KLAR乏汽回收装置在600MW亚临界机组中的应用分析

王万明， 刘光耀， 徐婷婷， 王莉莉

（1.华电国际电力股份有限公司邹县发电厂，山东邹城2735 22；2.华电电力科学研究院，浙江杭州3100 30）

0 引言

目前600 MW亚临界机组除氧器及定排排汽直接外排，无任何回收措施，在造成热能浪费的同时也造成热污染，给厂里的节能工作及企业的社会效益带来一定的负面影响。

华电国际邹县发电厂600 MW亚临界机组除氧器处理量为2400 t/h，工作压力为1.1 MPa，排汽管径为DN 100，外排汽量约为5.0 t/h。定排工作压力为0.1 MPa，排气管径为DN 300，锅炉排污率1%～2%，外排汽量约为3.6 t/h。以除氧器为例，外排蒸汽总热量按1.1 MPa饱和新蒸汽热焓值（2784 kJ/kg）折合为1.39×107kJ/h。按每台除氧器每年运行5000 h计算，此部分乏汽直接外排，则每年外排蒸汽总热量为6.96×1010kJ，折算为标准煤就是2375 t（每千克标准煤的热值为2930 6 kJ）。即每年直接损失2375 t标准煤，造成热能和除盐水的浪费。

本文研究应用的K L A R乏汽回收装置，能够合理解决除氧器和定排的乏汽排放带来的热能浪费问题，同时还能改善工作环境，降低生产成本为企业创收，也将国家节能减排政策落实到企业生产实处。

1 KLAR乏汽回收装置特点分析

以往的乏汽回收装置有以下几项缺点：一是成本投资太大，回收期长，无明显经济效益；二是设备无法完全回收，往往造成二次污染；三是安全可靠性不能保证，由于除氧器排汽中含有大量氧气和二氧化碳等，得不到较好的去除，反而影响除氧器的除氧效果，对系统不利。

国外少数发达国家如美国、日本等国已有采用喷射式热泵技术进行乏汽回收，但能将此技术与高效气液分离及大容量小流量的比例叠加技术等多项技术重合，目前没有。

国内大多数企业对于装置外排乏汽直接排掉，也有部分企业采用换热、喷淋等间接回收的传统方式进行回收，但传统回收方式存在很多局限和纰漏，往往达不到理想效果。主要表现在以下几点：

表1 K L A R乏汽回收装置与传统乏汽回收装置对比

（1）传统方式回收效率低，从已实施的企业运行数据分析来看，回收效率最高仅40%。

（2）间接回收受局限性，不适应变工况运行，故障率高，周期需要更换组件。

（3）占地面积大，由于乏汽压力低，若装置过小，则产生系统背压。

针对国内回收的传统方式，与本项K L A R乏汽回收装置进行对比[1，2]，见表1。

因此，采用K L A R型全自动低位热能回收装置（如图1所示），来对除氧器的外

排乏汽进行回收利用，效益明显。K L A R-4.0-P-A以凝泵出口凝液（36℃）作为工作水源，经抽吸动力头的作用，将乏汽完全冷凝成水，并变成气—水混合物，低温凝液可被加热到150℃左右。热水进入气液分离装置，被分离的氧气及不凝气体经排出装置自动排出。工作水体在高精度液位控制作用下，经升压泵恢复压力，复归到除氧器进水管中（调节阀后），排汽的热能与冷凝水被全部回收[3]。

2 KLAR乏汽回收装置具体应用

600 MW工况下20 t/h的工作水从凝泵出口经乏汽回收系统被加热到150℃左右后与除氧器进水混合（如图2所示）。由于经乏汽回收装置后工作水温度与5号低加出水温度相当，即20 t/h的工作水不经低加加热，可减少各低加抽汽，使机组做工增加。根据等效热降原理对其进行经济性分析，节省煤耗见表2。

图1 K L A R乏汽回收装置

图2 乏汽回收系统（低加旁路）

20 t/h的工作水不经低加可使蒸汽作功增加：

式中 αb0—工作水旁路分流份额，%；

τr—凝结水在加热器中的焓升，kJ；

ηr—省煤器出水焓值，kJ；

hk—No.k低加出口水焓值，kJ；

ηk+1—No.k+1低加抽汽效率，%；

ηr—为相应的抽汽效率，%。

装置效率的相对变化为：

表2 旁路量对煤耗的影响

根据等效热降原理对乏汽回收试验结果进行理论分析可知：600 MW负荷工况下可使煤耗下降0.551 g/（kW·h）。按年运行5000 h数计算可得每年可节省准煤1653 t（每千克标准煤的热值为29306 kJ）。

成果应用后实现了除氧器外排乏汽完全回收利用，无二次污染；回收的热能及工质带来可观的直接经济效益；系统稳定运行，突发事件情况下，不对原系统造成安全隐患；设计留有冗余，在一定的变化区间内也能正常运行（如图3所示）。

图3 安装投运乏汽回收装置

3 试验结果

3.1 乏汽回收装置性能试验结果

评价乏汽回收装置性能的主要参数试验结果如表3所示，试验分别测量了600 MW、560 MW负荷工况下乏汽回收装置的各项参数。600 MW负荷工况下测得乏汽压力为1.105MPa，温度为184.27℃；工作水流量为20.02 t/h，压力为1.312 MPa，温度为36.5℃。工作水与乏汽混合后流量为25.1 t/h，温度为159.26℃。由此可知，在600 MW负荷下20.02 t/h的工作水在温度为36.5℃的情况下，经乏汽回收装置吸取乏汽的热量后温度提升约122.76℃左右。

表3 乏汽回收装置性能试验结果

3.2 机组热力性能试验结果

由表4可知，600 MW负荷工况下投用乏汽回收装置将除氧器乏汽热能利用上后，机组热耗下降约12.52 kJ/（kW·h），煤耗下降0.469 g/（kW·h）。按年平均负荷为500 MW/h和年运行5000小时数计算，可得每年可节省准煤1170 t（每千克标准煤的热值为29306 kJ）。

4 结语

表4 机组热力试验结果

由试验结果分析可知：600 MW负荷工况下乏汽回收装置投用后（测得乏汽压力1.105 MPa，温度184.27℃；工作水流量为20.02 t/h，压力为1.312MPa，温度为36.5℃。工作水与乏汽混合后流量为25.1 t/h，温度为159.26℃），20 t左右的凝结水经K L A R乏汽回收装置后，被加热到159℃左右直接进入除氧器进水管路中。约20 t凝结水不经低压加热器加热，从而减少低加抽汽量并增加做功，供电煤耗下降了0.469 g/（kW·h）。按年运行5000 h计算，每年节省标煤1170 t（每千克标准煤的热值为2930 6 kJ）。

[1]于涛.乏汽回收利用技术应用研究[J].机电信息，2012，21：105～107.

[2]邵伟，刘胜利，胡勇.发电厂乏汽回收技术的应用研究[J].通用机械，2012，（6）：72～74.

[3]姚来，万金良，陈雪松.除氧器外排乏汽回收利用小结[J].化工设计通讯，2013，（1）：28，29.