陶瓷膜法电厂烟气水热回收系统技术经济分析

2022-10-19杜紫薇陈海平黄吉光赵春昊

动力工程学报 2022年10期

杜紫薇，陈海平，黄吉光，赵春昊，张衡

(华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京 102206)

电厂锅炉排烟热损失能达到输入热量的4%～8%[1]，并且脱硫塔后烟气中水蒸气体积分数达到10%～15%[2]，回收尾部烟气中的水分和热量对降低电厂的水耗损、提高电厂的热经济性有重要意义。基于多孔陶瓷复合膜的膜法烟气水热回收技术能够在回收烟气余热的同时回收烟气中的水，因此逐渐受到研究人员的关注[3-6]。与冷凝法和吸收法等烟气水分回收技术相比，膜法具有回收水质好[7]、换热效果好[8]和简单易维护[9]等优点。

在膜法烟气水热回收技术中，膜管两侧分别流过烟气和冷却水，主要通过表面冷凝和毛细冷凝2种机理使水蒸气凝结[10]，在跨膜压差的作用下，将冷凝水回收到冷却水侧。该技术的水热回收性能与膜孔径密切相关，Chen等[11]通过实验对比了20 nm、30 nm、50 nm及100 nm孔径陶瓷膜组件(TMC)的水热回收性能，结果表明孔径为20 nm的陶瓷膜因强化毛细凝结效果，其水回收效率最高。毛细冷凝多出现在2～50 nm孔径的陶瓷膜中，在陶瓷膜孔径大于50 nm时，烟气水分主要通过表面冷凝机理回收[12]。为优化系统运行，以更好地回收烟气水分和低品位热能，Cao等[13-15]对膜法烟气水热回收中的运行参数进行研究，结果表明烟气流量、烟气温度、冷却水流量、进口冷却水温度和烟气湿度等参数都会影响水热回收性能。

依靠实验室规模的研究难以真正反映膜法烟气水热回收技术的实际工程化应用情况，有必要建立中试及以上规模的膜法烟气水热回收系统。Li等[16]在某燃煤电厂采用1 μm陶瓷膜建立膜法烟气水热回收中试平台，陶瓷膜总面积为14.28 m2，结果表明该系统连续运行稳定，水回收量和热回收量分别可达43.65 kg/(m2·h)和113.47 MJ/(m2·h)。Wang等[7]基于膜法烟气水热回收技术在工业锅炉上建立了商业化应用工程，该工程采用纳米陶瓷膜，烟气水回收率可达到40%。但以上研究存在以下缺陷：(1) 回收水可以用作锅炉或脱硫塔补水，但回收热量并未进入电厂热力循环，如何利用回收热量的问题仍有待解决。将陶瓷膜组件耦合到电厂的热力循环中，寻找可利用所回收低品位热量的合理途径，才能降低电厂能源消耗。(2) 目前膜法烟气水热回收的评价手段大多针对陶瓷膜组件自身回收水流量、热流量和回收效率，未从电厂热力循环角度评价陶瓷膜组件的热经济性。将膜法烟气水热回收装置耦合到燃煤机组热力系统中，会影响全厂热力系统汽水分布，导致机组运行调节发生变化。从全厂热力系统角度分析膜法烟气水热回收系统的热经济性，探明系统性能随运行参数的变化趋势，准确地对系统进行评估和优化，可以为系统的工程建设和优化运行提供建议。

笔者以某330 MW燃煤发电机组为例，将膜法烟气水热回收系统耦合到热力系统中进行分析研究。陶瓷膜组件安装在尾部烟道，将回收热量用于预热热网回水，回收水则作为冷却塔补水。建立耦合膜法烟气水热回收系统的全厂热力系统计算模型，分析烟气和冷却水的温度、体积流量对全厂热经济性的影响，研究机组负荷变化时膜法烟气水热回收系统的性能，并对其进行技术经济分析。

