超臨界350MW機組鍋爐高能水回收技術經濟性分析

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展，國內的用電結構發生較大變化，大型火電機組深度調峰運行已成為常態[4-7]。為加快能源技術創新，進一步挖掘大型火電機組調峰潛力，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。

目前受電力調峰等因素的影響，機組負荷率降低。當機組深度調峰至較低負荷時，直流鍋爐將出現干-濕態轉換現象[11-15]。此時，鍋爐啟動汽水分離器產生的蒸汽進入鍋爐過熱蒸汽系統，產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）水質合格時引入本體擴容器或凝汽器；2）水質不合格時排入排污系統。這2 種處理方式均造成大量的熱能損失，引起機組生產能耗大幅增加。

另一方面，通過開發新技術，將本體貯水箱存儲的高能熱-質加以利用，參與電網一次調頻，可有效提升火電機組的負荷調節能力，大幅降低生產能耗，改善機組低負荷運行經濟性。

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

1 鍋爐濕態運行方式分析

機組在正常負荷范圍內運行時，低壓凝結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，依次流經省煤器、水冷壁和過熱器，鍋爐直流運行狀態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發生分離，飽和蒸汽進入過熱器，飽和水在水質合格時排入本體擴容器或凝汽器，水質不合格時則通過排污系統排出，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，雖然工質得以回收，但工質在凝汽器內冷卻，本身所含熱能被凝汽器循環冷卻水帶走，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，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濟性。

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

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

2 高能熱-質回收技術

高能熱-質回收技術是通過回收鍋爐濕態運行時汽水分離器產生的高能飽和水，最大限度地提升機組運行經濟性。回收原則：1）回收位置不能引起設備超壓等安全性問題；2）回收位置處機組內工質能量參數盡量與高能水一致，實現能量的合理利用；3）盡可能多地回收高能水的熱-質，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-質回收至除氧器方案是在汽水分離器產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，替代四段抽汽加熱凝結水；將飽和水引入除氧器水側，進一步加熱凝結水，最大限度地回收熱量。

回收至除氧器運行系統如圖2所示。

圖2 回收至除氧器運行系統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為高能飽和水通過閃蒸罐產生的飽和蒸汽。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水，實現能量利用的最大化，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，避免了工質在管道內流動時形成兩相流，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生。

2.2 回收至給水管道

高能熱-質回收至給水管道方案是在汽水分離器產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，回收了全部的熱量和質量，大大提高了機組在低負荷下鍋爐轉濕態運行時的經濟性。運行系統如圖3所示。

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

該方案較回收至除氧器方案系統簡單，直接回收了高能飽和水全部的熱-質；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的HG-1110/25.4-YM3 型超臨界參數變壓運行直流爐，單爐膛、一次再熱、平衡通風、緊身封閉、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構Π型鍋爐，采用全鋼構架，懸吊結構，與聯合式中間煤倉聯合設計。汽輪機采用哈爾濱汽輪機廠有限公司生產的超臨界、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，參與電網調峰，獲得當地電力輔助服務市場調峰補貼。

當機組深度調峰至20%額定負荷（70 MW）運行時，鍋爐濕態運行，汽水分離器產生90 t/h 的高能飽和水。高能飽和水水質合格時進入凝汽器或循環水回水系統，水質不合格時進入排污系統。經核算，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和水側入口。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熱平衡Fig.4 Heat balance diagram of the system after recovery to deaerator

經核算，改造回收后，90 t/h 高能水進入閃蒸罐，產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，實現了熱量和質量的全部回收。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熱平衡Fig.5 Heat balance diagram of the system after recovery to water supply pipeline

經核算，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，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 經濟性對比

表1 為2 種回收方案下機組運行經濟性相關指標的對比。

表1 高能水回收方案經濟性對比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，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，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，進出口參數變動大，且升壓泵入口為高能飽和水，在管道內易形成兩相流，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 結論

1）深度調峰下高能熱-質回收技術通過回收鍋爐濕態運行時汽水分離器產生的高能飽和水的熱量和質量，提升機組低負荷運行時的經濟性。

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，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，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。