鄒道安 ,光 旭
(1.中國(guó)能建工程研究院燃煤電廠(chǎng)環(huán)保技術(shù)應(yīng)用研究所,浙江 杭州 310012;2.中國(guó)能源建設(shè)集團(tuán)浙江省電力設(shè)計(jì)院有限公司,浙江 杭州 310012)
在我國(guó)現(xiàn)役火電機(jī)組中,排煙熱損失是電站鍋爐各項(xiàng)熱損失中占比最大的一項(xiàng),一般為5%~8%。影響排煙熱損失的最主要因素是鍋爐排煙溫度,而目前我國(guó)火電機(jī)組鍋爐排煙溫度普遍偏高,一般維持在110 ~150 ℃[1]。國(guó)內(nèi)很多電廠(chǎng)采用低溫省煤器方案來(lái)降低排煙溫度,提高電廠(chǎng)經(jīng)濟(jì)性[2]。主要煙氣余熱利用技術(shù)如下:
1)水媒式煙氣換熱器(media gas gas heate,MGGH)。利用鍋爐空預(yù)器出口高溫?zé)煔饧訜釤崦剿?,再利用加熱后的熱媒水加熱脫硫后的凈煙氣的系統(tǒng),包括MGGH 煙氣冷卻器和MGGH 煙氣再熱器。根據(jù)MGGH 布置位置的不同起到不同的作用:冷卻器布置在除塵器前、再熱器布置在脫硫塔后,或者冷卻器布置在引風(fēng)機(jī)后、再熱器分別布置在脫硫塔后[3]。
2)低溫省煤器。類(lèi)似于布置在除塵器前的MGGH 煙氣冷卻器,不同之處在于換熱介質(zhì)為低溫加熱器系統(tǒng)的凝結(jié)水,將煙氣熱量傳遞給回?zé)嵯到y(tǒng),提高凝結(jié)水溫度,減少相應(yīng)的低溫加熱器抽汽量,提高機(jī)組的熱效率[4]。經(jīng)低溫省煤器后,煙氣也可以達(dá)到低低溫電除塵器所需的煙溫條件,有利于除塵。低溫省煤器回收的熱量分成兩路:一路用于加熱凝結(jié)水系統(tǒng);另一路采用暖風(fēng)器用于加熱冷風(fēng)系統(tǒng)[5]。
3)熱泵技術(shù)。吸收式熱泵是一種利用低品位熱源,實(shí)現(xiàn)將熱量從低溫?zé)嵩聪蚋邷責(zé)嵩幢盟偷难h(huán)系統(tǒng)。是回收利用低品位熱能的有效裝置,具有節(jié)約能源、保護(hù)環(huán)境的雙重作用。其中第一類(lèi)吸收式熱泵,也稱(chēng)增熱型熱泵,是利用少量的高溫?zé)嵩?如蒸汽、高溫?zé)崴?、可燃性氣體燃燒熱等)為驅(qū)動(dòng)熱源,產(chǎn)生大量的中溫有用熱能。即利用高溫?zé)崮茯?qū)動(dòng),把低溫?zé)嵩吹臒崮芴岣叩街袦兀瑥亩岣吡藷崮艿睦眯蔥6]。
對(duì)電廠(chǎng)低品位余熱的深度挖掘,包括煙氣余熱、循環(huán)水熱量利用技術(shù)的研發(fā)設(shè)計(jì),是大型燃煤發(fā)電機(jī)組進(jìn)一步節(jié)能提效的有效途徑。
本文以浙江省內(nèi)某4×600 MW 火力發(fā)電機(jī)組進(jìn)行余熱深度利用技術(shù)分析。4 臺(tái)機(jī)組分別于2006 ~2007 年陸續(xù)投產(chǎn),運(yùn)行至今。2015 年該電廠(chǎng)進(jìn)行了增效擴(kuò)容改造項(xiàng)目,在600 MW機(jī)組基礎(chǔ)上通過(guò)汽輪機(jī)通流改造使其容量達(dá)到660 MW,以提高機(jī)組運(yùn)行效率,降低機(jī)組供電煤耗率。同時(shí),2015 年該電廠(chǎng)也進(jìn)行了超清潔排放改造,采用低低溫電除塵和濕式電除塵技術(shù),實(shí)現(xiàn)了污染物的超清潔排放。