1 系统介绍

1.1 机组概况

选取某330 MW燃煤发电机组为例进行研究。锅炉型号为B &WB-1100/17.5-M，为亚临界、自然循环、前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的∏型汽包炉。锅炉配置了一台东方汽轮机有限公司生产的双缸双排汽330 MW汽轮发电机组。该机组锅炉最大连续蒸发量为1 100 t/h，采用8级抽提工艺，包括3级高压回热器、4级低压回热器和1个除氧器。机组蒸汽/水循环系统如图1所示，热耗率验收工况(THA工况)和采暖工况下的主要参数及烟气参数分别见表1和表2。

HP-高压缸； LP-低压缸； G-发电机； RHi—回热器； qm,0—主蒸汽质量流量； qm,i—第i级抽汽质量流量； qm,fc—采暖抽汽质量流量； qm,wfc—采暖抽汽回水质量流量。

表1 某330 MW 燃煤发电机组主要参数

表2 烟气参数

1.2 膜法烟气水热回收系统

膜法烟气水热回收系统的原理是陶瓷膜组件膜管内侧连续流动的冷却水与膜管外侧流动的烟气换热使烟气温度降低，烟气中水蒸气冷凝，在膜两侧压差作用下冷凝水渗透到膜管内，冷却水因吸热温度升高，从而实现烟气水分和热量的回收。该系统包括循环水箱、陶瓷膜组件、联箱、水泵和连接管路等。主要设备陶瓷膜组件参数见表3，陶瓷膜组件共120个，孔径为1 μm，布置在锅炉脱硫塔后、烟囱之前的尾部水平烟道中，总膜面积约为1 300 m2。烟气流出脱硫塔后进入陶瓷膜组件，在膜管外流动。膜管内流动的冷却水使用机组除盐水，冷却水在循环泵和前后联箱产生的虹吸作用下在膜管内流动，其压力略低于烟气压力。烟气与冷却水通过膜管实现换热，烟气中的水蒸气因烟气温度降低在陶瓷膜外表面冷凝。在跨膜压差的作用下，冷凝水渗透进入膜管内，被冷却水带走，冷却水温度升高，流量增加，实现烟气水分和热量的回收。流出陶瓷膜组件的烟气温度降低、含湿量下降，再通过烟囱排出。为了利用冷却水回收的热量，加装溴化锂吸收式热泵，使用升温后的冷却水作为低温热源，热网抽汽作为高温热源加热热网回水，从而减少热网抽汽，实现节能。经过热泵的冷却水温度降低至初始水温，返回循环水箱，然后作为冷却介质进入陶瓷膜组件。随着回收的水分增多，水箱水位升高，当水位超过设定水位时，连锁排出多余的水通过电厂循环水回水母管再进入冷却塔作为补水加以利用。

表3 陶瓷膜组件参数

1.3 主要假设

为建立膜法烟气水热回收系统、全厂热力系统的物理模型并简化计算，进行如下假设：(1) 系统内均属稳态流动，忽略动能和势能的变化；(2) 忽略各个组件的热损失；(3) 各回热式加热器终端温差不随机组负荷变化；(4) 脱硫塔后排出的烟气饱和无水滴。

2 热力学模型

为综合评价膜法烟气水热回收系统，并从全厂热力系统角度分析该系统的节能潜力，在MATLAB平台上建立了膜法烟气水热回收系统和全厂热力系统的热力学模型。

2.1 陶瓷膜组件模型

对陶瓷膜组件进行热力学分析，其传热传质过程如图2所示。

图2 陶瓷膜组件示意图

陶瓷膜组件内水蒸气质量守恒方程如下：

qm,c,in+qm,f,in=qm,c,out+qm,f,out

(1)

Jrev=(qm,f,in-qm,f,out)/Ai=qm,rev/Ai

(2)

