55 余热利用系统0819解析.docx
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55余热利用系统0819解析
5.5余热利用系统
本项目的余热利用系统采用蒸汽发电工艺，包括：
余热锅炉系统和汽轮发电机系统（含蒸汽旁路系统等）。
本项目余热利用系统为四炉二机配置。
汽轮发电机组的额定功率为18MW。
每台机组额定进汽量84.5t/h左右，进汽参数3.8MPa/395℃。
为了在电网故障时或输出线路故障时，一台汽轮发电机组停运，另一台汽轮发电机组供厂用电安全运行。
因此，本项目热力系统的主蒸汽采用母管式，而且每台汽轮机都配置了进口的主蒸汽电液调节阀（DEH），以保证每台汽轮发电机组均能无扰动自动切换到40%负荷下带厂用负荷稳定运行。
每台机组设三级非调整抽汽，一级抽汽引至中压母管供一、二次空气预热器一级加热，空预器凝结水送至除氧器；二级抽汽引至中温中压母管供除氧器（定压运行）和冬季全厂采暖，三级抽汽供低压加热器用汽。
机组凝汽器为水冷表面式，凝结水由凝结水泵经轴封冷却器进除氧器，除氧器经给水泵升压后进锅炉。
回热系统设低压加热器。
四炉二机配置二台除氧器，为了保证冷态启动的需要，除氧器设除盐水系统补水。
本项目每台汽轮发电机组均设旁路减温减压系统。
当一台汽机停机时，另一台运行中的汽机以最大进汽量接受锅炉产汽量，余下的蒸汽经运行中的汽机的旁路一级减温减压（0.4MPa/146℃）至凝汽器，该凝汽器设二级减温减压系统。
一级减温减压系统减温水接自给水泵出口，二级减温减压系统减温水接自凝结水泵出口。
凝汽器凝结水经其凝结水泵送入凝结水母管，经过轴封加热器和低压加热器加热后送至除氧器。
此外，当汽轮机抽汽压力不能满足焚烧炉空气预热器和除氧器用汽要求时，由主蒸汽抽汽旁路减温减压后提供。
本项目的凝汽器真空采用水环真空泵来保证。
5.5.1余热利用系统参数及系统配置的选择
5.5.1.1汽轮发电机容量和形式的选择
（1）汽轮发电机容量的选择
根据垃圾热值（1500kcal/kg）和余热锅炉主蒸汽参数（4.0MPa，400℃，43.8t/h），计算全厂的发电量为31249kWh左右，再考虑到一定的超负荷能力（10%），本工程拟设置两台装机容量为18MW的汽轮机，相应的配置两台20MW的发电机。
（2）汽轮机形式的选择
由于本项目的汽轮机需要抽汽供一、二次空气预热器一级加热用汽、回热加热系统的低压加热器、除氧器以及冬季全厂采暖的用汽。
因此，本项目投标人选择N18-3.8/395中温中压的凝汽式汽轮机组。
5.5.1.2汽轮机减温减压系统的选择
由于垃圾焚烧厂的主要目的是进行垃圾处理，即在汽轮发电机组停运时也需要焚烧炉运行进行垃圾的处理。
根据这一特点，投标人在每台汽轮发电机组均设旁路减温减压系统，保证汽轮发电机停运时焚烧炉的可靠运行。
正常运行时，旁路减温减压系统处于热备用状态，在汽轮机突然甩负荷或汽轮机故障停机时，自动关闭汽轮机主汽门，另一台运行中的汽机的旁路一级减温减压器、二级减温减压装置迅速投入运行，过热蒸汽经汽机的凝汽器冷凝成凝结水后，由凝结水泵送入除氧器再经给水泵输送至余热锅炉。
如果较短时间内可以排除故障，则重新打开汽轮机主汽门，关闭旁路减温减压装置，恢复正常运行。
（1）蒸汽凝汽系统容量的选择
本项目余热利用系统的配置为四炉二机，考虑在一台汽轮发电机组运行（进汽量84.5t/h），另一台汽轮发电机组停运时，由于焚烧炉需要继续处理垃圾，相应的余热锅炉产生的蒸汽量（84.5t/h）需要系统进行冷却，因此每台凝汽器的最大冷却蒸汽量按汽轮机进汽量的150%进行设计，即127t/h左右。
（2）汽轮机调节器的选择
