超臨界350MW機組鍋爐高能水回收技術經(jīng)濟性分析

石 慧，王文鋼，屈 杰，范慶偉，朱蓬勃，曾立飛，薛朝囡

（1.西安熱工研究院有限公司，陜西 西安 710054；2.華能伊春熱電有限公司，黑龍江 伊春 153011）

近年來，我國發(fā)電裝機容量快速增長，而用電需求增長緩慢[1-3]，同時隨著風電、水電和光電等清潔能源裝機容量的迅猛發(fā)展，國內(nèi)的用電結(jié)構發(fā)生較大變化，大型火電機組深度調(diào)峰運行已成為常態(tài)[4-7]。為加快能源技術創(chuàng)新，進一步挖掘大型火電機組調(diào)峰潛力，提升燃煤機組運行靈活性，有效緩解棄風、棄水、棄光的問題，2016年國家能源局下發(fā)了關于火電機組靈活性改造[8-10]通知，明確了靈活性改造目標。

目前受電力調(diào)峰等因素的影響，機組負荷率降低。當機組深度調(diào)峰至較低負荷時，直流鍋爐將出現(xiàn)干-濕態(tài)轉(zhuǎn)換現(xiàn)象[11-15]。此時，鍋爐啟動汽水分離器產(chǎn)生的蒸汽進入鍋爐過熱蒸汽系統(tǒng)，產(chǎn)生的疏水進入本體貯水箱。此疏水為給水壓力下的高壓飽和水，屬于高能水。通常處理方式為：1）水質(zhì)合格時引入本體擴容器或凝汽器；2）水質(zhì)不合格時排入排污系統(tǒng)。這2 種處理方式均造成大量的熱能損失，引起機組生產(chǎn)能耗大幅增加。

另一方面，通過開發(fā)新技術，將本體貯水箱存儲的高能熱-質(zhì)加以利用，參與電網(wǎng)一次調(diào)頻，可有效提升火電機組的負荷調(diào)節(jié)能力，大幅降低生產(chǎn)能耗，改善機組低負荷運行經(jīng)濟性。

因此，進行高能熱-質(zhì)回收利用技術的研究，對提升大型火電機組的常態(tài)化深度調(diào)峰運行的機組經(jīng)濟性[16]具有十分重大的意義。

1 鍋爐濕態(tài)運行方式分析

機組在正常負荷范圍內(nèi)運行時，低壓凝結(jié)水通過除氧器進入給水泵升壓后成為鍋爐給水，流入高壓加熱器，依次流經(jīng)省煤器、水冷壁和過熱器，鍋爐直流運行狀態(tài)下的最低負荷一般為25%～35%額定負荷。當機組低于該最低負荷時，為保證水冷壁及水動力的安全，給水流量和壓力要保持恒定。例如：對于某直流鍋爐，若直流最小給水流量為30%的額定給水流量，當機組運行在20%額定負荷時，則意味著在水冷壁出口有20%負荷對應的飽和蒸汽和10%給水壓力下的飽和水。這種汽水混合物在水冷壁出口的汽水分離器內(nèi)發(fā)生分離，飽和蒸汽進入過熱器，飽和水在水質(zhì)合格時排入本體擴容器或凝汽器，水質(zhì)不合格時則通過排污系統(tǒng)排出，如圖1所示。目前常見幾種高能水處理方式對機組運行的影響如下：

圖1 鍋爐運行系統(tǒng)Fig.1 Schematic diagram of the boiler operating system

1）高能水排入機組本體擴容器 本體擴容器一般安裝在凝汽器喉部，上部與凝汽器喉部相連，底部與凝汽器熱井相通，其作用是接收機組本體疏水、蒸汽管道疏水、事故疏水等。由于本體擴容器容量有限，而高能水汽化潛熱巨大，易形成兩相流，當大量高能水排入本體擴容器時，易引起本體擴容器超壓。另一方面，高能水進入本體擴容器將進行擴容、減壓、降溫，雖然工質(zhì)得以回收，但工質(zhì)在凝汽器內(nèi)冷卻，本身所含熱能被凝汽器循環(huán)冷卻水帶走，損失大量熱量。

2）高能水直接排入凝汽器 高能水排入凝汽器雖然回收了工質(zhì)，但攜帶的高品位熱量完全沒有被利用，與排入本體擴容器相同，存在大量熱量損失。且高能水進入凝汽器，易造成凝汽器熱負荷增加，影響機組真空，進一步影響機組運行經(jīng)濟性。

3）高能水排入排污系統(tǒng) 高能水進入排污系統(tǒng)后直接外排，造成了全部的熱量和質(zhì)量的浪費，對機組運行經(jīng)濟性影響最大。且高能水進入排污系統(tǒng)降壓后發(fā)生閃蒸現(xiàn)象，大量的蒸汽排出廠外造成視覺污染。

