燃煤机组高压加热器凝结水压力势能利用研究

2021-07-29李茂盛李建锋张红霞郭新海

电力学报 2021年2期

李茂盛，李建锋，张红霞，郭新海，丰斌，冷杰

（1.国家能源集团准格尔能源有限责任公司矸石发电公司，内蒙古自治区鄂尔多斯 017100；2.中国电力企业联合会，北京100761；3.承德石油高等专科学校，河北承德 067000；4.安徽华电六安发电有限公司，安徽六安 237126；5.北京中电长峰节能科技有限公司，北京 100020；6.国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，沈阳 110006）

0 前言

在我国发电装机容量迅速增长的形势下，受电力市场、燃煤供应压力以及环境保护等因素的影响，燃煤发电机组的节能提效工作越发重要［1-7］。在大型燃煤火力发电机组中，为了提高系统效率，一般都采用多级回热的方式，即在汽轮机的多个部位抽取蒸汽，通过多个换热器将蒸汽的热量释放给凝结水，从而逐渐提高凝结水的温度，最终达到较高的锅炉给水温度，提高火力发电厂的循环效率。抽汽加热给水后将凝结成水，采用逐级节流减压自流的方式，高压加热器的凝结水最终流入除氧器中，而低压加热器的给水将最终进入凝汽器热井内［8］。

尽管这个系统可以对抽汽的热量进行充分地利用，但是却没能充分利用抽汽的压力势能，尤其是高压加热器凝结水的压力势能。比如600 MW的火力发电机组1级抽汽的压力一般在6 MPa～8 MPa，相应的1#高压加热器的凝结水压力也在6 MPa～8 MPa；但是除氧器的压力却仅有0.7 MPa～1 MPa，因此这二者之间存在较大的压差势能。目前的逐级节流减压自流方式无法将凝结水的压力势能充分利用起来，而是使其白白浪费了。

随着今后燃煤机组容量越来越大、参数越来越高，高压加热器凝结水的压力势能也会越来越大。因此为了能够充分利用凝结水的压力势能，本文对回热系统中加热器的凝结水压力势能的利用方式进行了研究，以便为合理利用凝结水的压力势能提供技术参考。

1 方案介绍

我国燃煤机组典型的8级回热系统示意图，如图1所示。在图1中给出了利用高压加热器的凝结水压力势能的三种方式：第1种方式是采用一个引射泵［9-11］，即利用高压加热器凝结水的压力势能去引射低压加热器的凝结水，二者混合后打入除氧器中，从而降低凝结水泵的流量，进而降低其电耗；第2种方式是在两个高压加热器之间安装螺杆膨胀机［12-13］，利用高压加热器凝结水，在压差的作用下驱动螺杆膨胀机直接驱动发电机，发出的电能并入厂用电网，起到降低厂用电的效果；第3种方式是利用其中的一个螺杆膨胀机驱动疏水泵将低压加热器凝结水打入1#低压加热器入口，从而起到降低凝结水泵功耗的效果。后两种方式中，螺杆膨胀机出水仍流入另一级高压加热器内，最终流入除氧器。为建模方便，图1中加热器按给水流向进行编号，此编号方式可能与习惯编号不同。

为了不影响燃煤机组的可靠性［14-15］，在引射泵、疏水泵以及螺杆膨胀机的进口和出口上都要安装截止阀或调节阀，同时保留原有的节流阀作为旁路。这样在引射泵、疏水泵以及螺杆膨胀机检修或发生故障的时候可以与回热系统切开，同时打开作为旁路的原系统的节流阀，回热系统完全可以按着原来的方式工作，从而大大提高了机组的可靠性。

2 性能计算模型

2.1 原有系统能量平衡

在图1所示的燃煤机组回热系统中，如果各级高压加热器凝结水的能量不被利用，那么各级加热器的热平衡将如图2所示，则图1中的4#低压加热器与8#高压加热器没有凝结水流入。除氧器的热平衡如图3所示。