電廠(chǎng)采用MGGH +低低溫電除塵+兩電場(chǎng)濕式電除塵器實(shí)現(xiàn)煙塵的超清潔排放。MGGH煙氣冷卻器共4 組,布置在低低溫電除塵器入口的煙道上,在100%鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(boiler maximum continuous rating,BMCR)運(yùn)行工況下,將煙氣溫度從127.6 ℃降到88 ℃;熱媒水從煙氣冷卻器的低溫段流入,高溫段流出,此時(shí)熱媒水溫度從70 ℃上升至98.8 ℃。MGGH 煙氣再熱器共2 組,布置在濕式電除塵器后的煙道上,熱媒水從煙氣加熱器的高溫段流入,低溫段流出,熱媒溫度從98.8 ℃降至70 ℃,煙氣溫度從47.5 ℃升至80 ℃,此時(shí)不需要投加輔汽。
機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時(shí),由于煙氣冷卻器進(jìn)口溫度較低,熱媒水吸收熱量不能保證將煙囪出口溫度抬升至80 ℃以上,此時(shí)需要通過(guò)輔助蒸汽來(lái)加熱熱媒水。熱媒水在煙氣冷卻器與煙氣再熱器之間的動(dòng)力由熱媒水循環(huán)泵提供。
在合理選用煙氣冷卻器和煙氣再熱器材質(zhì)的同時(shí),電廠(chǎng)還在濕式電除塵器的出口設(shè)置水平煙道除霧器,將煙氣中霧滴含量由75 mg/Nm3降低至40 mg/Nm3,減輕煙氣對(duì)煙氣加熱器低溫段換熱管的腐蝕,進(jìn)一步提高煙氣加熱器的防腐蝕性能。
基于電廠(chǎng)現(xiàn)有尾部煙氣凈化技術(shù)以及余熱回收系統(tǒng),綜合分析如下:
1) 電廠(chǎng)已采用MGGH 煙氣冷卻器和MGGH 煙氣再熱器,一方面實(shí)現(xiàn)了低低溫電除塵,控制了電除塵器出口粉塵濃度;另一方面回收了煙氣的余熱來(lái)加熱進(jìn)煙囪前的濕煙氣,解決了煙囪的腐蝕問(wèn)題。
2)電廠(chǎng)已在脫硫塔出口增設(shè)煙道除霧器,有效控制吸收塔出口煙氣中的液滴含量,并且增設(shè)了濕式電除塵裝置,完全實(shí)現(xiàn)了超低排放。
根據(jù)上述分析,本文提出利用循環(huán)水作為低溫?zé)嵩?,采用熱泵技術(shù),對(duì)機(jī)組現(xiàn)有余熱利用系統(tǒng)進(jìn)行深度優(yōu)化。
該電廠(chǎng)循環(huán)水系統(tǒng)采用二次循環(huán),每臺(tái)機(jī)組均配有一座9 000 m2雙曲線(xiàn)自然通風(fēng)冷卻塔,設(shè)計(jì)冷卻水量為76 150 m3/h,包括凝汽器冷卻水量72 000 m3/h 和開(kāi)式水循環(huán)水量4 150 m3/h,冷卻塔進(jìn)出水溫差9.38 ℃。冷卻塔總高度150 m,進(jìn)風(fēng)口標(biāo)高10.33 m,塔底直徑118.85 m。
按照水的比熱容4.187 kJ/(kg·℃),可以計(jì)算出冷卻塔的近似換熱功率為830.76 MW。如按發(fā)電負(fù)荷660 MW 計(jì)算,不考慮散熱等損失下的發(fā)電凈效率為44%,符合超臨界機(jī)組的普遍凈效率。
該電廠(chǎng)的循環(huán)水系統(tǒng)采用了兩機(jī)四泵的配置方式。循環(huán)水泵的運(yùn)行方式根據(jù)季節(jié)、循環(huán)水進(jìn)水溫度及凝汽器真空進(jìn)行及時(shí)調(diào)整,同時(shí)循環(huán)水泵有高、低速兩種運(yùn)行模式。
