燃煤電廠超低排放系統(tǒng)能耗關(guān)鍵因素分析

（浙江浙能興源節(jié)能科技有限公司，杭州 310000）

0 引言

根據(jù)《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃（2014—2020 年）》的要求[1]，國(guó)內(nèi)的燃煤機(jī)組基本已完成超低排放改造。改造后除了達(dá)到超低排放要求的污染物排放限值之外[2]，由于設(shè)計(jì)裕量過(guò)大、部分系統(tǒng)本身工藝原理限制，加上燃煤機(jī)組普遍負(fù)荷率偏低的情況，在超低排放改造后的機(jī)組能耗均有一定的提高。因此，國(guó)內(nèi)已有學(xué)者對(duì)超低排放系統(tǒng)的運(yùn)行情況開展了分析[3-4]，從廠用電角度分析了能耗增加情況[5]，并對(duì)各環(huán)保系統(tǒng)提出了節(jié)能應(yīng)用技術(shù)方案[6-8]。

但現(xiàn)有的研究?jī)?nèi)容鮮有分析因超低排放系統(tǒng)中的管式GGH（氣-氣再熱器）輔助蒸汽對(duì)機(jī)組能耗的影響，因此本文較全面地分析了超低排放系統(tǒng)的能耗增加情況，對(duì)管式GGH 運(yùn)行方式和輔助蒸汽的消耗原因進(jìn)行分析，并提出了管式GGH的節(jié)能方案。

1 超低排放系統(tǒng)概述

國(guó)內(nèi)超低排放系統(tǒng)主要集中在煙氣脫硫、脫硝、除塵系統(tǒng)的提效改造。

在脫硫系統(tǒng)方面：由于不同區(qū)域燃煤含硫量的差異導(dǎo)致脫硫系統(tǒng)的配置也存在較大差異，對(duì)于采用石灰石－石膏濕法脫硫系統(tǒng)的機(jī)組，其超低排放系統(tǒng)主要采用提高目前脫硫塔效率的方式，如：增加托盤、噴淋系統(tǒng)等，或是在目前的脫硫塔外增設(shè)塔外漿液池或?qū)? 座吸收塔串聯(lián)。

在脫硝系統(tǒng)方面：目前的脫硝技術(shù)已經(jīng)能夠滿足超低排放的要求，其技術(shù)路線基本相似，在SCR（選擇性催化還原技術(shù)）的超低排放改造中主要采用增加催化劑數(shù)量的方式。

在除塵系統(tǒng)方面：除塵系統(tǒng)的超低排放技術(shù)路線主要區(qū)別在于WESP（濕式電除塵）的采用。若在除塵系統(tǒng)中增設(shè)WESP，可以大幅緩解其他除塵設(shè)備的脫除壓力，減少其他除塵設(shè)備的改造內(nèi)容，通常僅需降低煙溫使靜電除塵器變?yōu)榈偷蜏仉姵龎m器即可。

傳統(tǒng)的火電廠煙氣污染物控制策略均為單一控制，脫硝系統(tǒng)、除塵系統(tǒng)和脫硫系統(tǒng)均獨(dú)立處理相應(yīng)的煙氣污染物。超低排放不僅提高單個(gè)處理單元的效率還采用全新的“協(xié)同治理”技術(shù)理念，即每個(gè)煙氣處理子系統(tǒng)在脫除主要污染物的同時(shí)，也考慮脫除其他污染物的可行性，或?yàn)橄乱涣鞒虩煔馓幚碜酉到y(tǒng)更好地發(fā)揮效能創(chuàng)造條件。

典型的超低排放路線為基于煙氣冷卻和再熱技術(shù)以低低溫電除塵器為核心的煙氣污染物協(xié)同處理工藝，使煙塵、二氧化硫、氮氧化物、汞和三氧化硫達(dá)到清潔排放的要求。

