引言随着经济的发展，提升能源利用效率、实现低碳绿色发展、增强发电机组市场竞争力，已达成火电企业的共识[1]。亚临界及以下的火力发电机组运行过程中产生的低品位汽水介质，如锅炉排污水、管道疏水热量和质量是火电厂生产运行过程中重要能源的损耗。不同等级的低品位介质热量回收利用，是提升电厂能源利用效率，实现火电机组长期可持续发展的重要环节[2]。常规热力系统中，先将亚临界及以下火力发电机组在运行过程中产生的锅炉连续排污水扩容器与除氧器连接，再将连续排污水经连排扩容器扩容的汽相介质引入除氧器作为加热蒸汽，以回收部分连续排污水的热质[3]。但因除氧器压力与连排扩容器闪蒸蒸汽压力不匹配，连排扩容器闪蒸的蒸汽仅有小部分进入除氧器，在连排扩容器中占比更大的液相介质接入定排扩容器排向大气。一般连排扩容器的余热回收率约10%，90%余热未得到回收利用。若将全部连排水及部分或全部的疏水回收利用，变成合格商品蒸汽供出，既可以节省能源、创造效益、降低生产成本，又可以减少排放，达到节能环保的目的。部分学者利用有机朗肯循环[4-6]、热泵[7-9]等形式回收低品位余热，发现存在回收热量效率低，或不能回收介质等问题；另有学者将低品位余热用于采暖供热[10-11]，但存在季节性的应用限制。以某电厂2台330 MW亚临界火力发电机组和2台210 MW高温超高压发电机组为对象，与工业供热系统耦合，实现机组低品位介质的热质回收利用。1项目概述某发电厂现有2台330 MW亚临界煤粉汽包锅炉、2台210 MW高温超高压汽包锅炉及配套的汽轮发电机组，计划对此机组进行措施改造，以保证和增加机组的供热能力（2.15 MPa/300 ℃中压供汽量为200 t/h，1.15 MPa/230 ℃低压供汽量为80 t/h），降低供热能耗。4台锅炉连续排污水量分别为7.4 t/h、7.8 t/h、11.0 t/h和8.8 t/h，同时，各台锅炉定排存在内漏现象。综合考虑，按照对全厂锅炉连排水和供热管道疏水（按照电厂经验数据18 t/h进行考虑）进行回收计算，计53 t/h。2工艺方案2.1高再抽汽中压供热回收连排水方案锅炉的连续排污水不进入连排扩容器，而是进入焓差补偿汽化装置，经扩容、部分汽化引至工业供汽管道，利用供热蒸汽（即高再热蒸汽）的焓差补偿扩容汽化，连续排污水再汽化成供热蒸汽。产生的供热蒸汽经连排净化回收装置，吸附过滤连续排污水汽化后析出的各种固体结晶物，保证蒸汽品质基础上，实现连排水热量和工质的全部回收利用。系统需要对原锅炉排污系统管道布置进行改造，连排水进入连排扩容器前增加三通。改造后连续排污水不进入连排扩容器，而是直接引入回收系统的焓差补偿汽化装置，利用部分工业蒸汽（即高再热蒸汽）高焓差补偿汽化成过热蒸汽。将供汽管道中的所有供热蒸汽引入连排净化回收装置进行净化处理，去除蒸汽中的盐分和杂质，保证蒸汽品质。通过汽汽混合装置与高再热出口蒸汽混合，进行减温减压，调整成参数合格的过热蒸汽，对外供出。方案主要由连续排污水管道、焓差补偿汽化装置、蒸汽管道、连排净化回收装置、汽汽混合匹配装置组成。中压供热（高再抽汽）耦合连排水回收工艺流程如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.05.015.F001图1中压供热（高再抽汽）耦合连排水回收工艺流程回收的热质平衡计算如表1所示。由表1可知，供汽量200 t/h时，可在回收全部连排水的基础上，再回收11.6 t/h液态疏水。疏水回收设计按照优先性进行连排水的回收。在全部回收连排水的情况下，尽最大量地回收疏水，不能够回收的疏水排入原系统。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.05.015.T001表1中压供汽（高再抽汽）耦合连排水回收计算参数连排水1连排水2疏水减温水高再抽汽中压供汽压力/MPa17.012.70.18.02.62.2温度/℃352.3329.099.6162.0534.0300.0焓值/(kJ/kg)1 690.01 519.5417.4688.63 537.53 019.9流量/(t/h)19.815.218.0（6.9）154.0200.0全回收流量/(t/h)19.815.218.0（0）185.5238.5可汽化量/(t/h)19.815.211.6—153.4200.0注：“—”表示不考虑此项；“（）”内数值表示该项数量为多余项。