燃煤電站炭基催化法再生熱源方案的經(jīng)濟性分析

程文煜, 劉夢寧, 邢德山, 許 蕓, 許浩杰

(1.國電環(huán)境保護研究院有限公司，南京 210000； 2.國電科學(xué)技術(shù)研究院有限公司 清潔高效燃煤發(fā)電與污染控制國家重點實驗室，南京 210000； 3.東南大學(xué) 經(jīng)濟管理學(xué)院，南京 210000； 4.國電電力發(fā)展股份有限公司，北京 100000)

炭基催化法脫硫脫硝技術(shù)是在活性焦脫硫技術(shù)的基礎(chǔ)上，通過提升催化劑性能、改進工藝系統(tǒng)、優(yōu)化關(guān)鍵設(shè)備而形成的一種新型煙氣多污染物協(xié)同控制和硫資源高值化利用技術(shù)[1]，由于其無廢水產(chǎn)生，脫硫副產(chǎn)品回收價值高，同時炭基催化劑可重復(fù)利用[2-3]，因此在燃煤電站擁有廣泛的應(yīng)用前景。目前，活性焦脫硫脫硝技術(shù)在國外已經(jīng)成功實現(xiàn)商業(yè)運營，主要用于冶金、電力等行業(yè)的煙氣脫硫。德國最早在燃煤電站行業(yè)成功實施了活性焦脫硫脫硝工藝建設(shè)[4]。日本磯子電廠將活性焦煙氣凈化技術(shù)陸續(xù)投運到2×600 MW 機組，其煙氣處理能力達到180×104m3/h[5]。國內(nèi)炭基催化劑煙氣凈化技術(shù)已應(yīng)用于冶金、化工行業(yè)，但在燃煤電站行業(yè)還沒有真正意義上的實際應(yīng)用[6]。與傳統(tǒng)煙氣凈化技術(shù)相比，炭基催化劑煙氣凈化技術(shù)可在同一個吸附塔內(nèi)進行脫硫脫硝[7]，吸附飽和的炭基催化劑進入再生塔解析再生[8]。再生是炭基催化劑煙氣凈化技術(shù)的關(guān)鍵步驟，其中熱再生是目前應(yīng)用最廣泛成熟的再生方法[9]。

吸附飽和的炭基催化劑需在400 ℃以上的高溫環(huán)境下才能實現(xiàn)再生過程，因此是一個高耗能過程[10]。對于冶金鋼鐵等行業(yè)，可以直接利用自身工藝產(chǎn)生的高爐煤氣等低發(fā)熱量燃料[11]。而運用該技術(shù)的國外燃煤電站則采用電能或燃料作為再生熱源，如美國Valmy 電站采用電能作為再生熱源，而日本磯子電廠采用熱風(fēng)爐燃燒輕油作為再生熱源[12-13]。這幾種再生熱源中，電能是最清潔易得的熱源之一，但作為一種高品位能量，大量消耗電能會使廠用電率急劇增加，經(jīng)濟性變差[14]。此外，較為可行的較低品位的熱源是中低壓蒸汽和煙氣[15]，但與蒸汽相比，煙氣系統(tǒng)較為復(fù)雜[16]，且抽取大量煙氣對鍋爐影響更大；而在不同負荷下，煙氣參數(shù)變化較大，所需換熱面積也發(fā)生了較大變化，這對再生塔換熱段的設(shè)計帶來了很大難度，因此優(yōu)先考慮抽取蒸汽來作為炭基催化劑再生熱源。筆者通過對某350 MW 機組進行定量計算，研究在不同負荷下采用蒸汽作為再生熱源時，其對回?zé)嵯到y(tǒng)及汽輪機組熱經(jīng)濟性的影響[17]，以期得到最佳的再生熱源方案。

1 再生熱源方案

1.1 研究對象

以某NC350-24.2/0.4/566/566 型汽輪機為研究對象，該機組采用超臨界參數(shù)，為一次中間再熱、單軸、反動式、四缸四排汽、雙背壓、抽汽凝汽式汽輪機組。主蒸汽溫度為566 ℃，再熱蒸汽溫度為566 ℃。該機組有八級回?zé)岢槠?，機組回?zé)峒訜崞鳛椤叭咚牡鸵怀酢?，如圖1所示。熱耗保證(THA)工況下，回?zé)嵯到y(tǒng)主要參數(shù)，即各回?zé)岢槠膲毫蜏囟?、給水出口焓見表1。

