文_樊立安 張東明 徐立

1 浙江浙能興源節(jié)能科技有限公司 2 浙江省能源集團(tuán)有限公司科技工程與服務(wù)產(chǎn)業(yè)分公司

某300MW燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)機(jī)組配置有兩臺(tái)MS9001-E型燃?xì)廨啓C(jī)和兩臺(tái)余熱鍋爐（HRSG），9E型燃機(jī)設(shè)計(jì)燃料為重油，考慮到重油中較高的硫份會(huì)導(dǎo)致受熱面酸腐蝕等問題，余熱鍋爐采用單壓汽水系統(tǒng)帶除氧蒸發(fā)器，設(shè)計(jì)排煙溫度170℃。兩臺(tái)9E型燃機(jī)改燒天然氣后，余熱鍋爐排煙溫度與改造前相當(dāng)，基本在155～165℃，相比設(shè)計(jì)以天然氣為燃料的9F型、9H型燃?xì)廨啓C(jī)配套余熱鍋爐的排煙溫度（90℃），存在較大的余熱利用空間。本文結(jié)合國內(nèi)外余熱利用研究現(xiàn)狀，研究并分析了三種余熱鍋爐深度節(jié)能技術(shù)方案，可為有效降低余熱鍋爐排煙損失，提高機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性提供解決思路。

1 深度節(jié)能方案

1.1 可行性分析

余熱鍋爐設(shè)計(jì)過程中，排煙溫度的高低主要取決于節(jié)點(diǎn)溫差（ΔTp），如減小ΔTp，排煙溫度可隨之降低，但代價(jià)是需要大幅增加蒸發(fā)受熱面，進(jìn)而提高制造成本，ΔTp通常取8～20℃。因此，為充分實(shí)現(xiàn)9E燃機(jī)余熱鍋爐的深度節(jié)能利用，技術(shù)方案設(shè)計(jì)時(shí)必須重點(diǎn)考慮ΔTp對(duì)煙氣余熱利用的影響限制，盡可能實(shí)現(xiàn)煙氣余熱的梯級(jí)利用。

1.2 方案簡介

1.2.1 低壓汽水系統(tǒng)方案

方案1將原系統(tǒng)熱力除氧改為化學(xué)或真空除氧方式，布置低溫加熱器用于加熱經(jīng)除氧后的冷凝水；同時(shí)將低壓系統(tǒng)整體布置在高壓省煤器后，低壓系統(tǒng)給水由低溫加熱器提供。該方案可充分利用160～230℃溫度區(qū)間的中低溫?zé)煔庵鸩缴a(chǎn)低壓蒸汽，并最終進(jìn)入汽輪機(jī)低壓缸做功發(fā)電，排煙余熱回收的能力取決于設(shè)定的低壓蒸汽參數(shù)。

1.2.2 低溫余熱發(fā)電方案

方案2設(shè)計(jì)在余熱鍋爐尾部布置煙氣余熱回收器，利用水作為換熱介質(zhì)，換熱介質(zhì)水從煙氣側(cè)吸熱后，成為ORC膨脹發(fā)電裝置的驅(qū)動(dòng)熱源，并最終實(shí)現(xiàn)低溫余熱發(fā)電。該方案同樣直接利用低溫排煙余熱，煙氣余熱回收器中的介質(zhì)水流量和溫度直接決定最終排煙溫度。

1.3 方案改造效果分析

考慮到聯(lián)合循環(huán)機(jī)組“一拖一”運(yùn)行時(shí)的整體煙溫水平較低，因此選擇在“一拖一”運(yùn)行工況下對(duì)各方案進(jìn)行節(jié)能效果分析。

