余热锅炉受热面积灰问题的分析和探讨

余热锅炉受热面积灰问题的分析和探讨 杨顺虎，朱江林 （台州发电厂龙湾发电部，浙江温州） 摘要：针对燃气蒸汽联合循环发电机组的余热锅炉受热面积灰的情况，对不同灰垢形成的机理进行分析，探讨积灰对余热锅炉运行安全性、经济性的影响，提出防止积灰的措施和对策。 关键词：燃气蒸汽联合循环；余热锅炉；受热面；积灰0 系统介绍 温州龙湾燃机发电厂STAG209E燃气蒸汽联合循环装有两套美国GE制造的PG9171E燃气轮机发电机组，并配有两套比利时CMI制造的余热锅炉，驱动一套GE制造的汽轮发电机组；电站总装机容量为330 MW；燃气轮机设计燃料为原油，设计排烟温度535。 余热锅炉为立式、辅助循环、双压、无补燃锅炉；额定蒸发量为175th，过热器出口额定蒸汽压力630 MPa，设计排烟温度为175；其受热面自下而上（顺着烟气流动方向）依次为高压过热器、高压蒸发器、高压省煤器、低压蒸发器；受热面结构为联箱式、螺旋鳍片管卧式错列布置，肋片间距为150片m；余热锅炉装有7层21台伸缩式蒸汽吹灰器。1积灰的机理、分类和特点11 余热锅炉受热面的积灰状况和灰源 众所周知，原油重油本身含有高于轻油十多倍的灰分；而且由于原油重油燃料中金属钒经燃烧会生成低熔点（675）的钒化物V2O5，这种物质在燃气轮机叶片表面温度条件下是熔融状态、易沉积，且对合金材料有极强的催化氧化作用即高温腐蚀。因此目前所有烧原油重油的燃气轮机均向燃油中加入镁基抑钒剂，期望利用镁与钒燃烧生成高熔点（1156）无腐蚀作用的钒酸镁（Mg3V2O8）。为保证反应充分，抑钒剂是按MgV335的规范要求过量添加的；正由于镁的过量，所以加有抑钒剂的燃油灰分中除生成人们希望的Mg3V2O8外，还含有大量的MgO和MgSO4。 为了强化传热，余热锅炉受热面采用螺旋鳍片管（图1），由于基管与钢带焊接处不可避免的存有波浪型褶皱，容易造成积灰、堵灰，使烟气流速度降低，热阻增大。因此，燃气轮机热通道和余热锅炉受热面积灰是烧重油原油联合循环电站的一个重要问题。12 余热锅炉积灰的分类和机理 认真观察余热锅炉内积灰情况（图2），不难发现，高压过热器及前段蒸发器鳍片管束表面沉积有大量的黄色结晶体，分析沉积物成分可知，镁占绝对主导地位；而高压省煤器、低压蒸发器等尾部热交换器表面积灰为黑色，属燃油残碳。高温段受热面积灰其烟尘大部分呈熔融状态，一般在500以上产生，这种积灰属于粘结型积灰，由内外两层组成，内层MgO和MgSO4的含量较高，而外层则有类似于飞灰的成分；高温积灰主要在烟管正面形成并迎着气流生长且坚韧而硬，难于清除。 低温段积灰其烟尘在凝固点以下呈固体颗粒状，主要由三类物质组成：（1）碰撞到受热面上的飞灰和燃气轮机不完全燃烧的油粒；（2）酸与飞灰中金属离子反应形成的硫酸盐；（3）酸腐蚀所产生的锈垢。低温积灰主要填在烟管背部的旋涡区中并使管子呈流线型。低温积灰属于松散型积灰，但积灰时间延长，吸收烟气中的SO3和水蒸气转换成硫酸盐等，会形成密实型积灰。由于低压蒸发器入口烟速低，烟气温度低，容易产生低温腐蚀，使管子表面变得潮湿、粗糙，并为灰的沉积创造有利条件，进一步恶化传热效果。