由圖1可知，高壓缸前汽封漏氣和4級后來汽進入了中壓缸；中壓缸后汽封漏氣，有部分進入5號低壓加熱器；低壓缸后汽封漏氣，有部分進入低壓缸，其余部分進入了軸封加熱器。給水泵汽輪機抽汽份額為5.31%，其排汽排入凝汽器。

圖1 回?zé)嵯到y(tǒng)示意圖

表1 THA工況下回?zé)嵯到y(tǒng)主要參數(shù)

1.2 再生熱源方案

炭基催化劑再生需要將炭基催化劑由120 ℃加熱至400 ℃，則抽取的蒸汽在各負荷下均須在 400 ℃以上。由圖1可知，最佳的抽汽方案為抽取進中壓缸前的再熱蒸汽，該蒸汽溫度為566 ℃，抽汽焓值為3 598 kJ/kg。

滿負荷時炭基催化劑再生需要 14 000 kW熱量，隨著負荷變化，最優(yōu)的情況是所需熱量能夠隨著負荷實時變化，炭基催化劑完全吸附飽和后再被送往再生塔，這樣既能減少炭基催化劑的消耗，又能節(jié)省再生所需要的能量。但由于炭基催化劑煙氣凈化系統(tǒng)響應(yīng)負荷變化速度較慢，若負荷突然降低，為了保證脫硫脫硝效率，只能將還未吸附飽和的炭基催化劑送往再生塔，因此計算時假定炭基催化劑解析能量不隨負荷變化。實際投運時則可根據(jù)機組的以往運行經(jīng)驗，由機組長期運行的負荷來決定設(shè)計炭基催化劑量以及再生熱量。

通過再生塔再生加熱熱平衡計算，從再生塔返回的蒸汽量為94.8 t/h，溫度為335 ℃，焓值為3 066 kJ/kg，還具有大量余熱，因此可以考慮余熱回收利用。由表1可以看出，4號低壓加熱器(即除氧器)抽汽溫度為359.05 ℃，溫度水平較為適合，且再生塔由于加熱段管道間距較大，因此蒸汽壓降極小(具體壓降見后續(xù)計算)，低負荷下將大量返回的蒸汽送入除氧器(必要時可在4號抽汽管道上再生塔蒸汽返回點前加裝1個減壓閥，以保證返回的蒸汽能順利進入除氧器)，這對除氧器的工作壓力和水位影響不大；另外，給水泵汽輪機抽汽溫度參數(shù)也與4號抽汽相同，因此也可以作為返回蒸汽的送回點。

綜上所述，可按照蒸汽返回點不同提出2種方案：(1) 方案1選擇抽取再熱蒸汽并優(yōu)先返回除氧器，見圖2；(2) 方案2選擇抽取再熱蒸汽并優(yōu)先返回給水泵汽輪機，見圖3。

圖2 方案1

2 結(jié)果與分析

針對再生塔加熱段進行熱力計算，得出各方案需要抽取的蒸汽量以及返回蒸汽相關(guān)參數(shù)。再按照等效焓降法[18-20]對該汽輪機回?zé)嵯到y(tǒng)進行熱力計算，控制主蒸汽參數(shù)以及再熱蒸汽參數(shù)不變，列出各級加熱器的熱平衡方程并計算各級抽汽量，蒸汽返回除氧器或給水泵汽輪機后，多余的蒸汽可排擠其后的各級中低壓抽汽，秉持盡可能排擠壓力等級高的抽汽原則，計算式如下：

圖3 方案2

Fig.3 Scheme 2

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

方案1中，當返回蒸汽的熱量僅需排擠4號抽汽就能滿足回?zé)嵯到y(tǒng)熱平衡時，采用式(2)計算4號的抽汽份額，當返回蒸汽的熱量排擠完4號抽汽且需要排擠部分5號抽汽時采用式(3)進行計算，以此類推。采用計算機編程計算，若排擠完4號抽汽還需排擠5號，則式(2)的計算結(jié)果α4為負。依次計算式(2)～式(6)，第一次出現(xiàn)某級抽汽份額的計算結(jié)果為正時停止計算，該級之前到4號除氧器抽汽的抽汽份額均為0，該級抽汽之后的各級抽汽份額不受影響。若這五級抽汽份額計算結(jié)果均為負，說明再生塔返回的蒸汽量足夠排擠回?zé)嵯到y(tǒng)抽汽總額，無需另外從中壓缸和低壓缸抽取蒸汽。