根據(jù)2014 全年的冷卻塔循環(huán)水進(jìn)出口溫度報(bào)表,統(tǒng)計(jì)得到每個(gè)月的平均水溫見(jiàn)表1 所列;另?yè)?jù)統(tǒng)計(jì),2014 年度只有10%左右的時(shí)間冷卻塔的循環(huán)水進(jìn)口溫度能達(dá)到40 ℃以上。
表1 電廠(chǎng)冷卻塔進(jìn)出口平均水溫 ℃
首先,利用吸收式熱泵可回收循環(huán)水熱量。從凝汽器出口的循環(huán)水管中引旁路至熱泵的低溫?zé)嵩催M(jìn)口,用熱泵來(lái)替代原冷卻塔降低循環(huán)水溫度,而后再作為冷卻介質(zhì)進(jìn)入凝汽器再次被加熱,形成新的循環(huán),如圖1 所示。
圖1 采用熱泵回收循環(huán)水熱量示意圖
其次,結(jié)合電廠(chǎng)的實(shí)際運(yùn)行情況,通過(guò)吸收式熱泵得到的中溫?zé)峥捎糜谝韵聝蓚€(gè)方面:
1)中溫?zé)嵊糜谔岣咤仩t進(jìn)風(fēng)溫度
從技術(shù)角度分析,利用吸收式熱泵回收循環(huán)水廢熱以提高鍋爐進(jìn)風(fēng)溫度難度不大。鍋爐進(jìn)風(fēng)溫度與環(huán)境溫度接近,只要設(shè)置1 臺(tái)吸收式熱泵和相應(yīng)的空氣—水換熱器即可實(shí)現(xiàn)。雖然隨著進(jìn)風(fēng)溫度的提高,鍋爐排煙溫度也將升高,但鍋爐效率得到了提高,已在其他工程的暖風(fēng)器設(shè)計(jì)得到驗(yàn)證。但由于中溫?zé)岬臏囟壬舷奘?5 ℃,經(jīng)暖風(fēng)器對(duì)于送風(fēng)溫度的提高有限。
2)中溫?zé)嵊糜诮档统团欧畔到y(tǒng)能耗
此為吸收式熱泵與煙氣余熱利用的組合式技術(shù),吸收式熱泵在超低排放系統(tǒng)的應(yīng)用方式為斷開(kāi)現(xiàn)有超低系統(tǒng)煙氣冷卻器和煙氣再熱器之間的熱媒水管道,將煙氣冷卻器和煙氣再熱器獨(dú)立開(kāi)。一方面煙氣冷卻器作為低溫省煤器使用并回收熱量至凝結(jié)水系統(tǒng),以替代部分低溫加熱器耗汽,根據(jù)其他660 MW 機(jī)組的工程設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn),對(duì)于660 MW 級(jí)機(jī)組可降低煤耗約1.5 g/kWh 左右;另一方面采用吸收式熱泵回收循環(huán)水廢熱后對(duì)煙氣再熱器中的熱媒水進(jìn)行加熱,并用少量蒸汽(4級(jí)抽汽)作為驅(qū)動(dòng)熱源,可在不改動(dòng)機(jī)組超低排放系統(tǒng)設(shè)置的情況下降低機(jī)組的運(yùn)行能耗。
由于吸收式熱泵內(nèi)各工質(zhì)的溫度差有一定限制,即被加熱的中溫?zé)嵩催M(jìn)口溫度與低溫?zé)嵩催M(jìn)口溫度的差值需小于35 ℃;系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)煙氣再熱器出口熱媒水溫度為75 ℃左右,與循環(huán)水的溫差大于35 ℃(見(jiàn)表1 所列,循環(huán)水入口溫度低于40 ℃),因此熱泵不能正常運(yùn)行。這一特點(diǎn)對(duì)直接使用熱泵進(jìn)行煙氣再熱造成了較大困難,因此,本文進(jìn)一步提出了下述兩種技術(shù)方案。
