12MW 余热余压综合利用发电技改项目分析与探讨
宋磊
(安徽淮化股份有限公司,安徽淮南232038)
摘要：本文简单介绍我公司60MW 非调整抽凝式汽轮机改为12MW 背压式发电机组可行性及必要性，通过分析论证，实施12MW 余热余压综合利用发电技改项目，节能效果显著，经济效益明显。
关键词：背压式汽轮机；减温减压；发电；技改；节能
公司现有三台130t/h中温中压煤粉锅炉和一台C12-3.43/0.98、一台B3-35/3及一台B3-3.43/0.98型汽轮发电机组以及二台240t/h高温高压煤粉锅炉和一台C60-8.83/(4.027) 非调整抽凝式汽轮发电机组。随着公司持续发展，产品种类不断增多，装置需要中温中压蒸汽越来越大，一台C60-8.83/(4.027) 非调整抽凝式汽轮机最大抽汽量只有50t/h，且能耗高，远不能满足装置用汽要求，现已停止运行。目前采用减温减压方式对外供220t/h中温中压蒸汽，供装置蒸汽透平用汽和3.82MPa用户生产用汽。
为充分利用装置余热副产蒸汽及现有工程设施，节约能源，提高经济效益，针对减温减压装置进行余热余压综合利用发电技改，用一台12MW背压式汽轮机来取代减温减压装置，实现余热余压综合回收利用发电，保障后续生产用汽稳定性，为全厂提供部分电力负荷。
项目实施后，不仅提高社会效益和环境效益，而且单位产品能耗将大幅下降。为企业适应市场竞争、实现可持续发展创造有利条件，增强企业抗风险能力。
1 背压式汽轮机替代减温减压装置技术分析
现有减温减压装置运行数据如下：
由上表实际运行数据可知，通过减温减压装置，直接浪费蒸汽压差4.83MPa，温差85℃，年运行波动值为进汽量变化，波动值180-220t/h。按照“以热定电、热电联产、节约能源、保护环境”原则，结合现有二台高温高压锅炉出口蒸汽参数情况，在充分考虑提高能源利用率和保证热力设施安全经济运行前提下，保留适当供热余量，建设一台12MW背压式汽轮发电机。根据设计热负荷计算结果，外供蒸汽负荷4.1MPa、450℃，正常值228.8 t/h。
2 技术改造及运行方案
2.1 工艺流程方案
项目接入系统电压等级为6.3kV，接入热电联供6kV高压配电室（N80P）的6kV系统II段母线，N80P设计6kVⅠ、Ⅱ两段母线，通过两回6kV联络线与303总变电所的6kV系统连接，整套机组采用整机控制系统。
2.2 12MW 背压式汽轮机发电机组技术参数
根据机组装机设计方案，背压式汽轮机技术参数：型号B12-8.83/4.1，额定功率12MW，额定进汽量305 t/h，额定转速3000 r/min，额定排汽压力4.1MPa，额定排汽温度450℃。汽轮发电机技术参数：型号QF1-12-2A，额定功率12MW，额定电压6300 V，额定转速3000 r/min，功率因数0.8，频率50 HZ，空气冷却方式，静止励磁，自并励系统。
2.3 旁路系统
项目在原减温减压装置进、出汽管道口增设旁路双通道并加设阀门，原减温减压装置系统保留。当汽轮发电机组突然故障或跳车时，利用处于热备用状态的减压减温器供汽，确保生产用汽的稳定性。
2.4 主蒸汽、供热系统
汽轮机进汽来自已建9.8 MPa、540℃主蒸汽母管。汽轮机4.0MPa、450℃排汽分二路：一路接入已建蒸汽管道送往3.43MPa热用户；另一路经减温减压至3.3 MPa、270℃后一部分送往已建1#炉Ⅱ级高压加热器加热锅炉给水，另一部分接入来自氨厂副产3.3 MPa饱和蒸汽管道送至2#炉高压加热器加热锅炉给水。
2.5 循环冷却水系统
汽封冷却器设备冷却用水采用循环系统。循环冷却水系统包括汽封冷却器、空冷器、冷油器。系统运行时，冷却水经换热后提取约8-10℃热值冷却后循环至除氧器，后进高压加热器，再进锅炉产生蒸汽供生产使用。
3 结语
项目符合中央、安徽省、淮南市政府能耗节约规划要求，不增加能源消耗，利用原减温减压装置资源和条件，旁路增设12MW背压式汽轮发电机。装置建成后，与现供热装置相比年多供热212960GJ/a，年多供电71656000 kW•h，节约标煤约7432吨，降低企业生产成本，经济效益显著，也减少废气排放，改善环境，社会效益明显。
