360余热汽轮机主蒸汽与煤气发电联络管道运行方案

1、360余热汽轮机主蒸汽与煤气发电联络管道运行方案一、360余热运行现状：360烧结余热发电汽轮机额定主汽流量88/h，补汽流量20t/h,额定汽轮机功率22MW，现在两台烧结机正常运行时汽轮机功率7.8MW，只达到设计值的35%左右，循环风机改用变频后厂用电率40%，每小时供电量0.47万KWh，平均主汽压力0.64MPa，主汽温度277，补汽压力0.2MPa，补汽温度165。360余热若要达到汽轮机额定进汽量，还需41.5t/h主汽量。计划从煤气发电1#炉主蒸汽通过减温减压或1#机工业抽汽接到360余热供360汽轮机使用。360主要运行参数表：2014年360余热月份平均发电机功率负荷率汽耗

2、率平均主汽流量平均补汽流量MW%kg/kWht/ht/h1月份6.630 7.693416 2月份7.333 7.113616 3月份9.041 6.194015 4月份8.740 6.464115 5月份7.333 6.563512 平均值7.8356.8037.615二、供汽后计算：1、用联络管蒸汽量核算 根据汽轮机带21MW负荷时主汽压力1.4MPa，将余热锅炉汽包饱和温度从168提高至199，提高了31。根据锅炉中压蒸发器进口烟温290计算：汽包饱和温度199时温差91，汽包饱和温度168时温差122，用换热量公式Q=KF（t1-t2）计算同样烟温降低锅炉主蒸汽蒸发量1/4，将锅炉主汽

3、蒸发量降低为28t/h，因此平均需用煤气发电蒸汽量应为60t/h。2、 计算需煤气发电供汽压力360余热 汽轮机主汽压力和负荷对应表主汽流量t/h86797772655952443835主汽压MPa1.41.291.251.110.90.80.70.60.5负荷MW2181715.2 13.9 12.6 11.1 9.7 8.0 6.7 根据按管径325x11，管道长度900米，煤气发电供汽压力1.8MPa计算结果如下表名 称单 位不同流量下管道压降蒸汽流量t/h6050403020管道压降MPa0.43 0.30 0.19 0.11 0.05 终端管道实际压力MPa1.37 1.50 1.6

4、1 1.69 1.75 如果选用电动闸阀管道压力损失在蒸汽流量60t/h时0.43MPa，因此360余热汽轮机若需额定进汽量需煤气发电供汽压力达到1.8MPa。3、 如果用煤气发电1#机工业抽汽供360余热发电核算因为1#机工业抽汽压力0.784MPa1.274 MPa，额定抽汽压力0.981 MPa，额定抽汽温度265。3.1按煤气发电供汽压力1 MPa，温度265计算如下表，如果360余热锅炉全停，用1#机工业抽汽供40t/h时终端管道实际压力0.64MPa，对应360余热汽轮机主汽压力和负荷对应表中8MW的负荷，负荷因汽温降低和无补汽应为6MW名 称单 位不同流量下管道压降蒸汽流量t/h

5、5040302010管道压降MPa0.52 0.33 0.19 0.08 0.02 终端管道实际压力MPa0.48 0.67 0.81 0.92 0.98 3.2按煤气发电供汽压力1.274 MPa，温度285计算如下表，用1#机工业抽汽供40t/h时终端管道实际压力1.03MPa，对应360余热汽轮机主汽压力和负荷对应表中14MW的负荷，如果用煤气发电工业抽汽和360余热锅炉并联运行，并把抽汽压力提高至1.2MPa以上能将负荷提高至13MW以上。名 称单 位不同流量下管道压降蒸汽流量t/h5040302010管道压降MPa0.38 0.24 0.14 0.06 0.02 终端管道实际压力MP

6、a0.90 1.03 1.14 1.21 1.26 4、 管道散热计算 根据原360主汽管道保温选用复合硅酸盐，保温层厚度0.11m，保温层外固定层选用厚度0.5mm的镀锌铁皮，通过计算总散热量739358KJ，根据不同流量蒸汽温度下降情况如下表。名 称单 位不同流量下管道内蒸汽温度下降情况蒸汽流量t/h5040302010管道温降7 9 12 18 35 5、汽轮机计算项目单位现在从煤气发电减温减压供汽后从煤气发电1#机抽汽供汽后汽轮机功率MW7.818.614主蒸汽压力MPa0.61.351.03主蒸汽温度273285270主蒸汽流量t/h37.68865补汽压力MPa0.20.30.2补

7、汽温度163200185补汽流量t/h152020因汽温低降低发电机功率%12.649.613.1因补汽比例升高降低发电机功率%603因汽压低降低热效率%1.90.561.2因背压低降低热效率%364因负荷低缸效率降低热效率%16.504汽耗Kg/KWh6.85.86.26三、 供汽后凝结水量计算供汽后最大的瓶颈问题是煤气发电供过来的汽凝结水如何回到煤气发电。计划对从化水车间至360余热除盐水管道改造，除盐水管道从煤气发电1#机西侧接至1#炉疏水箱，通过疏水泵打至煤气发电除氧器，360除盐水和凝结泵出口母管连接，在煤气发电供汽期间360余热不用化水的除盐水，将原化水除盐水阀门关闭。经计算最大能