2积灰对余热锅炉安全性的影响21 余热锅炉低温受热面腐蚀 由于原油重油中硫的含量较高，因此燃烧中产生的SO2、SO3气体与烟气中的水蒸气结合生成硫酸蒸汽，在低温受热面上形成硫酸溶液产生酸性腐蚀。经取样分析：高压过热器管壁垢样pH值为58，而低压蒸发器管壁积灰pH值达45，具有较强的腐蚀性。低温腐蚀是均匀性腐蚀，它使烟管厚度逐渐减薄，严重的造成低压蒸发器或高压省煤器爆管或泄漏。22 受热面的应力破坏由于受热面结尘或结渣，使受热面受热不均匀，将会引起较大的内应力作用，长期作用下还可能使金属疲劳现象发生，甚至造成爆管。 23 低压系统超压 余热锅炉效率下降主要原因是高压部分吸热量下降，如果高温段受热面积垢，同时造成烟气流速降低，导致传热系数降低，高温受热面传热工况严重恶化，高压蒸发器后烟气温度升高，热量逐级后移，排烟温度升高，将造成低压系统压力升高，除氧器运行压力超限。24 炉内烟气脉动 为了改善受热面换热条件，在余热锅炉中烟气流量与蒸汽产量的比值很大（约410倍，而普通的蒸汽锅炉为112倍），因而烟气流速很高，湍流度很大。如果受热面积灰严重，将使烟气偏流，会促使烟道和管束振动，炉内发出沉闷的轰鸣声，严重的还会使烟道挡板因热应力的作用而发生变形等。 25 余热锅炉受热面烧毁 燃气轮机不完全燃烧的可燃物（碳黑和油粒），由于流速降低，沉积在锅炉尾部受热面上，停炉后因烟气停滞不动，排气温度较高，在这样高温介质中，油垢氧化，析出的热量使周围温度更高，如果达到油垢自燃点而燃烧，将导致锅炉受热面、大板梁严重烧损。这样的恶性事故在国内某联合循环电厂已有前车之鉴。3 积灰对余热锅炉经济性的影响 余热回收是提高联合循环电厂运行经济性的必要手段，余热锅炉的传热效果是决定回收率的关键因素。烧原油重油时沉积在余热炉鳍片管表面的灰分对余热锅炉的传热效果影响很大，图3是余热锅炉螺旋鳍片管换热面结垢对过热蒸汽温度和产汽量影响的关系图。 根据统计，对于烧原油的燃气蒸汽联合循环发电机组，烟气中的灰分沉积在燃气轮机涡轮通道表面和余热锅炉鳍片管表面，足以使机组出力约按0015h速率下降，油耗按001h速率上升。在燃料价格一定的前提下，积灰是影响烧原油重油运行经济性的首要因素。 按照理论计算，如果余热锅炉受热面积灰蒸发量少1th，联合循环汽轮机出力将减少300 kW。此外，烟道阻力增大还使燃气轮机排气压力升高，导致燃气轮机出力、效率下降。表1是龙湾1号余热锅炉某次因吹灰器故障连续100 h没有吹灰的性能变化情况。就S209E联合循环而言，若该套机组全年运行5000 h，每台余热锅炉年运行4000 h，如果余热锅炉积灰产汽量降低1th将使机组全年丢失240万kWh发电量，全年将多耗400t原油。可见积灰对烧原油、重油燃机电厂经济效益的影响何等重要。4 积灰的防止及对策41 优先使用低钒燃油 既然热通道表面积灰主要来源于燃油抑钒剂，那么降低积灰影响的首要措施即尽可能使用低钒原油重油。燃油含钒量越低，添加抑钒剂量越少，灰分自然减少。而且因减少价格昂贵的抑钒剂的用量还可获得直接经济效益。42 实行积极有效的吹灰制度 余热锅炉必须配备性能可靠工作的吹灰器，以尽量减少积灰对传热效果的影响。