目前的處理方式下，鍋爐濕態(tài)運行時汽水分離器產(chǎn)生的高能飽和水沒有回收全部的熱-質(zhì)，造成大量的熱量和質(zhì)量損失，運行經(jīng)濟性大幅下降。

2 高能熱-質(zhì)回收技術

高能熱-質(zhì)回收技術是通過回收鍋爐濕態(tài)運行時汽水分離器產(chǎn)生的高能飽和水，最大限度地提升機組運行經(jīng)濟性?；厥赵瓌t：1）回收位置不能引起設備超壓等安全性問題；2）回收位置處機組內(nèi)工質(zhì)能量參數(shù)盡量與高能水一致，實現(xiàn)能量的合理利用；3）盡可能多地回收高能水的熱-質(zhì)，減少能源浪費。基于以上原則，介紹以下2 種回收方案。

2.1 回收至除氧器

高能熱-質(zhì)回收至除氧器方案是在汽水分離器產(chǎn)生的高能飽和水貯水箱出口設置1 臺閃蒸罐，將這部分高能水引入閃蒸罐，產(chǎn)生一定壓力下的飽和蒸汽和飽和水。對飽和蒸汽和飽和水減壓后，將飽和蒸汽引入除氧器汽側(cè)，替代四段抽汽加熱凝結(jié)水；將飽和水引入除氧器水側(cè)，進一步加熱凝結(jié)水，最大限度地回收熱量。

回收至除氧器運行系統(tǒng)如圖2所示。

圖2 回收至除氧器運行系統(tǒng)Fig.2 Recovery to deaerator operation system

一定量的高能飽和水通過閃蒸罐（壓力為p0）產(chǎn)生的飽和蒸汽和飽和水流量也是一定的。假定高能飽和水的流量和比焓分別為Qss和hss，飽和蒸汽和飽和水的壓力為p0，則比焓可確定為hbhq和hbhs，那么閃蒸出的飽和蒸汽和飽和水的流量Qbhq和Qbhs可通過以下兩式得到：

除氧器的進汽由四段抽汽變?yōu)楦吣茱柡退ㄟ^閃蒸罐產(chǎn)生的飽和蒸汽。當高能水流量低于除氧器的消納能力時，除氧器維持滑壓運行；當高能水流量高于除氧器的消納能力時，除氧器可定壓運行，最大運行壓力為飽和蒸汽減壓后的壓力。

在高能疏水量較大時，可進一步停運低壓加熱器（低加），利用更多的飽和蒸汽和飽和水來加熱凝結(jié)水，實現(xiàn)能量利用的最大化，同時減少回熱抽汽量，提升機組做功能力，達到節(jié)能減排的目的。

此外，該回收方案將高能水引入閃蒸罐，有效分離了二次蒸汽和水，避免了工質(zhì)在管道內(nèi)流動時形成兩相流，進而引起管道振動、閥門吹損、水擊和彎頭破裂等現(xiàn)象，同時閃蒸罐的設置也避免了因閥門失效導致的除氧器超壓情況的發(fā)生。

2.2 回收至給水管道

高能熱-質(zhì)回收至給水管道方案是在汽水分離器產(chǎn)生的高能飽和水貯水箱出口設置升壓泵，將這部分高能水直接回收至高壓給水管道內(nèi)，回收了全部的熱量和質(zhì)量，大大提高了機組在低負荷下鍋爐轉(zhuǎn)濕態(tài)運行時的經(jīng)濟性。運行系統(tǒng)如圖3所示。

圖3 回收至給水管道運行系統(tǒng)Fig.3 Recovery to water supply pipeline operation system

該方案較回收至除氧器方案系統(tǒng)簡單，直接回收了高能飽和水全部的熱-質(zhì)；但要在高壓給水管道上加裝三通，安全性較差，且增設的升壓泵壓頭較高，能耗大，實施難度較大，運行維護費用較高。

3 高能熱-質(zhì)回收方案能耗計算

3.1 機組概況

某電廠1 號機組鍋爐采用哈爾濱鍋爐廠有限公司生產(chǎn)的HG-1110/25.4-YM3 型超臨界參數(shù)變壓運行直流爐，單爐膛、一次再熱、平衡通風、緊身封閉、固態(tài)排渣、全鋼構架、全懸吊結(jié)構Π型鍋爐，采用全鋼構架，懸吊結(jié)構，與聯(lián)合式中間煤倉聯(lián)合設計。汽輪機采用哈爾濱汽輪機廠有限公司生產(chǎn)的超臨界、一次中間再熱、單軸雙排汽、抽汽凝汽式汽輪機，額定功率為350 MW。

