火电厂外排乏汽回收方案经济性分析.pdf

ｄｏｉ１０􀆱 ３９６９/ ｊ􀆱 ｉｓｓｎ􀆱 １００８￣０１９８􀆱 ２０１４􀆱 ０２􀆱 ０１４ 火电厂外排乏汽回收方案经济性分析 Ｅｃｏｎｏｍｉｃａｌ ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ ｓｔｅａｍ ｅｘｈａｕｓｔ ｅｘｃｒｅｔｉｏｎ ｒｅｃｙｃｌｉｎｇ ｉｎ ｔｈｅｒｍａｌ ｐｏｗｅｒ ｐｌａｎｔ 彭永强ꎬ 尹晓峰ꎬ 李亚军ꎬ 罗斌 湖南大唐先一能源管理有限公司ꎬ 湖南 长沙 ４１０００７ 摘 要 当前火电厂锅炉定排扩容器闪蒸蒸汽、 除氧器排汽等类型乏汽的回收技术在不 断更新ꎬ 但因回收方式和参数设定的不同ꎬ 同一汽水的回收的经济性存在较大的差异ꎮ 本文以等效热降理论为基础ꎬ 通过计算分析ꎬ 对各种回收方案进行经济性比较ꎮ 关键词 连续排污ꎻ 除氧器ꎻ 排汽ꎻ 回收利用 中图分类号 Ｘ７０３ 文献标志码 Ｂ 文章编号 １００８￣０１９８２０１４０２￣００４３￣０４ 收稿日期 ２０１３￣０６￣１８ 改回日期 ２０１４￣０２￣２８ 在火电厂汽水热力循环中ꎬ 为保证汽水品质或 参数合格ꎬ 部分具有一定温度的汽水被迫排放掉ꎬ 造成能量废弃ꎮ 主要体现在机组启停排汽和运行中 锅炉连续排污闪蒸蒸汽、 除氧器排汽等ꎬ 因能级相 对偏低ꎬ 难以继续回收用于做功发电ꎬ 统称为 乏汽ꎮ 当前ꎬ 机组启停过程中的非经常性汽水排放损 失已通过高低压旁路的应用得到可靠回收ꎬ 但除氧 器排汽及锅炉连续排污水在回收方面尚存在一定欠 缺ꎮ 特以除氧器排汽及锅炉连续排污水在定排扩容 器中的闪蒸蒸汽回收为例ꎬ 以等效热降法进行计 算、 分析和对比ꎮ １ 方案一 回收至除氧器 １􀆱 １ 定排扩容器顶部排汽的回收 利用凝泵出口或某级低压加热器出口的低温凝 结水作为冷却介质ꎬ 与定排扩容器顶部来的闪蒸蒸 汽混合换热ꎬ 变成 ８０９０ ℃ 的热水 未饱和ꎬ 避 免二次排汽ꎬ 最后用回收水泵加压送入除氧器ꎬ 完成汽水及热量回收ꎮ 回收装置顶部与大气连通ꎬ 可自由排除积存的不凝结气体ꎮ 为减少汽水输送过 程的阻力耗功ꎬ 回收装置就近布置在定排扩容器旁 边ꎬ 而不采用闪蒸蒸汽输送至汽机房的方式ꎮ 方案 流程图见图 １ꎮ 图１ 定排扩容器顶部外排蒸汽回收方案流程图 此方案中ꎬ 影响系统运行经济性的因素主要有 取水点位置和回收装置出口的混合水温ꎮ 以某电厂 ３００ ＭＷ 机组为例ꎬ 额定工况下ꎬ 连 续排污水压力 １８􀆱 ２ ＭＰａ、 温度 ３５７􀆱 ９ ℃、 含汽率 ０􀆱 ２５、 流量 ６ ｔ/ ｈꎬ 连排扩容器压力 ０􀆱 ８２ ＭＰａꎬ 定 排扩容器为大气压ꎮ 该厂机组年利用４ ５００ ｈꎬ 上网 电价 ０􀆱 ４５ 元/ ｋＷｈꎬ 除盐水制水成本 ５ 元/ ｔꎮ 由于 ５ꎬ ６ 号低加出口水温高于 １００ ℃ꎬ 不能 用作冷却水ꎬ 因此取水点只能在凝泵出口、 ８ 号或 ７ 号低加出口之间进行选择ꎮ 为方便理解经济收益 组成ꎬ 进行分步计算ꎮ 首先假定不同的取水方式 下ꎬ 回收装置出口混合水温维持一致ꎬ 均为 ９５ ℃ꎮ 按此方案进行改造后的经济收益见表 １ꎮ 回收装置出口混合水温变化时的经济性汇总见 表 ２ꎮ 􀅱３４􀅱 第 ３４ 卷第 ２ 期 湖 南 电 力 ＨＵＮＡＮ ＥＬＥＣＴＲＩＣ ＰＯＷＥＲ ２０１４ 年 ４ 月 １􀆱 ２ 除氧器顶部排汽回收 除氧器顶部排汽回收方案的流程及计算过程与 １􀆱 １ 节所述基本相同 仅乏汽来源不同、 加压水泵 安装位置不同造成耗功量不同ꎬ 无闪蒸计算ꎬ 因 此具体流程图及计算表格略ꎮ 表 １ 取水点位置对经济性影响对比表 项目 凝泵出口 取冷却水 ８ 号低加出口 取冷却水 ７ 号低加出口 取冷却水 减少四抽做功/ ｋＷ３７􀆱 ８７６８􀆱 ６１２９２􀆱 １３ 增加低加抽汽做功/ ｋＷ４８􀆱 ０８７６􀆱 ７６２４５􀆱 １７ 回收水泵功率/ ｋＷ２􀆱 ０３３􀆱 ６７１５􀆱 ６３ 做功净增量/ ｋＷ８􀆱 １９４􀆱 ４７－６２􀆱 ５９ 年增加电量/ 万 ｋＷｈ３􀆱 ６８２􀆱 ０１－２８􀆱 １７ 增发电收益/ 万元１􀆱 ６６０􀆱 ９１－１２􀆱 ６７ 回收工质总量/ ｔ１ ５１６􀆱 ８５１ ５１６􀆱 ８５１ ５１６􀆱 ８５ 回收工质收益/ 万元􀅱ａ －１ ０􀆱 ７６０􀆱 ７６０􀆱 ７６ 改造总收益/ 万元􀅱ａ －１ ２􀆱 ４２１􀆱 ６６－１１􀆱 ９２ 表 ２ 定排扩容器排汽回收至除氧器年收益表 混合 水温/ ℃ 凝泵出口取冷 却水年收益/ 万元􀅱ａ －１ ８ 号低加出口取 冷却水年收益/ 万元􀅱ａ －１ ７ 号低加出口取 冷却水年收益/ 万元􀅱ａ －１ ９５２􀆱 ４２１􀆱 ６６－１１􀆱 ９２ ８５０􀆱 ３７－３􀆱 １６ ７５－２􀆱 ７４－１５􀆱 ６ 注 ７ 号低加实际出口水温为８７􀆱 ４ ℃ꎬ 采用７ 号低加出口取水方式 时回收装置出口混合水温不可能降低到 ８５ ℃或 ７５ ℃ꎮ 经对某发电集团各火电机组中直流炉、 汽包炉 补水率及排污情况进行统计分析ꎬ 除氧器排汽约占 锅炉蒸发量的 ０􀆱 ５％左右ꎬ 因此机组额定工况下ꎬ ３００ ＭＷ 机组除氧器排汽量约为 ５ ｔ/ ｈꎬ 经济性计算 结果见表 ３ꎮ 表 ３ 除氧器顶部排汽回收至除氧器年收益表 混合 水温/ ℃ 凝泵出口取冷 却水年收益/ 万元􀅱ａ －１ ８ 号低加出口取 冷却水年收益/ 万元􀅱ａ －１ ７ 号低加出口取 冷却水年收益/ 万元􀅱ａ －１ ９５３０􀆱 ９９２０􀆱 ５７－１８０􀆱 ６２ ８５－２􀆱 ２２－５４􀆱 ５９ ７５－５１􀆱 ６２－２４５􀆱 ４１ １􀆱 ３ 方案分析 采用此方案ꎬ 系统运行经济性受到 ２ 方面因素 影响 低加水流量减少使相应抽汽量减少ꎬ 增加汽 轮机做功ꎻ 混合水温度低于进入除氧器的主凝结水 温度ꎬ 加热不足而增加 ４ 号抽汽、 减少了汽轮机做 功ꎮ 从经济性计算结果可以看出ꎬ 取水点越靠近凝 泵ꎬ 混合后的热水温度越高ꎬ 综合效益越好ꎮ 当混 合温度低至一定值时ꎬ 因回收的热量 ΔＱ 不足以弥 补各级抽汽做功效率差值的影响ꎬ 系统甚至出现不 节能的现象ꎮ 即使在最优状态下ꎬ 系统年节能收益 也很低ꎮ 此外ꎬ 乏汽回收装置与大气连通ꎬ 为减少二次 排汽损失ꎬ 温度必须低于饱和温度ꎬ 含氧量会增 加ꎬ 对除氧效果会造成一定影响ꎮ 同时ꎬ 由于增加 了转动设备ꎬ 可靠性相应有所降低ꎬ 系统维护工作 量也会增大ꎮ ２ 方案二 回收至轴封加热器 ２􀆱 １ 方案介绍 正常运行时ꎬ 轴封加热器内部为负压状态ꎬ 所 以无论是定排扩容器还是除氧器顶部的外排乏汽都 可以不经任何加压措施直接以管道引入ꎮ 对于定排扩容器ꎬ 为保证锅炉事故放水、 定期 排污、 停炉后带压放水等异常工况下不超压ꎬ 需保 留原有排汽管道ꎬ 在合适位置上加装一个大口径自 重式逆止阀ꎬ 正常运行时该逆止阀依靠阀芯自身重 力处于自由关闭状态ꎬ 当锅炉异常工况大量排水 时ꎬ 闪蒸蒸汽增加ꎬ 顶开逆止阀直排大气ꎮ 阀芯重 量选择合理时ꎬ 逆止门动作压力略高于外界大气压 力ꎬ 异常工况时不会对轴加系统造成冲击ꎮ 方案流程图见图 ２ꎮ 图 ２ 定排扩容器、 除氧器顶部外排乏汽 回收至轴加流程图 ２􀆱 ２ 经济性计算 取机组额定工况ꎬ 连续排污流量为 ６ ｔ/ ｈꎬ 当 连续排污扩容器水位正常时ꎬ 经 ２ 次闪蒸计算ꎬ 定 排扩容器顶部的外排蒸汽约 ０􀆱 ３２ ｔ/ ｈꎻ 除氧器顶部 排汽流量取 ５ ｔ/ ｈꎬ 经济性计算结果见表 ４ꎮ 􀅱４４􀅱 第 ３４ 卷第 ２ 期湖 南 电 力２０１４ 年 ４ 月 ２􀆱 ３ 方案分析 此方案系统简单、 性能稳定ꎬ 不会出现因参数 设定不当增加机组能耗的现象ꎬ 改造年收益大于方 案一ꎬ 但需要注意如下 ２ 个方面 表４ 外排乏汽直接回收至轴封加热器经济性汇总表 项目除氧器排汽定排扩容器排汽 增加抽汽做功功率/ ｋＷ２２０􀆱 ９８１３􀆱 ４２ 年增加电量/ 万 ｋＷｈ９９􀆱 ４４６􀆱 ０４ 增发电收益/ 万元４４􀆱 ７５２􀆱 ７２ 回收工质收益/ 万元􀅱ａ －１ １１􀆱 ２５０􀆱 ７１ 改造总收益/ 万元􀅱ａ －１ ５６􀆱 ００３􀆱 ４３ １ 轴封风机余量ꎮ“轴加凝结水轴封风 机” 类似于 “凝汽器循环水真空泵” 组成的 系统ꎬ 轴封风机主要抽吸不凝结气体及其携带的少 量蒸汽ꎬ 其中溶解蒸汽量取决于空气量、 