李沁倫,王璐凱,劉銀河,車得福

(西安交通大學(xué)動(dòng)力工程多相流國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,710049,西安)

目前,我國(guó)在運(yùn)的300 MW亞臨界燃煤機(jī)組有200多臺(tái)[1],由于設(shè)計(jì)、加工和安裝工藝水平有限,早期投運(yùn)的在役300 MW機(jī)組效率低、煤耗高。國(guó)內(nèi)電廠又正處于“上大壓小”的升級(jí)換代時(shí)期,新上火電機(jī)組起點(diǎn)已從300 MW級(jí)提升至600 MW和1 000 MW級(jí)。在這種局勢(shì)下,在役的300 MW機(jī)組正處于被逐步淘汰的境地[2]。同時(shí),由于各項(xiàng)環(huán)保等審批程序越發(fā)嚴(yán)格,新建機(jī)組非常困難。因此,改造300 MW機(jī)組、提高老機(jī)組的效率成為了不二選擇[3]。

回收和利用鍋爐的低品位煙氣熱量是提高電站效率的有效途徑之一。在常規(guī)的火力發(fā)電站中,鍋爐的排煙溫度一般設(shè)計(jì)為130～150 ℃,排煙損失約占鍋爐全部熱損失的50%～80%[4]。目前,大多數(shù)學(xué)者嘗試對(duì)鍋爐尾部煙道中的煙氣進(jìn)行能級(jí)匹配或梯級(jí)利用,即在鍋爐尾部煙道中增設(shè)特殊的換熱器,對(duì)凝結(jié)水溫、空氣溫度和鍋爐煙溫進(jìn)行合理匹配。其中,采用的方法包括設(shè)置低溫省煤器用來加熱凝結(jié)水[5-7]和設(shè)置前置式空氣預(yù)熱器用來預(yù)熱低溫空氣[8-10]。王巖分析和比較了低溫省煤器在除塵器前、吸風(fēng)機(jī)后及除塵器前和除塵器后分別布置的3種配置方案,發(fā)現(xiàn)在除塵器前和吸風(fēng)機(jī)后分別設(shè)置兩級(jí)低溫省煤器時(shí)供電收益最大[11]。為了更加有效地利用低品位煙氣的熱能,有學(xué)者提出了旁通煙道和送風(fēng)分段預(yù)熱的電站改進(jìn)方案[12-15],例如:楊勇平等人在鍋爐尾部煙道中設(shè)置了3級(jí)空氣預(yù)熱器來加熱空氣,即高溫空氣預(yù)熱器(high-temperature air preheater,HTAP)、主空氣預(yù)熱器(main air prehea-

ter,MAP)和低溫空氣預(yù)熱器(low-temperature air preheater,LTAP),其中,HTAP和省煤器并聯(lián)布置,低溫省煤器布置在MAP和LTAP之間來加熱凝結(jié)水,結(jié)果表明,改進(jìn)的電站可以產(chǎn)生額外的13.3 MW凈輸出功率[4]。為確定電站鍋爐余熱利用的最佳方案,鄭莆燕等人根據(jù)冷熱流體的溫度分布情況,將余熱利用系統(tǒng)理想化為由多個(gè)溫度匹配的換熱器組成的換熱網(wǎng)絡(luò),以發(fā)電功率增加量最大為優(yōu)化目標(biāo)建立了數(shù)學(xué)優(yōu)化模型,研究發(fā)現(xiàn),優(yōu)化后的余熱回收方案使發(fā)電功率增加到了22.34 MW[16]。

實(shí)際上,高效回收利用低品位煙氣熱量以提高發(fā)電效率的方法不僅有能級(jí)匹配,還有熱容流率匹配,即對(duì)傳熱工質(zhì)的熱容流率進(jìn)行合理匹配以避免在換熱過程中冷熱流體形成溫差?yuàn)A點(diǎn),在考慮經(jīng)濟(jì)性時(shí)最大限度地減小傳熱溫差[17]。但是,現(xiàn)有的研究大多數(shù)只是簡(jiǎn)單地分配工質(zhì)的流量來滿足傳熱過程中節(jié)點(diǎn)溫差的要求,并未太多地關(guān)注冷熱流體的熱容流率匹配,因此對(duì)于現(xiàn)有燃煤電站來說,發(fā)電效率和熱力學(xué)完善度仍有較大的提升空間。

本文針對(duì)常規(guī)300 MW一次再熱亞臨界發(fā)電站,基于能級(jí)匹配和熱容流率匹配提出了一種改進(jìn)電站方案,采用熱力學(xué)分析和技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析對(duì)常規(guī)電站和改進(jìn)電站進(jìn)行了分析和比較,結(jié)果表明:改進(jìn)電站方案在不產(chǎn)生低溫腐蝕和堵灰的情況下,不僅可以充分回收利用低品位煙氣的熱量,還能降低蒸汽與凝結(jié)水換熱時(shí)的傳熱溫差,相較常規(guī)電站其發(fā)電效率有大幅提升,并在工程中具有可行性,從而有望為電站系統(tǒng)結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)提供新的思路。

