300 MW一次再熱亞臨界燃煤發電站系統改進研究

李沁倫,王璐凱,劉銀河,車得福

(西安交通大學動力工程多相流國家重點實驗室,710049,西安)

目前,我國在運的300 MW亞臨界燃煤機組有200多臺[1],由于設計、加工和安裝工藝水平有限,早期投運的在役300 MW機組效率低、煤耗高。國內電廠又正處于“上大壓小”的升級換代時期,新上火電機組起點已從300 MW級提升至600 MW和1 000 MW級。在這種局勢下,在役的300 MW機組正處于被逐步淘汰的境地[2]。同時,由于各項環保等審批程序越發嚴格,新建機組非常困難。因此,改造300 MW機組、提高老機組的效率成為了不二選擇[3]。

回收和利用鍋爐的低品位煙氣熱量是提高電站效率的有效途徑之一。在常規的火力發電站中,鍋爐的排煙溫度一般設計為130～150 ℃,排煙損失約占鍋爐全部熱損失的50%～80%[4]。目前,大多數學者嘗試對鍋爐尾部煙道中的煙氣進行能級匹配或梯級利用,即在鍋爐尾部煙道中增設特殊的換熱器,對凝結水溫、空氣溫度和鍋爐煙溫進行合理匹配。其中,采用的方法包括設置低溫省煤器用來加熱凝結水[5-7]和設置前置式空氣預熱器用來預熱低溫空氣[8-10]。王巖分析和比較了低溫省煤器在除塵器前、吸風機后及除塵器前和除塵器后分別布置的3種配置方案,發現在除塵器前和吸風機后分別設置兩級低溫省煤器時供電收益最大[11]。為了更加有效地利用低品位煙氣的熱能,有學者提出了旁通煙道和送風分段預熱的電站改進方案[12-15],例如:楊勇平等人在鍋爐尾部煙道中設置了3級空氣預熱器來加熱空氣,即高溫空氣預熱器(high-temperature air preheater,HTAP)、主空氣預熱器(main air prehea-

ter,MAP)和低溫空氣預熱器(low-temperature air preheater,LTAP),其中,HTAP和省煤器并聯布置,低溫省煤器布置在MAP和LTAP之間來加熱凝結水,結果表明,改進的電站可以產生額外的13.3 MW凈輸出功率[4]。為確定電站鍋爐余熱利用的最佳方案,鄭莆燕等人根據冷熱流體的溫度分布情況,將余熱利用系統理想化為由多個溫度匹配的換熱器組成的換熱網絡,以發電功率增加量最大為優化目標建立了數學優化模型,研究發現,優化后的余熱回收方案使發電功率增加到了22.34 MW[16]。

實際上,高效回收利用低品位煙氣熱量以提高發電效率的方法不僅有能級匹配,還有熱容流率匹配,即對傳熱工質的熱容流率進行合理匹配以避免在換熱過程中冷熱流體形成溫差夾點,在考慮經濟性時最大限度地減小傳熱溫差[17]。但是,現有的研究大多數只是簡單地分配工質的流量來滿足傳熱過程中節點溫差的要求,并未太多地關注冷熱流體的熱容流率匹配,因此對于現有燃煤電站來說,發電效率和熱力學完善度仍有較大的提升空間。

本文針對常規300 MW一次再熱亞臨界發電站,基于能級匹配和熱容流率匹配提出了一種改進電站方案,采用熱力學分析和技術經濟性分析對常規電站和改進電站進行了分析和比較,結果表明:改進電站方案在不產生低溫腐蝕和堵灰的情況下,不僅可以充分回收利用低品位煙氣的熱量,還能降低蒸汽與凝結水換熱時的傳熱溫差,相較常規電站其發電效率有大幅提升,并在工程中具有可行性,從而有望為電站系統結構設計提供新的思路。