式中：qm,f,in和qm,f,out分别为陶瓷膜组件进、出口烟气的质量流量，kg/h；qm,c,in和qm,c,out分别为陶瓷膜组件进、出口冷却水的质量流量，kg/h；Jrev为陶瓷膜组件水回收量，kg/(m2·h)；qm,rev为回收水的质量流量(以下简称回收水量)，kg/h；Ai为陶瓷复合膜的内表面积，m2。

烟气质量流量与回收水量数量级相差大，计算进出口烟气显热变化时可近似认为烟气质量流量恒定，陶瓷膜组件的热量守恒方程为：

qm,c,in·cp,f·(Tf,out-Tf,in)+qm,rev·γ+qm,rev·

cp,rev·(Tf,in-Tc,out)=qm,c,in·cp,c·

(Tc,out-Tc,in)

(3)

式中：cp,f为烟气的比定压热容，J/(kg·K)；Tf,in和Tf,out分别为进、出口烟气温度，℃；cp,rev和cp,c分别为回收水、冷却水的比定压热容，J/(kg·K)；Tc,in和Tc,out分别为进、出口冷却水温度，℃；γ为水蒸气的汽化潜热，J/kg。

冷却水在陶瓷膜组件中回收的热量为：

Qc=[qm,rev·cp,rev·(Tc,out-Tw)+qm,c,in·cp,c·(Tc,out-Tc,in)]/Ao

(4)

式中：Qc为陶瓷膜组件热回收量，J/(m2·h)；Tw为膜管壁温，℃；Ao为陶瓷复合膜的外表面积，m2。

2.2 热泵模型

溴化锂吸收式热泵的工作原理如图3(其中DTR表示除氧器)所示，热泵将热网回水从50 ℃加热到70 ℃，再利用热网回水换热器将热网回水加热到120 ℃。

图3 溴化锂吸收式热泵工作原理图

热力系数是评价热泵的重要指标，在本模型中忽略各类不可逆损失，假设各过程绝热，根据能量守恒方程，对热泵及热交换器进行热力分析，热量平衡方程如下：

qm,fc·cp,g1·(Tg,in-Tg,out)·ξ=qm,circle·cp,circle1·

(Tcircle,1-Tcircle)

(5)

qm,fc·cp,g2·(Tg,out-Tg,S)+qm,fc·γg+qm,fc·

cp,g3·(Tg,S-Tg,wf)=qm,circle·γc+qm,circle·cp,circle2·(Tcircle,2-Tcircle,S)+qm,circle·cp,circle3·

(Tcircle,S-Tcircle,1)

(6)

式中：qm,circle为热网循环水质量流量，kg/h；ξ为热泵的热力系数；cp,circlei为不同温度下热网循环水的比定压热容，J/(kg·K)；cp,gi为不同温度下采暖抽汽的比定压热容，J/(kg·K)；Tg,in和Tg,out分别为发生器进、出口温度，℃；Tg,wf为采暖抽汽回水温度，℃；Tcircle、Tcircle,1分别为热网循环水进、出热泵的温度，℃；Tcircle,2为输送到热用户的热网循环水温度，℃；Tg,S为水蒸气在0.3 MPa时的饱和温度，℃；γg为水蒸气在0.3 MPa时的汽化潜热，J/kg；Tcircle,S为热网循环水在0.19 MPa时的饱和温度，℃；γc为热网循环水在0.19 MPa时的汽化潜热，J/kg。

结合陶瓷膜组件进出口冷却水温度、冷却水质量流量以及各温度对应的比定压热容，即可计算出陶瓷膜组件耦合热泵后的采暖抽汽质量流量(以下简称抽汽量)。

2.3 热力系统模型

上述计算过程描述了陶瓷膜组件如何耦合热泵，并分析计算了节能后的采暖抽汽量。现将膜法烟气水热回收系统和热泵并入全厂热力系统，对其进行原则性热力分析，采用矩阵法建立模型。

