直接空冷机组冷端乏汽节能减排技术的分析

黎渊博， 赵　建， 牛全兴， 秦晓艳

(西安协力动力科技有限公司, 西安 710119)

我国北方由于煤炭资源丰富，而水资源贫乏，因此投入大量直接空冷机组；但直接空冷机组在节水的同时带来了机组运行背压高(11～50 kPa)、供电煤耗高的状况。直接空冷机组乏汽冷凝损失的热量占输入燃料总发热量的40%以上[1-4]。可见，对于火力发电厂来说，降低直接空冷机组运行背压或有效利用乏汽余热是节能减排的重要措施。

1　直接空冷机组冷端运行的特点

直接空冷机组由于采用空气冷却汽轮机末叶排出的乏汽，所以机组的背压受季节环境影响较大。

夏季，我国北方早晚温差较大，且空冷岛投资占设备投资总比例较大，大多数空冷岛设计面积偏小，由于环境温度偏高往往导致运行背压高达30 kPa以上，大部分机组不能满负荷运行[5-7]。为保证发电量，机组煤耗上升，污染物排放量上升，机组的安全性也受到威胁。可见，夏季节能减排主要途径以降低机组背压为主。

冬季，一方面随着城市规模的发展，出现了供暖需求的增加，因此提供了小型供热锅炉，其污染物排放对冬季城市环境加霜的局面；另一方面，电厂大量乏汽余热白白损失在大气中。可见，冬季节能减排主要途径以乏汽供热利用为主。

直接空冷机组汽轮机乏汽余热具有鲜明的特点，余热损失比较集中，热量品位低，在目前的热力系统中被浪费掉。如何夏季提高冷端冷却效率，冬季充分回收利用这部分低品位热量，国内电力行业做了大量研究和技术改进工作。

2　夏季直接空冷机组降低背压的技术特点

目前，现有工程降低机组夏季背压的技术主要有：空冷岛喷水降温，调整空冷岛风机风量，增加空冷岛散热单元，增加湿冷蒸发式冷却器，增加尖峰凝汽器。

2.1 空冷岛喷水降温系统

空冷岛喷水降温系统是将雾化的除盐水直接喷在翅片表面，利用水汽化吸热来降低翅片表面的温度，从而降低凝结水温度、降低机组背压。

空冷岛喷水降温系统的优缺点如下：(1)设备投资成本低，安装简便、快捷，运行维护简单；(2)喷水系统采用除盐水，运行成本较高；(3)喷淋水易造成轴流风机损坏，空冷岛下部空间污染，对下部主变压器等设施造成污闪等安全问题。

2.2 调整空冷岛风机风量

通过调整风机叶片角度或提高转速增加风机风量。

增加空冷岛风机风量的优缺点如下：(1)提高转速,至少增加30%以上的风机功率，导致运行费用增加；(2)当叶片角度接近临界角度时，易发生振动导致叶片产生裂纹。

2.3 增加空冷岛散热单元

在空冷岛附近增加独立的散热单元，蒸汽从乏汽管道合适位置引出接入独立的散热单元，真空系统需并入原主机真空管道，凝结水回流至空冷岛主凝结水箱。

增加空冷岛散热单元的优缺点如下：(1)空冷机组配套的真空泵因空冷系统容积变化也要相应改变，投资费用增加，造价高；(2)施工困难，增加空冷冷却单元受场地条件限制，土建、钢结构、管道等施工难度较新建工程难度大；(3)占地多。

此技术在内蒙古丰镇新丰热电厂300 MW机组上应用[8]。

2.4 增加湿冷蒸发式冷却器

在空冷岛主机排汽管道末端引出部分乏汽，采用冷却水喷淋在蒸发式换热管束表面，将乏汽凝结成水，凝结水自流至空冷岛排汽装置的凝结水箱，蒸发式凝汽器中不凝结气体由抽真空系统排出，温度升高的冷却水在下降过程中与冷空气进行热交换，降温后的冷却水汇至蒸发式凝汽器下部的水池，通过循环水泵进行二次循环[9-10]。

蒸发式冷却器优缺点如下：(1)蒸发式凝汽器需要的喷淋水量与机力通风冷却系统基本持平；(2)蒸发式凝汽器喷淋循环水量小，蒸发量大，循环水泵功率较湿冷系统较小；(3)对水质要求相对较低；(4)占地面积相对空冷单元较小，施工工期短；(5)投资大；(6)蒸发式凝汽器紧邻空冷岛布置，会对原空冷岛产生影响。

该技术在山西漳山发电有限责任公司二期600 MW亚临界机组[11]，神华国能宁夏煤电有限公司660 MW超临界机组上应用[12]。

2.5 增加尖峰凝汽器

在原空冷岛主排汽管道末端增加一台表面式湿冷尖峰凝汽器，增加相应的循环水泵和机力塔。空冷机组的部分乏汽通过尖峰凝汽器冷却凝结，凝结水自流至空冷岛排汽装置的凝结水箱，热量传入循环水，由机械通风冷却塔进行冷却。系统设计见图1。

图1　尖峰凝汽器湿冷系统

尖峰凝汽器湿冷系统技术特点如下：(1)尖峰冷却器就近布置在主排汽管道末端，蒸汽阻力小；(2)泄漏隐患小，由于采用不锈钢冷凝管和复合管板的胀接加焊接技术，凝结水和冷端循环水系统泄漏隐患小，可以在线检漏和解决泄漏问题；(3)系统设胶球清洗系统，运行维护方便；(4)循环水质要求低，可采用中水，实现水资源的再利用；(5)设备一次性投资小；(6)循环水管道与原地下管网相互影响，系统复杂，改造施工困难；(7)由于循环水量大，相应机械通风冷却塔的蒸发、风吹、排污损失也增大；(8)耗电量高，由于循环水量大，造成循环水泵所配电动机功率也增大。