压力和温 度ꎬ 机械携带蒸汽量取决于流速 空气量ꎮ 改造 后的定排扩容器在 Ｕ 型水封工作正常时ꎬ 与大气 不连通ꎬ 回收的蒸汽中不含空气ꎻ 正常运行中的除 氧器顶部排汽里面绝大部分为压力蒸汽ꎬ 不凝结气 体份额很小ꎬ 从数量的绝对值上来看ꎬ 也远小于原 有的轴封回汽系统漏入的空气量ꎮ ５ ｔ/ ｈ 的乏汽回 收至轴封加热器时ꎬ 凝结水温度仅升高 ４ ℃左右ꎬ 轴加内压力和疏水温度近似不变ꎬ 携带蒸汽量变化 很小ꎮ 轴封风机在选型时一般留有一定余量ꎬ 因此 对轴封风机影响相对较小ꎮ ２ 轴加疏水问题ꎮ 以 ３００ ＭＷ 机组为例ꎬ 在 正常的调峰负荷范围内运行时ꎬ 轴加回收蒸汽的量 变化不大ꎬ 约为 １ ｔ/ ｈꎬ 按照 ０􀆱 ３２ ｍ/ ｓ 流速设计ꎬ 疏水管直径应在 １２３５ ｍｍ 之间ꎮ 事实上ꎬ 国内大 部分机组轴加疏水管道设计时流速取下限ꎬ 甚至再 加上余量系数ꎬ 造成管内径选择偏大ꎬ 疏水 Ｕ 型 水封设计也不合理、 形同虚设ꎬ 很多电厂只能通过 维持轴加疏水手动或电动阀门在很小的开度来控制 水位ꎮ 经粗略计算ꎬ 当回收的乏汽量不超过 ５􀆱 ９ ｔ/ ｈ 按管径３５ ｍｍ、 流速不超过２ ｍ/ ｓ 时ꎬ 不会超出 轴加疏水管通流能力ꎬ 但需要将疏水阀门适当开 大ꎮ 对于原有 Ｕ 型水封工作正常的机组ꎬ 则需要 根据流速、 附加流动阻力变化情况重新计算ꎬ 适当 降低 Ｕ 型水封高度ꎮ ３ 方案三 回收至低压加热器 ３􀆱 １ 方案介绍 将除氧器连续排空气管接至五段抽汽逆止门及 电动门后ꎬ 排汽被绝热节流至汽轮机五段抽汽压力 后送入 ５ 号低压加热器ꎬ 蒸汽冷凝后不凝结气体析 出ꎬ 从 ５ 号低加抽空气管被抽吸至凝汽器ꎬ 最后通 过凝汽器抽气系统排出至大气ꎮ 连接管上设置一个 电动调节阀及电动隔离阀ꎬ 可根据给水含氧量调整 排汽流量ꎬ 当除氧器进汽门或 ５ 号低加进汽门关 闭ꎬ 联锁关闭该电动隔离阀及调节阀ꎮ 保留除氧器 启动排空气管道ꎬ 作为除氧器或 ５ 号低加未正常运 行时的排汽ꎮ 将联排扩容器疏水加装一个表面式冷却器ꎬ 从 凝结水泵出口母管来的部分凝结水经该冷却器加热 升温至与 ７ 号低加出水温度一致ꎬ 再汇入 ７ 号低加 出口凝结水母管ꎮ 连扩疏水被冷却至≤５０ ℃ꎬ 排 放至汽机房内雨水井ꎬ 对于开式循环水系统ꎬ 也可 以将冷却后的疏水与凝汽器循环水出水管连接ꎬ 排 放至江河ꎮ 冷却水依靠 ３ 台加热器压差流动ꎬ 不需 要增加水泵ꎮ 方案原理图见图 ３ꎮ 图 ３ 定排扩容器、 除氧器顶部外排 乏汽回收至低加系统方案流程图 ３􀆱 ２ 经济性计算 取机组额定工况 连续排污流量 ６ ｔ/ ｈꎻ 除氧 器顶部排汽流量 ５ ｔ/ ｈꎬ 经济性计算结果见表 ５ꎮ 表 ５ 