燃煤电站炭基催化法再生热源方案的经济性分析

程文煜, 刘梦宁, 邢德山, 许 芸, 许浩杰

(1.国电环境保护研究院有限公司，南京 210000； 2.国电科学技术研究院有限公司 清洁高效燃煤发电与污染控制国家重点实验室，南京 210000； 3.东南大学 经济管理学院，南京 210000； 4.国电电力发展股份有限公司，北京 100000)

炭基催化法脱硫脱硝技术是在活性焦脱硫技术的基础上，通过提升催化剂性能、改进工艺系统、优化关键设备而形成的一种新型烟气多污染物协同控制和硫资源高值化利用技术[1]，由于其无废水产生，脱硫副产品回收价值高，同时炭基催化剂可重复利用[2-3]，因此在燃煤电站拥有广泛的应用前景。目前，活性焦脱硫脱硝技术在国外已经成功实现商业运营，主要用于冶金、电力等行业的烟气脱硫。德国最早在燃煤电站行业成功实施了活性焦脱硫脱硝工艺建设[4]。日本矶子电厂将活性焦烟气净化技术陆续投运到2×600 MW 机组，其烟气处理能力达到180×104m3/h[5]。国内炭基催化剂烟气净化技术已应用于冶金、化工行业，但在燃煤电站行业还没有真正意义上的实际应用[6]。与传统烟气净化技术相比，炭基催化剂烟气净化技术可在同一个吸附塔内进行脱硫脱硝[7]，吸附饱和的炭基催化剂进入再生塔解析再生[8]。再生是炭基催化剂烟气净化技术的关键步骤，其中热再生是目前应用最广泛成熟的再生方法[9]。

吸附饱和的炭基催化剂需在400 ℃以上的高温环境下才能实现再生过程，因此是一个高耗能过程[10]。对于冶金钢铁等行业，可以直接利用自身工艺产生的高炉煤气等低发热量燃料[11]。而运用该技术的国外燃煤电站则采用电能或燃料作为再生热源，如美国Valmy 电站采用电能作为再生热源，而日本矶子电厂采用热风炉燃烧轻油作为再生热源[12-13]。这几种再生热源中，电能是最清洁易得的热源之一，但作为一种高品位能量，大量消耗电能会使厂用电率急剧增加，经济性变差[14]。此外，较为可行的较低品位的热源是中低压蒸汽和烟气[15]，但与蒸汽相比，烟气系统较为复杂[16]，且抽取大量烟气对锅炉影响更大；而在不同负荷下，烟气参数变化较大，所需换热面积也发生了较大变化，这对再生塔换热段的设计带来了很大难度，因此优先考虑抽取蒸汽来作为炭基催化剂再生热源。笔者通过对某350 MW 机组进行定量计算，研究在不同负荷下采用蒸汽作为再生热源时，其对回热系统及汽轮机组热经济性的影响[17]，以期得到最佳的再生热源方案。

1 再生热源方案

1.1 研究对象

以某NC350-24.2/0.4/566/566 型汽轮机为研究对象，该机组采用超临界参数，为一次中间再热、单轴、反动式、四缸四排汽、双背压、抽汽凝汽式汽轮机组。主蒸汽温度为566 ℃，再热蒸汽温度为566 ℃。该机组有八级回热抽汽，机组回热加热器为“三高四低一除氧”，如图1所示。热耗保证(THA)工况下，回热系统主要参数，即各回热抽汽的压力和温度、给水出口焓见表1。

由图1可知，高压缸前汽封漏气和4级后来汽进入了中压缸；中压缸后汽封漏气，有部分进入5号低压加热器；低压缸后汽封漏气，有部分进入低压缸，其余部分进入了轴封加热器。给水泵汽轮机抽汽份额为5.31%，其排汽排入凝汽器。

图1 回热系统示意图

表1 THA工况下回热系统主要参数

1.2 再生热源方案

炭基催化剂再生需要将炭基催化剂由120 ℃加热至400 ℃，则抽取的蒸汽在各负荷下均须在 400 ℃以上。由图1可知，最佳的抽汽方案为抽取进中压缸前的再热蒸汽，该蒸汽温度为566 ℃，抽汽焓值为3 598 kJ/kg。

满负荷时炭基催化剂再生需要 14 000 kW热量，随着负荷变化，最优的情况是所需热量能够随着负荷实时变化，炭基催化剂完全吸附饱和后再被送往再生塔，这样既能减少炭基催化剂的消耗，又能节省再生所需要的能量。但由于炭基催化剂烟气净化系统响应负荷变化速度较慢，若负荷突然降低，为了保证脱硫脱硝效率，只能将还未吸附饱和的炭基催化剂送往再生塔，因此计算时假定炭基催化剂解析能量不随负荷变化。实际投运时则可根据机组的以往运行经验，由机组长期运行的负荷来决定设计炭基催化剂量以及再生热量。