图1 回热系统能量利用方式示意图Fig.1 Energy recovery method of regenerative system

图2 第i级加热器热平衡图Fig.2 Heat balance diagram of the Level-i stage heater

图3 除氧器热平衡Fig.3 Heat balance of deaerator

如果忽略各级加热器及除氧器的散热损失，可以列出各级加热器及除氧器的热平衡关系式。对于各级低压加热器有：

对于各级高压加热器有：

对于除氧器有：

式中，mp为汽轮机排汽流量，mc为抽汽量，hc为抽汽焓，hgs为给水焓，hcn为抽汽凝结水焓。

汽轮机的输出功为：

式中，hz1为主蒸汽焓，hz2为再热蒸汽焓，hp为汽轮机排汽焓。

凝汽器的散热量为：

式中，hn为汽轮机排汽凝结水焓。

汽轮机的热力循环效率：

2.2 引射泵利用方式

在图1所示的引射泵利用方式中，6#高压加热器凝结水作为喷射泵的动力引射4#低压加热器的凝结水，然后二者共同流入除氧器中。与此同时，7#高压加热器的凝结水可以引射3#、2#低压加热器凝结水，8#高压加热器可以引射1#低压加热器凝结水，这样，低压加热器的凝结水皆可直接打入除氧器内，从而降低了凝结水泵的功耗。由于高压加热器与低压加热器的凝结水均直接打入除氧器中，因此该方式会引起低压加热器内水流量的变化，同时对各级加热器的热平衡也有一定的影响，因此需要对汽轮机的各级抽汽流量进行重新计算，图4及图5给出了该利用方式各级加热器的热平衡图。

图4 低压加热器热平衡Fig.4 Heat balance of low-pressure heater

图5 高压加热器热平衡Fig.5 Heat balance of high-pressure heater

忽略各级加热器的散热损失，根据图3—图5可以列出各级加热器及除氧器的热平衡关系式。

对于除氧器有：

对于各级低压加热器有：

对于各级高压加热器有：

由于低压加热器的凝结水被高压加热器的凝结水打入除氧器中，相当于节省了凝结水泵的功率，假定凝结水泵的效率为ηp，那么可节省的凝结水泵功率如下式。

式中，p为凝结水泵出口压力，p1为一级抽汽压力，V为凝结水体积流量。

该方式相当于汽轮机增加了部分出力，于是汽轮机的热力循环效率为：

2.3 螺杆膨胀机利用方式

第1章所提的第2与第3种方式，因为此二者均采用螺杆膨胀机利用高压加热器凝结水的压力势能，而二者不同的只是带负荷的方式，因此它们在计算方法上是一样的。不过，因为增加了螺杆膨胀机，消耗了凝结水的能量，所以在利用式（2）与式（3）计算高压加热器及除氧器抽汽流量时，进入2#、3#高压加热器以及除氧器的凝结水焓会有改变。

图6给出了高压水在螺杆膨胀机内的膨胀过程温熵曲线。在图6中，1—2代表定熵条件下高压水的膨胀曲线；1—4为目前节流情况下高压水的膨胀曲线，h1=h4；1—3为高压水在螺杆膨胀机内的做功曲线。因此，对于第i级螺杆膨胀机，其出口汽水两相流焓可以采用下述方式计算：

图6 高压水膨胀过程温熵图Fig.6 Temperature-entropy diagram of high-pressure water expansion process

式中，hni为第i级加热器凝结水焓，wi为该级螺杆膨胀机的输出功。则有：

式中，η为螺杆膨胀机相对内效率，hnsi为定熵条件下凝结水的膨胀焓。

这样，各级高压加热器凝结水的做功量就可以计算出来，如下式。

进而求出所有凝结水的输出功：

该方式也相当于汽轮机增加了部分出力，于是汽轮机的热力循环效率为：

3 计算参数的选取

计算中以某2×600 MW火力发电厂的N600-24.2/566/566型汽轮机系统为例，其中凝结水泵出口压力为2.86 MPa。表1给出了汽轮机系统的部分额定参数，各级抽汽参数及加热器参数见表2和表3，这些参数取自该型汽轮机额定工况下的热力特性书。

表1 汽轮机部分额定参数Tab.1 Some rated parameters of steam turbine

表2 额定负荷抽汽参数Tab.2 Rated parameters of extraction steam

4 计算结果与分析

根据表1—表3中的数据对回热系统加热器凝结水压力势能利用效果进行了计算，计算中螺杆膨胀机的效率取0.75，同时忽略给水泵与凝结水泵对给水焓值的影响。图7分别给出了采用引射泵利用高压加热器凝结水压力势能及采用螺杆膨胀机利用压力势能两种方式所引起的各级加热器单位抽汽流量的变化。

