淺析水電聯產及海水淡化系統的配置方案

李 燕，曹開智

(上海電站輔機廠有限公司，上海 200090)

0 概 述

隨著全球經濟發展和人口的增加，人類對淡水資源的需求也在不斷增長。淡水資源的短缺，已然制約了全球經濟的發展。有專家預測，未來淡水資源的短缺，不僅將影響全球經濟的發展，還是關系到人類持續發展的重大社會問題。因此，在國際上有“19世紀爭煤，20世紀爭石油，21世紀爭水”和 “目前地區性的水危機可能預示著全球性水危機的到來”的說法[1]。預測數據顯示, 至2030年, 我國的缺水量將達到600億m3。我國已明確海水淡化政策，利用海水淡化，是對水資源的戰略補充。因此，自主開發海水淡化技術，發展海水淡化產業，將成為解決我國淡水緊缺問題重要的戰略舉措。

1 海水淡化技術

目前，大型海水淡化的主流技術，主要有多級閃蒸(MSF)、低溫多效(LT-MED)和反滲透 (RO)等海淡技術。德國學者Rautenbach依據近40年的研究成果，認為多級閃蒸(MSF)、低溫多效蒸發和反滲透(RO)海淡技術，必將決定海水淡化技術的未來走向[2]。采用MSF海淡方案時，系統單臺設備的規模較大，運行穩定可靠，但噸水投資和噸水的電耗較高，工程應用主要集中在中東地區。將LT-MED海淡方案與MSF海淡方案相比，采用LT-MED海淡方案時，可在較低的鹽水頂值溫度(約70℃)下工作，設備被結垢腐蝕的傾向小，對海水預處理的要求也低，而且，產品水的水質高，造水比也大，噸水電耗相對較低。因此，低溫多效蒸發(LT-MED)海水淡化技術，已是業內公認的未來第二代水電聯產海水淡化廠的主流技術[3]，是熱法海水淡化技術的發展方向。

2 水電聯產的意義

目前，在我國能源結構中還是以燃煤為主，燃煤機組仍發揮著重要的作用。為了減少環境污染，我國必將大力發展清潔能源，建設與天然氣配置的燃機機組。

太陽能光熱發電通過儲能系統，可實現連續穩定的發電，具有可調節性，易于并網。在設備的全生命周期內，對環境的影響較小。利用太陽能發電，可避免傳統能源對環境的污染。因此，近10年來，利用光熱發電技術的發展較為迅速，尤其在太陽能資源豐富的美國、西班牙，無論在技術上還是商業化進程中，都在全球位列前茅[4]。

利用發電機組與低溫多效蒸發海水淡化的耦合設計方案，形成了水電聯產模式，可滿足城市對淡水和電力的需求，為緩解淡水及電力需求的緊張狀況，具有十分重要的意義。在發電機組與低溫多效蒸發海水淡化的耦合方案中，利用了低品位的汽輪機抽汽或排汽產出淡水，減少了發電的熱量損耗，同時提升了機組熱效率。

3 水電聯產系統及配置方案

3.1 燃煤機組的聯產配置方案

將MED海水淡化系統與燃煤機組組合后，可利用汽輪機抽氣或排汽等熱源，形成不同的水電聯產模式。較為可行的水電聯產方案，分別為汽輪機中低壓抽汽+MED-TVC(噴射壓縮)技術、低品位乏汽+純MED技術、凝汽器循環冷卻水閃蒸蒸汽+純MED技術。

3.1.1 利用高品位抽汽的聯產方案

在MED海水淡化方案中，通常采用高品位中低壓汽輪機蒸汽作為動力蒸汽，通過設置蒸汽噴射器(TVC)及減溫裝置、匹配加熱蒸汽的參數，實現MED海淡方案的水電聯產模式。利用高品位中低壓汽輪機抽汽，并與MED技術配置的水電聯產流程，如圖1所示。

圖1 中低壓汽輪機抽汽的水電聯產流程

在低溫多效海水淡化系統中，設置蒸汽噴射壓縮機(TVC)，利用工作蒸汽壓力抽取后續某效蒸發器產生的低壓二次蒸汽，作為第一效的加熱蒸汽。設置蒸汽噴射壓縮機，可提高蒸汽循環利用率及海淡設備的造水比，降低制水成本。采用MED-TVC海水淡化方案的噸水電耗偏高，經測算，在660 MW機組中，若抽取0.55 MPa、320℃的蒸汽進行制水，當量噸水電耗約為19 kW·h/t[5]。

3.1.2 利用低品位乏汽的聯產方案

在MED海淡方案中，因加熱蒸汽的溫度較低，通常采用壓力低于35 kPa的飽和蒸汽，即可滿足對加熱蒸汽溫度的要求，所以，低品位乏汽也可作為MED方案中的熱源。若系統中有后置機或利用高背壓汽輪機，即可利用低品位乏汽，完成MED海水淡化系統的配置，實現水電聯產[6]。在中低壓蒸汽進入MED裝置之前，流經高背壓汽輪機(后置機)發電，作功后的乏汽再作為MED的加熱蒸汽，與傳統的MED-TVC方案不同，在后置機方案中，沒有設置TVC設備。