1 常規(guī)電站及其問題描述

1.1 常規(guī)電站

本文選擇典型的常規(guī)300 MW一次再熱亞臨界燃煤發(fā)電站為參考電站。

圖1是常規(guī)電站的結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)圖,整個(gè)電站可以分為鍋爐和汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)兩個(gè)部分,汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)包括3個(gè)高壓回?zé)峒訜崞?RH1～RH3,RH代表回?zé)峒訜崞?、4個(gè)低壓RH(RH5～RH8)和1個(gè)除氧器(DEA(RH4))。凝結(jié)水在RH中由汽輪機(jī)的抽汽進(jìn)行多級(jí)加熱后,進(jìn)入布置在鍋爐煙道中的省煤器內(nèi),由煙氣繼續(xù)加熱?；剞D(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器布置在省煤器的下游,環(huán)境溫度下的空氣在空氣預(yù)熱器中被煙氣加熱到設(shè)計(jì)熱空氣溫度,之后進(jìn)入爐膛,參與煤粉的燃燒。鍋爐主蒸汽的流量、壓力和溫度分別為966.92 t/h、16.700 MPa和538 ℃,再熱蒸汽的流量、壓力和溫度分別為815.92 t/h、3.465 MPa和538 ℃,蒸汽在汽輪機(jī)中膨脹做功后進(jìn)入凝汽器,凝汽壓力為0.004 9 MPa,環(huán)境溫度為27 ℃。鍋爐燃用設(shè)計(jì)煤種為無煙煤,析參數(shù)。

表1是鍋爐用煤的煤質(zhì)分

SB1～SB8:抽汽;HPC:汽輪機(jī)高壓缸;IPC:汽輪機(jī)中壓缸;LPC:汽輪機(jī)低壓缸;G:發(fā)電機(jī)圖1 常規(guī)300 MW燃煤電站結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)圖

分析類別參數(shù)數(shù)值收到基碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)war(C)/%56.59收到基氫質(zhì)量分?jǐn)?shù)war(H)/%2.69元素分析收到基氧質(zhì)量分?jǐn)?shù)war(O)/%2.93收到基氮質(zhì)量分?jǐn)?shù)war(N)/%0.94收到基硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)war(S)/%0.75收到基水質(zhì)量分?jǐn)?shù)war(M)/%6.50工業(yè)分析收到基灰質(zhì)量分?jǐn)?shù)war(A)/%29.60收到基低位發(fā)熱量Qnet,ar/kJ·kg-121 280

常規(guī)電站的其他參數(shù)選取如下:HPC、IPC和LPC的相對(duì)內(nèi)效率分別為0.868,0.93和0.91[18];機(jī)械效率、發(fā)電機(jī)效率和水泵效率分別為0.99、0.985和0.85[19];管道的壓損和散熱損失根據(jù)工程推薦值選取[19];為保證鍋爐爐膛內(nèi)的高效穩(wěn)定燃燒,根據(jù)設(shè)計(jì)煤種燃燒特性和鍋爐條件,設(shè)計(jì)熱空氣溫度選取為335 ℃[20];根據(jù)經(jīng)濟(jì)排煙溫度工程推薦值,鍋爐的排煙溫度選取為130 ℃[20]。

鍋爐各項(xiàng)熱損失選取如下[20]:化學(xué)不完全燃燒損失q3=0;機(jī)械不完全燃燒損失q4=0.5%;散熱損失q5=0.2%;其他熱損失q6=0.05%。

根據(jù)《鍋爐機(jī)組熱力計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)方法》[21]進(jìn)行計(jì)算可得,煙氣酸露點(diǎn)為88.19 ℃,鍋爐效率為93.92%(基于低位發(fā)熱量),空氣預(yù)熱器的煙氣入口溫度為362 ℃。

經(jīng)計(jì)算,常規(guī)電站機(jī)組發(fā)電輸出功率為328.45 MW,鍋爐燃煤消耗量為125.87 t/h,發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗為278.25 g/(kW·h),發(fā)電效率為44.14%。發(fā)電效率的計(jì)算公式為

%

(1)

