程文煜, 劉夢寧, 邢德山, 許 蕓, 許浩杰

(1.國電環(huán)境保護(hù)研究院有限公司，南京 210000； 2.國電科學(xué)技術(shù)研究院有限公司 清潔高效燃煤發(fā)電與污染控制國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，南京 210000； 3.東南大學(xué) 經(jīng)濟(jì)管理學(xué)院，南京 210000； 4.國電電力發(fā)展股份有限公司，北京 100000)

炭基催化法脫硫脫硝技術(shù)是在活性焦脫硫技術(shù)的基礎(chǔ)上，通過提升催化劑性能、改進(jìn)工藝系統(tǒng)、優(yōu)化關(guān)鍵設(shè)備而形成的一種新型煙氣多污染物協(xié)同控制和硫資源高值化利用技術(shù)[1]，由于其無廢水產(chǎn)生，脫硫副產(chǎn)品回收價(jià)值高，同時(shí)炭基催化劑可重復(fù)利用[2-3]，因此在燃煤電站擁有廣泛的應(yīng)用前景。目前，活性焦脫硫脫硝技術(shù)在國外已經(jīng)成功實(shí)現(xiàn)商業(yè)運(yùn)營，主要用于冶金、電力等行業(yè)的煙氣脫硫。德國最早在燃煤電站行業(yè)成功實(shí)施了活性焦脫硫脫硝工藝建設(shè)[4]。日本磯子電廠將活性焦煙氣凈化技術(shù)陸續(xù)投運(yùn)到2×600 MW 機(jī)組，其煙氣處理能力達(dá)到180×104m3/h[5]。國內(nèi)炭基催化劑煙氣凈化技術(shù)已應(yīng)用于冶金、化工行業(yè)，但在燃煤電站行業(yè)還沒有真正意義上的實(shí)際應(yīng)用[6]。與傳統(tǒng)煙氣凈化技術(shù)相比，炭基催化劑煙氣凈化技術(shù)可在同一個(gè)吸附塔內(nèi)進(jìn)行脫硫脫硝[7]，吸附飽和的炭基催化劑進(jìn)入再生塔解析再生[8]。再生是炭基催化劑煙氣凈化技術(shù)的關(guān)鍵步驟，其中熱再生是目前應(yīng)用最廣泛成熟的再生方法[9]。

吸附飽和的炭基催化劑需在400 ℃以上的高溫環(huán)境下才能實(shí)現(xiàn)再生過程，因此是一個(gè)高耗能過程[10]。對于冶金鋼鐵等行業(yè)，可以直接利用自身工藝產(chǎn)生的高爐煤氣等低發(fā)熱量燃料[11]。而運(yùn)用該技術(shù)的國外燃煤電站則采用電能或燃料作為再生熱源，如美國Valmy 電站采用電能作為再生熱源，而日本磯子電廠采用熱風(fēng)爐燃燒輕油作為再生熱源[12-13]。這幾種再生熱源中，電能是最清潔易得的熱源之一，但作為一種高品位能量，大量消耗電能會使廠用電率急劇增加，經(jīng)濟(jì)性變差[14]。此外，較為可行的較低品位的熱源是中低壓蒸汽和煙氣[15]，但與蒸汽相比，煙氣系統(tǒng)較為復(fù)雜[16]，且抽取大量煙氣對鍋爐影響更大；而在不同負(fù)荷下，煙氣參數(shù)變化較大，所需換熱面積也發(fā)生了較大變化，這對再生塔換熱段的設(shè)計(jì)帶來了很大難度，因此優(yōu)先考慮抽取蒸汽來作為炭基催化劑再生熱源。筆者通過對某350 MW 機(jī)組進(jìn)行定量計(jì)算，研究在不同負(fù)荷下采用蒸汽作為再生熱源時(shí)，其對回?zé)嵯到y(tǒng)及汽輪機(jī)組熱經(jīng)濟(jì)性的影響[17]，以期得到最佳的再生熱源方案。

1 再生熱源方案

1.1 研究對象

以某NC350-24.2/0.4/566/566 型汽輪機(jī)為研究對象，該機(jī)組采用超臨界參數(shù)，為一次中間再熱、單軸、反動(dòng)式、四缸四排汽、雙背壓、抽汽凝汽式汽輪機(jī)組。主蒸汽溫度為566 ℃，再熱蒸汽溫度為566 ℃。該機(jī)組有八級回?zé)岢槠?，機(jī)組回?zé)峒訜崞鳛椤叭咚牡鸵怀酢?，如圖1所示。熱耗保證(THA)工況下，回?zé)嵯到y(tǒng)主要參數(shù)，即各回?zé)岢槠膲毫蜏囟取⒔o水出口焓見表1。