低壓汽水系統(tǒng)方案不同低壓蒸汽參數(shù)下的節(jié)能效果分析詳見圖1。隨著低壓汽水系統(tǒng)蒸汽壓力的不斷減小，余熱鍋爐排煙溫度隨之降低，當(dāng)?shù)蛪赫羝麎毫_(dá)到0.17MPa時(shí)，此時(shí)排煙溫度從156.4℃降低至90℃，新增的低壓汽水系統(tǒng)可提高機(jī)組發(fā)電功率約2.8MW。

圖1 低壓汽水系統(tǒng)方案節(jié)能效果分析（一拖一）

低溫余熱發(fā)電方案的改造節(jié)能效果如表1所示，鍋爐額定工況煙氣流量為1449 t/h，排煙溫度從156.4℃降低至90℃時(shí)，可回收熱量約25MW。按照ORC螺桿膨脹機(jī)組凈發(fā)電效率10%計(jì)算，可增加機(jī)組發(fā)電量2.5MW。

表1 低溫余熱發(fā)電方案改造節(jié)能效果（一拖一）

綜合分析上述兩種余熱利用方案節(jié)能效果，低溫余熱發(fā)電方案可直接利用排煙余熱但能量利用品位較低，而低壓汽水系統(tǒng)方案改造工程量較大，需對(duì)余熱鍋爐及汽機(jī)作相應(yīng)技改，但其可有效利用中溫?zé)煔庥酂?，?jié)能效果顯著。

2 技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析

兩種深度節(jié)能技術(shù)方案的改造投資和節(jié)能效益分析如下，統(tǒng)一按照方案改造后余熱鍋爐排煙溫度降低至90℃進(jìn)行對(duì)比分析。

2.1 低壓汽水系統(tǒng)方案

預(yù)估單臺(tái)機(jī)組技術(shù)改造費(fèi)用約3000萬元；按照年運(yùn)行小時(shí)2000h計(jì)算，全年“一拖一”運(yùn)行，可增加發(fā)電量約560萬kWh/a，相當(dāng)于每年可節(jié)約發(fā)電用天然氣約125萬Nm3。按照天然氣價(jià)格3.99元/Nm3計(jì)算，每年可減少天然氣采購支出約498萬元，項(xiàng)目投資回收期約6a。

2.2 低溫余熱發(fā)電方案

預(yù)估單臺(tái)機(jī)組技術(shù)改造實(shí)施總投資費(fèi)用約3800萬元；按照機(jī)組“一拖一”年運(yùn)行2000h，ORC螺桿膨脹機(jī)組發(fā)電量約500萬kWh/a，按照天然氣價(jià)格3.99元/Nm3計(jì)算，同等發(fā)電量情況下每年可減少天然氣采購支出約443萬元，項(xiàng)目投資回收期約8.6a。

3 結(jié)語

設(shè)計(jì)研究了兩種深度節(jié)能技術(shù)方案，可實(shí)現(xiàn)余熱鍋爐煙氣的深度余熱利用，改造后排煙溫度均可降至90℃左右，均具有不同程度的節(jié)能效益。分析和計(jì)算的結(jié)論如下：

①節(jié)點(diǎn)溫差直接影響余熱鍋爐排煙溫度數(shù)值，方案設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)重點(diǎn)分析節(jié)點(diǎn)溫差的限制影響。

②低壓汽水系統(tǒng)方案有效解決了原有單壓汽水系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)溫差對(duì)中溫?zé)煔庥酂崂玫南拗?，可?shí)現(xiàn)較高品位煙氣的梯級(jí)利用，排煙溫度降至90℃時(shí)，不增加天然氣耗量的情況下單臺(tái)機(jī)組可增加發(fā)電功率約2.8MW，6a即可回收項(xiàng)目投資。

③低溫余熱發(fā)電方案直接利用低溫排煙余熱，但煙氣余熱回收的發(fā)電效率低于低壓汽水系統(tǒng)方案，排煙溫度降至90℃時(shí)，ORC螺桿膨脹機(jī)組發(fā)電功率約2.5MW，項(xiàng)目投資回收期約8.6a。