式中:Pe為發(fā)電機(jī)組輸出功率,kW;B為燃煤消耗量,kg/s。

表2為常規(guī)電站各級(jí)RH的熱力參數(shù)。

1.2 常規(guī)電站的熱力學(xué)分析和問題描述

圖2和圖3分別為常規(guī)電站空氣預(yù)熱器和各級(jí)RH的焓-溫(ΔH-T)圖。從圖2可以看出,常規(guī)電站空氣預(yù)熱器利用低品位煙氣的熱量加熱空氣,空氣從環(huán)境溫度27 ℃被加熱到設(shè)計(jì)溫度335 ℃,之后進(jìn)入爐膛參與燃燒,煙氣則從362 ℃被冷卻至排煙溫度130 ℃,之后進(jìn)入下游的除塵器,換熱量為88.23 MW。從圖3可以看出,汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)利用多股抽汽加熱凝結(jié)水,凝結(jié)水從33 ℃被加熱到給水溫度277 ℃,之后進(jìn)入省煤器中由煙氣繼續(xù)加熱。由上可見,對(duì)于鍋爐側(cè)的空氣預(yù)熱過程和汽輪機(jī)側(cè)的回?zé)峒訜徇^程,無論是熱流體(煙氣和抽汽)還是冷流體(空氣和凝結(jié)水),其傳熱溫區(qū)都具有重合之處。此外,從圖2和圖3中還可以發(fā)現(xiàn)以下2點(diǎn)。

cp,f:煙氣的比定壓熱容;mf:煙氣的質(zhì)量流率;cp,a:空氣的比定壓熱容;ma:空氣的質(zhì)量流率圖2 常規(guī)電站空氣預(yù)熱器的ΔH-T圖

圖3 常規(guī)電站各級(jí)RH的ΔH-T圖

(1)在空氣預(yù)熱器的換熱過程中,煙氣溫度下降的速率明顯低于空氣溫度上升的速率,其原因在于煙氣和空氣之間的熱容流率(比定壓熱容cP與質(zhì)量流率或質(zhì)量流量m的乘積)存在差異,經(jīng)計(jì)算,空氣和煙氣的熱容流率分別為0.286 MW/ ℃和0.380 MW/ ℃,兩者之比為0.75。在空氣預(yù)熱器的熱端,煙氣-空氣的換熱過程存在溫差?yuàn)A點(diǎn),對(duì)應(yīng)的值為27 ℃;隨著換熱的進(jìn)行,煙氣和空氣的傳熱溫差不斷增大;在空氣預(yù)熱器的冷端處,冷熱流體的換熱溫差已達(dá)103 ℃。經(jīng)計(jì)算,整個(gè)空氣預(yù)熱過程中對(duì)數(shù)傳熱溫差高達(dá)56.8 ℃,表明煙氣和空氣進(jìn)行換熱時(shí)存在較大的損失。

此外,在工程中,我國(guó)大容量電站一般采用結(jié)構(gòu)緊湊、重量輕的回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器,運(yùn)行中存在低溫腐蝕和堵灰的問題。同時(shí),回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器的轉(zhuǎn)子為旋轉(zhuǎn)式高溫部件,漏風(fēng)量較高。

(2)汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)利用多股汽輪機(jī)抽汽來加熱凝結(jié)水,高壓級(jí)RH中的SB1～SB4具有較高的過熱度,范圍為80～234 ℃,其中抽汽SB3的過熱度(ΔTs)最高,為234 ℃。抽汽過熱段的熱容流率與凝結(jié)水的熱容流率相差較大,兩者換熱時(shí)在RH熱端存在較大的傳熱溫差。

同時(shí),回?zé)岢槠?特別是高壓的SB1～SB4)具有較強(qiáng)的做功能力,被直接引入RH中加熱凝結(jié)水會(huì)造成做功能力的損失。然而,在汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)的傳統(tǒng)設(shè)計(jì)中,給水和凝結(jié)水只能由汽輪機(jī)抽汽加熱。這種回?zé)岱绞诫m然能夠提高鍋爐的給水溫度,增加蒸汽循環(huán)的熱效率,但存在未能利用抽汽的過熱度和難以減小做功能力損失的問題。

2 改進(jìn)電站及其熱力學(xué)分析

2.1 改進(jìn)電站

針對(duì)常規(guī)燃煤電站的上述缺陷,本文提出了一種改進(jìn)的300 MW燃煤電站方案,用煙氣-凝結(jié)水預(yù)熱器(flue gas-condensate preheater,FGCP)替換了常規(guī)電站中的空氣預(yù)熱器,布置在省煤器之后,其結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)圖見圖4。FGCP利用低品位煙氣的熱量加熱部分凝結(jié)水,新增的空氣加熱器(steam-air heater,SAH)與相應(yīng)的RH串聯(lián)布置,各級(jí)汽輪機(jī)的抽汽進(jìn)入SAH預(yù)熱空氣,之后再進(jìn)入RH加熱凝結(jié)水。在FGCP中,調(diào)節(jié)凝結(jié)水的流量使其熱容流率和煙氣的熱容流率保持相等。

