二次再热机组烟气余热利用优化方案研究

2018-11-02史洪超郑莆燕郭林彬

上海电力大学学报 2018年5期

史洪超, 郑莆燕, 杨宇, 郭林彬, 王伟, 曹玮

(1.上海电力学院,上海 200090; 2.上海发电设备成套设计研究院,上海 200240)

随着大气污染和温室效应的不断加剧,能源资源消耗过度问题日益凸显,国家对电厂节能减排的要求越来越严格。相比一次再热机组的热效率,二次再热机组的热效率更高,因而二次再热机组逐渐成为大容量、高参数超超临界机组的发展方向。国内外都在大力开展二次再热技术的研究工作。

在电站锅炉的各种热损失中,锅炉排烟损失占电站锅炉各项损失的50%以上,燃用烟煤或无烟煤电厂空气预热器出口排烟温度在120～140 ℃,排烟热损失较大[1-4]。随着能源价格的不断攀升以及节能减排政策性要求的提出,电站锅炉烟气余热利用的研究和应用受到了广泛重视。近年来,国内外研究者提出了多种烟气余热利用方案,并进行了计算分析[2,5-7]。燃煤电站余热利用技术主要集中在一次再热机组领域,将一次再热烟气余热回收利用技术应用于二次再热超超临界机组,是当前国内外燃煤电站的发展趋势。

此外,超超临界机组锅炉蓄热少,在电网低频运行以及系统负荷需求上升时,其实际发电功率的增加速率和有效积分电量都难以满足电网的考核要求。因此,迫切需要研发一种能兼顾电网调峰调频需求与机组变负荷安全性、经济性的新技术。这就需要从锅炉以外的热力系统来寻找蓄热,以弥补超超临界直流锅炉蓄热能力的不足,以及传统协调控制系统存在的缺陷[8]。给水调频和凝结水节流调频技术可以满足这一需求。给水调频和凝结水节流的负荷特性包括两个主要参量:一是机组能够改变的最大负荷,即调频潜能;二是负荷响应速度。本文针对某超超临界机组加上烟气余热回收利用技术后对机组调频潜能的影响进行了分析。

1 系统回收方案

以某1 000 MW超超临界二次再热机组为例,对机组进行烟气余热回收的优化设计。该机组采用N1000-30/600/610/610型超超临界二次再热凝汽式汽轮机和SG2956/27.56-M534超超临界塔式锅炉,在额定工况下省煤器出口烟气温度为376 ℃,烟气流量为1 005.6 kg/s,空气预热器(以下简称“空预器”)出口温度为345 ℃(一次风和二次风的混合温度),空气流量为1 021 kg/s(一次风和二次风的总流量),回热系统为四高(高压加热器,简称“高加”)五低(低压加热器,简称“低加”)一除氧(除氧机)结构,如图1所示。回热系统参数如表1所示。

图1 机组系统示意表1 各级回热加热器的热力参数

加热器抽汽压力/MPa抽汽焓/(kJ·kg-1)抽汽流量/(kg·s-1)给水进口温度给水出口温度℃H110.7893 169.155.210273.684304.503H26.1893 488.154.566239.345273.684H33.3483 305.137.786204.502239.345H41.7583 529.320.133185.443204.502H51.0383 365.412.107161.806185.443H60.7183 256.619.525138.907161.806H70.3923 095.229.381102.672138.907H80.1272 863.416.58681.929102.672H90.0592 718.618.17558.72181.929H100.0222 576.620.95631.09958.721

本文针对超超临界二次再热机组烟气余热的回收利用提出了4种方案,如图2所示。方案1,方案2,方案3分别为烟气-低加换热方案、烟气-低加-空气换热方案和烟气-高加-低加-空气换热方案,方案4为烟气-高加-空气换热方案。

1.1 方案1

国内大部分一次再热电厂的烟气余热回收系统采用烟气-低加换热技术,即方案1,在脱硫塔进口设置烟水换热器。采用汽轮机回热系统中的凝结水回收烟气中的热量,起到降低排烟温度的作用,同时加热锅炉给水温度,以提高效率。

在额定工况下,本文所研究的超超临界二次再热机组空预器的进口空气温度设置为20 ℃,低温静电除尘器、烟气脱硫等环保装置要求烟气进口温度高于90 ℃,由热平衡方程得出烟气通过空预器的出口温度为121.8 ℃,H7低加出口给水温度为138.9 ℃,H8低加出口给水温度为102.7 ℃,进口给水温度为81.9 ℃,符合烟水换热端差。