方案2中，優(yōu)先排擠給水泵汽輪機抽汽，當返回蒸汽的熱量僅需排擠給水泵汽輪機抽汽就能滿足回?zé)嵯到y(tǒng)熱平衡時，采用式(1)計算給水泵汽輪機抽汽份額，當返回蒸汽的熱量排擠完給水泵汽輪機抽汽且需要排擠部分4號抽汽時采用式(2)進行計算，以此類推。剩余計算方法與方案1相同。

2.1 炭基催化劑再生塔加熱段性能計算

炭基催化劑再生塔加熱段采用管殼式換熱器，將炭基催化劑由120 ℃加熱至400 ℃ ，炭基催化劑走管程，在重力作用下向下緩慢運動，由于系統(tǒng)響應(yīng)負荷變化速度較慢，在低負荷時，也需要同樣的熱量，蒸汽走殼程，考慮一定的散熱損失，具體計算數(shù)據(jù)如表2所示。

表2 再生塔加熱段性能參數(shù)

2.2 100%THA負荷工況

根據(jù)再生塔加熱段性能計算，加熱段蒸汽側(cè)壓降較小，因此將返回的蒸汽適當降壓后，送回除氧器及各級低壓加熱器和給水泵汽輪機，對設(shè)備運行壓力的影響可以忽略不計，設(shè)備運行壓力下的飽和溫度也基本不變。

保持主蒸汽質(zhì)量流量不變，1號高壓加熱器出口給水溫度不變，返回的94.8 t/h、 335 ℃的蒸汽將除氧器給水加熱至飽和溫度，或進入給水泵汽輪機以及各級低壓加熱器內(nèi)，按照盡可能排擠較高壓力級抽汽的原則，計算結(jié)果見表3。對于方案1來說，4號和5號抽汽份額被排擠至 0，6號抽汽份額由2.37%被排擠至 1.11% ，其他級不變，從而使得中壓缸和低壓缸排汽份額較設(shè)計值分別降低2%和0.6%；對于方案2來說，給水泵汽輪機抽汽份額被排擠至0，4號抽汽份額由3.57%被排擠至0.57%，中壓缸和低壓缸排汽份額也分別降低1.1%和1%，與方案1相比，方案2的中壓缸排汽份額少降低0.9%，而低壓缸排汽份額多降低0.4%。

由表3可知，100%THA負荷下方案1和方案2的機組實際發(fā)電功率由347 MW分別降至329.4 MW和334.5 MW，汽輪機絕對內(nèi)效率分別降低2.5%和1.8%，二者熱耗率隨之升高，分別由8 554.7 kJ/(kW·h)增至9 042.2 kJ/(kW·h)和8 903.4 kJ/(kW·h)。因此，100%負荷下，抽取蒸汽作為炭基催化劑解析熱源對機組安全運行影響不大，主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度均在可調(diào)節(jié)范圍內(nèi)，且在此負荷下方案2的運行經(jīng)濟性更好。

表3 100%THA負荷下方案 1、方案 2 計算結(jié)果與機組設(shè)計值的比較

2.3 75%THA負荷工況

在滑壓75%THA負荷下，保持再生塔熱源所需熱量14 000 kW不變，由于再熱蒸汽參數(shù)沒有發(fā)生很大變化，因此所需抽取的蒸汽份額保持不變，計算結(jié)果見表4。對于方案1來說，4號～7號抽汽份額被排擠至0，8號抽汽份額由2.39%被排擠至2.14%，其他級不變，從而使得中壓缸排汽份額比設(shè)計值降低4.9%，而低壓缸排汽份額比設(shè)計值增加0.7%；對于方案2來說，給水泵汽輪機和4號抽汽份額被排擠至0，5號抽汽份額由4.45%被排擠至0.88%，中壓缸和低壓缸排汽份額也分別降低

