浅析水电联产及海水淡化系统的配置方案

李 燕，曹开智

(上海电站辅机厂有限公司，上海 200090)

0 概 述

随着全球经济发展和人口的增加，人类对淡水资源的需求也在不断增长。淡水资源的短缺，已然制约了全球经济的发展。有专家预测，未来淡水资源的短缺，不仅将影响全球经济的发展，还是关系到人类持续发展的重大社会问题。因此，在国际上有“19世纪争煤，20世纪争石油，21世纪争水”和 “目前地区性的水危机可能预示着全球性水危机的到来”的说法[1]。预测数据显示, 至2030年, 我国的缺水量将达到600亿m3。我国已明确海水淡化政策，利用海水淡化，是对水资源的战略补充。因此，自主开发海水淡化技术，发展海水淡化产业，将成为解决我国淡水紧缺问题重要的战略举措。

1 海水淡化技术

目前，大型海水淡化的主流技术，主要有多级闪蒸(MSF)、低温多效(LT-MED)和反渗透 (RO)等海淡技术。德国学者Rautenbach依据近40年的研究成果，认为多级闪蒸(MSF)、低温多效蒸发和反渗透(RO)海淡技术，必将决定海水淡化技术的未来走向[2]。采用MSF海淡方案时，系统单台设备的规模较大，运行稳定可靠，但吨水投资和吨水的电耗较高，工程应用主要集中在中东地区。将LT-MED海淡方案与MSF海淡方案相比，采用LT-MED海淡方案时，可在较低的盐水顶值温度(约70℃)下工作，设备被结垢腐蚀的倾向小，对海水预处理的要求也低，而且，产品水的水质高，造水比也大，吨水电耗相对较低。因此，低温多效蒸发(LT-MED)海水淡化技术，已是业内公认的未来第二代水电联产海水淡化厂的主流技术[3]，是热法海水淡化技术的发展方向。

2 水电联产的意义

目前，在我国能源结构中还是以燃煤为主，燃煤机组仍发挥着重要的作用。为了减少环境污染，我国必将大力发展清洁能源，建设与天然气配置的燃机机组。

太阳能光热发电通过储能系统，可实现连续稳定的发电，具有可调节性，易于并网。在设备的全生命周期内，对环境的影响较小。利用太阳能发电，可避免传统能源对环境的污染。因此，近10年来，利用光热发电技术的发展较为迅速，尤其在太阳能资源丰富的美国、西班牙，无论在技术上还是商业化进程中，都在全球位列前茅[4]。

利用发电机组与低温多效蒸发海水淡化的耦合设计方案，形成了水电联产模式，可满足城市对淡水和电力的需求，为缓解淡水及电力需求的紧张状况，具有十分重要的意义。在发电机组与低温多效蒸发海水淡化的耦合方案中，利用了低品位的汽轮机抽汽或排汽产出淡水，减少了发电的热量损耗，同时提升了机组热效率。

3 水电联产系统及配置方案

3.1 燃煤机组的联产配置方案

将MED海水淡化系统与燃煤机组组合后，可利用汽轮机抽气或排汽等热源，形成不同的水电联产模式。较为可行的水电联产方案，分别为汽轮机中低压抽汽+MED-TVC(喷射压缩)技术、低品位乏汽+纯MED技术、凝汽器循环冷却水闪蒸蒸汽+纯MED技术。

3.1.1 利用高品位抽汽的联产方案

在MED海水淡化方案中，通常采用高品位中低压汽轮机蒸汽作为动力蒸汽，通过设置蒸汽喷射器(TVC)及减温装置、匹配加热蒸汽的参数，实现MED海淡方案的水电联产模式。利用高品位中低压汽轮机抽汽，并与MED技术配置的水电联产流程，如图1所示。

图1 中低压汽轮机抽汽的水电联产流程

在低温多效海水淡化系统中，设置蒸汽喷射压缩机(TVC)，利用工作蒸汽压力抽取后续某效蒸发器产生的低压二次蒸汽，作为第一效的加热蒸汽。设置蒸汽喷射压缩机，可提高蒸汽循环利用率及海淡设备的造水比，降低制水成本。采用MED-TVC海水淡化方案的吨水电耗偏高，经测算，在660 MW机组中，若抽取0.55 MPa、320℃的蒸汽进行制水，当量吨水电耗约为19 kW·h/t[5]。