在当前国内外的焚烧厂采用的汽轮机调节器绝大部分都是电液调节器，此调节器可以稳定调节汽轮机的负荷，可以使汽轮机在30%～120%的负荷范围内可靠、安全、经济运行。
因此，在本项目选择进口电液调节器作为汽轮机的调节器。
（3）余热利用热力系统的选择
根据上述的选择，本项目的余热利用系统配置四台余热锅炉和两台汽轮发电机组，焚烧炉和余热锅炉采用单元制配置。
由于是四台焚烧炉和余热锅炉产生的蒸汽作为两台汽轮发电机组的汽源，考虑到系统连接方式的灵活性、可靠性和经济性，本项目的热力系统采用母管制，将四台余热锅炉产生的蒸汽汇总到主蒸汽母管，由主蒸汽母管向两台汽轮发电机供汽。
简图如下所示，详见附图13汽轮发电机热力系统图。
图5.5-1热力系统简图
锅炉产生的主蒸汽压力为4.0MPa，温度400℃，根据此蒸汽的参数，对于垃圾焚烧发电厂，汽轮发电机组的设置应能充分利用垃圾焚烧后产生的热量，同时应能保证焚烧炉的正常运行，即“机跟炉”运行；由于垃圾焚烧炉年运行时间较长（一般按8,000h考虑），本工程设置两台汽轮发电机组就是考虑到当一台机组发生故障时，另一台机组及旁路装置在尽可能利用热量的同时仍能保证焚烧炉的正常运行，运行灵活、全厂效率较高。
汽轮机拟选用青岛汽轮机厂或武汉汽轮机股份有限公司等公司的产品，相似参数等级的汽轮机现应用在成都洛带及江苏常熟项目上，也可根据市场情况选用国内其它著名厂家的产品。
发电机拟选用济南发电设备厂或同等水平公司的产品。
也可根据市场情况选用国内其它厂家的产品。
5.5.2系统组成
该系统由主蒸汽系统、抽汽系统、真空抽汽系统、汽封系统、疏水系统、循环水系统、调速保安系统、润滑油系统、辅助设备等主要部分组成，系统工艺流程见热力系统图。
各系统主要设备规格见主要设备表。
（1）主蒸汽系统
蒸汽系统采用母管式，共有主蒸汽母管、中压蒸汽母管、低压蒸汽母管三个蒸汽母管，可以保证在垃圾焚烧炉负荷波动时能起到稳定负荷作用，使汽轮发电机实现无扰切换。
汽轮机设有三级非调整抽汽，两台汽轮机的第一级非调整抽汽分别进入中压蒸汽母管，四台炉空气预热器一级用汽分别接自中压蒸汽母管。
两台汽轮机的第二级非调整抽汽和锅炉膨胀箱排汽分别进入低压蒸汽母管，两台除氧器的加热蒸汽、冬季全厂采暖用汽分别接自低压蒸汽母管。
第三级抽汽供低压加热器用汽。
为了满足锅炉低负荷时空气预热器、汽机除氧器的用汽要求，设置了主蒸汽抽汽旁路系统。
当汽轮机第一级非调整抽汽压力过低无法满足空气预热器用汽参数时，由主蒸汽母管向中压蒸汽母管供汽（经过减温减压）以满足空气预热器用汽要求。
当汽轮机第二级非调整抽汽压力过低无法满足除氧器的用汽参数时，开启中压蒸汽母管向低压蒸汽母管供汽（经过减压）以满足除氧器用汽要求。
余热锅炉产生的蒸汽通过主蒸汽母管分别进入两台额定功率为18MW的汽轮发电机组做功，发出的电能一部分用以满足厂用电；剩余部分可通过两台主变压器升压后送入电网。
进入汽轮机的过热蒸汽经过做功后一部分通过两级非调整抽汽抽出用以满足锅炉空气预热器、汽机除氧器及冬季全厂采暖的用汽需要。
其余大部分乏汽经低压缸排入凝汽器经循环冷却水冷却后凝结成水，再通过凝结水泵加压经轴封冷却器、低压加热器进入除氧器加热除氧后，再通过给水泵加压后进入锅炉完成下一个热力循环过程。
（2）凝结水系统
蒸汽在汽轮机中膨胀做功后，乏汽排入凝汽器中经冷却后凝结成水汇集在凝汽器的热井中，凝结水经凝结水泵加压后首先经过轴封冷却器然后再进入低压加热器加热，最后经过凝结水母管分别进入除氧器。
在汽轮机突然甩负荷或汽轮机故障停机时，新蒸汽经过旁路一级减温减压装置减温减压后进入凝汽器的喉部再进行二级减温减压然后排入凝汽器经过冷却凝结成水。