烟气-低加换热技术,以锅炉空预器出口烟气余热回收为目标,通过低温烟水换热器用空预器出口的排烟,加热汽轮发电机组的凝结水,减少汽轮发电机组的低压回热抽汽量,增加发电功率,从而达到回收烟气余热的目的。该方案在超超临界二次再热机组中的应用如图2(a)所示。

图2 二次再热烟气余热利用的4种方案

1.2 方案2

文献[8]针对一次再热机组,提出炉侧烟气回热循环,即利用锅炉排烟预热空预器进口空气。由于炉侧烟气回热循环使得高温空预器传热温差减小,提高了出口烟温,从而提升了加热凝结水烟气的温度等级,排挤了压力较高的回热抽汽。排挤的蒸汽返回汽轮机,在汽轮机中继续做功。燃料消耗量不变,则发电功率增加;若保持发电功率不变,则燃料消耗量减少。这两种情况都会提高机组的经济性,降低热耗率和发电煤耗率。

烟气-低加-空气换热技术,以锅炉空预器入口烟气余热回收为目标,将空预器分为高温空预器和低温空预器,将低温烟水加热器布置于高温空预器和低温空预器之间。该方案在本文超超临界二次再热机组中的应用如图2(b)所示。

1.3 方案3

随着对烟气余热回收利用技术研究的不断深入,德国人提出了烟气旁路分流余热利用技术,在Niederaussem电站1 000 MW褐煤机组中应用了深度余热利用系统。采用旁路烟道系统对烟气余热进行充分的梯级利用[9],在省煤器出口设置与空预器并联的旁路烟道,在旁路烟道上设置了烟水换热器,用于加热高温给水与凝结水,同时在锅炉尾部设置前置式空预器,以弥补烟气分流导致的空气吸热量的不足。

烟气-高加-低加-空气换热技术,以锅炉空预器入口烟气余热回收为目标,将空气加热与汽轮发电机组的凝结水加热和给水加热深度耦合,按温度等级的高低,将烟气分流、分级送入高温空预器和低温空预器、高温烟水换热器和低温烟水换热器。该方案在本文超超临界二次再热机组中的应用如图2(c)所示。

1.4 方案4

经过长期发展,在一次再热领域,针对电站锅炉烟气余热利用技术,研究人员提出了多种复杂工程方案。文献[10]发现在余热利用系统的回收利用换热网络中,高温烟气加热高温热流体,低温烟气加热低温冷流体,可使换热系统的温度分布更为合理、因换热温差产生的熵增加更小。

由此,在本文的超超临界二次再热机组烟气余热回收利用系统中,提出烟气-高加-空气换热方案,如图2(d)所示。该机组锅炉省煤器的出口烟温为376 ℃,表1中,H1高加给水出口温度为304.5 ℃,考虑换热端差越小,热量的换热效率越高,将烟水换热器并在H1高加上时换热端差最小。而且余热回收主要排挤了汽轮机的第一级抽汽,被排挤的抽汽继续在汽轮机里做功,使得回收热量的热功转换功率最大。

2 计算模型

2.1 热经济性计算

整个系统的锅炉给煤量不变,烟气余热利用后的出口温度为定值,4种方案中的计算目标选择为余热回收前后发电功率的增加量,即

(1)

(2)

(3)

ηm,ηg——汽轮机机械效率和发电机效率;

D0,h0——汽轮机主蒸汽流量和主蒸汽焓值;

Drh,qrh——机组再热蒸汽流量和1 kg蒸汽在再热器中吸收的热量;

Dc,hc——汽轮机机组排汽流量和排汽焓。

(4)

式中:Mj——未分流前进入第j级加热器的水量;

τj,qj——第j级回热加热器的给水焓升和抽汽放热量;

γj,ηh,g——上级疏水放热量和加热器效率;

Ds,j-1——上级加热器的疏水量。

根据烟水换热器、空预器的能量守恒方程,可确定烟水换热器水侧分流量Ma。

MyCpyΔT2=MaΔh

(5)

式中:My——锅炉尾部烟道烟气流量;

Cpy——尾部烟道烟气比热容;

ΔT2——烟气通过烟水换热器前后的温差;

Δh——工质水进入烟水换热器前后的焓差。

2.2 调频潜能计算

加上烟气余热利用后,各级抽汽量改变,给水调频的最大负荷变化量和凝结水节流调频的最大负荷变化量为

(6)

在给水调频中,j=1,2,3,4;在凝结水调频中,j=6,7,8,9,10。

3 余热回收利用方案计算结果分析

3.1 热经济性分析

原始方案和本文所提4种方案的热经济性计算结果如表2所示。

从表2可以看出,没有加烟气余热回收利用时,机组的发电煤耗为260.66 g/kWh,发电功率为1 001.9 MW;在机组给煤量不变的情况下,方案4节煤量最多,发电功率最大，而方案1节煤量最少,发电功率也最小。

