优化蒸汽系统运行提高发电机组效率的研究应用

胡海兰（兰州石化公司研究院）

引言

某石化公司炼油区蒸汽主要由热电厂（低压蒸汽）、动力厂动力锅炉（B1、B2、B3）和炼油装置余热锅炉供给；蒸汽等级有6.4 MPa、3.5 MPa、1.0 MPa 和0.3 MPa；厂区蒸汽管网主要有中压（3.5 MPa）蒸汽管网、主蒸汽（1.0 MPa）管网和乏汽（0.3 MPa）管网。

动力厂现有3 台75 t/h 中压蒸汽动力锅炉，总产汽能力为225 t/h。夏季一般运行1 台锅炉，主要目的是平衡蒸汽和保障300×104t/a 重催装置的安全，所产中压汽55 t/h 供入中压管网；冬季运行2台锅炉，除供入中压管网60～62 t/h 外，其余经背压发电（38 t/h）和减温减压（15 t/h）后供入低压管网，补充平衡炼油区生产和生活用汽。

炼油区余热产汽的装置主要有300×104t/a 重催、140×104t/a 重催和连续重整。300×104t/a 重催装置产出300 t/h、6.4 MPa 蒸汽，部分通过机组发电和气压机做功后产生1.0 MPa 蒸汽，部分分别经减压器和减温减压器并入3.5 MPa 和1.0 MPa 管网，其中3.5 MPa 蒸汽全部进入外部系统管网，1.0 MPa蒸汽一部分装置自用，一部分进入外部系统管网；140×104t/a 重催装置产生的3.5 MPa 蒸汽部分通过气压机做功，部分进入外部系统管网，部分进入减温减压器，经减温减压后的1.0 MPa 蒸汽与气压机透平机组排气合并，一部分自用，一部分并入系统管网。连续重整装置产生的中压蒸汽部分通过气压机做功，部分进入外部系统管网，气压机透平机组排出的1.0 MPa 蒸汽，一部分自用，一部分并入系统管网。

热电厂向炼油区输入低压蒸汽，最大供汽能力为540 t/h，由2#路并入炼油厂区内低压蒸汽管网。6 MW 发电装置由汽轮机组和发电机组组成，所用中压蒸汽由锅炉装置供应，生产的6000 kW 电力与中2 变电所并网。

1 存在问题

为了保证300×104t/a 重催装置的安全生产，防止余热锅炉出现故障时影响生产操作，原设计装置产生的6.4 MPa 蒸汽一部分做为2 台蒸汽透平动力用汽，10 t/h 左右经减压器输送至外部系统3.5 MPa 蒸汽管网，其余经减温减压器进入1.0 MPa蒸汽管网。在实际生产中发现：300×104t/a 重催产生的6.4 MPa 蒸汽约220 t/h 供给四机组透平和气压机透平，富余65 t/h，其中55 t/h 经由减温减压器，进入低压管网，其余10 t/h 经由减压器，进入中压管网，存在过多的中压蒸汽没有做功，通过减温减压器降低压力降级使用的问题。

为满足余热产汽装置（主要是300×104t 重催装置）的安全运行，3.5 MPa 蒸汽系统处于低压运行状态，一方面动力锅炉装置长期处于低压力参数运行工况，造成操作人员操作调整频繁，工序控制难度大，工艺指标经常性出现低于工艺卡片指标下限运行的情况；另一方面，6 MW 发电装置进汽压力较低，带来该装置的发电蒸汽单耗较高，动力厂冬季2 台锅炉产生的高品质3.5 MPa 蒸汽约有45 t/h供用户使用，7 t/h 经由减温减压器供入1.0 MPa 蒸汽管网。仅有38 t/h 左右供6 MW 发电装置发电，发电装置发电量最大仅能维持2 MW，不利于装置的高负荷长周期运行。

2 系统蒸汽优化调整方案

通过蒸汽优化软件模拟计算得出如下优化调整方案（图1）。

2.1 300×104 t/a 重催装置蒸汽调整方案

由炼油厂300×104t/a 重催装置增加外供的3.5 MPa 级蒸汽30～40 t/h，同时减少供入系统的1.0 MPa 级蒸汽量；动力厂锅炉装置将原供入系统的3.5 MPa 级蒸汽30～40 t/h 供至6 MW 发电机组能级发电，冬季运行2台锅炉时，可将发电量由2 MW 提至4 MW，夏季可实现2 MW 的发电量。

优化方案执行过程中，如果2 套重催装置余热锅炉出现故障，立即停止操作，并根据实际情况进行3.5 MPa 级蒸汽系统调整，必要时恢复原运行方案，确保全厂中压系统安全运行。

1）当300×104t/a 重催装置出现异常时，外输3.5 MPa 级蒸汽量的调节如下：当两机汽轮机故障甩负荷时，原则上外输3.5 MPa 级蒸汽量不做调整；当装置自保联锁时，装置不产蒸汽，同时需要3.5 MPa 级蒸汽，届时需动力厂及时供应。当1 台余热锅炉抢修时，装置产汽量下降，且蒸汽温度较低，不能供应3.5 MPa 级蒸汽，3.5 MPa 级蒸汽需动力厂来供应（期间若装置出现紧急停工时，动力厂应立即撤出发电蒸汽用于保证中压管网用气）。