1 常規電站及其問題描述

1.1 常規電站

本文選擇典型的常規300 MW一次再熱亞臨界燃煤發電站為參考電站。

圖1是常規電站的結構簡圖,整個電站可以分為鍋爐和汽輪機回熱系統兩個部分,汽輪機回熱系統包括3個高壓回熱加熱器(RH1～RH3,RH代表回熱加熱器)、4個低壓RH(RH5～RH8)和1個除氧器(DEA(RH4))。凝結水在RH中由汽輪機的抽汽進行多級加熱后,進入布置在鍋爐煙道中的省煤器內,由煙氣繼續加熱。回轉式空氣預熱器布置在省煤器的下游,環境溫度下的空氣在空氣預熱器中被煙氣加熱到設計熱空氣溫度,之后進入爐膛,參與煤粉的燃燒。鍋爐主蒸汽的流量、壓力和溫度分別為966.92 t/h、16.700 MPa和538 ℃,再熱蒸汽的流量、壓力和溫度分別為815.92 t/h、3.465 MPa和538 ℃,蒸汽在汽輪機中膨脹做功后進入凝汽器,凝汽壓力為0.004 9 MPa,環境溫度為27 ℃。鍋爐燃用設計煤種為無煙煤,析參數。

表1是鍋爐用煤的煤質分

SB1～SB8:抽汽;HPC:汽輪機高壓缸;IPC:汽輪機中壓缸;LPC:汽輪機低壓缸;G:發電機圖1 常規300 MW燃煤電站結構簡圖

分析類別參數數值收到基碳質量分數war(C)/%56.59收到基氫質量分數war(H)/%2.69元素分析收到基氧質量分數war(O)/%2.93收到基氮質量分數war(N)/%0.94收到基硫質量分數war(S)/%0.75收到基水質量分數war(M)/%6.50工業分析收到基灰質量分數war(A)/%29.60收到基低位發熱量Qnet,ar/kJ·kg-121 280

常規電站的其他參數選取如下:HPC、IPC和LPC的相對內效率分別為0.868,0.93和0.91[18];機械效率、發電機效率和水泵效率分別為0.99、0.985和0.85[19];管道的壓損和散熱損失根據工程推薦值選取[19];為保證鍋爐爐膛內的高效穩定燃燒,根據設計煤種燃燒特性和鍋爐條件,設計熱空氣溫度選取為335 ℃[20];根據經濟排煙溫度工程推薦值,鍋爐的排煙溫度選取為130 ℃[20]。

鍋爐各項熱損失選取如下[20]:化學不完全燃燒損失q3=0;機械不完全燃燒損失q4=0.5%;散熱損失q5=0.2%;其他熱損失q6=0.05%。

根據《鍋爐機組熱力計算標準方法》[21]進行計算可得,煙氣酸露點為88.19 ℃,鍋爐效率為93.92%(基于低位發熱量),空氣預熱器的煙氣入口溫度為362 ℃。

經計算,常規電站機組發電輸出功率為328.45 MW,鍋爐燃煤消耗量為125.87 t/h,發電標準煤耗為278.25 g/(kW·h),發電效率為44.14%。發電效率的計算公式為

%

(1)

式中:Pe為發電機組輸出功率,kW;B為燃煤消耗量,kg/s。

表2為常規電站各級RH的熱力參數。

1.2 常規電站的熱力學分析和問題描述

圖2和圖3分別為常規電站空氣預熱器和各級RH的焓-溫(ΔH-T)圖。從圖2可以看出,常規電站空氣預熱器利用低品位煙氣的熱量加熱空氣,空氣從環境溫度27 ℃被加熱到設計溫度335 ℃,之后進入爐膛參與燃燒,煙氣則從362 ℃被冷卻至排煙溫度130 ℃,之后進入下游的除塵器,換熱量為88.23 MW。從圖3可以看出,汽輪機回熱系統利用多股抽汽加熱凝結水,凝結水從33 ℃被加熱到給水溫度277 ℃,之后進入省煤器中由煙氣繼續加熱。由上可見,對于鍋爐側的空氣預熱過程和汽輪機側的回熱加熱過程,無論是熱流體(煙氣和抽汽)還是冷流體(空氣和凝結水),其傳熱溫區都具有重合之處。此外,從圖2和圖3中還可以發現以下2點。