8、向煤气发电输送凝结水35t/h。因此最大接受煤气发电的供汽能力是40t/h。四、 运行方案1、 根据以上计算，由于受凝结水量限制，核定煤气发电至360余热汽轮机额定供汽量40t/h。2、 如果煤气发电1#机工业抽汽供汽压力能提高至1.27MPa，360余热双炉正常运行时可以向360余热供汽32t/h，能保证360余热发电机功率13.5MW左右，增加上网电量7MW，单炉正常运行时可以向360余热供汽40t/h，煤气发电能保证360余热发电机功率10MW左右，增加上网电量7MW。3、 360余热使用煤气发电1#炉减温减压供汽，最高能增加上网电量10.8MW。（需增加减温减压自动控制装置，能根据36

9、0余热新加调节表的压力温度设定值自动调节保证压力和温度满足360汽轮机要求正常运行中减温减压压力按高于汽轮机进汽压力0.5MPa左右设定，温度按高于两台锅炉主汽温度30左右设定），但受凝结水量限制首先需解决凝结水的问题。4、 如果煤气发电1#机工业抽汽供汽压力保持在额定压力0.981MPa，只适合360余热单炉运行和余热锅炉全停时使用。单炉运行时能增加上网电量5.5MW，余热锅炉全停时可以向360余热供汽40t/h，增加上网电量7MW。5、 联络管与360余热汽机主汽管道接口前加电动阀方便运行中调节。6、 联络管每个为热补偿的U型管底部应加DN50的疏水管道，与360余热并汽门前应加N80的疏

10、水管道.五、运行中调整措施1、并汽1.1暖管 开启联络管所有疏水门，煤气发电开启汽门暖管，当汽压升至0.2MPa时，稳定30分钟。要严格控制暖管的速度、一般以每分钟温度升高23为宜。如果温度上升过快，管内外温差大，就会产生温度应力而导致管子金属裂纹。在暖管过程中，如果发现异常，应立即停止操作，加强疏水，待异常排除后再进行暖管工作。1.2并汽当联络管汽压比母管汽压高0.050.1MPa时，就可以进行并汽。先稍开汽轮机主汽管道疏水门，并汽注意缓慢进行，防止瞬间增加过大，蒸汽带水，并影响余热锅炉的正常运行和使汽轮机热应力过大发生振动增大。并炉过程中及时调整汽轮机的进汽量、汽封、水位和锅炉水位，保证汽

11、轮机增负荷速度不超过0.5MW/min。同时及时调整联络管压力防止压力过低使母管内的蒸汽产生倒流，使运行的锅炉和汽机参数变化影响运行。并汽必须具备下列条件：a) 蒸汽品质合格；b) 蒸汽压力高于360余热主汽压力0.050.1MPa；c) 蒸汽压力与360余热主汽温度相差±30； 并汽门全开以后，应回半圈以防卡住。关闭蒸汽管道疏水阀。在并汽时如果发生水冲击或汽锤现象，应立即停止并汽，加强管道疏水，待查明原因恢复正常以后，方可以重新并汽。联络管暖管这个过程的时间应控制在23h。并汽后，应对锅炉、汽轮机、联络管、减温减压各有关设备全面检查，确认正常。1.3并汽完毕后关闭所有管道疏水门。2

12、、 投减温减压操作票1联系煤气发电值长、锅炉值班人员。2与值长、班长、司炉联系。3检查高、低压侧疏水门应开启，活动压力调整门开关灵活。4检查减温减压器压力调节阀开关正常。5开启减温减压器进口阀的旁路门，以0.020.05MPa /min速度升压，至额定值时全开减温减压器进口阀，关闭旁路门。6根据汽温调节减温减压器的疏水门。7当减温减压器压力比热网压力高0.05Mpa，温差不大于10时，开启减温减压器出口电动阀。8投入减温减压器压力、温度自动控制装置。9关闭减温减压器前、后疏水阀。10根据360余热负荷，及时调整压力和温度。3、停运联络管供汽操作3.1和煤气发电做好联系后缓慢关闭联络管电动门，注

13、意减少蒸汽量速度不超过2t/min。停运过程中及时调整汽轮机的进汽量、汽封、水位和锅炉水位，保证汽轮机减负荷速度不超过0.5MW/min。同时及时联系煤气发电调整联络管压力防止压力过高使母管内的蒸汽憋压打安全阀。3.2全部关闭联络管电动门后关闭手动隔离阀。3.3通知煤气发电截汽。3.4得到煤气发电通知后方可开疏水门泄压。4、运行调整任务4.1通过联络管得进汽调节门保证进汽流量低于35t40t/h。4.2联络管进汽压力和温度保持稳定，压力比汽轮机主汽压力高0.05MPa以上，温度比汽轮机主汽压力高30左右（暂定）。4.3联络管投运后必须进行监视和调整，以维护正常运行，满足汽轮机的工作要求。4.4加强同煤气发电的联系，保证汽轮机和余热锅炉系统运行的稳定性，保证余热来汽压力、温度的稳定性。4.5调整蒸汽量时应和煤气发电做好联系。