2）该方案实施后，300×104t/a 催化装置承担3.5 MPa 级蒸汽供应的任务，外输3.5 MPa 级蒸汽温度成为关键的影响因素，主要取决于余热锅炉的运行阶段，运行到后期，由于锅炉积灰，过热器过热度下降，一定会造成3.5 MPa 级蒸汽温度降低，届时可适当增加动力厂锅炉蒸汽进入管网蒸汽量，保证管网蒸汽品质。

2.2 140×104 t/a 重催装置蒸汽调整方案

装置锅炉由于催化剂粉末积聚省煤段引起省煤段烟气不畅，炉膛压力高，烟气不能全部通过炉膛而加热饱和蒸汽，自产3.5 MPa 级蒸汽温度基本在340 ℃左右，所以3.5 MPa 级蒸汽不能满足气压机的品质需求。为此车间的自产大部分中压蒸汽通过减温减压器，减压成低压蒸汽送出装置，而汽压机的使用蒸汽主要靠外部蒸汽供给。装置自产3.5 MPa级蒸汽80 t/h ，温度340 ℃左右，减温减压器的开度控制在40%，大约60 t/h 的3.5 MPa 级蒸汽进行减压，20 t/h 的3.5 MPa 级蒸汽和外部蒸汽混合进入气压机使用。

为保证汽压机进气温度满足要求（在340 ℃以上），制订以下应急措施：

◇由于装置自产3.5 MPa 级蒸汽尽量多走减温减压器进低压系统，并保持此开度，不进行大幅度的调节；

◇反应控制好掺炼比，尽量控制少产蒸汽，力保自产蒸汽温度能够控制在340 ℃以上；

◇汽压机加强入口蒸汽的脱水工作，减少蒸汽带水对汽压机的影响；

◇加强监测，注意外部蒸汽温度不要低于340 ℃，若温度出现波动低于该温度时，立即联系动力厂协调解决，如蒸汽温度出现长时间低于340 ℃现象，应立即停止此方案，恢复原有操作。

图1 蒸汽系统优化软件模拟计算结果

表1 电量调整前后参数对比

3 方案实施与效果评价

6 MW 发电装置由于控制系统落后，无法实现发电负荷连续提升操作，仅能实现发电负荷的阶梯型操作，也就是说，中压蒸汽余量满足其下一步负荷提升需要的最低蒸汽量（约15 t/h），才能进行进一步负荷提升，因此该优化方案实施过程分两个阶段进行。第一阶段自2010年2月3日实施，发电量由550 kW 提升至2 MW，运行平稳后自2月24日进入第二阶段，发电量由2 MW 提升至4 MW。第一阶段，300×104t重催装置多输出3.5 MPa级蒸汽44 t/h，6 MW 发电装置发电量由550 kW 提升至2MW，新增用汽20.8 t/h，减温减压器增量20 t/h，动力锅炉负荷降低3 t/h，第二阶段，6 MW 发电装置发电量由2 MW 提升至4 MW，新增用汽25 t/h，减温减压器降量30 t/h，动力锅炉负荷降低5 t/h，操作前后参数对比见表1。

从表1 可以看出发电负荷上升后，6 MW 发电装置主汽温度上升，有利于机组的安全平稳运行，由于300×104t 重催装置输出3.5 MPa 级蒸汽量增加，其品质也大幅度提高，有利于外部管网的安全运行。

2010年3月30日，炼油区蒸汽系统开始实施夏季运行方案，停用3#锅炉，即运行1 台锅炉，发电装置负荷遂由4 MW 降至2 MW，发电装置进汽压力3.20 MPa，主汽温度438 ℃，排汽压力0.79 MPa，排汽温度306 ℃，在工艺控制范围内，机组运行平稳。

该方案实施后，达到了预期的目的，即在夏季运行1 台动力锅炉时，6 MW 发电装置发电量可维持2 MW，较以往多发电2 MW；在冬季，运行2 台动力锅炉时，6 MW 发电装置发电负荷可维持在4 MW，较以往多发电2 MW。

4 结论

1）项目实施后，6 MW发电装置平均多发电2 MW，年发电量增加1680×104kWh，年节能3 927.8 t 标油，合5 611.1 t 标煤，炼油加工能耗（标油）降低0.393 kg/t。

2）项目实施1年来，发电量增加1680×104kWh，公司外购电量减少1680×104kWh，带来效益924万元。

3）项目实施后，300×104t 重催装置输出3.5 MPa 级蒸汽品质提高，提高了3.5 MPa 级蒸汽管网运行的安全性；300×104t 重催装置输出3.5 MPa级蒸汽量增加，输出1.0 MPa 级蒸汽量减少，即输出蒸汽品质提高，按年运行8400 h 计算，装置能耗降低4 435.2 t 标油，单位加工能耗（标油）降低1.48 kg/t。