cp,f:煙氣的比定壓熱容;mf:煙氣的質量流率;cp,a:空氣的比定壓熱容;ma:空氣的質量流率圖2 常規電站空氣預熱器的ΔH-T圖

圖3 常規電站各級RH的ΔH-T圖

(1)在空氣預熱器的換熱過程中,煙氣溫度下降的速率明顯低于空氣溫度上升的速率,其原因在于煙氣和空氣之間的熱容流率(比定壓熱容cP與質量流率或質量流量m的乘積)存在差異,經計算,空氣和煙氣的熱容流率分別為0.286 MW/ ℃和0.380 MW/ ℃,兩者之比為0.75。在空氣預熱器的熱端,煙氣-空氣的換熱過程存在溫差夾點,對應的值為27 ℃;隨著換熱的進行,煙氣和空氣的傳熱溫差不斷增大;在空氣預熱器的冷端處,冷熱流體的換熱溫差已達103 ℃。經計算,整個空氣預熱過程中對數傳熱溫差高達56.8 ℃,表明煙氣和空氣進行換熱時存在較大的損失。

此外,在工程中,我國大容量電站一般采用結構緊湊、重量輕的回轉式空氣預熱器,運行中存在低溫腐蝕和堵灰的問題。同時,回轉式空氣預熱器的轉子為旋轉式高溫部件,漏風量較高。

(2)汽輪機回熱系統利用多股汽輪機抽汽來加熱凝結水,高壓級RH中的SB1～SB4具有較高的過熱度,范圍為80～234 ℃,其中抽汽SB3的過熱度(ΔTs)最高,為234 ℃。抽汽過熱段的熱容流率與凝結水的熱容流率相差較大,兩者換熱時在RH熱端存在較大的傳熱溫差。

同時,回熱抽汽(特別是高壓的SB1～SB4)具有較強的做功能力,被直接引入RH中加熱凝結水會造成做功能力的損失。然而,在汽輪機回熱系統的傳統設計中,給水和凝結水只能由汽輪機抽汽加熱。這種回熱方式雖然能夠提高鍋爐的給水溫度,增加蒸汽循環的熱效率,但存在未能利用抽汽的過熱度和難以減小做功能力損失的問題。

2 改進電站及其熱力學分析

2.1 改進電站

針對常規燃煤電站的上述缺陷,本文提出了一種改進的300 MW燃煤電站方案,用煙氣-凝結水預熱器(flue gas-condensate preheater,FGCP)替換了常規電站中的空氣預熱器,布置在省煤器之后,其結構簡圖見圖4。FGCP利用低品位煙氣的熱量加熱部分凝結水,新增的空氣加熱器(steam-air heater,SAH)與相應的RH串聯布置,各級汽輪機的抽汽進入SAH預熱空氣,之后再進入RH加熱凝結水。在FGCP中,調節凝結水的流量使其熱容流率和煙氣的熱容流率保持相等。

圖4 改進的300 MW燃煤電站結構簡圖

為滿足煤種的燃燒要求,需要維持進入爐膛的熱空氣溫度與原有方案相同。前期研究發現,在各級汽輪機的抽汽中,SB1具有最高的抽汽壓力,其對應的飽和溫度為275.84 ℃,在不保留空氣預熱器的情況下,只憑借原有抽汽無法將空氣加熱到設計熱空氣溫度335 ℃。因此,改進電站方案需要一股具有更高抽汽壓力的抽汽SB0用于將空氣加熱到所需溫度,該股抽汽經由SAH0進入RH1,預熱凝結水。

為避免低溫換熱面的腐蝕和堵灰,調節從RH6和RH7出口處引出的2股凝結水的流量配比,將FGCP入口凝結水溫度控制在88 ℃,由于傳熱溫差的存在,可保證煙氣側壁面溫度始終位于煙氣酸露點(88.40 ℃)之上。保持冷熱流體的熱容流率相等使得兩者的傳熱溫差在整個換熱過程中始終相等,考慮到換熱面積的經濟性,選取煙氣與凝結水的傳熱溫差為15 ℃[22-23],此時鍋爐的排煙溫度為103 ℃。