圖4 改進(jìn)的300 MW燃煤電站結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)圖

為滿足煤種的燃燒要求,需要維持進(jìn)入爐膛的熱空氣溫度與原有方案相同。前期研究發(fā)現(xiàn),在各級(jí)汽輪機(jī)的抽汽中,SB1具有最高的抽汽壓力,其對(duì)應(yīng)的飽和溫度為275.84 ℃,在不保留空氣預(yù)熱器的情況下,只憑借原有抽汽無法將空氣加熱到設(shè)計(jì)熱空氣溫度335 ℃。因此,改進(jìn)電站方案需要一股具有更高抽汽壓力的抽汽SB0用于將空氣加熱到所需溫度,該股抽汽經(jīng)由SAH0進(jìn)入RH1,預(yù)熱凝結(jié)水。

為避免低溫?fù)Q熱面的腐蝕和堵灰,調(diào)節(jié)從RH6和RH7出口處引出的2股凝結(jié)水的流量配比,將FGCP入口凝結(jié)水溫度控制在88 ℃,由于傳熱溫差的存在,可保證煙氣側(cè)壁面溫度始終位于煙氣酸露點(diǎn)(88.40 ℃)之上。保持冷熱流體的熱容流率相等使得兩者的傳熱溫差在整個(gè)換熱過程中始終相等,考慮到換熱面積的經(jīng)濟(jì)性,選取煙氣與凝結(jié)水的傳熱溫差為15 ℃[22-23],此時(shí)鍋爐的排煙溫度為103 ℃。

為使改進(jìn)電站與常規(guī)電站具有可比性,改進(jìn)電站FGCP的入口煙溫選取為362 ℃,與常規(guī)電站相同。SB0的壓力選取為10.58 MPa,汽輪機(jī)各缸的相對(duì)內(nèi)效率、抽汽壓力和抽汽溫度等參數(shù)均與原方案相同。

經(jīng)計(jì)算,改進(jìn)電站機(jī)組發(fā)電輸出功率為324.04 MW,鍋爐燃煤消耗量為120.90 t/h,發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗為270.89 g/(kW·h),發(fā)電效率為45.34%。

2.2 改進(jìn)電站的熱力學(xué)分析

在改進(jìn)電站的FGCP中,高壓凝結(jié)水泵從RH6和RH7出口處引出的凝結(jié)水總流量為266.92 t/h,約占給水流量的27.6%,表明FGCP分擔(dān)了汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)中RH0～RH6加熱凝結(jié)水所需的熱量。圖5為改進(jìn)電站FGCP的焓-溫圖,可以看出:通過控制高壓凝結(jié)水的流量,高壓凝結(jié)水的熱容流率和煙氣的熱容流率保持相等,均為0.359 MW/ ℃(圖中表現(xiàn)為兩條直線平行);高壓凝結(jié)水由88 ℃被加熱至347 ℃,煙氣由362 ℃被冷卻至103 ℃,換熱量為92.96 MW;在整個(gè)冷熱流體換熱過程中,傳熱溫差都保持在15 ℃左右。與常規(guī)電站空氣預(yù)熱器中的換熱過程相比,這種鍋爐冷端的改造方式避免了冷熱流體的熱容流率不等導(dǎo)致的溫差?yuàn)A點(diǎn)的問題,在考慮經(jīng)濟(jì)性的條件下最大限度地降低了換熱過程中的損失,提高了冷流體的能量品位。

cp,c:高壓凝結(jié)水的比定壓熱容;mc:高壓凝結(jié)水的質(zhì)量流率圖5 改進(jìn)電站FGCP的ΔH-T圖

此外,FGCP的凝結(jié)水出口溫度為347 ℃,與回?zé)嶂返念A(yù)熱凝結(jié)水混合后達(dá)到296.59 ℃,與常規(guī)電站中省煤器的入口水溫相比提高了19.75 ℃,在熱力學(xué)上意味著提高了蒸汽動(dòng)力裝置循環(huán)的平均吸熱溫度,有助于提升電站效率。然而,給水溫度的提高可能會(huì)導(dǎo)致省煤器內(nèi)水工質(zhì)沸騰進(jìn)而影響鍋爐的安全性,在實(shí)際工程中,可通過合理布置受熱面或采用內(nèi)螺紋管避免這一問題。

圖6為改進(jìn)電站SAH和RH中的焓-溫圖,可以看出:高壓抽汽SB0～SB4的溫度和過熱度均較高,空氣的熱容流率相較凝結(jié)水和蒸汽過熱段的熱容流率更為接近。因此,將SAH和相應(yīng)的RH串聯(lián)布置,優(yōu)先利用抽汽的過熱熱來加熱空氣,之后,蒸汽在進(jìn)入RH時(shí)處于濕蒸汽狀態(tài)(為飽和溫度)。這種布置方式不僅可使SAH0的出口空氣溫度達(dá)到熱空氣溫度設(shè)計(jì)值,而且減小了RH中蒸汽與凝結(jié)水換熱時(shí)的節(jié)點(diǎn)溫差,從而減小了凝結(jié)水加熱過程中的損失。