通过再生塔再生加热热平衡计算，从再生塔返回的蒸汽量为94.8 t/h，温度为335 ℃，焓值为3 066 kJ/kg，还具有大量余热，因此可以考虑余热回收利用。由表1可以看出，4号低压加热器(即除氧器)抽汽温度为359.05 ℃，温度水平较为适合，且再生塔由于加热段管道间距较大，因此蒸汽压降极小(具体压降见后续计算)，低负荷下将大量返回的蒸汽送入除氧器(必要时可在4号抽汽管道上再生塔蒸汽返回点前加装1个减压阀，以保证返回的蒸汽能顺利进入除氧器)，这对除氧器的工作压力和水位影响不大；另外，给水泵汽轮机抽汽温度参数也与4号抽汽相同，因此也可以作为返回蒸汽的送回点。

综上所述，可按照蒸汽返回点不同提出2种方案：(1) 方案1选择抽取再热蒸汽并优先返回除氧器，见图2；(2) 方案2选择抽取再热蒸汽并优先返回给水泵汽轮机，见图3。

图2 方案1

2 结果与分析

针对再生塔加热段进行热力计算，得出各方案需要抽取的蒸汽量以及返回蒸汽相关参数。再按照等效焓降法[18-20]对该汽轮机回热系统进行热力计算，控制主蒸汽参数以及再热蒸汽参数不变，列出各级加热器的热平衡方程并计算各级抽汽量，蒸汽返回除氧器或给水泵汽轮机后，多余的蒸汽可排挤其后的各级中低压抽汽，秉持尽可能排挤压力等级高的抽汽原则，计算式如下：

图3 方案2

Fig.3 Scheme 2

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

方案1中，当返回蒸汽的热量仅需排挤4号抽汽就能满足回热系统热平衡时，采用式(2)计算4号的抽汽份额，当返回蒸汽的热量排挤完4号抽汽且需要排挤部分5号抽汽时采用式(3)进行计算，以此类推。采用计算机编程计算，若排挤完4号抽汽还需排挤5号，则式(2)的计算结果α4为负。依次计算式(2)～式(6)，第一次出现某级抽汽份额的计算结果为正时停止计算，该级之前到4号除氧器抽汽的抽汽份额均为0，该级抽汽之后的各级抽汽份额不受影响。若这五级抽汽份额计算结果均为负，说明再生塔返回的蒸汽量足够排挤回热系统抽汽总额，无需另外从中压缸和低压缸抽取蒸汽。

方案2中，优先排挤给水泵汽轮机抽汽，当返回蒸汽的热量仅需排挤给水泵汽轮机抽汽就能满足回热系统热平衡时，采用式(1)计算给水泵汽轮机抽汽份额，当返回蒸汽的热量排挤完给水泵汽轮机抽汽且需要排挤部分4号抽汽时采用式(2)进行计算，以此类推。剩余计算方法与方案1相同。

2.1 炭基催化剂再生塔加热段性能计算

炭基催化剂再生塔加热段采用管壳式换热器，将炭基催化剂由120 ℃加热至400 ℃ ，炭基催化剂走管程，在重力作用下向下缓慢运动，由于系统响应负荷变化速度较慢，在低负荷时，也需要同样的热量，蒸汽走壳程，考虑一定的散热损失，具体计算数据如表2所示。

表2 再生塔加热段性能参数

2.2 100%THA负荷工况

根据再生塔加热段性能计算，加热段蒸汽侧压降较小，因此将返回的蒸汽适当降压后，送回除氧器及各级低压加热器和给水泵汽轮机，对设备运行压力的影响可以忽略不计，设备运行压力下的饱和温度也基本不变。

保持主蒸汽质量流量不变，1号高压加热器出口给水温度不变，返回的94.8 t/h、 335 ℃的蒸汽将除氧器给水加热至饱和温度，或进入给水泵汽轮机以及各级低压加热器内，按照尽可能排挤较高压力级抽汽的原则，计算结果见表3。对于方案1来说，4号和5号抽汽份额被排挤至 0，6号抽汽份额由2.37%被排挤至 1.11% ，其他级不变，从而使得中压缸和低压缸排汽份额较设计值分别降低2%和0.6%；对于方案2来说，给水泵汽轮机抽汽份额被排挤至0，4号抽汽份额由3.57%被排挤至0.57%，中压缸和低压缸排汽份额也分别降低1.1%和1%，与方案1相比，方案2的中压缸排汽份额少降低0.9%，而低压缸排汽份额多降低0.4%。

由表3可知，100%THA负荷下方案1和方案2的机组实际发电功率由347 MW分别降至329.4 MW和334.5 MW，汽轮机绝对内效率分别降低2.5%和1.8%，二者热耗率随之升高，分别由8 554.7 kJ/(kW·h)增至9 042.2 kJ/(kW·h)和8 903.4 kJ/(kW·h)。因此，100%负荷下，抽取蒸汽作为炭基催化剂解析热源对机组安全运行影响不大，主蒸汽温度、再热蒸汽温度均在可调节范围内，且在此负荷下方案2的运行经济性更好。