图4给出了进出热力系统的辅助汽水流，根据矩阵法与系统的状态方程式(7)，即可求出安装膜法烟气水热回收系统后各加热器抽汽量的变化。

图4 辅助汽水流

(7)

其中，

式中：hi为第i级加热器抽汽焓，J/kg；Qi为第i级的抽汽放热量，J/kg；γi为第i级疏水放热量，J/kg；τi为第i级给水焓升，J/kg；qm,fi为第i级加热器的辅助汽水质量流量，kg/h；hfi为第i级加热器的辅助汽水焓，J/kg；qm,fw为锅炉给水量，kg/h；hwfc为采暖抽汽返回热力系统时的焓，J/kg。

采暖抽汽也是辅助汽水，但为了直观地看出采暖抽汽变化对系统的影响，将其与其他辅助汽水分开列出。

2.4 系统评价

从膜法烟气水热回收系统角度，以水回收量Jrev和热回收量Qc作为系统的评价指标。

从全厂角度，耦合膜法烟气水热回收系统减少了机组采暖抽汽量，提高了机组的热经济性，因此以节煤率b0作为评价指标。标准煤耗率为：

(8)

(9)

式中：bcp为标准煤耗率，g/(kW·h)；ηb为锅炉效率，根据电厂运行手册取0.938；ηp为管道效率，取0.99；ηm为机械效率，取0.985；ηg为发电机效率，取0.99；ηi为汽轮机的绝对内效率；Wi为汽轮机对外输出功，kJ/h；Q0为工质循环吸热量， kJ/h；h0为主蒸汽的焓，J/kg；Δhi为第i级抽汽在汽轮机中的实际比焓降，kJ/kg，其中再热前Δhi=h0-hi，再热之后Δhi=h0-hi+Qrh，Qrh为1 kg再热蒸汽在锅炉中的吸热量；qm,c为凝结水质量流量，kg/h；Δhc为排汽在汽轮机中的实际比焓降，J/kg；qm,rh为再热蒸汽质量流量，kg/h；hrh和hfw分别为再热蒸汽和锅炉给水的焓，J/kg。

节煤率表达式为：

b0=bcp,1-bcp,2

(10)

式中：bcp,1为原热力系统标准煤耗率，g/(kW·h)；bcp,2为耦合膜法烟气水热回收系统后的标准煤耗率，g/(kW·h)。

采用静态评价指标回收周期(Pt)和动态评价指标净现值(CNPV)来评价系统的经济性能。回收周期是指以项目的净收益回收项目全部投资所需要的时间，表达式如下：

(11)

式中：Pt为静态投资回收周期，a；CI为现金流入量，元；CO为现金流出量，元；(CI-CO)t为第t年的净现金流量，元。

净现值是指未来资金流入现值与未来资金流出现值的差额：

(12)

式中：x为基准收益率，取银行利率2.75%。

3 结果与讨论

3.1 模型验证

为了验证膜法烟气水热回收系统和全厂热力系统计算模型的准确性，将陶瓷膜组件的实验值与计算值进行对比，将THA工况设计参数、采暖工况设计参数与计算值进行对比，如图5所示。可以看出，2种模型的计算值与实验值的误差在10%～15%，均可用于预测及评估系统。

(a) 膜法烟气水热回收系统模型验证

3.2 烟气体积流量的影响

图6给出了烟气体积流量对水回收量、热回收量及全厂热力系统的影响，其中烟气温度为60 ℃，相对湿度为100%，冷却水体积流量为1 000 m3/h，进口冷却水温度为20 ℃。由图6(a)可知，当烟气体积流量从500 000 m3/h增加到1 212 500 m3/h时，水回收量从20.36 kg/(m2·h)增加到29.42 kg/(m2·h)，热回收量从58.41 MJ/(m2·h)增加到83.43 MJ/(m2·h)。烟气横掠陶瓷膜组件管束与膜管表面产生的换热属于外部强制对流换热。烟气体积流量增加，烟气流速增大，强化了膜管外侧与烟气的对流换热，从而提高陶瓷膜组件的整体换热性能，回收的显热增加。换热效果增强会加剧烟气中水蒸气在膜表面的冷凝，水蒸气在冷凝过程中释放潜热，因此水回收量和回收潜热量增加，从烟气中回收的总热量亦随之增加。