表4 75%THA負荷下方案1、方案2計算結(jié)果與機組設(shè)計值的比較

1.7%和1.5%，相對方案1來說，方案2中壓缸排汽份額少降低3.2%，而低壓缸排汽份額多降低2.2%。

由表4可知，方案1和方案2的機組實際發(fā)電功率由237 MW分別降至226 MW和224 MW，汽輪機絕對內(nèi)效率分別降低4%和2.5%，熱耗率隨之升高，分別由8 601.6 kJ/(kW·h)增加為9 014.1 kJ/(kW·h)和9 116.8 kJ/(kW·h)。因此，75%負荷下抽取蒸汽作為炭基催化劑解析熱源對機組安全運行影響不大，主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度均在可調(diào)節(jié)范圍內(nèi)，且在此負荷下方案1的運行經(jīng)濟性更好。

3 經(jīng)濟性分析

從經(jīng)濟性角度，對比各方案的發(fā)電標準煤耗，結(jié)果如圖4所示。

(a) 100%THA負荷

(b) 75%THA負荷

由圖4 可知，100%THA負荷下，方案1、方案2的發(fā)電標準煤耗分別增加16.6 g/(kW·h)和11.9 g/(kW·h)；75%THA負荷時，方案1、方案2的發(fā)電標準煤耗分別增加13.4 g/(kW·h)和17 g/(kW·h)。除氧器作為混合式加熱器，其換熱性能優(yōu)于其他表面式換熱器，當優(yōu)先將再生換熱后的蒸汽返回除氧器時，有利于減少高壓抽汽。同時，由于給水泵與除氧器相連，泵功返還給水的熱量也隨之進入更高的能級，有利于減少高壓抽汽，這些因素都會使機組熱效率提高。而給水泵汽輪機的作用在于提供給水泵泵功，做功后的蒸汽進入冷凝器，利用返回的再生換熱后的蒸汽，可減少高壓抽汽，有利于減少冷源損失。不同負荷下，2種方案的有利因素影響程度不同；另外，與2種方案機組運行過程中的煤耗費用相比，二者設(shè)備初投資費用差距要小很多，因此在不考慮設(shè)備初投資差距時，可根據(jù)機組負荷特點，合理選擇炭基催化劑熱源方案。機組滿負荷或者較高負荷年運行時間占比大的可以選擇方案2，而機組較低負荷年運行時長占比大的可以選擇方案1。

4 結(jié) 論

(1) 100%THA負荷下，方案1中，4號和5號抽汽份額被排擠至0，6號抽汽份額由2.37%被排擠至 1.11%，汽輪機絕對內(nèi)效率降低2.5%，熱耗率增至9 042.2 kJ/(kW·h)，發(fā)電標準煤耗增加 16.6 g/(kW·h)；方案2中，給水泵汽輪機抽汽份額被排擠至0，4號抽汽份額由3.57%被排擠至0.57%，汽輪機絕對內(nèi)效率降低1.8%，熱耗率增至8 903.4 kJ/(kW·h)，發(fā)電標準煤耗增加 11.9 g/(kW·h)。在高負荷下，方案 1、方案 2 在滿足提供炭基催化劑解析熱量的同時對機組安全運行沒有影響。

(2) 75%THA負荷下，方案1中，4號～7號抽汽份額被排擠至 0，8號抽汽份額由2.39%被排擠至 2.14%，汽輪機絕對內(nèi)效率降低4%，熱耗率增至9 014.1 kJ/(kW·h)，發(fā)電標準煤耗增加 13.4 g/(kW·h)；方案2中，給水泵汽輪機和4號抽汽份額被排擠至0，5號抽汽份額由4.45%被排擠至0.88%，汽輪機絕對內(nèi)效率降低2.5%，熱耗率增至9 116.8 kJ/(kW·h)，發(fā)電標準煤耗增加17 g/(kW·h)。在較低負荷下，方案 1、方案 2 在滿足提供炭基催化劑解析熱量的同時對機組安全運行也沒有影響。

(3) 根據(jù)機組負荷特點選擇炭基催化劑再生熱源，機組較高負荷年運行時長占比大時選擇方案 2，而機組較低負荷年運行時長占比大時選擇方案1。