每台汽轮机设置二台110%容量的凝结水泵，凝结水泵的容量按150%汽轮机设计工况下的凝结水量加补给水量和旁路减温减压装置减温水量，再加上适量裕量考虑。
两台凝结水泵一台运行一台备用。
凝汽器的热井水位调节，通过调节凝汽器除盐水补水量实现。
（3）除氧给水系统
除氧器采用热力除氧和加药除氧的双重方式。
凝结水进入除氧器后，经雾化成粒子实现热力除氧，除去给水中的氧气、二氧化碳、氮气等不凝结气体，然后通过给水泵提高压力，源源不断地为锅炉输送合格的给水。
在这个系统中主要包括了二台除氧器，二台除氧器水箱、五台给水泵。
除氧器的加热汽源来自低压蒸汽母管（0.4MPa，146℃），经调压装置，控制除氧器的工作压力和温度，保证除氧效果。
除氧器的水源主要有：
化学来除盐水、机组来凝结水、凝结水预热器来疏水、锅炉来疏水。
（4）轴封供汽
汽轮机前后汽封均采用高低齿齿封结构，可有效阻止蒸汽轴向泄漏。
轴封供汽汽源有三路，一路来自于低压蒸汽母管，一路来自于除氧器平衡管，两路汽源汇集到同一根母管，经过调压装置，向均压箱提供蒸汽。
另一路为汽轮机开机启动和正常运行时，由新蒸汽节流通过均压箱供给汽封用汽。
汽轮机前后轴封供汽采用均压箱蒸汽。
轴封回汽、汽封漏气和主汽门门杆漏汽通入轴封加热器加热凝结水，以提高回热系统效率。
凝结成水后倒流入凝汽器。
（5）真空系统和疏水系统
为保证凝汽器有一定的真空，及时抽出凝汽器内不凝结气体，设置二台水环真空泵保证系统的真空。
减小了厂房内容由于射水抽汽引起的高噪音，极大的改善了厂房的环境。
汽机本体疏水，汽封管路疏水，抽汽管路疏水及调节阀杆疏水，引至疏水膨胀箱。
低压加热器、轴封加热器疏水采用逐级自流的方式流入凝汽器。
（6）循环水系统
循环水由循环水泵加压打入凝汽器等设备对介质进行冷却，经过换热后（在凝汽器中冷却了汽轮机排出的乏汽、冷却了发电机冷却空气、润滑油和辅助设备轴承）的循环水通过经过机力塔冷却（降温）后循环使用。
本项目的循环水系统为了节约用水采用闭式循环方式。
（7）调速保安系统
1）调速油系统
本项目的汽轮机采用数字电液控制系统（DEH），采用先进的LVDT电反馈替代了传统的油反馈，以数字计算机技术为基础，具有精度高，更高稳定性，提高了过程时间等众多优点。
DEH的核心部分，主要采用美国的WOODWORD公司的产品，是基于32位微处理器适合中小型汽轮机使用，集现场组态控制和操作盘于一体。
操作盘包括一个两行（24个字符）显示，有一30个操作键的面板。
系统组成：
调节系统主要有转速传感器、数字式调节器WOODWARD505、电液转换器、油动机和调节汽阀组成。
WOODWARD505同时接收二个转速传感器的汽轮机转速信号，并与转速给定值进行比较后输出执行信号，经电液转换器转换成二次油压，二次油压通过油动机操纵调节汽阀。
电液转换器的油压输出信号与输入电信号成正比。
当电信号发生变化时，将引起输出的油压变化，进而改变调节滑阀的进油油口引起脉冲油压变化。
当脉冲油压变化时将引起油动机变化，改变调节汽门的阀位位置。
当调节汽阀动作将引起反馈滑阀油口变化，形成一个负反馈脉冲油压，使错油门回中稳定。
本项目DEH调节装置采用功率和频率的复合参数进行调节，在单机（孤岛）运行时，通过频率的给定进行调节汽轮机的转速；在并网运行时，通过功率的给定调节机组的负荷。
在正常运行过程中，此装置和发电机的同期装置具有联锁，以保证在机组工况发生改变时，实现频率调节和功率调节的无扰自动切换。
2）保安油系统
从主油泵或高压油泵出来的压力油分别进入危急遮断油门、试验控制阀、抽汽逆止阀控制阀、主汽门操纵座、油动机及电液转换器等。
在正常情况下，挂闸后经过危急遮断油门提供安全油，分别通往主汽门操纵座、启动阀及抽气阀控制阀。