以某燃煤機組為例，在系統布置時，采用與TVC方案相同的蒸汽源，從中壓缸引出蒸汽，輸送至后置機，推動汽機做功發電。從后置機排放的乏汽，通過噴水減溫調節后，進入MED系統中制水。MED系統生產淡水被送回鍋爐作補給水，再進行循環利用。燃煤機組與配置了后置機的水電聯產的流程，如圖2所示。

圖2 配置后置機的水電聯產流程

配置后置機的MED海淡技術，是將排放的乏汽用于生產淡水，可明顯降低噸水電耗，機組的經濟性指標更具競爭力，但需增加后置機及配置設備的投資，同時，在系統的運行控制及運行維護時，需考慮增加后置機的運行方案及應急措施，但在技術上是完全可行的。

3.1.3 高背壓機組與直排的聯產方案

在高背壓汽輪機配置的MED水電聯產方案中，是適當提高汽輪機低壓缸排汽壓力，實現乏汽參數條件與MED的匹配設計，可以形成大型水電聯產模式[6]。對于高背壓汽輪機配置MED方案而言，也是利用乏汽作為MED的加熱蒸汽，實現能量的梯級利用，但MED系統處于發電機組的下游，將影響整個發電系統的穩定性和可靠性。另外，排放背壓被提高后，還存在發電損失等問題，增大了發電煤耗，所以，目前尚未有大型工程的應用案例。

3.1.4 高背壓機組與間接換熱的聯產方案

在與高背壓機組配置的間接換熱MED水電聯產方案中，采用凝汽器循環冷卻水作為熱源來進行海水淡化[6]。當機組高背壓運行時，凝汽器循環冷卻水的溫度也隨之提高，大量余熱無法找到合適的利用途徑，需另外配置冷卻器，降低冷卻水的溫度。此時，若將增溫后的循環冷卻水輸送至閃蒸罐，可產生低壓蒸氣，作為后續海水淡化裝置的熱源。利用增溫后循環冷卻水的熱量，實現水電聯產，達到節能減排的目的。發電機組與MED系統均可獨立設計，以確保各系統運行的獨立性和可靠性。

以國內某電廠配置的MED海水淡化項目為例，該海水淡化系統可日產20 000 t淡水，汽輪機的抽汽壓力0.4 MPa、溫度為245℃。利用相同的蒸汽參數，分別對后置機配置MED方案、高背壓配間接換熱MED方案與MET-TVC方案的經濟性進行比較。各方案的比較結果，如表1所示。

表1水電聯產方案及經濟性

項目名稱水電聯產方案MED-TVC后置機配置MED高背壓的間接換熱MED日產水量/(t·d-1)200002000020000年小時數/h876087608760年利用率/%959595年運行時間/h832283228322造水比10.25.65.6噸水電耗/(kWh·t-1)1.201.252.22蒸汽消耗/(t·h-1)81.7148.8148.8每噸蒸汽成本/元27.445.745.74每度電價/元0.670.670.67年熱耗費用/萬元1865.7710.8710.8年電耗費/萬元557.6580.81031.5年化學藥品消耗/萬元208208208配置設備投資/萬元040000年費用合計/萬元2631.31499.61950.4每噸運行成本/元3.602.052.81

在3種水電聯產方案中，蒸發器首末效的參數相同、換熱面積相同、蒸發器直徑及長度相同，避免了因蒸發器本體設備參數的差異而影響比較結果，也暫不考慮各方案的設備投資額。在后置機配置MED聯產方案中，噸水成本為2.05元/噸，在MED-TVC聯產方案中，噸水成本為3.60元/噸。經比較，后置機配置MED聯產方案的經濟性指標，具有顯著優勢。即使考慮初期后置機的設備投資，也可在數年內收回投資成本。在高背壓配間接換熱MED方案中，噸水成本為2.81元/噸，也要比MED-TVC方案更加經濟，而且，發電機組系統和MED系統可彼此獨立運行，發生故障時不會相互影響，運行的穩定性及可靠性更高，但機組在高背壓下運行，機組的熱效率會降低，相應地會減少發電量。

通過比較各聯產方案參數，MED-TVC聯產方案不具備經濟性上的優勢。在后置機配置MED方案與高背壓的間接換熱MED方案中，噸水成本的差異不大。所以，當燃煤機組選擇水電聯產MED配置方案時，還應根據機組運行工況及淡水需求量，確定合理的水電聯產方案。