表3 100%THA负荷下方案 1、方案 2 计算结果与机组设计值的比较

2.3 75%THA负荷工况

在滑压75%THA负荷下，保持再生塔热源所需热量14 000 kW不变，由于再热蒸汽参数没有发生很大变化，因此所需抽取的蒸汽份额保持不变，计算结果见表4。对于方案1来说，4号～7号抽汽份额被排挤至0，8号抽汽份额由2.39%被排挤至2.14%，其他级不变，从而使得中压缸排汽份额比设计值降低4.9%，而低压缸排汽份额比设计值增加0.7%；对于方案2来说，给水泵汽轮机和4号抽汽份额被排挤至0，5号抽汽份额由4.45%被排挤至0.88%，中压缸和低压缸排汽份额也分别降低

表4 75%THA负荷下方案1、方案2计算结果与机组设计值的比较

1.7%和1.5%，相对方案1来说，方案2中压缸排汽份额少降低3.2%，而低压缸排汽份额多降低2.2%。

由表4可知，方案1和方案2的机组实际发电功率由237 MW分别降至226 MW和224 MW，汽轮机绝对内效率分别降低4%和2.5%，热耗率随之升高，分别由8 601.6 kJ/(kW·h)增加为9 014.1 kJ/(kW·h)和9 116.8 kJ/(kW·h)。因此，75%负荷下抽取蒸汽作为炭基催化剂解析热源对机组安全运行影响不大，主蒸汽温度、再热蒸汽温度均在可调节范围内，且在此负荷下方案1的运行经济性更好。

3 经济性分析

从经济性角度，对比各方案的发电标准煤耗，结果如图4所示。

(a) 100%THA负荷

(b) 75%THA负荷

由图4 可知，100%THA负荷下，方案1、方案2的发电标准煤耗分别增加16.6 g/(kW·h)和11.9 g/(kW·h)；75%THA负荷时，方案1、方案2的发电标准煤耗分别增加13.4 g/(kW·h)和17 g/(kW·h)。除氧器作为混合式加热器，其换热性能优于其他表面式换热器，当优先将再生换热后的蒸汽返回除氧器时，有利于减少高压抽汽。同时，由于给水泵与除氧器相连，泵功返还给水的热量也随之进入更高的能级，有利于减少高压抽汽，这些因素都会使机组热效率提高。而给水泵汽轮机的作用在于提供给水泵泵功，做功后的蒸汽进入冷凝器，利用返回的再生换热后的蒸汽，可减少高压抽汽，有利于减少冷源损失。不同负荷下，2种方案的有利因素影响程度不同；另外，与2种方案机组运行过程中的煤耗费用相比，二者设备初投资费用差距要小很多，因此在不考虑设备初投资差距时，可根据机组负荷特点，合理选择炭基催化剂热源方案。机组满负荷或者较高负荷年运行时间占比大的可以选择方案2，而机组较低负荷年运行时长占比大的可以选择方案1。

4 结 论

(1) 100%THA负荷下，方案1中，4号和5号抽汽份额被排挤至0，6号抽汽份额由2.37%被排挤至 1.11%，汽轮机绝对内效率降低2.5%，热耗率增至9 042.2 kJ/(kW·h)，发电标准煤耗增加 16.6 g/(kW·h)；方案2中，给水泵汽轮机抽汽份额被排挤至0，4号抽汽份额由3.57%被排挤至0.57%，汽轮机绝对内效率降低1.8%，热耗率增至8 903.4 kJ/(kW·h)，发电标准煤耗增加 11.9 g/(kW·h)。在高负荷下，方案 1、方案 2 在满足提供炭基催化剂解析热量的同时对机组安全运行没有影响。

(2) 75%THA负荷下，方案1中，4号～7号抽汽份额被排挤至 0，8号抽汽份额由2.39%被排挤至 2.14%，汽轮机绝对内效率降低4%，热耗率增至9 014.1 kJ/(kW·h)，发电标准煤耗增加 13.4 g/(kW·h)；方案2中，给水泵汽轮机和4号抽汽份额被排挤至0，5号抽汽份额由4.45%被排挤至0.88%，汽轮机绝对内效率降低2.5%，热耗率增至9 116.8 kJ/(kW·h)，发电标准煤耗增加17 g/(kW·h)。在较低负荷下，方案 1、方案 2 在满足提供炭基催化剂解析热量的同时对机组安全运行也没有影响。

(3) 根据机组负荷特点选择炭基催化剂再生热源，机组较高负荷年运行时长占比大时选择方案 2，而机组较低负荷年运行时长占比大时选择方案1。