(a) 水回收量和热回收量变化

结合全厂热力系统分析，当烟气体积流量从500 000 m3/h增加到1 212 500 m3/h时，采暖抽汽减少量从5 729.03 kg/h增加到6 747.59 kg/h，节煤率从0.97 g/(kW·h)增加到1.12 g/(kW·h)，见图6(b)。烟气体积流量增加强化了陶瓷膜组件的水热回收，陶瓷膜组件出口冷却水温度升高，提高了热泵低温热源温度，使得热泵热力系数增大、节能效果增强，因此减少了热泵高温热源的采暖抽汽量，提高了节煤率。

3.3 冷却水体积流量的影响

图7给出了冷却水体积流量对水回收量、热回收量及全厂热力系统的影响，其中烟气温度为60 ℃，烟气体积流量为1 000 000 m3/h，相对湿度为100%，进口冷却水温度为20 ℃。由图7(a)可知，当冷却水体积流量从500 m3/h增加到2 300 m3/h时，水回收量从18.45 kg/(m2·h)增加到35.74 kg/(m2·h)，热回收量从52.11 MJ/(m2·h)增加到102.66 MJ/(m2·h)。冷却水在膜管内属于内部强制流动，冷却水体积流量增加，陶瓷膜组件内水流速增大，强化了膜管与冷却水的对流换热，提高了陶瓷膜组件整体换热性能，促使烟气温度降低、水蒸气冷凝和释放潜热，因而从烟气中回收了更多的水和余热。水回收量和热回收量随着冷却水体积流量的增加而增加，但两者的增幅逐渐减小。在冷却水体积流量大于1 600 m3/h后冷却水体积流量增加产生的水、热回收增强效果较小，表明此时的换热阻力主要在烟气侧，提高水侧传热系数对提高陶瓷膜组件整体传热系数的影响小。

(a) 水回收量和热回收量变化

由图7(b)可知，全厂热力系统性能的变化趋势与陶瓷膜组件性能变化趋势相反。当冷却水体积流量从500 m3/h增加到2 300 m3/h时，采暖抽汽减少量从7 641.88 kg/h降低到5 179.53 kg/h，节煤率从1.25 g/(kW·h)降低到0.89 g/(kW·h)。陶瓷膜组件进口冷却水温度不变，冷却水体积流量增加，陶瓷膜组件出口冷却水温度降低。热泵的热力系数受到低温热源即陶瓷膜组件进口冷却水温度的影响。出口冷却水温度降低，热泵低温热源平均温度降低，热力系数减小，采暖抽汽减少量降低，节煤率下降，表明从全厂角度来看，陶瓷膜组件的冷却水体积流量并非越高越好。

3.4 进口冷却水温度的影响

图8给出了进口冷却水温度对水回收量、热回收量及全厂热力系统的影响，其中烟气温度为60 ℃，烟气体积流量为1 000 000 m3/h，相对湿度为100%，冷却水体积流量为1 000 m3/h。由图8(a)可知，当进口冷却水温度从11 ℃升高到30 ℃时，陶瓷膜组件水回收量从32.57 kg/(m2·h)降低到21.15 kg/(m2·h)，热回收量从92.72 MJ/(m2·h)降低到60.19 MJ/(m2·h)。陶瓷膜组件两侧温差对跨膜传热量的影响很大，进口冷却水温度升高，换热温差降低，使得跨膜传热减弱，从而导致烟气中冷凝的水蒸气量减少，水回收量降低。因此，冷凝过程释放的潜热减少，降低了整体回收的热量。结合全厂热力系统分析，当进口冷却水温度从11 ℃升高到30 ℃时，采暖抽汽减少量从4 820.25 kg/h增加到8 505.15 kg/h，节煤率从0.84 g/(kW·h)增加到1.37 g/(kW·h)，见图8(b)。进口冷却水温度升高，其出口冷却水温度也升高，这意味着热泵低温热源温度升高。根据热泵模型，在热泵高温热源温度不变的情况下，低温热源温度升高可以增大热泵的热力系数，即工作效率更高，导致采暖抽汽减少量增加。从而使机组煤耗率降低，节煤率增加，在实际应用中，进口冷却水温度的选择应综合考虑陶瓷膜组件性能与全厂热力系统性能，如从经济性角度出发，可通过计算膜法烟气水热回收系统的水、热回收利用带来的收益，选择可达到较高收益的进口冷却水温度。

