除氧器排气余热回收系统节能效益分析

谷永辉，张继武，郭卓群，王庚峰

(华能吉林发电有限公司农安生物质发电厂，吉林 农安 130200)

近年来，随着国家环境保护排放标准不断提高，节能减排工作越来越引起各级政府和相关企业的高度重视。发电厂作为能源转换的一个至关重要环节，开展节能减排工作十分必要。在全国大力推行节能减排的形势下，生物质电厂的节能减排也引起了一些行业内人士的高度重视。结合华能农安生物质发电厂原有各系统的实际情况，并参照国内一些燃煤发电厂节能改造经验，经过充分研究和科学论证，确定对原有系统中的除氧器进行有效利用，这不仅可以回收热能，减少燃料消耗，同时还可以回收排放蒸汽的凝结水，减少除盐水消耗，从而实现节能减排目的[1]。

1 现有生物质电厂概况

华能农安生物质发电厂一期工程始建于2007年7月，于2012年1月建成投产。一期工程装设了1台130 t/h高温高压水冷振动炉排生物质自然循环锅炉，供货商是北京隆基公司；配1台青岛捷能汽轮机股份有限公司生产的C25-8.83/0.49型抽凝式汽轮机；发电机是济南发电设备厂生产的QF-30-2型空冷发电机；除氧器是青岛青力锅炉辅机有限公司生产的GCM-150/50高压(0.588 MPa)定压运行除氧器。

生物质发电厂自建成投产后，由于是单台机组运行，没有承担对外供热负荷，致使机组的发电出力受到限制[2]。为了提升机组的发电出力，从而提高电厂运行的热经济性，2015年12月对配套系统进行了改造，改造后的汽轮发电机组额定出力可以达到30 MW，2017年全年发电量达到了2.17亿kWh，2018年和2019年全年发电量均达到了2.2亿kWh以上，机组年利用小时数达到7000 h以上。

在原有除氧器排气系统中，除氧器排气管道上只装设了一道手动截止阀，截止阀后通过管道直接排入大气，现场施工也是按照设计进行施工。实际运行中由于机组负荷变化，排气量也发生变化，手动截止阀无法实现自动调整排汽量[3]。为此，2015年在除氧器排气管道上的手动截止阀之后加装一道电动调节阀，从而解决了运行中的自动调整排气量问题，装设电动调节阀后仍然是通过管道直接排入大气。

2 增设余热回收系统的必要性

在生物质电厂实际运行中，除氧器是伴随机组运行而连续运行的设备，在除氧器对空排气中，排放少量不凝结气体的同时，还携带排放了大量蒸汽。

按照生物质电厂除氧器的实际运行参数和排汽管道规格进行初步估算，除氧器对空排气所排放的蒸汽流量为2 t/h。按照每年机组年利用小时数7000 h计算，每年除氧器对空排气所排放的蒸汽量为14 000 t，其对应的热损失为36 499.96 GJ。

为了进一步提高生物质电厂运行的经济性，利用国内现有成熟技术，将生物质电厂现有除氧器排气中所携带的热能和工质进行合理回收利用，这不仅符合国家现行相关政策，而且可以提高电厂运行经济性，减少水资源消耗，降低运行成本。因此，对现有除氧器排气中所携带的热能和工质进行合理回收利用十分必要。

3 余热回收系统方案研究

就目前国内除氧器排气余热回收的型式来看，主要是利用低温水通过换热器来回收排气余热，并将除氧器所排放的蒸汽凝结回收利用。具体的换热器型式有2种：表面式换热器，类似于汽轮机的轴封加热器；混合式换热器，类似于电厂的除氧器。

结合电厂原有系统中可利用的低温水源情况和余热回收后合理利用条件，以及改造后运行的经济性，经过研究确定采用混合式换热装置，该装置由气水混合器和脱气贮水罐构成，为常压设备。选用合适的低温水源至关重要，经过方案对比研究确定选用锅炉侧炉排水冷套出口的冷却水作为冷却除氧器排气的低温水源。机组正常运行时，锅炉侧水炉排冷套是随机组运行而连续运行的设备，其冷却水也是连续运行且水温适宜，因此可以保证冷却除氧器排气的低温水源连续供应。