由圖1可知，高壓缸前汽封漏氣和4級后來汽進(jìn)入了中壓缸；中壓缸后汽封漏氣，有部分進(jìn)入5號低壓加熱器；低壓缸后汽封漏氣，有部分進(jìn)入低壓缸，其余部分進(jìn)入了軸封加熱器。給水泵汽輪機(jī)抽汽份額為5.31%，其排汽排入凝汽器。

圖1 回?zé)嵯到y(tǒng)示意圖

表1 THA工況下回?zé)嵯到y(tǒng)主要參數(shù)

1.2 再生熱源方案

炭基催化劑再生需要將炭基催化劑由120 ℃加熱至400 ℃，則抽取的蒸汽在各負(fù)荷下均須在 400 ℃以上。由圖1可知，最佳的抽汽方案為抽取進(jìn)中壓缸前的再熱蒸汽，該蒸汽溫度為566 ℃，抽汽焓值為3 598 kJ/kg。

滿負(fù)荷時(shí)炭基催化劑再生需要 14 000 kW熱量，隨著負(fù)荷變化，最優(yōu)的情況是所需熱量能夠隨著負(fù)荷實(shí)時(shí)變化，炭基催化劑完全吸附飽和后再被送往再生塔，這樣既能減少炭基催化劑的消耗，又能節(jié)省再生所需要的能量。但由于炭基催化劑煙氣凈化系統(tǒng)響應(yīng)負(fù)荷變化速度較慢，若負(fù)荷突然降低，為了保證脫硫脫硝效率，只能將還未吸附飽和的炭基催化劑送往再生塔，因此計(jì)算時(shí)假定炭基催化劑解析能量不隨負(fù)荷變化。實(shí)際投運(yùn)時(shí)則可根據(jù)機(jī)組的以往運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，由機(jī)組長期運(yùn)行的負(fù)荷來決定設(shè)計(jì)炭基催化劑量以及再生熱量。

通過再生塔再生加熱熱平衡計(jì)算，從再生塔返回的蒸汽量為94.8 t/h，溫度為335 ℃，焓值為3 066 kJ/kg，還具有大量余熱，因此可以考慮余熱回收利用。由表1可以看出，4號低壓加熱器(即除氧器)抽汽溫度為359.05 ℃，溫度水平較為適合，且再生塔由于加熱段管道間距較大，因此蒸汽壓降極小(具體壓降見后續(xù)計(jì)算)，低負(fù)荷下將大量返回的蒸汽送入除氧器(必要時(shí)可在4號抽汽管道上再生塔蒸汽返回點(diǎn)前加裝1個(gè)減壓閥，以保證返回的蒸汽能順利進(jìn)入除氧器)，這對除氧器的工作壓力和水位影響不大；另外，給水泵汽輪機(jī)抽汽溫度參數(shù)也與4號抽汽相同，因此也可以作為返回蒸汽的送回點(diǎn)。

綜上所述，可按照蒸汽返回點(diǎn)不同提出2種方案：(1) 方案1選擇抽取再熱蒸汽并優(yōu)先返回除氧器，見圖2；(2) 方案2選擇抽取再熱蒸汽并優(yōu)先返回給水泵汽輪機(jī)，見圖3。

圖2 方案1

2 結(jié)果與分析

針對再生塔加熱段進(jìn)行熱力計(jì)算，得出各方案需要抽取的蒸汽量以及返回蒸汽相關(guān)參數(shù)。再按照等效焓降法[18-20]對該汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)進(jìn)行熱力計(jì)算，控制主蒸汽參數(shù)以及再熱蒸汽參數(shù)不變，列出各級加熱器的熱平衡方程并計(jì)算各級抽汽量，蒸汽返回除氧器或給水泵汽輪機(jī)后，多余的蒸汽可排擠其后的各級中低壓抽汽，秉持盡可能排擠壓力等級高的抽汽原則，計(jì)算式如下：

圖3 方案2

Fig.3 Scheme 2

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

方案1中，當(dāng)返回蒸汽的熱量僅需排擠4號抽汽就能滿足回?zé)嵯到y(tǒng)熱平衡時(shí)，采用式(2)計(jì)算4號的抽汽份額，當(dāng)返回蒸汽的熱量排擠完4號抽汽且需要排擠部分5號抽汽時(shí)采用式(3)進(jìn)行計(jì)算，以此類推。采用計(jì)算機(jī)編程計(jì)算，若排擠完4號抽汽還需排擠5號，則式(2)的計(jì)算結(jié)果α4為負(fù)。依次計(jì)算式(2)～式(6)，第一次出現(xiàn)某級抽汽份額的計(jì)算結(jié)果為正時(shí)停止計(jì)算，該級之前到4號除氧器抽汽的抽汽份額均為0，該級抽汽之后的各級抽汽份額不受影響。若這五級抽汽份額計(jì)算結(jié)果均為負(fù)，說明再生塔返回的蒸汽量足夠排擠回?zé)嵯到y(tǒng)抽汽總額，無需另外從中壓缸和低壓缸抽取蒸汽。

