

3、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。

4、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。

5、刘忠楼等　“配PG9171E燃机余热锅炉主蒸汽参数的优化计算“　锅炉技术　Vol.33.No.9。

6、陈起铎等　“燃气轮机余热锅炉的设计特点“　热能动力工程　Vol.10.No.51995年9月。