為使改進電站與常規電站具有可比性,改進電站FGCP的入口煙溫選取為362 ℃,與常規電站相同。SB0的壓力選取為10.58 MPa,汽輪機各缸的相對內效率、抽汽壓力和抽汽溫度等參數均與原方案相同。

經計算,改進電站機組發電輸出功率為324.04 MW,鍋爐燃煤消耗量為120.90 t/h,發電標準煤耗為270.89 g/(kW·h),發電效率為45.34%。

2.2 改進電站的熱力學分析

在改進電站的FGCP中,高壓凝結水泵從RH6和RH7出口處引出的凝結水總流量為266.92 t/h,約占給水流量的27.6%,表明FGCP分擔了汽輪機回熱系統中RH0～RH6加熱凝結水所需的熱量。圖5為改進電站FGCP的焓-溫圖,可以看出:通過控制高壓凝結水的流量,高壓凝結水的熱容流率和煙氣的熱容流率保持相等,均為0.359 MW/ ℃(圖中表現為兩條直線平行);高壓凝結水由88 ℃被加熱至347 ℃,煙氣由362 ℃被冷卻至103 ℃,換熱量為92.96 MW;在整個冷熱流體換熱過程中,傳熱溫差都保持在15 ℃左右。與常規電站空氣預熱器中的換熱過程相比,這種鍋爐冷端的改造方式避免了冷熱流體的熱容流率不等導致的溫差夾點的問題,在考慮經濟性的條件下最大限度地降低了換熱過程中的損失,提高了冷流體的能量品位。

cp,c:高壓凝結水的比定壓熱容;mc:高壓凝結水的質量流率圖5 改進電站FGCP的ΔH-T圖

此外,FGCP的凝結水出口溫度為347 ℃,與回熱支路的預熱凝結水混合后達到296.59 ℃,與常規電站中省煤器的入口水溫相比提高了19.75 ℃,在熱力學上意味著提高了蒸汽動力裝置循環的平均吸熱溫度,有助于提升電站效率。然而,給水溫度的提高可能會導致省煤器內水工質沸騰進而影響鍋爐的安全性,在實際工程中,可通過合理布置受熱面或采用內螺紋管避免這一問題。

圖6為改進電站SAH和RH中的焓-溫圖,可以看出:高壓抽汽SB0～SB4的溫度和過熱度均較高,空氣的熱容流率相較凝結水和蒸汽過熱段的熱容流率更為接近。因此,將SAH和相應的RH串聯布置,優先利用抽汽的過熱熱來加熱空氣,之后,蒸汽在進入RH時處于濕蒸汽狀態(為飽和溫度)。這種布置方式不僅可使SAH0的出口空氣溫度達到熱空氣溫度設計值,而且減小了RH中蒸汽與凝結水換熱時的節點溫差,從而減小了凝結水加熱過程中的損失。

圖6 改進電站SAH和RH的ΔH-T圖

在改進電站中,FGCP預熱了部分凝結水,使得回熱支路中凝結水的流量減少。圖7是常規電站方案和改進電站方案中汽輪機各級抽汽量Dex的對比圖,可以看出:常規電站的低品位抽汽量(低壓的SB5～SB8的蒸汽量)為126.86 t/h,高品位抽汽量(高壓的SB1～SB4的蒸汽量)為236.32 t/h;改進電站的低品位抽汽量為147.92 t/h,高品位抽汽量(包括SB0的蒸汽量)為237.63 t/h。與常規電站相比,改進電站方案增加了低品位抽汽量來加熱空氣和凝結水,優先利用低品位抽汽進行回熱,有利于電站效率的提升[24]。在改進電站中,需要高壓抽汽SB0來加熱空氣使其溫度達到設計溫度(335 ℃),這使得改進電站汽輪機組的輸出功率較常規電站降低了4.41 MW。

圖7 兩種方案的汽輪機各級抽汽量對比圖

鑒于上述原因,改進電站的這種系統結構布置方式不僅避免了鍋爐尾部煙道中低溫受熱面的腐蝕和堵灰的問題,還高效回收利用了鍋爐的低品位煙氣熱量,減少了鍋爐側的煙氣和汽輪機回熱系統中抽汽與冷流體在換熱過程中的損失,大幅度提升了電站系統的發電效率。與常規電站系統相比,改進電站的發電效率提高了1.2個百分點,發電標準煤耗降低了7.36 g/(kW·h)。