2.2疏水乏汽回收疏水乏汽由低压供汽回收，工艺如图2所示。由图2可知，回收工艺先用增压泵将疏水乏汽增压至参数为0.5 MPa/151.84 ℃蒸汽；再利用低压供汽（即高排蒸汽）减压至1.15 MPa压差，利用汽引射原理设计汽混合，匹配装置产生1.15 MPa低压蒸汽36 t/h（温度275 ℃），经1.36 t/h减温水调整至230 ℃低压供汽。回收工艺系统汽水热质联合计算如表2所示。由表2可知，供汽80 t/h时，最大回收的乏汽流量为8.56 t/h，抽汽量为68.5 t/h。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.05.015.F002图2低压供汽（高排抽汽）耦合乏汽回收工艺流程10.3969/j.issn.1004-7948.2022.05.015.T002表2低压供汽（高排抽汽）耦合乏汽回收计算参数疏水乏汽减温水高排抽汽低压供汽压力/MPa0.501.802.801.15温度/℃151.8043.00310.00230.00焓值/(kJ/kg)2 748.10181.703 025.302 891.80实际流量/(t/h)2.003.5674.4480.00设计流量/(t/h)4.001.3632.0037.36最大可回收量/(t/h)8.562.9268.5280.002.3疏水液态回收图1中疏水经缓冲罐分离后的液态疏水（参数为0.1 MPa/99.61 ℃），经加压泵加压至高于供汽压力0.8 MPa，喷入焓差补偿装置，利用高再热蒸汽对其进行焓差补偿，汽化为中压供汽（2.15 MPa/300 ℃），进入供汽母管，实现回收。3经济效益分析根据前述回收工艺方案，可100%回收连排水的介质及热量。回收每吨连排水和疏水的节能效益由热量价值与介质价值组成。3.1年回收热量价值分析连排水变成供热蒸汽，连排水的焓值成为供热蒸汽焓值的一部分。参照低压供汽价格150 元/t，计算连排水的热量价值。连排水1热量价值为：150×1 690/2 891.8=87.7 元/t。连排水2热量价值为：150×1 519/2 891.8=78.8 元/t。疏水回收热量价值为：150×721/2 891.8=37.4 元/t。连排水1按19.8 t/h计，连排水2按15.2 t/h计，疏水回收按11.6 t/h计，机组年运行时间按8 600 h计，连排水回收年效益：（19.8×87.7+15.2×78.8+11.6×37.4）×8 600=2 895.8 万元。3.2年节约介质价值分析原工艺系统中，大部分连排水和疏水被排掉，改造方案将连排水、乏汽和部分疏水回收，相当于节省锅炉补水，价值相当于除盐水（约5 元/t）。年回收水量为：(19.8+15.2+11.6)×8 600=40.1 万t。年节约介质价值为：40.1×5=200.5 万元。3.3年综合回收价值计算综合热量价值与介质价值，年总回收价值为3 096.3 万元。工艺系统中增压泵及电动阀门等设备（施）每年所耗电费约75 万元。该效益减去原连排系统进入除氧器蒸汽的效益，按20%计算，改造后年节能效益为：3 096.3×(1-20%)-75=2 402 万元/a。3.4投资回收分析根据工艺方案，节能改造初投资主要包括设备、管道及附件、阀门、仪器仪表、控制系统设备（施）、辅助设施（如平台扶梯、保温油漆等）、土建施工等费用，初步估算约1 850 万元。节能改造不增加产量，无须增加流动资金。考虑折旧和运维费用（共计约250 万元）以及所得税费（税率25%），节能改造方案的投资回收期为1 850/[(2 402-250)×(1-25%)]=1.2 a。由此可见，节能改造投资回收期短，效益好。但该节能改造效益预测仅考虑到疏水回收的直接因素，暂未考虑到间接收益，如减少主蒸汽产量伴随的供煤系统（磨煤机、输运）节约、烟气净化系统损耗等。若考虑到间接因素的影响，则收益更加可观。4结语将低品位汽水介质与工业供热系统耦合达到热质综合回收利用的节能方案，实现发电机组低碳、节能和高效，得到良好的经济效益、社会效益和显著的环保效益，可供相关类似电厂升级改造提供参考。