圖6 改進(jìn)電站SAH和RH的ΔH-T圖

在改進(jìn)電站中,FGCP預(yù)熱了部分凝結(jié)水,使得回?zé)嶂分心Y(jié)水的流量減少。圖7是常規(guī)電站方案和改進(jìn)電站方案中汽輪機(jī)各級(jí)抽汽量Dex的對(duì)比圖,可以看出:常規(guī)電站的低品位抽汽量(低壓的SB5～SB8的蒸汽量)為126.86 t/h,高品位抽汽量(高壓的SB1～SB4的蒸汽量)為236.32 t/h;改進(jìn)電站的低品位抽汽量為147.92 t/h,高品位抽汽量(包括SB0的蒸汽量)為237.63 t/h。與常規(guī)電站相比,改進(jìn)電站方案增加了低品位抽汽量來加熱空氣和凝結(jié)水,優(yōu)先利用低品位抽汽進(jìn)行回?zé)?有利于電站效率的提升[24]。在改進(jìn)電站中,需要高壓抽汽SB0來加熱空氣使其溫度達(dá)到設(shè)計(jì)溫度(335 ℃),這使得改進(jìn)電站汽輪機(jī)組的輸出功率較常規(guī)電站降低了4.41 MW。

圖7 兩種方案的汽輪機(jī)各級(jí)抽汽量對(duì)比圖

鑒于上述原因,改進(jìn)電站的這種系統(tǒng)結(jié)構(gòu)布置方式不僅避免了鍋爐尾部煙道中低溫受熱面的腐蝕和堵灰的問題,還高效回收利用了鍋爐的低品位煙氣熱量,減少了鍋爐側(cè)的煙氣和汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)中抽汽與冷流體在換熱過程中的損失,大幅度提升了電站系統(tǒng)的發(fā)電效率。與常規(guī)電站系統(tǒng)相比,改進(jìn)電站的發(fā)電效率提高了1.2個(gè)百分點(diǎn),發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗降低了7.36 g/(kW·h)。

3 電站的系統(tǒng)性能分析

3.1 前提條件

采用改進(jìn)電站的結(jié)構(gòu)需要額外的設(shè)備和空間,這種電站系統(tǒng)結(jié)構(gòu)的改變將會(huì)涉及到電站設(shè)備的投資。實(shí)際上,由于改進(jìn)電站中某些設(shè)備參數(shù)發(fā)生了改變(如燃煤消耗量、再熱蒸汽流量和汽輪機(jī)乏汽量等),可能會(huì)導(dǎo)致其結(jié)構(gòu)與常規(guī)電站中原有設(shè)備不再相同,而這取決于工業(yè)設(shè)計(jì)。在實(shí)際工程中,改進(jìn)電站新增設(shè)備的耗費(fèi)可因下述優(yōu)點(diǎn)得到補(bǔ)償:

(1)改進(jìn)電站鍋爐的再熱蒸汽流量減少,省煤器入口水溫提高,工質(zhì)吸熱量減少,鍋爐熱負(fù)荷降低,因而可減少爐膛和再熱器等設(shè)備的受熱面,節(jié)省金屬材料;

(2)改進(jìn)電站的燃煤消耗量減少,所需空氣量減少,燃燒產(chǎn)生的煙氣量減少,同時(shí)鍋爐排煙溫度有所降低,使得脫硫水的消耗量減少,脫硫成本降低,在環(huán)境保護(hù)方面,SO2、NOx等大氣污染物的排放量也會(huì)降低;

(3)改進(jìn)電站的汽輪機(jī)乏汽量減少,凝汽器中用于蒸汽冷凝的冷卻水量減少,因此凝汽器和冷卻塔的結(jié)構(gòu)尺寸減小;

(4)在改進(jìn)電站中,RH1～RH8的凝結(jié)水流量減少,因此RH的換熱面積減少,金屬消耗量降低;

(5)在改進(jìn)電站中,冷熱工質(zhì)在鍋爐尾部煙道中的換熱設(shè)備(FGCP)內(nèi)進(jìn)行熱量交換時(shí),煙氣側(cè)的壁面溫度始終處于煙氣酸露點(diǎn)之上,因此避免了常規(guī)電站空氣預(yù)熱器中存在的低溫腐蝕和堵灰問題,設(shè)備的年維護(hù)費(fèi)用減少。