3 電站的系統性能分析

3.1 前提條件

采用改進電站的結構需要額外的設備和空間,這種電站系統結構的改變將會涉及到電站設備的投資。實際上,由于改進電站中某些設備參數發生了改變(如燃煤消耗量、再熱蒸汽流量和汽輪機乏汽量等),可能會導致其結構與常規電站中原有設備不再相同,而這取決于工業設計。在實際工程中,改進電站新增設備的耗費可因下述優點得到補償:

(1)改進電站鍋爐的再熱蒸汽流量減少,省煤器入口水溫提高,工質吸熱量減少,鍋爐熱負荷降低,因而可減少爐膛和再熱器等設備的受熱面,節省金屬材料;

(2)改進電站的燃煤消耗量減少,所需空氣量減少,燃燒產生的煙氣量減少,同時鍋爐排煙溫度有所降低,使得脫硫水的消耗量減少,脫硫成本降低,在環境保護方面,SO2、NOx等大氣污染物的排放量也會降低;

(3)改進電站的汽輪機乏汽量減少,凝汽器中用于蒸汽冷凝的冷卻水量減少,因此凝汽器和冷卻塔的結構尺寸減小;

(4)在改進電站中,RH1～RH8的凝結水流量減少,因此RH的換熱面積減少,金屬消耗量降低;

(5)在改進電站中,冷熱工質在鍋爐尾部煙道中的換熱設備(FGCP)內進行熱量交換時,煙氣側的壁面溫度始終處于煙氣酸露點之上,因此避免了常規電站空氣預熱器中存在的低溫腐蝕和堵灰問題,設備的年維護費用減少。

綜上所述,對改進電站進行全面的技術經濟性分析需要考慮的細節眾多,因此,本文在進行經濟性核算時僅作保守估計,不考慮其他設備(如爐膛、再熱器、凝汽器等)的結構和尺寸變化,只對常規電站的空氣預熱器、改進電站的FGCP和SAH等設備及運輸、安裝和管道閥門等附件的投資展開相關的經濟性分析。

3.2 傳熱元件換熱面積計算

改進電站對傳統的鍋爐煙風系統和汽輪機回熱系統按效率進行了重新組合設計,考慮到改進電站鍋爐冷端換熱設備的熱量傳遞和流分布與常規電站不同,空氣預熱器、FGCP和SAH的傳熱元件換熱面積均采用經典的傳熱方程計算,傳熱方程為

(2)

式中:Q為換熱量,W;K為傳熱系數,W/(m2· ℃);Δt為對數傳熱溫差, ℃。

(1)對于常規電站的回轉式空氣預熱器,其傳熱系數KAP[21]如下

(3)

式中:ξ為利用系數;Cn為不穩定導熱的影響系數,與轉子的轉速有關;xy、xk分別為煙氣、空氣沖刷轉子的份額;α1、α2分別為煙氣、空氣的放熱系數(W/(m2· ℃)),均按下式計算

(4)

其中,λ為煙氣或空氣的導熱系數(W/(m2· ℃)),dd為蓄熱板當量直徑(m),Re為雷諾數,Pr為普朗特數,Ct為溫壓修正系數,Cl為相對長度修正系數,CH為環形通道單面受熱修正系數,與蓄熱板的型式有關。

選取空氣預熱器的轉子內徑為10 m,煙氣和空氣沖刷份額均為150°范圍,蓄熱板當量直徑為9.32 mm,板厚為0.5 mm,單位容積中受熱面面積為396 m2/m3。經計算,KAP為11.49 W/(m2· ℃)。

(2)對于改進電站的FGCP,換熱面型式選用膜式對流受熱面,其傳熱系數KF的計算公式為[25]

(5)