龙湾电厂余热锅炉受热面管束按正三角形错列布置，选用螺旋伸缩式吹灰器并采用平行管束方向安装的蒸汽吹灰器（图4），表2是龙湾1号余热锅炉运行两年后在燃机负荷为100 MW的同比参数，从实际使用效果看，是比较理想的。 但是蒸汽吹灰需要消耗一定量的主蒸汽，因此需要对吹灰的频率作经济性比较；龙湾燃机燃用的原油钒的含量低，我们规定每天吹灰一次；一般吹灰后锅炉蒸发量能提高0508th，排烟温度能下降115。 为了防止吹灰蒸汽带水，烟气湿度增加，露点温度升高，加剧受热面的腐蚀和积灰，吹灰前应对吹灰蒸汽管道进行充分的暖管、疏水；吹灰蒸汽工作压力应严格控制在2025 MPa，蒸汽压力过高会加速对管束的冲刷影响，过低会影响吹灰效果；吹灰过程中应及时调整吹灰蒸汽温度跟踪烟气温度的变化，但不得低于300，避免吹灰蒸汽与管壁间产生较大的温差，减少受热面的热应力。 由于蒸汽吹灰装置伸缩、旋转部件受热变形，容易造成机械卡涩，因此必须做好定期保养、润滑工作，提高吹灰器的投运率。43 合理控制余热锅炉排烟温度 按理论计算，烟气中水蒸汽露点较低，一般不超过3070，而金属壁温常高于水露点，因此水蒸汽不会在金属壁面凝结，但当烟气中含有SO3时，大大提高了酸露点温度。实践证明，即使烟气中含有少量的SO3，酸露点即可高达120150。 为了提高联合循环的效率，余热锅炉的排烟温度一般是按照额定工况选取设计的；而受燃气轮机变工况性能的影响，当联合循环出力低于50时，或机组启停时，燃气轮机排烟温度较低，余热锅炉排烟温度大幅度偏离设计值，将会对低温受热面造成严重的酸性腐蚀。运行中可以适当调节降低锅炉低压循环水的流量，提高排烟温度，控制排烟温度不低于160，以防止低温腐蚀的产生。 露点温度应根据不同的油品硫的含量确定，推荐使用美国Notre Dnme大学JTBan Chero的酸露点计算公式： 44 做好停炉的保养工作 余热锅炉在停炉备用期间无法对受热面实施有效的保养,容易造成受热面管子外表面较严重的腐蚀,导致管子肋片之间被锈蚀物堵塞而热阻增大。因此在余热锅炉停用前应做好受热面的吹灰工作，尤其是低温段的吹灰；停炉后应及时关闭烟囱的防雨挡板，以防止受热面冷却、吸湿而引起设备的管外腐蚀，以及油垢的自燃事故。45 保证燃气轮机燃烧正常 为了防止燃油不完全燃烧的油粒、碳黑在余热锅炉受热面的沉积，在运行中应严格控制燃油加热温度；并应定期检查、清洗燃气轮机燃油喷嘴和雾化空气系统。 46 采用冷炉除垢技术 对于高温段的积灰MgO是不溶于水的，很难用水洗去除；但MgO较硬，采用热胀冷缩的办法却易于破碎而脱落。对于调峰运行的燃气轮机热通道的积灰很容易剥落或碎裂而被烟气吹走。余热锅炉冷态启动同燃机调峰运行的原理一样，利用积灰本身热胀冷缩破碎脱落，积灰也会因每次起停热胀冷缩自然剥落一部分，锅炉出力也能自然恢复。 47 受热面水冲洗 因为CMI余热锅炉采用的炉墙外保温技术，设计允许对锅炉进行水洗，可以根据受热面积灰情况结合余热锅炉大小修用高压碱性水对受热面自上而下进行冲洗。由于螺旋管卧式布置，水洗后效果较好，余热锅炉出力基本能够恢复到新炉水平。但由于炉墙为普通锅炉钢板，而水洗排水中含有腐蚀性的H2SO4，所以水洗会加速烟道的损坏，水洗后必须及时排尽积水并启动燃气轮机烘干受热面。