該路線的核心為煙氣再熱器與煙氣冷卻器組成的管式GGH 系統(tǒng)，其中的煙氣冷卻器通常位于空預(yù)器與靜電除塵器之間的煙道上，通過(guò)介質(zhì)水吸收煙氣熱量，目的是降低煙氣溫度，以減少煙氣體積流量、降低風(fēng)機(jī)能耗、提高電除塵器除塵效率和三氧化硫脫除率；另一個(gè)是煙氣再熱器也稱為煙氣加熱器，通常位于濕法脫硫裝置或濕式電除塵器與煙囪之間的煙道上，在此再熱器中用煙氣冷卻器排出的高溫介質(zhì)水加熱脫硫后或濕法除塵后的冷煙氣，通過(guò)提高煙氣溫度以提高煙氣抬升高度、減少煙囪腐蝕和“白煙”的產(chǎn)生[9-13]，高溫介質(zhì)水放熱后溫度降低，再回到煙氣冷卻器吸收高溫?zé)煔庵械臒崃浚瑢?shí)現(xiàn)熱媒體的內(nèi)循環(huán)和煙氣熱量的傳遞。主要工藝流程見圖1。

2 超低排放系統(tǒng)能耗分析

2.1 能耗評(píng)估

圖1 典型超低排放系統(tǒng)工藝

東南沿海某660 MW 超臨界機(jī)組超低排放系統(tǒng)的改造內(nèi)容為增加了管式GGH 系統(tǒng)、濕式電除塵，對(duì)脫硫和脫硝系統(tǒng)進(jìn)行了改造，改造后環(huán)保設(shè)備和引風(fēng)機(jī)的廠用電增加，且消耗了一定量的輔助蒸汽。以下采用統(tǒng)計(jì)期DCS（分散控制系統(tǒng)）運(yùn)行數(shù)據(jù)分析的方法，分別整理計(jì)算超低排放改造前后各環(huán)保設(shè)備的能耗水平，對(duì)比其能耗變化情況。

統(tǒng)計(jì)改造前該機(jī)組利用小時(shí)數(shù)為2 766 h 期間的運(yùn)行數(shù)據(jù)，期間平均負(fù)荷率為74.3%，改造后的統(tǒng)計(jì)期利用小時(shí)數(shù)為4 686 h，期間平均負(fù)荷率為74.5%，改造前后該機(jī)組運(yùn)行負(fù)荷和煤種基本相同，具備對(duì)比條件。

2.2 設(shè)備電耗

該機(jī)組在進(jìn)行超低排放改造前已具有較完善的環(huán)保設(shè)備，包括SCR 脫硝、靜電除塵、濕法脫硫，其環(huán)保工藝流程如圖2 所示。由于超低排放改造后煙氣阻力的增加最終會(huì)反映至引風(fēng)機(jī)電耗中，因此分析環(huán)保設(shè)備能耗也包括引風(fēng)機(jī)。

圖2 改造前機(jī)組環(huán)保設(shè)備工藝

改造前后各環(huán)保設(shè)備廠用電率變化情況見表1。各系統(tǒng)變化情況和原因如下：

引風(fēng)機(jī)：超低排放系統(tǒng)的諸多設(shè)備會(huì)增加煙氣側(cè)的阻力，增加的煙氣阻力最終反映在引風(fēng)機(jī)耗電率上。具體阻力變化分析見2.3 節(jié)，機(jī)組改造后引風(fēng)機(jī)廠用電率增加了0.038%。

靜電除塵：改造前后靜電除塵的電源控制邏輯未發(fā)生改變，因此其用電量基本未改變。

表1 超低改造前后環(huán)保設(shè)備廠用電率變化

脫硫系統(tǒng)：在超低排放改造中增加了1 臺(tái)漿液循環(huán)泵，增加廠用電率0.092%。

管式GGH：主要為增加的熱媒水泵電耗，增加廠用電率0.057%。

濕式電除塵：包括電除塵電極電源和噴淋系統(tǒng)的循環(huán)泵電耗，增加廠用電率0.040%。

綜上，該機(jī)組由于超低排放系統(tǒng)改造增加上述環(huán)保設(shè)備和引風(fēng)機(jī)的廠用電率0.228%，按該機(jī)組改造后的機(jī)組供電煤耗計(jì)算，對(duì)應(yīng)增加供電煤耗0.71 g/kWh。在后續(xù)該發(fā)電廠進(jìn)行的超低排放系統(tǒng)改造同型號(hào)機(jī)組上按相同方案分析，得到增加的廠用電率為0.231%，數(shù)據(jù)相近。