式中:αy為煙氣側對流換熱系數,W/(m2· ℃);ε為灰垢層熱阻,m2· ℃/W。

煙氣側對流換熱系數αy按《鍋爐機組熱力計算標準方法》[21]提供的方法進行計算。管束錯列布置,選取的基管規格為Φ38.5 mm×6 mm,膜片厚度為3 mm,橫向節距和縱向節距分別為80 mm和75 mm,煙氣流速為9 m/s,灰垢層熱阻ε為0.004 m2· ℃/W。經計算,KF為58.41 W/(m2· ℃)。

(3)對于改進電站的所有SAH,均選用圓形肋片管,按《工程對流換熱》[26]提供的方法可計算得到相應的傳熱系數。管束錯列布置,SAH0～SAH2和SAH3～SAH8的基管規格分別為Φ38 mm×3 mm和Φ38 mm×2 mm,肋片厚度為1 mm,肋片高度為10 mm,肋片節距為5 mm,單元寬向節距和深度節距均為70 mm。經計算,SAH的傳熱系數的范圍為32～42 W/(m2· ℃)。

3.3 工質流動阻力計算

在空氣預熱器、FGCP和SAH中,工質需要消耗一定的能量來克服流動時的阻力。選取引風機和送風機的效率均為0.85,風機電耗ΔWf為

(6)

式中:Df為氣流體積流量,m3/s;Δpr為氣流流動阻力,kPa;ηf為風機效率。

(1)對于常規電站的回轉式空氣預熱器,煙氣和空氣的流動阻力Δh[25]為

(7)

式中:l為行程長度,m;ρ為氣流密度,kg/m3;W為平均流速,m/s;λ1為摩擦阻力系數,計算公式為

λ1=λ0(1+11.1k)

(8)

其中k為量綱一的粗糙度,λ0為光滑管內摩擦阻力系數

λ0=0.303(lgRe-0.9)-2

(9)

經計算,常規電站回轉式空氣預熱器中煙氣和空氣的流動阻力分別為1.13 kPa和0.66 kPa,風機總功耗為0.95 MW。

(2)對于改進電站的FGCP,阻力Δh[25]為

Δh=1.1Δhhx

(10)

式中:Δhhx為煙氣橫向沖刷光管管束的流動阻力,Pa,計算公式為

(11)

其中,ξhx為阻力系數

ξhx=cjRe-0.27(n2+1)

(12)

n2為沿管束深度(氣流方向)的管排數,cj為錯列管束的結構系數。

經計算,改進電站FGCP中煙氣的流動阻力為2.50 kPa,風機功耗為1.38 MW。

(3)對于改進電站的每級SAH,氣流橫向沖刷錯列肋片管管束時的流動阻力系數ξlp[25]為

ξlp=cscnn2Re-0.25

(13)

式中:cn為排數的修正系數;cs為錯列肋片管束的形狀系數,計算公式為

cs=5.4(lc/dd,c)0.3

(14)

其中lc為定性尺寸(m),dd,c為管束收縮橫截面的當量直徑(m)。

經計算,改進電站各級SAH中空氣的流動阻力范圍為0.13～0.42 kPa,風機總功耗為0.91 MW。

3.4 改進電站的系統性能分析

對常規電站和改進電站的系統性能進行了分析和比較,結果見表3,其中,凈輸出功率、凈發電標準煤耗和凈發電效率考慮了電站水泵和風機(送風機和引風機)的功耗。

表3 常規電站和改進電站的系統性能分析結果

從表3可以看出,與常規電站相比,采用改進電站結構后,電站鍋爐的燃煤消耗量減少了4.97 t/h,機組發電輸出功率減少了4.41 MW,發電效率提升了1.2個百分點。同時,由于引入了FGCP和多級SAH,需要設置相應的風機和水泵來提供能量去克服凝結水和空氣等工質的流動阻力,因此,改進電站的風機和水泵總功耗相較常規電站增加了1.2 MW。扣除水泵和風機功耗后,改進電站較常規電站的凈輸出功率減少了5.61 MW,凈發電效率提升了1個百分點。

為具有可比性,本文在相同的凈輸出功率和年運行時間的條件下計算改進電站標準煤的年節約量和年節約費用。當常規電站和改進電站的凈輸出功率維持在321.45 MW不變時,取電站年運行時間為5 500 h,標準煤單價為650元/t,計算得到改進電站預計年節約標準煤為11 288.24 t,年節煤經濟效益為733.74萬元。