(a) 水回收量和热回收量变化

3.5 不同季节机组负荷的影响

考虑到实际运行中，脱硫塔烟气温度在50 ℃左右，冷却水体积流量为1 000 m3/h，进口冷却水温度选择20 ℃，相对湿度为100%。随着季节的变化，电厂分供暖季和非供暖季2种工作时期。燃煤发电机组的运行工况与进口烟气参数密切相关，负荷升高时，烟气体积流量增加。在非供暖季和供暖季，系统的水回收量和热回收量均随着负荷的下降逐渐降低，如图9和图10所示。这是由汽轮机效率的变化引起的，设计参数下汽轮机效率最高，偏离设计参数时汽轮机效率下降，烟气体积流量减少，水回收量和热回收量降低。由图10可知，在供暖季，供热抽汽使机组负荷不能达到330 MW，水回收量、热回收量及节煤率均随着负荷的升高而增加。当负荷为248.522 MW时，节煤率达到1.098 g/(kW·h)。

3.6 碳减排分析

通过计算膜法烟气水热回收系统每年的节煤量及碳减排量，分析其节能减排性能。供暖时间为11月到次年3月，假定全年供暖2 500 h。根据国家发展和改革委员会网站公布资料，计算碳减排量。各工况的运行参数如表4所示。由图11可知，4种工况下膜法烟气水热回收系统每年碳减排量均在1 700 t以上，每年节约煤炭600 t以上，全年最高可实现节煤677.84 t。

图9 非供暖季机组负荷对水回收量和热回收量的影响

(a) 水回收量和热回收量变化

表4 4种工况的运行参数

3.7 经济性分析

烟气体积流量、冷却水体积流量和进口冷却水温度变化会导致年收益不同。假设以年为单位，保证膜法烟气水热回收系统工作时间为6 000 h，冬季供暖时间为2 500 h。图12给出了水、热回收收益以及总收益随机组负荷(THA、75%THA和50%THA)、进口冷却水温度(20 ℃、25 ℃和30 ℃)及冷却水体积流量(500 m3/h、1 000 m3/h和2 000 m3/h)的变化。在控制单一变量的情况下，从图12整体变化趋势可以得出，总收益与水回收收益的变化基本一致，系统运行时应在保证水回收量的前提下尽可能提高热回收收益。

图11 膜法烟气水热回收系统的碳减排量

图12 水、热回收收益对比

采用回收周期和净现值来评价系统的经济性能。根据膜法烟气水热回收工业应用案例和市场调研，该系统的初始资金投入按照膜面积计算，约为2 700元/m2，预计运行维护成本为27万元/a。水价和煤价分别为5.74元/t和850元/t[17]。系统寿命为15 a，燃煤发电机组运行时间为6 000 h/a。表5给出了冷却水体积流量为1 000 m3/h、进口冷却水温度为20 ℃、设计工况条件下陶瓷膜组件系统的回收周期和净现值。由表5可知，该系统全年可节水233 254.04 t，在15 a后净现值最高可达1 337.25万元。按照静态评估回收周期为5.2 a左右。