原有炉排水冷套的冷却水取自凝结水泵出口的主凝结水，凝结水经过水冷套升温后再回到1号低压加热器的主凝结水中。机组正常运行时，进入水冷套的凝结水设计入口温度为33 ℃，出口水温为45 ℃，水冷套系统冷却水量为35 t/h。

为了回收除氧器排气余热，需要从现有的除氧器排气管道上的手动截止阀和电动调节阀之间引出一条分支管道，在该分支管道上装设一道可调节的电动截止阀和一道手动截止阀；该电动截止阀与原有系统中的电动调节阀之间设有联锁，当其中的一道电动阀需要关闭时，另一道电动阀会自动开启。从该分支管引出的除氧器排气至余热回收装置的混合器，在混合器内除氧器排气与低温凝结水相混合，低温凝结水来自锅炉侧水冷套出口的凝结水。凝结水在混合器中将蒸汽凝结并吸收热能升温后，以气水混合物的形式自流至脱气贮水罐内，降温后的少量不凝结气体从脱气贮水罐顶排出。

升温后的凝结水从脱气贮水罐下部排出经管道自流至热水回收泵入口，通过热水回收泵升压后，回到1号低压加热器出口的主凝结水管道中。系统正常运行时，热水回收泵连续运行。在热水回收泵与脱气贮水罐的水位之间设有联锁，当脱气贮水罐的水位高至一定值时，热水回收泵自动启动，当脱气贮水罐的水位低至一定值时，热水回收泵自动停止。

系统中设有2台110%容量的热水回收泵，1台运行、1台备用。为了合理控制脱气贮水罐水位，在水冷套出口凝结水进入混合器的管道上设有电动调节阀。除氧器排气余热回收系统的控制纳入主机DCS系统进行协调控制。除氧器余热回收热力系统见图1。

图1 除氧器余热回收热力系统

4 余热回收系统实际运行效果

华能农安生物质发电厂除氧器排气余热回收系统于2019年11月下旬建成后投入运行，在机组带满负荷并稳定运行时进行了相关技术参数测试工作，有关测试参数见表1。

表1 除氧器排气余热回收系统投运后相关测试参数

5 余热回收系统投资情况和节能效益

华能农安生物质发电厂增设除氧器排气余热回收系统后，整个系统的总静态投资(包括设备、材料、安装及土建施工费用)约为50万元。

在进行节能效益分析时，要研究除氧器排气余热回收系统投运后所产生的效益和所增加的运行成本。从实际运行来看，所产生的效益主要是：回收热能减少燃料消耗量，回收工质减少除盐水消耗量；所增加的运行成本是增加了余热回收泵的运行耗电量。按照华能农安生物质发电厂增设除氧器排气余热回收系统投用后的实际运行测试参数，对整个项目进行节能效益分析。有关节能效益计算原始参数见表2。

表2 节能效益计算原始参数

按照表1和表2中的相关数据进行计算，除氧器排气余热回收系统投运后余热回收情况及降低运行成本情况见表3。

表3 余热回收情况及降低运行成本情况

由此可见，华能农安生物质发电厂增设除氧器排气余热回收系统且正常投运后，虽然增加了一定额度的建设投资，但是所带来的效益十分可观。初步测算，按照目前的燃料价格和上网电价，在半年内就可以回收静态投资。

6 结论

a.在现有生物质发电厂增设除氧器排气余热回收系统，虽然增加了建设投资和消耗了一定电能，但是降低了燃料和除盐水的消耗量，经济效益十分可观。

b.由于该系统投运后降低了燃料的消耗量，相应降低了厂内外燃料运输的压力和灰渣排放量以及锅炉大气污染物排放量。

c.由于该系统投运后降低了除盐水的消耗量，相应降低了制备除盐水的淡水消耗量，这为我国淡水资源相对缺乏的“三北地区”节约淡水资源消耗提供了条件。

d.具备条件的其他生物质电厂可以进一步推广应用。