燃机电厂余热锅炉高压蒸发器国产化改造Word格式文档下载.docx
- 文档编号:18048377
- 上传时间:2022-12-13
- 格式:DOCX
- 页数:13
- 大小:95KB
燃机电厂余热锅炉高压蒸发器国产化改造Word格式文档下载.docx
《燃机电厂余热锅炉高压蒸发器国产化改造Word格式文档下载.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《燃机电厂余热锅炉高压蒸发器国产化改造Word格式文档下载.docx(13页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
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
项 目
单位
设计值
环境温度
℃
15
-1.8
42.2
燃气轮机负荷
%
燃气轮机排烟流量
Kg/s
133
138.85
116.34
燃气轮机排烟温度
542
534
561
余热锅炉额定蒸发量
T/h
63.75
64.9
60.2
高压汽包工作压力
MPa(A)
4.2
/
过热器出口蒸汽压力
4.1
过热器出口蒸汽温度
455
9
给水温度
105
10
省煤器出口温度
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
13
减温器喷水量
1.5
0.6
2.3
14
低压汽包出口蒸汽温度
127.4
低压汽包出口蒸汽压力
0.25
16
锅炉排污量
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
项目名称
符号
测试值
二级过热器烟温降
Tgr2
15.70
28.21
一级过热器烟温降
Tgr1
52.10
54.08
高压蒸发器烟温降
Tgy2
205.80
216.50
高压省煤器烟温降
Tgy1
83.20
49.29
低压蒸发器烟温降
Tdy
41.20
33.67
Tpy
144.00
160.71
表5:
#1炉余热锅炉测试结果汇总表
名称
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
纵向排数
20
烟气流量
Nm3/h
324740
水(蒸汽)流量
51
6.28
进口烟温
542.5
514.3
460.2
243.7
194.4
出口烟温
160.7
水(蒸汽)压力
MPa
2.2
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
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
335~475
≥195
≥24
ASTMA192
A192
≥325
≥180
≥35
≤77HRB
化学成分
Mo
V>
0.06~0.18
≤0.25
0.27~0.63
≤0.035
0.07~0.14
0.17~0.37
0.35~0.65
≤0.15
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)。
#1余热锅炉校核计算汇总表
9676.9
基管
mm
Φ32×
肋片管长度
9000
61
7.6
525.3
477.8
250
171
138
进口水(汽)温
255
225
出口水(汽)温
450
398
127
传热系数
Kcal/m2.h.℃
34
29.8
25
32
31
灰污系数
(m2.h.℃)/kcal
0.001
0.005
烟气流速
M/s
13.2
8.85
水(汽)流速
42
0.7
烟气阻力
Pa
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
Φ31.8×
2.9
肋片厚度
1.25
1.2
肋片高度
15.9
15.8
肋片间距
换热段长度
9132
横向间距
80
纵向间距
69
换热管数
支
880
换热面积
10093.9
kg/h
324700
460
进口水压
2.5
进口水温
蒸发量
51(改前测试值)
59
Kcal/(m2.h.℃)
25.2
13.4
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。
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
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 机电 余热 锅炉 高压 蒸发器 国产化 改造