綜上所述,對(duì)改進(jìn)電站進(jìn)行全面的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析需要考慮的細(xì)節(jié)眾多,因此,本文在進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性核算時(shí)僅作保守估計(jì),不考慮其他設(shè)備(如爐膛、再熱器、凝汽器等)的結(jié)構(gòu)和尺寸變化,只對(duì)常規(guī)電站的空氣預(yù)熱器、改進(jìn)電站的FGCP和SAH等設(shè)備及運(yùn)輸、安裝和管道閥門等附件的投資展開相關(guān)的經(jīng)濟(jì)性分析。

3.2 傳熱元件換熱面積計(jì)算

改進(jìn)電站對(duì)傳統(tǒng)的鍋爐煙風(fēng)系統(tǒng)和汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)按效率進(jìn)行了重新組合設(shè)計(jì),考慮到改進(jìn)電站鍋爐冷端換熱設(shè)備的熱量傳遞和流分布與常規(guī)電站不同,空氣預(yù)熱器、FGCP和SAH的傳熱元件換熱面積均采用經(jīng)典的傳熱方程計(jì)算,傳熱方程為

(2)

式中:Q為換熱量,W;K為傳熱系數(shù),W/(m2· ℃);Δt為對(duì)數(shù)傳熱溫差, ℃。

(1)對(duì)于常規(guī)電站的回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器,其傳熱系數(shù)KAP[21]如下

(3)

式中:ξ為利用系數(shù);Cn為不穩(wěn)定導(dǎo)熱的影響系數(shù),與轉(zhuǎn)子的轉(zhuǎn)速有關(guān);xy、xk分別為煙氣、空氣沖刷轉(zhuǎn)子的份額;α1、α2分別為煙氣、空氣的放熱系數(shù)(W/(m2· ℃)),均按下式計(jì)算

(4)

其中,λ為煙氣或空氣的導(dǎo)熱系數(shù)(W/(m2· ℃)),dd為蓄熱板當(dāng)量直徑(m),Re為雷諾數(shù),Pr為普朗特?cái)?shù),Ct為溫壓修正系數(shù),Cl為相對(duì)長(zhǎng)度修正系數(shù),CH為環(huán)形通道單面受熱修正系數(shù),與蓄熱板的型式有關(guān)。

選取空氣預(yù)熱器的轉(zhuǎn)子內(nèi)徑為10 m,煙氣和空氣沖刷份額均為150°范圍,蓄熱板當(dāng)量直徑為9.32 mm,板厚為0.5 mm,單位容積中受熱面面積為396 m2/m3。經(jīng)計(jì)算,KAP為11.49 W/(m2· ℃)。

(2)對(duì)于改進(jìn)電站的FGCP,換熱面型式選用膜式對(duì)流受熱面,其傳熱系數(shù)KF的計(jì)算公式為[25]

(5)

式中:αy為煙氣側(cè)對(duì)流換熱系數(shù),W/(m2· ℃);ε為灰垢層熱阻,m2· ℃/W。

煙氣側(cè)對(duì)流換熱系數(shù)αy按《鍋爐機(jī)組熱力計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)方法》[21]提供的方法進(jìn)行計(jì)算。管束錯(cuò)列布置,選取的基管規(guī)格為Φ38.5 mm×6 mm,膜片厚度為3 mm,橫向節(jié)距和縱向節(jié)距分別為80 mm和75 mm,煙氣流速為9 m/s,灰垢層熱阻ε為0.004 m2· ℃/W。經(jīng)計(jì)算,KF為58.41 W/(m2· ℃)。

(3)對(duì)于改進(jìn)電站的所有SAH,均選用圓形肋片管,按《工程對(duì)流換熱》[26]提供的方法可計(jì)算得到相應(yīng)的傳熱系數(shù)。管束錯(cuò)列布置,SAH0～SAH2和SAH3～SAH8的基管規(guī)格分別為Φ38 mm×3 mm和Φ38 mm×2 mm,肋片厚度為1 mm,肋片高度為10 mm,肋片節(jié)距為5 mm,單元寬向節(jié)距和深度節(jié)距均為70 mm。經(jīng)計(jì)算,SAH的傳熱系數(shù)的范圍為32～42 W/(m2· ℃)。

3.3 工質(zhì)流動(dòng)阻力計(jì)算

在空氣預(yù)熱器、FGCP和SAH中,工質(zhì)需要消耗一定的能量來克服流動(dòng)時(shí)的阻力。選取引風(fēng)機(jī)和送風(fēng)機(jī)的效率均為0.85,風(fēng)機(jī)電耗ΔWf為

(6)

式中:Df為氣流體積流量,m3/s;Δpr為氣流流動(dòng)阻力,kPa;ηf為風(fēng)機(jī)效率。

(1)對(duì)于常規(guī)電站的回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器,煙氣和空氣的流動(dòng)阻力Δh[25]為

(7)

式中:l為行程長(zhǎng)度,m;ρ為氣流密度,kg/m3;W為平均流速,m/s;λ1為摩擦阻力系數(shù),計(jì)算公式為

λ1=λ0(1+11.1k)