方案2中，優(yōu)先排擠給水泵汽輪機(jī)抽汽，當(dāng)返回蒸汽的熱量僅需排擠給水泵汽輪機(jī)抽汽就能滿足回?zé)嵯到y(tǒng)熱平衡時(shí)，采用式(1)計(jì)算給水泵汽輪機(jī)抽汽份額，當(dāng)返回蒸汽的熱量排擠完給水泵汽輪機(jī)抽汽且需要排擠部分4號抽汽時(shí)采用式(2)進(jìn)行計(jì)算，以此類推。剩余計(jì)算方法與方案1相同。

2.1 炭基催化劑再生塔加熱段性能計(jì)算

炭基催化劑再生塔加熱段采用管殼式換熱器，將炭基催化劑由120 ℃加熱至400 ℃ ，炭基催化劑走管程，在重力作用下向下緩慢運(yùn)動(dòng)，由于系統(tǒng)響應(yīng)負(fù)荷變化速度較慢，在低負(fù)荷時(shí)，也需要同樣的熱量，蒸汽走殼程，考慮一定的散熱損失，具體計(jì)算數(shù)據(jù)如表2所示。

表2 再生塔加熱段性能參數(shù)

2.2 100%THA負(fù)荷工況

根據(jù)再生塔加熱段性能計(jì)算，加熱段蒸汽側(cè)壓降較小，因此將返回的蒸汽適當(dāng)降壓后，送回除氧器及各級低壓加熱器和給水泵汽輪機(jī)，對設(shè)備運(yùn)行壓力的影響可以忽略不計(jì)，設(shè)備運(yùn)行壓力下的飽和溫度也基本不變。

保持主蒸汽質(zhì)量流量不變，1號高壓加熱器出口給水溫度不變，返回的94.8 t/h、 335 ℃的蒸汽將除氧器給水加熱至飽和溫度，或進(jìn)入給水泵汽輪機(jī)以及各級低壓加熱器內(nèi)，按照盡可能排擠較高壓力級抽汽的原則，計(jì)算結(jié)果見表3。對于方案1來說，4號和5號抽汽份額被排擠至 0，6號抽汽份額由2.37%被排擠至 1.11% ，其他級不變，從而使得中壓缸和低壓缸排汽份額較設(shè)計(jì)值分別降低2%和0.6%；對于方案2來說，給水泵汽輪機(jī)抽汽份額被排擠至0，4號抽汽份額由3.57%被排擠至0.57%，中壓缸和低壓缸排汽份額也分別降低1.1%和1%，與方案1相比，方案2的中壓缸排汽份額少降低0.9%，而低壓缸排汽份額多降低0.4%。

由表3可知，100%THA負(fù)荷下方案1和方案2的機(jī)組實(shí)際發(fā)電功率由347 MW分別降至329.4 MW和334.5 MW，汽輪機(jī)絕對內(nèi)效率分別降低2.5%和1.8%，二者熱耗率隨之升高，分別由8 554.7 kJ/(kW·h)增至9 042.2 kJ/(kW·h)和8 903.4 kJ/(kW·h)。因此，100%負(fù)荷下，抽取蒸汽作為炭基催化劑解析熱源對機(jī)組安全運(yùn)行影響不大，主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度均在可調(diào)節(jié)范圍內(nèi)，且在此負(fù)荷下方案2的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性更好。

表3 100%THA負(fù)荷下方案 1、方案 2 計(jì)算結(jié)果與機(jī)組設(shè)計(jì)值的比較

2.3 75%THA負(fù)荷工況

在滑壓75%THA負(fù)荷下，保持再生塔熱源所需熱量14 000 kW不變，由于再熱蒸汽參數(shù)沒有發(fā)生很大變化，因此所需抽取的蒸汽份額保持不變，計(jì)算結(jié)果見表4。對于方案1來說，4號～7號抽汽份額被排擠至0，8號抽汽份額由2.39%被排擠至2.14%，其他級不變，從而使得中壓缸排汽份額比設(shè)計(jì)值降低4.9%，而低壓缸排汽份額比設(shè)計(jì)值增加0.7%；對于方案2來說，給水泵汽輪機(jī)和4號抽汽份額被排擠至0，5號抽汽份額由4.45%被排擠至0.88%，中壓缸和低壓缸排汽份額也分別降低