表2 不同方案的热经济性计算结果

4种方案的各级抽气做功比较如图3所示。由图3可知,4种方案中,方案1排挤汽机第8级抽汽,排挤的抽汽增加机组第9和第10级的做功量。烟水换热器的换热温差最大,换热效率较低;方案2排挤汽机第6级抽汽,增加汽机第7至第10级的做功量;方案3排挤汽机第4和第6级的抽汽,增加汽机第5至第10级的做功量;方案4烟气排挤H1高加进汽,排挤的抽汽增加了汽机第2至第10级的做功量。相对于其他3种方案,方案4排挤的抽汽做功最多。同时,其烟水换热器换热温差最小,换热效率较高。

图3 不同方案的各级抽汽做功

从4种方案的对比可以发现,烟气余热回收利用排挤的抽汽品质越高,汽机增加的做功量越多。方案4排挤的抽汽品质高于其他3种方案,增加的做功较多;其换热温差较小,换热效率也高于其他3种方案。由此可知,方案4的节能效果最好。

3.2 给水和凝结水节流调频分析

给水一次调频的原理是:通过排挤高加的抽汽,快速增加汽轮机通流量,使机组负荷在短时间内快速提升,而高压抽汽量较少,会导致给水温度下降,通过锅炉省煤器完成能量的补充,以提升锅炉的换热效率[11-12]。

凝结水节流调频的原理是:当机组负荷指令发生变化时,凝结水节流优化控制模块输出凝结水流量改变指令,以提高机组对负荷的快速响应[13]。例如,需要增加负荷时,应减小凝结水流量,因此低加凝结水所需热量也会减少,而抽汽量暂时不变,导致低加管侧出口水温上升,壳侧饱和温度和压力上升,抽汽压力与壳侧压力的差变小,从而使进入低加的抽汽量减少。虽然除氧器温度升高也有减少抽汽量的作用,但可以忽略不计。

给水一次调频和凝结水节流调频本质上都是通过排挤汽轮机抽汽来实现机组的快速升负荷。给水一次调频的最大负荷变化量,即将高加给水全部旁路;凝结水节流调频最大负荷变化量,即将凝结水全部节流。烟气余热回收利用技术同样排挤了汽轮机的抽汽做功,也就是说,机组加上烟气余热回收利用装置,将会对给水一次调频和凝结水节流调频的深度产生一定的影响。

表3给出了原始方案与本文4种方案的节水调频和凝结水调频的负荷增加量比较。

表3 不同方案下给水和凝结水节流调频的

由表3可知,原始方案没有烟气余热回收利用装置,机组的凝结水节流调频最大负荷增加量为47.24 MW,给水旁路负荷最大增加量为138 MW。方案4的给水调频的负荷最大增加量为126.91 MW,凝结水节流调频的最大负荷增加量与原始方案相同。方案1和方案2的给水旁路最大负荷增加量与原始方案相同,凝结水节流调频负荷最大增加量比原始方案要少。方案3的凝结水节流调频的最大负荷增加量与原始方案相同,给水旁路负荷最大增加量略小于原始方案,其给水调频的最大负荷增加量大于方案4的给水调频最大负荷增加量。

从图3可以看出,方案1排挤汽轮机第8级抽汽,增加机组第8级之后的做功;方案2排挤汽轮机第6级抽汽,增加机组第6级后的做功;方案3排挤汽轮机第4级和第6级抽汽,由抽汽量可以看出,主要排挤汽轮机第4级抽汽,增加机组第4级之后的做功;方案4排挤汽轮机第1级抽汽,增加机组第1级之后的做功。给水调频旁路高加侧给水,排挤机组高压侧抽汽做功,方案1和方案2排挤低压侧抽汽,高压抽汽与原始方案相比没有变化。因此,方案1和方案2对给水调频的潜能没有影响。方案3和方案4排挤高加侧抽汽,机组高压侧抽汽量小于加烟气余热回收利用前的抽汽量,由此表明,方案3和方案4降低了机组给水调频的潜能。凝结水节流调频节流低加侧凝结水,排挤机组低压侧抽汽,方案1和方案2排挤低压侧抽汽,机组低压侧抽汽量与原始方案相比较少,表明方案1和方案2降低了机组凝结水节流调频的潜能。方案3和方案4排挤的是高压侧的抽汽,对凝结水节流调频的潜能没有影响。从表3可以看出,从给水调频和凝结水节流调频的角度来说,方案3要略好于方案4,但从能耗角度来说,方案3的节能效果较差。因此,综合来看,方案4不但节能效果好,而且对给水调频和凝结水节流调频潜能的影响也较小。