表3 加热器额定参数Tab.3 Rated parameters of heaters

从图7中可以看出，采用引射泵利用凝结水的压力势能的方式时，由于低压加热器抽汽凝结水被直接打到除氧器中，所以低压加热器内的给水流量减少，因此各级抽汽量有明显减少；与此同时，高压加热器的给水流量基本保持不变，但因为抽汽凝结水也直接进入除氧器，导致进入高压加热器的热量减少，所以6#、7#高压加热器抽汽流量明显增加。

图7 抽汽流量变化Fig.7 Changes in extraction steam flow

在采用螺杆膨胀机利用凝结水压力势能的方式时，由于1#—4#低压加热器凝结水压力较低，抽汽凝结水焓差值很小，利用价值不大，因此对凝结水压力势能的利用仅局限于6#—8#高压加热器，其对低压加热器部分几乎没有影响。所以，采用这种方式时，低压加热器抽汽流量几乎保持不变，但高压加热器抽汽流量会有所增加。

由于采用引射泵利用方式时并不单独输出功率，所以图8仅给出了在采用螺杆膨胀机利用方式时的6#—8#高压加热器抽汽凝结水的压力势能的计算结果。从图8中可以看出，7#高压加热器抽汽凝结水压力势能利用功率最大，其次是6#，最小的是8#。这是因为利用功率的大小既与两级加热器之间的凝结水的压差有关，又与凝结水流量有关。在机组汽轮机输出功率为600 MW时，3级高压加热器抽汽凝结水利用功率的总和为386.69 kW。

图8 高压加热器凝结水压力势能利用计算结果Fig.8 Calculation results of pressure potential energy recovery of condensate water in high pressure heater

采用螺杆膨胀机驱动疏水泵，将低压加热器凝结水打入1#低压加热器入口的方式，其本质上与采用螺杆膨胀机直接发电相同。事实上，低压加热器凝结水打入1#低压加热器入口，需要消耗的理论泵功率约146 kW，而7#高压加热器凝结水利用的功率为168 k W。因此，如果疏水泵的效率能够达到0.87，仅用7#高压加热器即可将低压加热器的所有抽汽凝结水打入1#低压加热器的入口。因此，在采用引射泵方式利用凝结水的压力势能时，引射泵的收益可按照内效率为0.87代替凝结水功耗，或者相当于系统额外获得168 kW的功率收益。由此可以计算出系统循环效率的变化，如图9所示。

图9给出了利用高压加热器凝结水压力势能后汽轮机热力循环效率的变化情况。从图9中可以看出，采用引射泵方式利用凝结水的压力势能会导致汽轮机热力循环效率有明显降低，一方面，这是由该方式导致携带较低品质热量的低压加热器抽汽流量降低，同时携带较高品位热量的高压加热器抽汽流量增加所致；另一方面，这也是因为高压加热器凝结水与低压加热器凝结水温度不同、压力不同，因此二者混合后熵增较大，降低了汽轮机的热力循环效率。而采用螺杆膨胀机方式利用凝结水的压力势能时，因为其不会对整个回热系统的流程造成较大改变，而且降低了凝结水温度反而会减小换热熵增，所以汽轮机热力循环效率有所提高，在汽轮机输出600 MW的额定功率时，效率提高了0.02%。此外，对比式（6）与式（16）可以看出，采用螺杆膨胀机方式利用凝结水的压力势能，螺杆膨胀机发出电量的发电效率几乎与锅炉效率相同，这相当于提高了汽轮机的热力循环效率。

图9 汽轮机热力循环效率变化Fig.9 Changes in efficiency of steam turbine thermodynamic cycle

对于600 MW超临界燃煤机组，在机组满负荷时，螺杆膨胀机的发电量可以达到386.69 kW，如果机组的年利用时长约5 000 h，那么螺杆膨胀机可以发出近200万kW·h的电量。根据前面分析结果，该部分电量的发电效率几乎与锅炉效率相当，假定锅炉效率为0.93、上网电价为0.4元/（k W·h）、标煤价格为700元/t，以目前螺杆膨胀机单机大约为3 000元/kW为基准，可以估算出安装螺杆膨胀机后投资回收期不超过2年，因此该方式的经济效益较高。在实际应用中，对具体的项目还需要做进一步的技术经济性分析。