摘要：目前常规的离心式空压机组中间冷却器一般采用工业水作为冷却介质，循环冷却水回水至机力冷却塔。实际上，该部分热量全部被直接排放，不仅会对环境造成污染，还会造成能源损失。热电机组除盐水系统中，除盐水会经过一系列换热器加热后最终进入锅炉。若能将离心式空气压缩机组中间冷却器冷却介质更换为除盐水，将大大提高能源利用率。本文，笔者将对离心式空气压缩机组余热利用方案及经济性、适用性进行评价。
关键词：热电机组；离心式空气压缩机组；余热利用；除盐水系统；经济性评价
前言
某热电联产企业现有规模为2×300MW燃煤抽凝机组、4×57MW燃煤发电机组（母管制机组，除盐水系统并联），拟建设1台57MW燃煤发电机组（#7机组）；4台750Nm3/min（0.9MPa）汽轮机拖动离心式空气压缩机组，同时建设2台400Nm3/min（0.9MPa）电动离心式空压机作为备用。空压机机型为多级离心式H6-7，压缩级数7级，排气温度135℃，两段中间冷却器。
空压机在生产中具有连续运转的特性，但空压机的能耗较高，在产生压缩空气过程中会有大量驱动能量转化为压缩空气热能。在该项目可研方案中，该部分热能将通过空压机级间冷却器进行冷却，冷却介质为工业水，循环冷却水回水至机力冷却塔进行换热。实际上，该部分热量全部被直接排放。因此，为提高能源利用效率，减少对大气环境的影响，本文考虑并分析如何利用该部分热能。
1.余热利用方案设想
设想一：利用溴化锂机组进行制冷。
中冷器内热空气的进气温度约为110℃，夏季可达128℃。根据目前溴化锂机组的系统配置要求，该热空气温度偏低，能量品位较低，目前制冷方面无技术可支撑该方面的能量利用。
设想二：增设热泵机组进行热能利用，提高除盐水温度
设想三：直接加热除盐水，提高进入除氧器的除盐水温度
对比设想二和设想三，均以提高除盐水温度为目的。经过分析比选，由于除盐水本身温度并不高，中冷器可直接对其进行加热，且直接加热的效率较采用热泵机组二次换热的效率更高。同时其省去了热泵机组的设备费用和场地费用，因此其成本更低。
综合分析考虑，采用设想三直接加热除盐水的方案最为可行且有效。
2.除盐水系统改造方案
目前的除盐水系统和热平衡图如下所示。
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考虑轴封加热器对于冷却水（除盐水）进水温度的要求，因此本方案可考虑从补水加热器前或补水加热器后接出一路除盐水至空压机房，以供中冷器进行换热。
2.1方案一
由#7机组的汽封冷却器和补水加热器之间引出一路除盐水管至空压机组进行换热，加热后的除盐水回至补水加热器前的除盐水管道中。
额定工况下，#7机组的除盐水补水量约为335t/h，分别进入4台汽拖空压机组的8台中冷器，平均每台中冷器约42t/h。汽封冷却器后的除盐水温度按22.5℃考虑，通过中冷器的换热可提高至44℃。提高了进入补水加热器的温度。
其除盐水系统改造方案如下。
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需要说明的是，该方案下进入补水加热器的水温升高，而补水加热器汽侧的热量主要来自于小机排汽汽化潜热提供的热量，且考虑到换热端差的问题。此时补水加热器的换热效率会受影响，考虑换热端差等因素，虽然补水加热器的进口水温提升了约20℃，而其水侧出口的温升基本无法达到此温升。
这种情况也会导致给水泵小机的排汽背压将升高，使得同样负荷的工况下给水泵的进汽量增加，并且此时给水泵的效率降低。
同时，为了满足该条件下的运行，给水泵汽轮机的通流能力和补水加热器的参数均有所变化，其调节系统更为复杂，因此其投资也有所增加。
该方案中，若仅按由中冷器吸收的热量叠加入系统考虑，则进入除氧器的水温约为107℃。实际上由于原热力系统中小机排汽为0.2mpa、118.8℃，考虑上述的换热端差、换热效率等情况，进入补水加热器的水温可能达不到该理想温度。
2.2方案二
由#7机组的补水加热器后引出一路除盐水管至空压机组进行换热，加热后的除盐水回至除盐水补水母管。
额定工况下，#7机组的除盐水补水量约335t/h，分别进入4台汽拖空压机组的8台中冷器，平均每台中冷器约42t/h。改造后，通过中冷器的换热可将补水进入除氧器的温度由85.5℃提升至94.5℃。