外排乏汽回收至低加系统经济性汇总表 项目 除氧器排汽回收 至 ５ 号低加 连扩疏水 加热凝结水 增加抽汽做功功率/ ｋＷ９１０􀆱 ３３３４􀆱 ９１ 年增加电量/ 万 ＫＷｈ４０９􀆱 ６５１５􀆱 ７１ 增发电收益/ 万元１８４􀆱 ３４７􀆱 ０７ 回收工质收益/ 万元􀅱ａ －１ １１􀆱 ２５０ 改造总收益/ 万元􀅱ａ －１ １９５􀆱 ５９７􀆱 ０７ ３􀆱 ３ 方案分析 此方案系统简单ꎬ 利用效率高ꎬ 经济收益显 著ꎬ 但需要注意以下问题 １ 除氧器排汽依靠抽汽压差进入 ５ 号低加ꎬ 􀅱５４􀅱 第 ３４ 卷第 ２ 期彭永强等 火电厂外排乏汽回收方案经济性分析２０１４ 年 ４ 月 相比于排大气ꎬ 节流压降大大减小ꎬ 噪声得到很好 控制ꎬ 但是需根据各工况下特性参数ꎬ 合理选择连 接管直径ꎬ 避免选型不当造成金属材料浪费或通流 能力不足ꎮ ２ 除氧器或 ５ 号低加非正常运行工况下ꎬ 不 宜投入除氧器排汽回收ꎬ 并应在逻辑上与除氧器与 ５ 号低加进汽阀门连锁ꎬ 以隔离故障ꎮ ３ 根据热平衡图ꎬ 在机组调峰运行范围内的 各种工况下ꎬ 除氧器排汽经绝热节流后的焓值与五 段抽汽焓值相差不大ꎬ 仅为五段抽汽在 ５ 号低加内 放热量的 １０％左右ꎬ 综合考虑抽汽流量后ꎬ 除氧 器排汽影响疏水量约 ２􀆱 ５％ꎬ 即使除氧器排汽流量 实际偏大ꎬ 对疏水量影响也很小ꎬ 而电厂 ５ 号低加 疏水调节门开度一般在 ７０％左右ꎬ 余量非常大ꎬ 基本可以忽略对低加疏水系统的影响ꎮ ４ 按照 ３００ ＭＷ 工况正常运行ꎬ 凝结水流量 约 ７００ ｔ/ ｈ、 含氧量 １５ μｇ/ Ｌꎬ 给水流量约 ９００ ｔ/ ｈ、 含氧量 ３ μｇ/ Ｌꎬ 按氧气占不凝结气体 ２１％进行推 算ꎬ 凝汽器增加不凝结气体流量约 ０􀆱 ０３７ ｋｇ/ ｈꎬ 而 ３００ ＭＷ 机组单台水环式真空泵设计抽空气能力通 常为 ５１ ｋｇ/ ｈꎬ 占比很小ꎬ 对凝汽器抽真空设备影 响可以忽略ꎮ ５ 除氧器排汽回收至 ５ 号低加后ꎬ 不凝结气 体增多ꎬ 但增加量很小ꎬ 仅占五段抽汽流量比例 ０􀆱 ０００ １％ꎬ 对低加换热影响可以忽略ꎮ ６ ５ 号低加正常运行中蒸汽溶解携带空气量 极小ꎬ 但为了避免长期运行积存空气ꎬ 抽空气门仍 然需要维持小开度ꎬ 造成加热蒸汽 “浪费”ꎮ 除氧 器排汽回收至 ５ 号低加后ꎬ 参考凝汽器抽真空设备 设计标准ꎬ 维持抽气口气体 “过冷” ３ ５ ℃ 时ꎬ 排汽量约为 ０􀆱 １６０􀆱 ２８ ｋｇ/ ｈꎬ 即使维持抽气口气 体过冷度在 １ ℃ 的极小值ꎬ 排汽量也只有 ０􀆱 ８７ ｋｇ/ ｈꎬ 在利用原有 “被浪费” 的抽空气门开度后ꎬ 对 ５ 号低加排汽影响很小ꎮ ７ 由于 ５ 号低加温度较低ꎬ 换热面为不锈钢 材质ꎬ 对汽水含氧不太敏感ꎬ 