2.3 煙道阻力

該機(jī)組超低排放改造前后環(huán)保設(shè)備的煙氣阻力變化如圖3 所示，統(tǒng)一比較其在600 MW 負(fù)荷下的煙道阻力變化情況如表2 所示，經(jīng)分析，該機(jī)組超低排放改造后環(huán)保設(shè)備導(dǎo)致煙道阻力增加了約1.5 kPa。

表2 各設(shè)備煙氣阻力增加情況 Pa

2.4 設(shè)備輔助蒸汽能耗

管式GGH 的輔助蒸汽消耗是超低排放系統(tǒng)中的主要能耗之一。在該機(jī)組超低排放改造后的統(tǒng)計(jì)期內(nèi)，除2 月和9 月停機(jī)外，其余各月的管式GGH 蒸汽消耗情況和環(huán)境溫度如圖4 所示。

圖3 超低排放改造前后各設(shè)備煙氣壓力變化情況

圖4 輔助蒸汽消耗與環(huán)境溫度的關(guān)系

通過(guò)比較該機(jī)組管式GGH 各月的輔助蒸汽耗量，得到輔助蒸汽耗量主要與環(huán)境溫度有關(guān)。環(huán)境溫度高的月份，如在7—8 月的輔助蒸汽耗量最低，平均約4 t/h；而冬季環(huán)境溫度較低時(shí)的輔助蒸汽耗量較大，平均可達(dá)14～17 t/h。這是由于鍋爐的排煙溫度（即煙氣冷卻器的進(jìn)口煙溫）隨環(huán)境溫度降低而降低，而煙氣冷卻器的出口煙溫為防止酸腐蝕基本保持恒定，即環(huán)境溫度降低使煙氣冷卻器中的吸熱量減少，不能夠滿足煙氣再熱器對(duì)煙氣進(jìn)行補(bǔ)熱，需要補(bǔ)充更多蒸汽滿足排放要求。此外，機(jī)組的負(fù)荷率也會(huì)影響輔助蒸汽的耗量，通常機(jī)組的負(fù)荷越低其排煙溫度也越低，造成煙氣冷卻器的吸熱量不足，需要消耗更多蒸汽補(bǔ)熱。

2.5 煙氣再熱輔助蒸汽消耗對(duì)機(jī)組煤耗影響

煙氣再熱的輔助蒸汽采用汽輪機(jī)的第4 級(jí)抽汽，蒸汽在輔助加熱器中放熱變?yōu)槟?，而未在汽輪機(jī)做功。機(jī)組的煤耗與吸熱量及負(fù)荷有下述關(guān)系式：

式中：b 為機(jī)組發(fā) 電煤耗；Qnet，ar為燃煤發(fā)熱量；ηgl為鍋爐效率；ηp為管道 效率；Q 為機(jī)組吸熱量；P 為機(jī)組負(fù)荷。

由于消耗的輔助蒸汽量較小，因此可以假設(shè)鍋爐的吸熱量不變，且改造前后的鍋爐效率和管道效率均不變，則可得以下關(guān)系式：

改造前統(tǒng)計(jì)期的發(fā)電煤耗和機(jī)組平均負(fù)荷已知，根據(jù)輔助蒸汽的抽汽焓及汽輪機(jī)排汽焓可計(jì)算出增加抽汽后減少的機(jī)組發(fā)電負(fù)荷，得到增加輔助抽汽后機(jī)組的發(fā)電負(fù)荷，即可得到改造后的的發(fā)電煤耗。

據(jù)統(tǒng)計(jì)，該機(jī)組管式GGH 輔助蒸汽某年總計(jì)消耗5.33 萬(wàn)t，平均9.32 t/h，經(jīng)計(jì)算得出發(fā)電煤耗上升1.31 g/kWh。按平均負(fù)荷下的廠用電率5.01%計(jì)算，供電煤耗上升1.38 g/kWh。