(8)

其中k為量綱一的粗糙度,λ0為光滑管內(nèi)摩擦阻力系數(shù)

λ0=0.303(lgRe-0.9)-2

(9)

經(jīng)計(jì)算,常規(guī)電站回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器中煙氣和空氣的流動(dòng)阻力分別為1.13 kPa和0.66 kPa,風(fēng)機(jī)總功耗為0.95 MW。

(2)對(duì)于改進(jìn)電站的FGCP,阻力Δh[25]為

Δh=1.1Δhhx

(10)

式中:Δhhx為煙氣橫向沖刷光管管束的流動(dòng)阻力,Pa,計(jì)算公式為

(11)

其中,ξhx為阻力系數(shù)

ξhx=cjRe-0.27(n2+1)

(12)

n2為沿管束深度(氣流方向)的管排數(shù),cj為錯(cuò)列管束的結(jié)構(gòu)系數(shù)。

經(jīng)計(jì)算,改進(jìn)電站FGCP中煙氣的流動(dòng)阻力為2.50 kPa,風(fēng)機(jī)功耗為1.38 MW。

(3)對(duì)于改進(jìn)電站的每級(jí)SAH,氣流橫向沖刷錯(cuò)列肋片管管束時(shí)的流動(dòng)阻力系數(shù)ξlp[25]為

ξlp=cscnn2Re-0.25

(13)

式中:cn為排數(shù)的修正系數(shù);cs為錯(cuò)列肋片管束的形狀系數(shù),計(jì)算公式為

cs=5.4(lc/dd,c)0.3

(14)

其中l(wèi)c為定性尺寸(m),dd,c為管束收縮橫截面的當(dāng)量直徑(m)。

經(jīng)計(jì)算,改進(jìn)電站各級(jí)SAH中空氣的流動(dòng)阻力范圍為0.13～0.42 kPa,風(fēng)機(jī)總功耗為0.91 MW。

3.4 改進(jìn)電站的系統(tǒng)性能分析

對(duì)常規(guī)電站和改進(jìn)電站的系統(tǒng)性能進(jìn)行了分析和比較,結(jié)果見表3,其中,凈輸出功率、凈發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗和凈發(fā)電效率考慮了電站水泵和風(fēng)機(jī)(送風(fēng)機(jī)和引風(fēng)機(jī))的功耗。

表3 常規(guī)電站和改進(jìn)電站的系統(tǒng)性能分析結(jié)果

從表3可以看出,與常規(guī)電站相比,采用改進(jìn)電站結(jié)構(gòu)后,電站鍋爐的燃煤消耗量減少了4.97 t/h,機(jī)組發(fā)電輸出功率減少了4.41 MW,發(fā)電效率提升了1.2個(gè)百分點(diǎn)。同時(shí),由于引入了FGCP和多級(jí)SAH,需要設(shè)置相應(yīng)的風(fēng)機(jī)和水泵來提供能量去克服凝結(jié)水和空氣等工質(zhì)的流動(dòng)阻力,因此,改進(jìn)電站的風(fēng)機(jī)和水泵總功耗相較常規(guī)電站增加了1.2 MW?？鄢煤惋L(fēng)機(jī)功耗后,改進(jìn)電站較常規(guī)電站的凈輸出功率減少了5.61 MW,凈發(fā)電效率提升了1個(gè)百分點(diǎn)。

為具有可比性,本文在相同的凈輸出功率和年運(yùn)行時(shí)間的條件下計(jì)算改進(jìn)電站標(biāo)準(zhǔn)煤的年節(jié)約量和年節(jié)約費(fèi)用。當(dāng)常規(guī)電站和改進(jìn)電站的凈輸出功率維持在321.45 MW不變時(shí),取電站年運(yùn)行時(shí)間為5 500 h,標(biāo)準(zhǔn)煤?jiǎn)蝺r(jià)為650元/t,計(jì)算得到改進(jìn)電站預(yù)計(jì)年節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤為11 288.24 t,年節(jié)煤經(jīng)濟(jì)效益為733.74萬元。

3.5 技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

表4是電站換熱設(shè)備元件投資的經(jīng)濟(jì)性分析結(jié)果,其中,鋼材單價(jià)為0.85萬元/t。從表4可以看出,常規(guī)電站空氣預(yù)熱器傳熱元件的投資為224.16萬元,改進(jìn)電站FGCP、SAH和高壓凝結(jié)水泵的元件總投資為2 583.06萬元。

表4 電站換熱設(shè)備元件投資的經(jīng)濟(jì)性分析結(jié)果

在工程中,設(shè)備的運(yùn)輸、安裝以及布置相應(yīng)的管道、閥門等附件都會(huì)增加電站的投資。為計(jì)入這些設(shè)備的附加成本,本文假設(shè)傳熱元件的投資為設(shè)備投資的70%,即設(shè)備投資=傳熱元件投資/0.7[7]。