在开启启动阀后才可开启主汽门；主汽门操纵座在保安油存在的情况下，压力油形成通路，推动活塞开启主汽门；同样，抽汽阀控制阀开启逆止阀。
在紧急情况下，按动手动停机阀，切断保安油进油口，同时自动打开泄油口，快速泄掉保安油，主汽门、抽汽逆止阀、调节汽阀迅速关闭。
（8）汽轮发电机保护
1）本项目采用的汽轮机配置下列保护
A汽机轴向位移保护；
B汽机超速保护；
C汽机凝汽器真空低保护；
D轴承润滑油压低保护；
E发电机主保护动作的停机保护；
F推力瓦、径向瓦温度超过极限值；
G汽机差胀保护；
H其它保护。
2）本项目采用的发电机配置以下保护
A电机纵差保护
B接地保护
C过电压过电流保护
D电机转子一点接地保护
E发电机转子两点接地保护
F电机过负荷保护
G电机过电压保护
（9）润滑油系统
本机组选用集中供油方式的供油装置，辅助油泵、事故油泵、冷油器、滤油器及吸油喷射管和有关管路配套件。
润滑油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在启动、停止、正常运行和事故工况下，满足汽轮发电机组（汽轮机、发电机、励磁机）所有轴承的用油要求。
启机前首先启动交流润滑油泵，驱除油管路中的空气，再启动高压交流油泵。
高压交流油泵出口压力油一部分通往盘车投入装置，另一部分经过两个注油器分别通往汽机润滑系统及主油泵进口。
在高压油泵出口侧设有一卸油阀，专供主油泵正常供油前进口油的流通，防止油温过高。
从高压油泵出口的压力油或者直接从交流润滑油泵打出的润滑油经过冷油器向汽轮发电机轴承及盘车装置提供润滑用油。
在冷油器出口侧接有顶轴油泵，向顶轴油囊提供可高达16MPa的高压油。
润滑油系统主要包括以下设备：
汽轮机主油箱每机1台
主油泵每机1台
交流辅助油泵每机1台
交流事故油泵每机1台
直流事故油泵每机1台
冷油器每机2台
（9）冬季全厂采暖系统
本工程采暖热负荷仅考虑全场内所需热负荷。
采暖热源为汽机的二级抽汽，蒸汽由汽机送往板式换热器，将换热器水侧的水加热至90℃供全厂采暖用户使用，采暖后70℃回水至换热器再次加热，完成水侧循环。
换热器汽侧的疏水由疏水泵打至除氧器，完成汽侧水循环。
经计算可得，本工程冬季采暖平均热负荷为4000kW，折合汽机二级抽汽为6.5t/h。
（10）辅助设备
汽轮机系统辅助设备主要包括凝汽器、盘车装置、低压加热器、除氧器、疏水膨胀箱、油站、凝结水泵、疏水箱、疏水泵和汽机间吊车等。
详见设备清单。
发电机系统的辅助设备主要包括发电机空冷器、励磁机、自动励磁电压调节器、调仪变、励磁变、避雷器、中性点柜、发电机保护装置等。
详见设备清单。
5.5.3结构技术特点
（1）汽轮机的结构特点
汽轮机前汽缸选用耐压耐热铬钼合金铸钢材料，后汽缸则采用优质铸铁材料。
前后汽缸用垂直中分面法兰螺栓联接，上下半汽缸，由水平中分面螺栓联接，前汽缸采用猫爪结构搭在前轴承座上，前轴承座通过前座架固定在汽机基础平台上，后汽缸和后轴承座做成一体，后汽缸通过后座架直接固定在基础上。
汽轮机设置有一套完整的滑销系统，前后汽缸均有纵向导板，前汽缸导板固定在前轴承座内，后汽缸导板固定在基础上，前轴承座与前座架之间有导向键，热膨胀时前缸通过猫爪前轴承座一起沿导向键向前移动。
（2）发电机的结构特点
定子铁芯采用高导磁率低磁滞损耗的硅钢片退火后模压制造。
设计已使铁芯和线圈各部位温度尽可能的均匀，以避免局部过热和膨胀。
定子外壳的结构有足够的机械强度并有良好的密封性能。
定子绕组绕组采用铜质，连接为星形。
定子绕组的绝缘采用F级，按B级绝缘标准限制温升。
转子充分注意转子风扇和通风，避免因槽内高温引起的机械应力，转子绕组的绝缘采用F级。
发电机设有接地电刷和励磁机端轴承带绝缘，很好地限制了轴电压和有害轴电流。