3.5 技術經濟性分析

表4是電站換熱設備元件投資的經濟性分析結果,其中,鋼材單價為0.85萬元/t。從表4可以看出,常規電站空氣預熱器傳熱元件的投資為224.16萬元,改進電站FGCP、SAH和高壓凝結水泵的元件總投資為2 583.06萬元。

表4 電站換熱設備元件投資的經濟性分析結果

在工程中,設備的運輸、安裝以及布置相應的管道、閥門等附件都會增加電站的投資。為計入這些設備的附加成本,本文假設傳熱元件的投資為設備投資的70%,即設備投資=傳熱元件投資/0.7[7]。

對于常規電站,在實際運行中,空氣預熱器常常存在低溫腐蝕和堵灰問題,影響了設備的年維護費用和傳熱元件的使用壽命,本文取空氣預熱器投資的4%作為該設備的年維護費用[7],傳熱元件的使用壽命取為5 a[27];由于改進電站系統通過對鍋爐冷端進行合理改造避免了低溫受熱面的腐蝕和堵灰問題,因此取相應設備總投資的2%作為年維護費用,設備元件的使用壽命取為30 a。

經計算,常規電站空氣預熱器投資為320.23萬元,年維護費用為12.81萬元;改進電站相應設備總投資為3 690.09萬元,總年維護費用為73.80萬元。

本文采用靜態投資回收期和動態投資回收期作為電站系統的技術經濟性指標。投資回收期限越短,項目的盈利能力越強。文獻[28]認為,投資回收期若小于10 a即具有可行性。

(15)

(16)

式中:Ci、Co分別為現金的流入量和流出量;t為時間(a);(Ci-Co)t為時間t的凈現金流量;i為基礎收益率。

假設每年上述設備的元件價格保持不變,與常規電站相比,改進電站設備投資的凈增量Inet為

Inet=IM-IC-CC,a(YM/YC-1)

(17)

式中:IM為改進電站新增設備(FGCP、SAH和高壓凝結水泵等)總投資,萬元;IC為常規電站空氣預熱器投資,萬元;CC,a為常規電站空氣預熱器傳熱元件投資,萬元/次;YM為改進電站新增設備元件使用壽命,a;YC為常規電站空氣預熱器元件使用壽命,a。

按30 a計算,相較常規電站,改進電站設備投資的凈增量為2 249.06萬元,維護費用凈增量為60.99萬元。在相同凈輸出功率下標準煤年節約費用為733.74萬元。取基礎收益率為10%[7],假設每年標準煤的價格不變,計算得到改進電站的靜態投資回收期和動態投資回收期分別為3.34和4.27 a,均小于10 a,故改進電站方案具有可行性。

4 結 論

本文在傳統300 MW一次再熱亞臨界燃煤發電站的基礎上,采用能級匹配和熱容流率匹配提出了一種改進的燃煤發電站方案。對常規電站和改進電站進行了熱力學和技術經濟性分析后,得出如下結論:

(1)改進電站的FGCP利用了低品位煙氣的熱量加熱凝結水,通過調節凝結水的流量使其熱容流率和煙氣的熱容流率保持相等,避免了換熱過程中冷熱流體溫差夾點的形成,同時,考慮到換熱面的經濟性,最大限度地減小了煙氣與凝結水的傳熱溫差,在不產生低溫腐蝕和堵灰的情況下,將排煙溫度降低至103 ℃;

(2)在改進電站中,SAH被布置在RH前用于加熱所有空氣,一方面優先利用了抽汽過熱度,減小了蒸汽和凝結水的傳熱溫差,另一方面避免了常規電站空氣預熱器腐蝕、堵灰和換熱過程中損失過大的問題;

(3)改進電站發電效率和凈發電效率分別達到了45.34%和44.20%,較常規電站分別提高了1.2和1.0個百分點,改進電站的靜態投資回收期和動態投資回收期分別為3.34和4.27 a,均小于10 a,在工程中具有可行性。