该方案下，系统的运行对商业运行机组热力系统的影响较小，因此可从#6机组再引出一路除盐水管道作为备用。
其除盐水系统改造方案如下。
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本方案改造后的热评热平衡图如下。
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3 经济性评价
3.1 投资估算
本文中提出的余热利用方案，主要投资包含中冷器改造费用，除盐水管道系统投资费用，除盐水系统改造费用。投资如下。
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3.2 经济收益
方案一与方案二中，进入除氧器的水温均有所提高，但方案一进入中冷器的除盐水温度为23℃，方案二的为85℃，故方案一除盐水与热空气的温差更大，可以吸收更多的热量，温升较大；但同时，由于进入补水加热器的水温提高，最终将会导致小机的用汽量增加，且由于进汽与排汽压力差值进一步减少，导致效率降低。综合来看，相较于原热力系统，两个方案最终均可使除氧器所需的加热蒸汽量减少，节约标煤耗量。
本文在进行经济性分析时，考虑本工程为供热机组，运行模式为以热定电，因此按照同热负荷情况时机组的经济性变化作为主要分析方法。
背压机组每年按5500h运行，补水温度按20℃，标煤价暂按850元/吨，供电价格按照0.366元/kwh（不含税），结合各方案热平衡图，分析如下：
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3.3 经济效益分析
方案一与方案二的经济效益分析如下表所示。
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分析对比方案一与方案二，方案一需要5.92年回收成本，方案二仅需3.92年回收成本。（已考虑投资成本，采用动态投资分析，投资收益率暂按8%考虑。）
4 结论
4.1经济性方面
1）当采用除盐水回收利用中冷器余热时，均存在经济效益。相较而言，方案二经济性更好，动态投资回收需要3.92年。
2）上述经济性分析以热负荷保持不变的情况下而分析节煤量与售电量的变化，实际上，当热电厂的区域热负荷大于机组额定供热能力时，此时该改造方案可视作为提高了机组的最大供热能力，此时可按照多供热的方式来进行分析。因此，实际该改造方案的收益能力可能要比前文所测结果更优。
4.2 运行可靠性
方案二的系统改造对于原热力系统无任务影响，仅提高了除氧器补水的问题，且在该温度的提升范围在设备设计温度范围内，因此其对系统的运行可靠性基本无影响。
相较于方案二，方案一的运行可靠性和系统调节适应性相对较差，存在以下隐患：
（1）从系统稳定性方面分析。由于补水加热器水侧吸收汽侧汽化潜热的热能，若进入补水加热器的水温较高时，其可能造成吸收的热能降低，导致汽侧的蒸汽可能存在一部分未能及时凝结成饱和水，因此导致蒸汽侧的压力憋高。由于补水加热器的蒸汽来自于小机排汽，当压力憋高时，容易造成小机背压过高而致使跳机现象产生。
（2）从系统互相适应性方面分析。由于空压机的实际运行需求根据工业区压缩空气需求而调节，而供热机组的实际运行需求根据工业区热负荷需求而调节。其互相适应性存在问题。空压机负荷的波动直接影响了进入补水加热器的除盐水温度，若小机运行调节与补水加热器无法快速响应该负荷变化造成的影响，则也可能导致小机排汽压力憋高，而致使跳机。
综上所述，综合考虑余热利用的经济性和系统运行的稳定性及适应性，本文建议采用方案二作为改造方案。即由#7机和#6机补水加热器后分别引出除盐水，汇成母管后引至空压机房，被加热后的除盐水回至商业运行机组热力系统中的除盐水补水母管中，提高除盐水进入除氧器的水温。
参考文献：
[1]张勇.燃驱离心式压缩机组余热利用研究[J].中国资源综合利用，2018
作者简介：李樊（1991.10-），男，汉族，湖北襄阳人，本科学历，助理工程师，现就职于浙江省电力建设有限公司，从事和研究方向：热动。