表4 75%THA負(fù)荷下方案1、方案2計(jì)算結(jié)果與機(jī)組設(shè)計(jì)值的比較

1.7%和1.5%，相對方案1來說，方案2中壓缸排汽份額少降低3.2%，而低壓缸排汽份額多降低2.2%。

由表4可知，方案1和方案2的機(jī)組實(shí)際發(fā)電功率由237 MW分別降至226 MW和224 MW，汽輪機(jī)絕對內(nèi)效率分別降低4%和2.5%，熱耗率隨之升高，分別由8 601.6 kJ/(kW·h)增加為9 014.1 kJ/(kW·h)和9 116.8 kJ/(kW·h)。因此，75%負(fù)荷下抽取蒸汽作為炭基催化劑解析熱源對機(jī)組安全運(yùn)行影響不大，主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度均在可調(diào)節(jié)范圍內(nèi)，且在此負(fù)荷下方案1的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性更好。

3 經(jīng)濟(jì)性分析

從經(jīng)濟(jì)性角度，對比各方案的發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗，結(jié)果如圖4所示。

(a) 100%THA負(fù)荷

(b) 75%THA負(fù)荷

由圖4 可知，100%THA負(fù)荷下，方案1、方案2的發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗分別增加16.6 g/(kW·h)和11.9 g/(kW·h)；75%THA負(fù)荷時(shí)，方案1、方案2的發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗分別增加13.4 g/(kW·h)和17 g/(kW·h)。除氧器作為混合式加熱器，其換熱性能優(yōu)于其他表面式換熱器，當(dāng)優(yōu)先將再生換熱后的蒸汽返回除氧器時(shí)，有利于減少高壓抽汽。同時(shí)，由于給水泵與除氧器相連，泵功返還給水的熱量也隨之進(jìn)入更高的能級，有利于減少高壓抽汽，這些因素都會使機(jī)組熱效率提高。而給水泵汽輪機(jī)的作用在于提供給水泵泵功，做功后的蒸汽進(jìn)入冷凝器，利用返回的再生換熱后的蒸汽，可減少高壓抽汽，有利于減少冷源損失。不同負(fù)荷下，2種方案的有利因素影響程度不同；另外，與2種方案機(jī)組運(yùn)行過程中的煤耗費(fèi)用相比，二者設(shè)備初投資費(fèi)用差距要小很多，因此在不考慮設(shè)備初投資差距時(shí)，可根據(jù)機(jī)組負(fù)荷特點(diǎn)，合理選擇炭基催化劑熱源方案。機(jī)組滿負(fù)荷或者較高負(fù)荷年運(yùn)行時(shí)間占比大的可以選擇方案2，而機(jī)組較低負(fù)荷年運(yùn)行時(shí)長占比大的可以選擇方案1。

4 結(jié) 論

(1) 100%THA負(fù)荷下，方案1中，4號和5號抽汽份額被排擠至0，6號抽汽份額由2.37%被排擠至 1.11%，汽輪機(jī)絕對內(nèi)效率降低2.5%，熱耗率增至9 042.2 kJ/(kW·h)，發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗增加 16.6 g/(kW·h)；方案2中，給水泵汽輪機(jī)抽汽份額被排擠至0，4號抽汽份額由3.57%被排擠至0.57%，汽輪機(jī)絕對內(nèi)效率降低1.8%，熱耗率增至8 903.4 kJ/(kW·h)，發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗增加 11.9 g/(kW·h)。在高負(fù)荷下，方案 1、方案 2 在滿足提供炭基催化劑解析熱量的同時(shí)對機(jī)組安全運(yùn)行沒有影響。

(2) 75%THA負(fù)荷下，方案1中，4號～7號抽汽份額被排擠至 0，8號抽汽份額由2.39%被排擠至 2.14%，汽輪機(jī)絕對內(nèi)效率降低4%，熱耗率增至9 014.1 kJ/(kW·h)，發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗增加 13.4 g/(kW·h)；方案2中，給水泵汽輪機(jī)和4號抽汽份額被排擠至0，5號抽汽份額由4.45%被排擠至0.88%，汽輪機(jī)絕對內(nèi)效率降低2.5%，熱耗率增至9 116.8 kJ/(kW·h)，發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗增加17 g/(kW·h)。在較低負(fù)荷下，方案 1、方案 2 在滿足提供炭基催化劑解析熱量的同時(shí)對機(jī)組安全運(yùn)行也沒有影響。

(3) 根據(jù)機(jī)組負(fù)荷特點(diǎn)選擇炭基催化劑再生熱源，機(jī)組較高負(fù)荷年運(yùn)行時(shí)長占比大時(shí)選擇方案 2，而機(jī)組較低負(fù)荷年運(yùn)行時(shí)長占比大時(shí)選擇方案1。