方案一是通過(guò)將煙氣再熱器出口熱媒水的熱量再利用,來(lái)降低進(jìn)入熱泵的熱媒水溫度,從而保證熱泵的正常運(yùn)行,可以通過(guò)提高鍋爐進(jìn)風(fēng)溫度的方式實(shí)現(xiàn)。具體流程為:將電廠(chǎng)現(xiàn)有煙氣冷卻器和煙氣再熱器解列,煙氣冷卻器的熱量用于加熱回?zé)嵯到y(tǒng)的凝結(jié)水,凝結(jié)水從7 號(hào)低溫加熱器前抽出,經(jīng)煙氣冷卻器換熱后返回6 號(hào)低溫加熱器前;從煙氣再熱器流出的72 ℃熱媒水先經(jīng)一級(jí)換熱器降溫、將熱量用于加熱鍋爐送風(fēng),溫度降低后的熱媒水進(jìn)入熱泵加熱后再以92 ℃的溫度送回?zé)煔庠贌崞?;熱泵的?qū)動(dòng)熱源可利用4 級(jí)抽汽,熱泵低位熱源為抽取的30 ℃的凝汽器出口循環(huán)水,經(jīng)熱泵后以25 ℃返回凝汽器入口循環(huán)水管道。工藝流程圖如圖2 所示。
圖2 循環(huán)水與煙氣余熱綜合回收技術(shù)方案一工藝流程圖
根據(jù)電廠(chǎng)4 號(hào)機(jī)組實(shí)際運(yùn)行的參數(shù)計(jì)算,100%熱耗率驗(yàn)收(turbine heat acceptance,THA)工況下熱泵的總制熱功率為32 MW,從循環(huán)水中獲得13.2 MW 的廢熱,驅(qū)動(dòng)蒸汽熱量為20 MW,熱泵制熱能效比(coefficient of performance,COP)為1.6。
方案一中熱泵產(chǎn)生的熱量除了可以滿(mǎn)足煙氣加熱器需要的熱量外,還有12 MW 的熱量可以用來(lái)加熱冷一次風(fēng)和冷二次風(fēng),使得一次風(fēng)和二次風(fēng)的風(fēng)溫提高約20 ℃,相應(yīng)的鍋爐排煙溫度也提高約14 ℃。目前除塵器前的煙氣冷卻器布置空間非常緊湊,已經(jīng)沒(méi)有改造空間,在不改變現(xiàn)有煙氣冷卻器換熱面積的前提下,電除塵器前入口的煙溫也提高約14 ℃。而現(xiàn)有低低溫電除塵設(shè)計(jì)入口煙氣溫度約90 ℃,因此加熱冷風(fēng)后電除塵器入口煙溫將提高到約104 ℃,在酸露點(diǎn)以上,低溫電除塵出口煙塵排放濃度要比低低溫電除塵高一些??紤]到電除塵器后有濕法脫硫和濕式電除塵流程,經(jīng)評(píng)估,最終的煙塵濃度可以控制在5 mg/Nm3以下。因此方案一不影響環(huán)保指標(biāo)。
方案二采用復(fù)疊式熱泵,分步減少熱源溫差,實(shí)現(xiàn)熱泵在超低排放的直接應(yīng)用。采用復(fù)疊式熱泵技術(shù)能有效的克服熱泵35 ℃的溫差限制,其技術(shù)原理是先采用一臺(tái)雙效吸收式熱泵(COP=2.4)在驅(qū)動(dòng)蒸汽作用下回收循環(huán)水余熱制取55℃的熱水,獲得的熱水作為第二臺(tái)單效熱泵(COP=1.8)的余熱源,以實(shí)現(xiàn)將75 ℃的熱媒水加熱至90 ℃的目的。工藝流程如圖3 所示。
兩種循環(huán)水與煙氣余熱綜合回收技術(shù)方案對(duì)比見(jiàn)表2 所列。
表2 兩種技術(shù)方案對(duì)比分析
從計(jì)算結(jié)果來(lái)看,由于兩個(gè)方案都將煙氣冷卻器作為低溫省煤器使用,均可降低5 ~8 級(jí)低溫加熱器抽汽耗量約41 t/h。在驅(qū)動(dòng)蒸汽消耗方面,方案一需消耗蒸汽(4 級(jí)抽汽) 25.3 t/h,而方案二需要消耗蒸汽19.9 t/h (4 級(jí)抽汽)。從總體上看,兩種方案可分別降低蒸汽消耗17 t/h和20.9 t/h。