发电机冷却方式为空气冷却，热交换器组数4组。
本发电机励磁方式为带同轴旋转整流器的交流无刷励磁，励磁系统由交流主励磁机和自动电压调节器组成，并能保证发电机在规定的各种工况下所需的励磁。
5.5.4技术参数
表5.5-1汽轮发电机组性能参数表
项目
单位
数据
汽轮机数量
台
2
型号
N18-3.8/395
额定功率
MW
18
额定转速
r/min
3000
进汽压力
MPa
3.8
进汽温度
℃
395
进汽流量
t/h
84.5
排汽压力
kPa
4.9
发电机数量
台
2
额定功率
MW
20
额定电压
kV
10.5
功率因数
0.8
额定转速
r/min
3000
冷却方式
空冷
汽轮发电机组效率
%
汽轮机内效率78%
发电机效率97%
5.5.5系统运行工况
汽轮发电机系统的运行方式如下。
（1）额定工况（四炉二机）
四台锅炉和二台汽机均在额定工况下运行，四台焚烧炉的空气预热器用汽由二台汽机一级非调抽汽汇总到中压母管后供给，二台除氧器用汽由二台汽机二级非调抽汽汇总到低压母管后供给。
（2）二炉一机
选择4台锅炉，最主要运行方式就是每2台锅炉可以配1台汽轮机运行，而不需要投入旁路系统，减少了蒸汽的损失，提高了蒸汽利用率，所以大修期间常常采用这种运行方式。
（3）三炉一机+旁路
一台汽机解列，三台锅炉在额定负荷下运行，另一台运行汽机在最大连续出力工况运行，余下的蒸汽经汽机旁路系统减温减压后进高温旁路凝汽器。
三台焚烧炉的空气预热器用汽由运行中的汽机的第一级非调整抽汽供给；二台除氧器用汽由运行中的汽机的第二级非调整抽汽供给。
（4）三炉二机
某一台锅炉发生故障，采用三炉二机运行方式，其中一台机组减负荷运行。
这种运行方式在单台锅炉故障的情况下常常采用。
5.5.6余热利用系统发电效率的论证
全厂余热利用效率是指整个余热利用系统的热效率。
可以通过将MCR工况下的焚烧炉和余热锅炉热效率ηfb、管道热效率ηl、汽轮机热效率ηt、发电机热效率ηg相乘的方法获得。
即在MCR工况下的全厂热效率为：
η＝ηfb*ηl*ηt*ηg＝80.5%*99％*27.5%*98％＝21.5%
5.5.7发电量的论证
由于国内垃圾焚烧厂一般将垃圾储坑渗出的垃圾渗沥液不回炉热解处理，而是另外处理后排放，所以进厂和进炉垃圾量有一定差异。
因此根据海口市的垃圾特性和投标人在本方案中设定的垃圾热值以及上述的全厂余热利用效率计算的吨垃圾发电量如下所示：
吨垃圾发电量（kWh）＝1500×1000×21.5％/860=375kWh
即：
在MCR工况下，每吨1500kcal/kg的垃圾在全厂发电效率为21.5%时的发电量为375kWh。
根据以上的计算和年处理垃圾量，对本项目特许运营期内的发电量预测如表表5.5-2所示。
表5.5-2本项目特许运营期内电量计算表
运营
年度
进炉垃圾热值估算（kJ/kg）
进炉垃圾热值估算（kcal/kg）
垃圾
供应量（万吨）≥
秸秆消耗量
（万吨）
垃圾＋秸秆热值（kcal/kg）
发电
效率
发电量（万度）
厂用
电率
上网
电量
（万度）
吨垃圾上网电量
（度/吨）
1
5470
1306
66.67
2.33
5760
20.6%
22731
18.8%
18460
277
2
5560
1328
66.67
2.06
5820
20.7%
22999
18.8%
18686
280
3
5650
1349
66.67
1.81
5880
20.8%
23270
18.7%
18914
284
4
5740
1371
66.67
1.55
5940
20.9%
23536
18.7%
19138
287
5
5830
1392
66.67
1.30
5990
21.0%