3.1.2 利用低品位乏汽的联产方案

在MED海淡方案中，因加热蒸汽的温度较低，通常采用压力低于35 kPa的饱和蒸汽，即可满足对加热蒸汽温度的要求，所以，低品位乏汽也可作为MED方案中的热源。若系统中有后置机或利用高背压汽轮机，即可利用低品位乏汽，完成MED海水淡化系统的配置，实现水电联产[6]。在中低压蒸汽进入MED装置之前，流经高背压汽轮机(后置机)发电，作功后的乏汽再作为MED的加热蒸汽，与传统的MED-TVC方案不同，在后置机方案中，没有设置TVC设备。

以某燃煤机组为例，在系统布置时，采用与TVC方案相同的蒸汽源，从中压缸引出蒸汽，输送至后置机，推动汽机做功发电。从后置机排放的乏汽，通过喷水减温调节后，进入MED系统中制水。MED系统生产淡水被送回锅炉作补给水，再进行循环利用。燃煤机组与配置了后置机的水电联产的流程，如图2所示。

图2 配置后置机的水电联产流程

配置后置机的MED海淡技术，是将排放的乏汽用于生产淡水，可明显降低吨水电耗，机组的经济性指标更具竞争力，但需增加后置机及配置设备的投资，同时，在系统的运行控制及运行维护时，需考虑增加后置机的运行方案及应急措施，但在技术上是完全可行的。

3.1.3 高背压机组与直排的联产方案

在高背压汽轮机配置的MED水电联产方案中，是适当提高汽轮机低压缸排汽压力，实现乏汽参数条件与MED的匹配设计，可以形成大型水电联产模式[6]。对于高背压汽轮机配置MED方案而言，也是利用乏汽作为MED的加热蒸汽，实现能量的梯级利用，但MED系统处于发电机组的下游，将影响整个发电系统的稳定性和可靠性。另外，排放背压被提高后，还存在发电损失等问题，增大了发电煤耗，所以，目前尚未有大型工程的应用案例。

3.1.4 高背压机组与间接换热的联产方案

在与高背压机组配置的间接换热MED水电联产方案中，采用凝汽器循环冷却水作为热源来进行海水淡化[6]。当机组高背压运行时，凝汽器循环冷却水的温度也随之提高，大量余热无法找到合适的利用途径，需另外配置冷却器，降低冷却水的温度。此时，若将增温后的循环冷却水输送至闪蒸罐，可产生低压蒸气，作为后续海水淡化装置的热源。利用增温后循环冷却水的热量，实现水电联产，达到节能减排的目的。发电机组与MED系统均可独立设计，以确保各系统运行的独立性和可靠性。

以国内某电厂配置的MED海水淡化项目为例，该海水淡化系统可日产20 000 t淡水，汽轮机的抽汽压力0.4 MPa、温度为245℃。利用相同的蒸汽参数，分别对后置机配置MED方案、高背压配间接换热MED方案与MET-TVC方案的经济性进行比较。各方案的比较结果，如表1所示。

表1水电联产方案及经济性

项目名称水电联产方案MED-TVC后置机配置MED高背压的间接换热MED日产水量/(t·d-1)200002000020000年小时数/h876087608760年利用率/%959595年运行时间/h832283228322造水比10.25.65.6吨水电耗/(kWh·t-1)1.201.252.22蒸汽消耗/(t·h-1)81.7148.8148.8每吨蒸汽成本/元27.445.745.74每度电价/元0.670.670.67年热耗费用/万元1865.7710.8710.8年电耗费/万元557.6580.81031.5年化学药品消耗/万元208208208配置设备投资/万元040000年费用合计/万元2631.31499.61950.4每吨运行成本/元3.602.052.81

在3种水电联产方案中，蒸发器首末效的参数相同、换热面积相同、蒸发器直径及长度相同，避免了因蒸发器本体设备参数的差异而影响比较结果，也暂不考虑各方案的设备投资额。在后置机配置MED联产方案中，吨水成本为2.05元/吨，在MED-TVC联产方案中，吨水成本为3.60元/吨。经比较，后置机配置MED联产方案的经济性指标，具有显著优势。即使考虑初期后置机的设备投资，也可在数年内收回投资成本。在高背压配间接换热MED方案中，吨水成本为2.81元/吨，也要比MED-TVC方案更加经济，而且，发电机组系统和MED系统可彼此独立运行，发生故障时不会相互影响，运行的稳定性及可靠性更高，但机组在高背压下运行，机组的热效率会降低，相应地会减少发电量。

通过比较各联产方案参数，MED-TVC联产方案不具备经济性上的优势。在后置机配置MED方案与高背压的间接换热MED方案中，吨水成本的差异不大。所以，当燃煤机组选择水电联产MED配置方案时，还应根据机组运行工况及淡水需求量，确定合理的水电联产方案。