對(duì)于常規(guī)電站,在實(shí)際運(yùn)行中,空氣預(yù)熱器常常存在低溫腐蝕和堵灰問題,影響了設(shè)備的年維護(hù)費(fèi)用和傳熱元件的使用壽命,本文取空氣預(yù)熱器投資的4%作為該設(shè)備的年維護(hù)費(fèi)用[7],傳熱元件的使用壽命取為5 a[27];由于改進(jìn)電站系統(tǒng)通過對(duì)鍋爐冷端進(jìn)行合理改造避免了低溫受熱面的腐蝕和堵灰問題,因此取相應(yīng)設(shè)備總投資的2%作為年維護(hù)費(fèi)用,設(shè)備元件的使用壽命取為30 a。

經(jīng)計(jì)算,常規(guī)電站空氣預(yù)熱器投資為320.23萬元,年維護(hù)費(fèi)用為12.81萬元;改進(jìn)電站相應(yīng)設(shè)備總投資為3 690.09萬元,總年維護(hù)費(fèi)用為73.80萬元。

本文采用靜態(tài)投資回收期和動(dòng)態(tài)投資回收期作為電站系統(tǒng)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)。投資回收期限越短,項(xiàng)目的盈利能力越強(qiáng)。文獻(xiàn)[28]認(rèn)為,投資回收期若小于10 a即具有可行性。

(15)

(16)

式中:Ci、Co分別為現(xiàn)金的流入量和流出量;t為時(shí)間(a);(Ci-Co)t為時(shí)間t的凈現(xiàn)金流量;i為基礎(chǔ)收益率。

假設(shè)每年上述設(shè)備的元件價(jià)格保持不變,與常規(guī)電站相比,改進(jìn)電站設(shè)備投資的凈增量Inet為

Inet=IM-IC-CC,a(YM/YC-1)

(17)

式中:IM為改進(jìn)電站新增設(shè)備(FGCP、SAH和高壓凝結(jié)水泵等)總投資,萬元;IC為常規(guī)電站空氣預(yù)熱器投資,萬元;CC,a為常規(guī)電站空氣預(yù)熱器傳熱元件投資,萬元/次;YM為改進(jìn)電站新增設(shè)備元件使用壽命,a;YC為常規(guī)電站空氣預(yù)熱器元件使用壽命,a。

按30 a計(jì)算,相較常規(guī)電站,改進(jìn)電站設(shè)備投資的凈增量為2 249.06萬元,維護(hù)費(fèi)用凈增量為60.99萬元。在相同凈輸出功率下標(biāo)準(zhǔn)煤年節(jié)約費(fèi)用為733.74萬元。取基礎(chǔ)收益率為10%[7],假設(shè)每年標(biāo)準(zhǔn)煤的價(jià)格不變,計(jì)算得到改進(jìn)電站的靜態(tài)投資回收期和動(dòng)態(tài)投資回收期分別為3.34和4.27 a,均小于10 a,故改進(jìn)電站方案具有可行性。

4 結(jié) 論

本文在傳統(tǒng)300 MW一次再熱亞臨界燃煤發(fā)電站的基礎(chǔ)上,采用能級(jí)匹配和熱容流率匹配提出了一種改進(jìn)的燃煤發(fā)電站方案。對(duì)常規(guī)電站和改進(jìn)電站進(jìn)行了熱力學(xué)和技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析后,得出如下結(jié)論:

(1)改進(jìn)電站的FGCP利用了低品位煙氣的熱量加熱凝結(jié)水,通過調(diào)節(jié)凝結(jié)水的流量使其熱容流率和煙氣的熱容流率保持相等,避免了換熱過程中冷熱流體溫差?yuàn)A點(diǎn)的形成,同時(shí),考慮到換熱面的經(jīng)濟(jì)性,最大限度地減小了煙氣與凝結(jié)水的傳熱溫差,在不產(chǎn)生低溫腐蝕和堵灰的情況下,將排煙溫度降低至103 ℃;

(2)在改進(jìn)電站中,SAH被布置在RH前用于加熱所有空氣,一方面優(yōu)先利用了抽汽過熱度,減小了蒸汽和凝結(jié)水的傳熱溫差,另一方面避免了常規(guī)電站空氣預(yù)熱器腐蝕、堵灰和換熱過程中損失過大的問題;

(3)改進(jìn)電站發(fā)電效率和凈發(fā)電效率分別達(dá)到了45.34%和44.20%,較常規(guī)電站分別提高了1.2和1.0個(gè)百分點(diǎn),改進(jìn)電站的靜態(tài)投資回收期和動(dòng)態(tài)投資回收期分別為3.34和4.27 a,均小于10 a,在工程中具有可行性。