该技术系统在华能榆社电厂2台300 MW机组、华能上安电厂2台600 MW机组上应用[13-14]。

2.6 技术特点

各技术实际应用效果及其技术特点见表1。

表1　空冷机组降低背压技术特点

3　冬季直接空冷机组冷端乏汽有效利用的技术特点

直接空冷机组的设计背压较高，乏汽余热可利用率较大。在冬季，主要利用乏汽余热用于供热站的一次回水加热升温。目前应用的技术主要有：热网凝汽器回收乏汽供热、吸收式热泵回收乏汽供热、蒸汽喷射泵回收乏汽供热、电热泵回收乏汽供热。

3.1 热网凝汽器回收乏汽供热

在空冷岛主机排汽末端安装热网凝汽器，直接空冷机组需高背压运行，保证热网50 ℃回水首先经热网凝汽器加热到60 ℃以上后，再经热网加热器逐级升温到120 ℃供热网首站。系统流程见图2。

图2　热网凝汽器乏汽供热系统

热网凝汽器回收乏汽供热技术特点：(1)可在不增加机组规模的前提下，回收冷源损失，增加供热量，增大供热面积，达到节约高品位蒸汽、提高机组经济效益的目的；(2)供热的经济性取决于用户所需的供热温度，在采暖负荷相对稳定并且采暖髙峰时段利用更加经济；(3)供暖季，对发电需求较高的机组不适合，影响机组发电效率。

该系统在山西国锦煤电、山西国际瑞光热电厂、华能内蒙古聚达发电厂应用[15-16]。

3.2 吸收式热泵回收乏汽供热

目前应用较广泛的是第二类溴化锂吸收式热泵，热泵换热机组一般建在机组空冷岛附近，通过汽轮机采暖抽汽驱动换热机组，回收汽轮机排出的部分乏汽，用于加热一次网回水。一次网回水经热泵换热机组加热后进入加热器，经汽轮机部分抽汽再加热送出换热首站。随着技术革新，目前国内溴化锂吸收式热泵的性能系数(COP)可达到1.7左右。系统流程见图3。

图3　吸收式热泵回收乏汽供热系统

吸收式热泵回收乏汽供热技术特点：(1)利用溴化锂吸收式热泵回收乏汽余热，可不增加电厂容量、不增加当地排放量、不影响发电、不增加供热煤耗的情况下，有效地增加电厂的供热能力；(2)吸收式热泵机组初投资较高，成本投资回收将在5年以上，回收期较长。

该系统在华电大同第一热电厂有限公司、山西云冈热电公司、新疆华电昌吉热电有限责任公司、国电内蒙古东胜热电有限公司、兴安热电厂应用[17-23]。

3.3 蒸汽喷射泵回收乏汽供热

抽取5段抽汽通过喷射器喷嘴时产生高速气流，在喷嘴出口处，接受室为低压区，可将空冷机组乏汽吸入设备，在进入混合室后，5段抽汽在膨胀的同时压缩乏汽，两种参数蒸汽进行良好混合，混合后的蒸汽再通过扩压室恢复部分压力损失，达到凝汽器的加热要求，通过凝汽器喉部送入凝汽器汽侧，与热网回水进行热交换，可将热网水大幅升温，实现供热余热再利用。

该系统中热网循环水一般采用三级串联供热，热网50 ℃回水：第一级为空冷岛乏汽加热高背压凝汽器循环水，水温可达到70 ℃；第二级为蒸汽喷射式热泵加热循环水，循环水温可达到85 ℃；第三级为中压缸5段抽汽加热热网加热器循环水，热网水温提升到120 ℃，向热网换热站供热。系统中蒸汽喷射泵的COP可达到1.6。系统流程见图4。

图4　蒸汽喷射泵回收乏汽供热系统

蒸汽喷射泵回收乏汽供热技术特点：(1)结构简单、无转动部件，因而寿命长、运行可靠；(2)操作方便、维修容易、自动调节，保证出口压力稳定；(3)节能效果显著；(4)安装方便，可水平安装或垂直安装，与管路连接均为法兰连接；(5)蒸汽喷射式热泵单位热量设备投资成本约为溴化锂吸收式热泵的1/3。

该系统应用在电厂山西漳电国电王坪发电有限公司[24-27]。

3.4 电热泵回收乏汽供热

低温低压的制冷剂流经蒸发器，从冷源吸热升温蒸发后进入压缩机，形成高温高压蒸汽，然后进入冷凝器向热源放热冷凝，再经节流阀节流，降温降压成低干度的湿蒸汽，低温低压制冷剂再流经蒸发器从热源吸热蒸发，完成一个循环。

电热泵回收乏汽特点：(1)安装位置限制少，可在电厂端，也可在用户端；(2)自身能源消耗较高，要使电热泵达到节能效果，COP需达到6.03，只有超过这个数值，才能达到节能标准[28-30]。

3.5 应用效果

各技术实际应用效果及其技术特点见表2。

表2　空冷机组冷端乏汽利用技术特点

4　结语

(1) 夏季，降低空冷岛背压的几种技术，能有效降低机组背压，保证直接空冷机组夏季满负荷安全运行，降低了机组的发电煤耗，达到了减排的目的；但是从能源有效利用的角度看，没能达到废热综合利用的目的，此项目还需要进一步深入研究。

(2) 冬季，北方乏汽余热供暖系统，有效利用了直接空冷机组的乏汽废热，在不增加煤耗和气体排放的前提下提高了能源利用率，在北方有非常大的应用前景，其中热网凝汽器回收乏汽技术和蒸汽喷射泵回收乏汽技术投资小，见效快，效果显著，比较有竞争力。

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