3.2 燃气机组的联产配置方案

近年来，我国燃气-蒸汽联合循环机组日益增多，与燃煤电厂相比，燃气-蒸汽联合循环机组具有较高的热效率。因此，探讨大型燃气发电机组与MED技术耦合的方案，具有十分重要的现实意义[7]。燃气-蒸汽联合循环机组中的关键设备是余热锅炉(HRSG)，也是燃气侧和蒸汽侧的结合点。现探讨2种水电联产方案，即燃气机组+余热锅炉配置MED方案，以及燃气机组+余热锅炉+汽轮机配置MED方案。

3.2.1 燃机与余热锅炉配置的设计方案

通常情况下，在燃气机组配置MED方案中，需配置余热锅炉，在余热锅炉后不再配置汽轮机，HRSG直接为MED提供中压蒸汽，将MED系统的凝结水再送至余热锅炉进行循环利用。燃机与余热锅炉配置的MED流程，如图3所示。

图3 燃机和余热锅炉配置的水电联产流程

在燃气机组+余热锅炉配置MED设计方案中，HRSG产生的高品位中压蒸汽直接进入海水淡化系统，因蒸汽的品质较高，配置时，只能采用MED-TVC海水淡化系统。MED-TVC海水淡化系统存在吨水电耗偏高的问题，导致淡水的成本较高，缺乏市场竞争力。所以，MED-TVC系统仅适合中等规模的海水淡化项目，以满足电厂自身及周边地区的用水需求。MED-TVC海水淡化系统仅消耗部分蒸汽，只能将其余蒸汽经冷凝器冷却后，再返回锅炉，造成了热量的浪费，降低了整个系统的热效率。

3.2.2 燃机与余热锅炉及汽轮机配置的设计方案

在燃气机组中配置余热锅炉，再配置蒸汽轮机，利用低压乏汽作为MED的热源生产淡水，这种联产配置方案，在中东地区较为常见。燃机与余热锅炉及汽轮机配置的海水淡化流程，如图4所示。

图4 燃机与余热锅炉及汽轮机配置的水电联产流程

在燃气机组+余热锅炉+汽轮机配置MED方案中，利用汽轮机输出电能，并让作功后的乏汽(压力约300 kPa)进入MED产出淡水，实现能源的梯级利用。因系统配备了汽轮机，在余热锅炉后的系统与燃煤机组系统相同。若在汽轮机后增设后置机，则与前述的后置机配置MED水电联产方案相同。如果采用高背压汽轮机，配置间接换热器，则与前述高背压机组配置间接换热MED水电联产方案相同。后置机配置MED水电联产方案及高背压机组配置间接换热MED水电联产方案的经济性，均优于MED-TVC水电联产方案。

3.3 太阳能光热电站的联产配置方案

在太阳能光热电站中，尤其是槽式光热电站的冷却水消耗量，高达 3 000 L/MW·h ，在具备丰富光照条件的沙漠里均为极度缺水的地区，因此，为太阳能电站选址时，水源将成为重大的限制因素。若太阳能电站与低温多效蒸馏海水淡化技术相组合，将MED系统生成的部分淡水返回太阳能光热电站作为冷却水，其余淡水可为生活用水，就能较好地解决水源问题。

若为太阳能电站配备汽轮机，则太阳能电站的水电联产方案与前述3种燃煤机组水电联产的设计方案相同。在选择水电联产配置MED方案时，应根据太阳光热电站的实际运行工况，综合计算太阳能光热电站所需求的淡水总量。太阳能光热电站配置海水淡化系统的流程，如图5所示。

图6 太阳能光热发电站配置海水淡化系统的流程

4 结 语

将低温多效蒸馏海水淡化系统与各型发电系统进行耦合，从而形成水电联产的模式，已成为现行主流的热法海水淡化的技术方案。低温多效蒸馏(MED)海水淡化技术主要应用在燃煤电厂，水电联产方案中常采用高品位的汽轮机抽汽，即为MED-TVC方案；还有采用低品位乏汽并配置后置机的MED方案，以及高背压汽轮机配置间接换热MED方案。当海水淡化本体设备的外形尺寸相同、产水量相同的情况下，MED-TVC方案的吨水成本较高。燃气机组与MED海水淡化的水电联产方案，主要有燃气机组配置余热锅炉并与MED海水淡化系统耦合，或者是燃气机组配置余热锅炉，再配置汽轮机并与MED海水淡化系统耦合。在配置了汽轮机的海淡系统中，汽轮机的流程与燃煤机组汽轮机的流程相同，与MED系统耦合的水电联产方案，相同于燃煤机组的水电联产方案。在太阳能光热发电系统中，必须配备汽轮机，与燃煤机组汽轮机的流程相同，海水淡化系统耦合方案，也相同于燃煤机组的耦合方案。