不会发生氧腐蚀ꎮ ８ 连续排污水经连扩闪蒸后的疏水直接引至 ７ 号、 ８ 号低加附近加热凝结水ꎬ 实施难度小ꎬ 调 节简单ꎬ 综合效益相对较好ꎮ ４ 结论 １ 回收后ꎬ 方案一虽然利用能级高ꎬ 但欠焓 太大造成能级不匹配ꎬ 改造经济性差ꎮ ２ 方案三为提出的一种新的改造思路ꎬ 能级 匹配且利用能级高ꎬ 经济性最好ꎬ 且实施简单、 实 施成本低ꎬ 但国内尚无实施经验ꎬ 需通过试验手段 获取相关数据进行更进一步的准确评价ꎬ 建议以科 研项目方式进行ꎬ 尝试推广ꎮ ３ 方案二经济性介于方案一和方案三之间ꎬ 在符合条件的机组上具有一定的推广价值ꎮ 能源使用应遵循能级匹配、 梯级利用原则ꎮ 不 同的能量回收方式ꎬ 存在不同的能量利用效率ꎻ 同 一种回收方式ꎬ 因参数设置不同也会造成经济性变 化ꎮ 电厂外排乏汽余热回收不能简单地看被回收的 工质携带了多少热量ꎬ 更应关注其有效利用程度ꎬ 通过正确、 全面分析ꎬ 合理选择回收方式ꎬ 达到最 佳的改造效果ꎮ 参考文献 〔１〕 林万超. 火电厂热系统节能理论 〔Ｍ〕ꎻ １９９４ 年修订版. 〔２〕 张吉春. 利用两相流理论分析计算水封高度 〔Ｊ/ ＯＬ〕. 〔３〕 佚名. 凝结水含氧量超标原因 〔Ｊ/ ＯＬ〕. 〔４〕 东方汽轮机厂. Ｎ３００￣１６􀆱 ７/５３７/５３７￣７ 型汽轮机热力特性书 〔Ｍ〕. 〔５〕 徐传海ꎬ 余钢捷. 直接空冷凝汽器抽汽带汽计算及应用 〔Ｊ/ ＯＬ〕. 􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙􀤙 上接第 ３７ 页 若发生掉机等事故ꎬ ２２０ ｋＶ 及以上电压等级网络 没有功角、 电压、 潮流等暂态稳定问题ꎮ 云田变 ２２０ ｋＶ 侧短路水平接近 ５０ ｋＡꎬ 需要研究制定限流 措施ꎮ 另外ꎬ 湘潭电厂 ３ 号机组改接后ꎬ ５００ ｋＶ 云田变的下网压力减轻ꎬ 但并未得到根本解决ꎬ 湘 潭电厂 ３ 号机组开机情况下ꎬ 云田变下网潮流仍达 到云田变容量的 ５６􀆱 ４％ꎮ 随着株洲地区和长沙东 南部地区负荷的发展ꎬ 云田变的下网潮流将不断增 大ꎬ 仍需在电网规划中研究对云田变进行扩建或改 造ꎬ 从而根本解决作为株洲地区枢纽变电站的云田 供电瓶颈问题ꎮ 参考文献 〔１〕 何仰赞ꎬ 温增银. 电力系统分析 〔Ｍ〕. 武汉 华中科技大学 出版社ꎬ ２００２. 〔２〕 中华人民共和国国家经济贸易委员会. ＤＬ ７５５２００１ 电力系 统安全稳定导则 〔Ｓ〕. 北京 中国电力出版社ꎬ ２００１. 〔３〕 王梅义ꎬ 吴竞昌ꎬ 蒙定中. 大电网系统技术 〔Ｍ〕. 中国电力 出版社ꎬ １９９５ １３２￣１３９. 􀅱６４􀅱 第 ３４ 卷第 ２ 期湖 南 电 力２０１４ 年 ４ 月