3.2 燃氣機組的聯產配置方案

近年來，我國燃氣-蒸汽聯合循環機組日益增多，與燃煤電廠相比，燃氣-蒸汽聯合循環機組具有較高的熱效率。因此，探討大型燃氣發電機組與MED技術耦合的方案，具有十分重要的現實意義[7]。燃氣-蒸汽聯合循環機組中的關鍵設備是余熱鍋爐(HRSG)，也是燃氣側和蒸汽側的結合點。現探討2種水電聯產方案，即燃氣機組+余熱鍋爐配置MED方案，以及燃氣機組+余熱鍋爐+汽輪機配置MED方案。

3.2.1 燃機與余熱鍋爐配置的設計方案

通常情況下，在燃氣機組配置MED方案中，需配置余熱鍋爐，在余熱鍋爐后不再配置汽輪機，HRSG直接為MED提供中壓蒸汽，將MED系統的凝結水再送至余熱鍋爐進行循環利用。燃機與余熱鍋爐配置的MED流程，如圖3所示。

圖3 燃機和余熱鍋爐配置的水電聯產流程

在燃氣機組+余熱鍋爐配置MED設計方案中，HRSG產生的高品位中壓蒸汽直接進入海水淡化系統，因蒸汽的品質較高，配置時，只能采用MED-TVC海水淡化系統。MED-TVC海水淡化系統存在噸水電耗偏高的問題，導致淡水的成本較高，缺乏市場競爭力。所以，MED-TVC系統僅適合中等規模的海水淡化項目，以滿足電廠自身及周邊地區的用水需求。MED-TVC海水淡化系統僅消耗部分蒸汽，只能將其余蒸汽經冷凝器冷卻后，再返回鍋爐，造成了熱量的浪費，降低了整個系統的熱效率。

3.2.2 燃機與余熱鍋爐及汽輪機配置的設計方案

在燃氣機組中配置余熱鍋爐，再配置蒸汽輪機，利用低壓乏汽作為MED的熱源生產淡水，這種聯產配置方案，在中東地區較為常見。燃機與余熱鍋爐及汽輪機配置的海水淡化流程，如圖4所示。

圖4 燃機與余熱鍋爐及汽輪機配置的水電聯產流程

在燃氣機組+余熱鍋爐+汽輪機配置MED方案中，利用汽輪機輸出電能，并讓作功后的乏汽(壓力約300 kPa)進入MED產出淡水，實現能源的梯級利用。因系統配備了汽輪機，在余熱鍋爐后的系統與燃煤機組系統相同。若在汽輪機后增設后置機，則與前述的后置機配置MED水電聯產方案相同。如果采用高背壓汽輪機，配置間接換熱器，則與前述高背壓機組配置間接換熱MED水電聯產方案相同。后置機配置MED水電聯產方案及高背壓機組配置間接換熱MED水電聯產方案的經濟性，均優于MED-TVC水電聯產方案。

3.3 太陽能光熱電站的聯產配置方案

在太陽能光熱電站中，尤其是槽式光熱電站的冷卻水消耗量，高達 3 000 L/MW·h ，在具備豐富光照條件的沙漠里均為極度缺水的地區，因此，為太陽能電站選址時，水源將成為重大的限制因素。若太陽能電站與低溫多效蒸餾海水淡化技術相組合，將MED系統生成的部分淡水返回太陽能光熱電站作為冷卻水，其余淡水可為生活用水，就能較好地解決水源問題。

若為太陽能電站配備汽輪機，則太陽能電站的水電聯產方案與前述3種燃煤機組水電聯產的設計方案相同。在選擇水電聯產配置MED方案時，應根據太陽光熱電站的實際運行工況，綜合計算太陽能光熱電站所需求的淡水總量。太陽能光熱電站配置海水淡化系統的流程，如圖5所示。

圖6 太陽能光熱發電站配置海水淡化系統的流程

4 結 語

將低溫多效蒸餾海水淡化系統與各型發電系統進行耦合，從而形成水電聯產的模式，已成為現行主流的熱法海水淡化的技術方案。低溫多效蒸餾(MED)海水淡化技術主要應用在燃煤電廠，水電聯產方案中常采用高品位的汽輪機抽汽，即為MED-TVC方案；還有采用低品位乏汽并配置后置機的MED方案，以及高背壓汽輪機配置間接換熱MED方案。當海水淡化本體設備的外形尺寸相同、產水量相同的情況下，MED-TVC方案的噸水成本較高。燃氣機組與MED海水淡化的水電聯產方案，主要有燃氣機組配置余熱鍋爐并與MED海水淡化系統耦合，或者是燃氣機組配置余熱鍋爐，再配置汽輪機并與MED海水淡化系統耦合。在配置了汽輪機的海淡系統中，汽輪機的流程與燃煤機組汽輪機的流程相同，與MED系統耦合的水電聯產方案，相同于燃煤機組的水電聯產方案。在太陽能光熱發電系統中，必須配備汽輪機，與燃煤機組汽輪機的流程相同，海水淡化系統耦合方案，也相同于燃煤機組的耦合方案。