采暖季機組的運行模式為以熱定電，非采暖季機組為低負荷純凝運行，參與電網(wǎng)調(diào)峰，獲得當?shù)仉娏o助服務市場調(diào)峰補貼。

當機組深度調(diào)峰至20%額定負荷（70 MW）運行時，鍋爐濕態(tài)運行，汽水分離器產(chǎn)生90 t/h 的高能飽和水。高能飽和水水質(zhì)合格時進入凝汽器或循環(huán)水回水系統(tǒng)，水質(zhì)不合格時進入排污系統(tǒng)。經(jīng)核算，此時機組運行熱耗率約為10 330.8 kJ/(kW·h)，折合煤耗率約為393.4 g/(kW·h)。

3.2 能耗計算

3.2.1 回收至除氧器方案

按回收至除氧器方案改造后，設置1 臺額定壓力為0.8 MPa 的閃蒸罐，高能水閃蒸后產(chǎn)生23 t/h的飽和蒸汽和67 t/h 的飽和水，減壓至0.5 MPa 后分別通入除氧器的汽側(cè)和水側(cè)入口。除氧器運行壓力為0.5 MPa，3 號高壓加熱器正常疏水通過危急疏水管路接入凝汽器，同時5 號低壓加熱器停運，機組回收利用了全部的飽和蒸汽和飽和水。

通過Ebsilon 軟件模擬了機組回收至除氧器方案改造后的熱平衡圖，如圖4所示。

圖4 回收至除氧器后系統(tǒng)熱平衡Fig.4 Heat balance diagram of the system after recovery to deaerator

經(jīng)核算，改造回收后，90 t/h 高能水進入閃蒸罐，產(chǎn)生的飽和蒸汽和飽和水全部引入除氧器，3 號高壓加熱器正常疏水接入凝汽器，5 號低壓加熱器停運。此時機組熱耗率約為9 659.6 kJ/(kW·h)，折合煤耗率約為367.9 g/(kW·h)，相比排入凝汽器不加以回收利用時的熱耗率下降了671.2 kJ/(kW·h)，煤耗率下降了25.5 g/(kW·h)。

3.2.2 回收至給水管道方案

按回收至給水管道方案改造后，高能水通過升壓泵，進入給水管道內(nèi)，實現(xiàn)了熱量和質(zhì)量的全部回收。通過Ebsilon 軟件模擬了機組回收至給水管道方案改造后的熱平衡圖，如圖5所示。

圖5 回收至給水管道后系統(tǒng)熱平衡Fig.5 Heat balance diagram of the system after recovery to water supply pipeline

經(jīng)核算，改造回收后90 t/h 高能水全部進入高壓加熱器出口的給水管道內(nèi)，此時機組熱耗率約為9 053.7 kJ/(kW·h)，折合煤耗率約為344.8 g/(kW·h)，相比排入凝汽器不加以回收利用時的熱耗率下降了1 277.1 kJ/(kW·h)，煤耗率下降了48.6 g/(kW·h)。

3.3 改造方案對比

3.3.1 經(jīng)濟性對比

表1 為2 種回收方案下機組運行經(jīng)濟性相關指標的對比。

表1 高能水回收方案經(jīng)濟性對比Tab.1 Economic comparison of high-energy water recovery solutions

3.3.2 運行可靠性對比

回收至除氧器方案，回收位置在機組低壓運行側(cè)，高能水引入閃蒸罐，有效分離了二次蒸汽和水的同時，也避免了高能水直接進入除氧器引起設備超壓，安全性較高。

回收至給水管道方案，回收位置在機組高壓運行側(cè)，實施難度較大，需增設的升壓泵在低負荷高能水回收工況下，進出口參數(shù)變動大，且升壓泵入口為高能飽和水，在管道內(nèi)易形成兩相流，引起泵的汽蝕，造成泵的運行可靠性差。此外，該方案改造費用較回收至除氧器方案大幅增加，后期運行維護成本也較高。

綜上，回收至給水管道方案運行經(jīng)濟性較回收至除氧器方案好，熱耗率和煤耗率下降幅度較大。但回收至給水管道方案實施難度大，運行可靠性差，且改造費用高，后期運行維護成本也較高。

4 結(jié)論

1）深度調(diào)峰下高能熱-質(zhì)回收技術通過回收鍋爐濕態(tài)運行時汽水分離器產(chǎn)生的高能飽和水的熱量和質(zhì)量，提升機組低負荷運行時的經(jīng)濟性。

2）對于示例機組，按回收至除氧器方案改造后，機組熱耗率下降約671.2 kJ/(kW·h)，折合煤耗率下降約25.5 g/(kW·h)；按回收至給水管道方案改造后，機組熱耗率下降約1 277.1 kJ/(kW·h)，折合煤耗率下降約48.6 g/(kW·h)。

3）回收至除氧器方案將高能水引至機組低壓側(cè)，同時設置閃蒸罐，避免了兩相流和除氧器超壓，安全性較高；回收至給水管道方案將高能水引至機組高壓側(cè)，需增設升壓泵，實施難度大，運行可靠性差，且改造費用高，后期運行維護成本也較高。