在熱泵總制熱量(即熱泵容量)方面,方案一所需的熱泵容量為32 MW,大于方案二的28.9 MW。同時(shí)方案二包含2 臺(tái)熱泵,系統(tǒng)布置相對(duì)復(fù)雜。方案一的熱泵COP可達(dá)到1.6以上,而組合方案二總COP 只有1.35 左右。
在回收循環(huán)水廢熱方面,方案一能回收的循環(huán)水廢熱量為13.2 MW,方案二只有5.2 MW。
此外,方案一中有12 MW 的熱量可用于提高鍋爐進(jìn)風(fēng)溫度,進(jìn)一步降低機(jī)組煤耗。
根據(jù)以上分析,推薦采用方案一的循環(huán)水與煙氣余熱綜合利用技術(shù)。
方案一將現(xiàn)有煙氣冷卻器和煙氣再熱器解列后,帶來(lái)的節(jié)能收益主要包括煙氣冷卻器加熱凝結(jié)水帶來(lái)的煤耗降低、熱泵系統(tǒng)回收的多余熱量加熱送風(fēng)帶來(lái)的鍋爐效率提高,需要投入的是驅(qū)動(dòng)蒸汽的損失;同時(shí),采用方案一后,原有煙氣冷卻器實(shí)現(xiàn)的低低溫電除塵功能和煙氣再熱器實(shí)現(xiàn)的消除白煙、煙囪防腐功能都得到了保留。因此,采用方案一既能保持現(xiàn)有的環(huán)保效果,又能提高機(jī)組能效水平。
經(jīng)估算,煙氣冷卻器加熱凝結(jié)水節(jié)約發(fā)電標(biāo)煤耗約1.54 g/kWh,熱泵系統(tǒng)多余熱量加熱鍋爐送風(fēng)節(jié)約發(fā)電標(biāo)煤耗約0.5 g/kWh,熱泵系統(tǒng)驅(qū)動(dòng)熱源增加的發(fā)電標(biāo)煤耗約1.49 g/kWh,整體而言機(jī)組的發(fā)電標(biāo)煤耗降低約0.55 g/kWh。
相比現(xiàn)有的MGGH 余熱利用方案,方案一的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析見(jiàn)表3 所列,可以看出,靜態(tài)投資回收期5 a,具有一定的經(jīng)濟(jì)效益。
表3 方案一技術(shù)經(jīng)濟(jì)性數(shù)據(jù)
本文介紹了MGGH、低溫省煤器、熱泵等煙氣余熱利用技術(shù),并結(jié)合循環(huán)水余熱、煙氣余熱等進(jìn)行了余熱深度梯級(jí)利用的多種技術(shù)分析,提出了適合本工程實(shí)際情況的組合技術(shù)路線(xiàn),主要結(jié)論如下:
1)結(jié)合本工程實(shí)際,分析了兩種循環(huán)水熱量回收與煙氣余熱利用組合技術(shù)方案,即煙氣冷卻器加熱凝結(jié)水+利用循環(huán)水余熱的熱泵加熱煙氣再熱器+熱泵多余熱量加熱送風(fēng)的方案一,和煙氣冷卻器加熱凝結(jié)水+利用循環(huán)水余熱的兩級(jí)熱泵加熱煙氣再熱器的方案二。方案一的循環(huán)水余熱回收量大,是方案二的2 倍以上,且可加熱凝結(jié)水、提高鍋爐進(jìn)風(fēng)溫度,綜合能源利用率較高。因此本工程推薦組合技術(shù)方案一。
2)采用方案一后,煙氣冷卻器加熱凝結(jié)水節(jié)約標(biāo)煤約1.54 g/kWh,熱泵系統(tǒng)多余熱量加熱鍋爐送風(fēng)節(jié)約標(biāo)煤耗0.5 g/kWh,熱泵系統(tǒng)驅(qū)動(dòng)熱源增加的標(biāo)煤約1.49 g/kWh,整體而言機(jī)組的發(fā)電標(biāo)煤降低約0.55 g/kWh。