23746
18.7%
19315
290
6
5920
1414
66.67
1.03
6050
21.1%
24010
18.6%
19538
293
7
6010
1435
66.67
0.78
6110
21.2%
24277
18.6%
19764
296
8
6100
1457
66.67
0.52
6170
21.3%
24539
18.6%
19985
300
9
6190
1478
66.67
0.26
6220
21.4%
24745
18.5%
20159
302
10
6280
1500
66.67
0
6280
21.5%
25005
18.5%
20379
306
11
6300
1505
66.67
0
6300
21.5%
25005
18.5%
20379
306
12
6320
1509
66.67
0
6320
21.5%
25005
18.5%
20379
306
13
6340
1514
66.67
0
6340
21.5%
25005
18.5%
20379
306
14
6360
1519
66.67
0
6360
21.5%
25005
18.5%
20379
306
15
6380
1524
66.67
0
6380
21.5%
25005
18.5%
20379
306
16
6400
1529
66.67
0
6400
21.5%
25005
18.5%
20379
306
17
6420
1533
66.67
0
6420
21.5%
25005
18.5%
20379
306
18
6440
1538
66.67
0
6440
21.5%
25005
18.5%
20379
306
19
6460
1543
66.67
0
6460
21.5%
25005
18.5%
20379
306
20
6480
1548
66.67
0
6480
21.5%
25005
18.5%
20379
306
21
6500
1552
66.67
0
6500
21.5%
25005
18.5%
20379
306
22
6520
1557
66.67
0
6520
21.5%
25005
18.5%
20379
306
23
6540
1562
66.67
0
6540
21.5%
25005
18.5%
20379
306
24
6560
1567
66.67
0
6560
21.5%
25005
18.5%
20379
306
25
6580
1572
66.67
0
6580
21.5%
25005
18.5%
20379
306
总和
1667
平均
21.3%
18.6%
300
备注：
1.垃圾热值估算考虑运营第一年垃圾热值为5620kJ/kg,每年递增量为100kJ/kg；达到设计点后每年
的增量为20kJ/kg；
1.生活垃圾热值估算考虑运营第一年垃圾热值为5470kJ/kg,每年递增量为90kJ/kg；达到设计点后每年的增量为
20kJ/kg；达到设计点后可以通过回喷渗沥水相对调整垃圾热值；
2.本项目在运营期前9年掺烧秸秆，每年掺烧5个月（11月～次年3月）设计，采暖期垃圾总量按非采暖期的四个月
总量。
秸秆掺烧量控制在10%以内。
考虑玉米秸秆按14655kJ/kg计算，掺烧后的混合垃圾热值按6280kJ/kg设计。
3.考虑垃圾＋秸秆混合热值从5760-6580kJ/kg变化，全厂发电效率从20.6%-21.5%变化；
4.考虑垃圾＋秸秆混合热值从5760-6580kJ/kg变化，全厂厂用电率从18.8%-18.5%变化；
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