綜上，該機(jī)組經(jīng)過(guò)超低排放系統(tǒng)改造后，相關(guān)設(shè)備電耗增加和輔助蒸汽的消耗合計(jì)增加供電煤耗2.08 g/kWh，而輔助蒸汽占煤耗增加的66%，是造成能耗增加的關(guān)鍵因素。

3 管式GGH 運(yùn)行情況分析

管式GGH 煙囪“脫白”系統(tǒng)基本原理如圖5所示。煙囪“脫白”需要煙氣再熱器提高進(jìn)入煙囪前的煙溫，其熱源來(lái)自于前段空預(yù)器出口的煙氣余熱，換熱器間以熱媒水為換熱介質(zhì)，當(dāng)煙氣冷卻器的煙氣放熱不能夠滿足再熱器所需的熱量時(shí)，需要使用輔助蒸汽進(jìn)行補(bǔ)熱[14－16]。

該機(jī)組全年煙氣冷卻器進(jìn)、出口溫度如圖6所示，進(jìn)口煙溫在低負(fù)荷時(shí)僅為100 ℃左右，最高煙溫可達(dá)130 ℃；煙氣冷卻器出口煙溫相對(duì)穩(wěn)定，溫度區(qū)間為85～95 ℃，這就導(dǎo)致了煙氣冷卻器在不同負(fù)荷和環(huán)境溫度下的吸熱量不同。

圖5 管式GGH 基本流程

圖6 煙氣冷卻器進(jìn)出口煙溫

根據(jù)該機(jī)組運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，煙氣再熱器出口煙氣溫度控制在約80 ℃即可實(shí)現(xiàn)煙囪“脫白”。以出口煙氣溫度80 ℃為基準(zhǔn)，根據(jù)煙氣冷卻器和再熱器的熱平衡計(jì)算結(jié)果，得出為了“脫白”所需的煙氣冷卻器理論進(jìn)口溫度約為120 ℃。煙氣冷卻器實(shí)際進(jìn)口煙溫與“脫白”熱平衡所需的理論進(jìn)口煙溫分布如圖7 所示，按實(shí)際煙溫在理論溫度±5 ℃內(nèi)為熱平衡狀態(tài)，有約38%的工況小于理論溫度，該工況需要輔助蒸汽補(bǔ)熱；同時(shí)有33%的工況大于理論溫度，經(jīng)計(jì)算這部分工況的平均熱量為2.52 MW。

4 管式GGH 節(jié)能方案

管式GGH 的熱量不平衡除了需要補(bǔ)充輔助蒸汽外，在夏季高煙溫時(shí)有大量的熱量被浪費(fèi)，因此提出了回收富余熱量的節(jié)能方案。

在煙氣冷卻器的熱媒水出口增加旁路，在夏季和高負(fù)荷工況當(dāng)煙氣冷卻器的吸熱量大于煙氣再熱器所需的放熱量時(shí)，將富余的熱量用于加熱凝結(jié)水，即回收了部分煙氣余熱，方案原理如圖8 所示。

圖7 排煙溫度與熱平衡溫度差分布

圖8 管式GGH 節(jié)能方案

該換熱器溫度區(qū)間基本對(duì)應(yīng)6 號(hào)低加的進(jìn)出口溫度，即可以旁路部分進(jìn)入6 號(hào)低加的凝結(jié)水，減少汽輪機(jī)6 抽的抽汽量。經(jīng)計(jì)算在該機(jī)組75%負(fù)荷下，按旁路放熱2.52 MW 計(jì)算，可降低供電煤耗0.48 g/kWh，全年33%的工況可以使用旁路，折算至全年可降低供電煤耗0.16 g/kWh。

5 結(jié)論

（1）通過(guò)分析某660 MW 超臨界燃煤機(jī)組超低排放系統(tǒng)改造前后的能耗變化情況，得知包括引風(fēng)機(jī)在內(nèi)的各環(huán)保設(shè)備廠用電率增加了0.228%，增加供電煤耗0.71 g/kWh。

（2）超低排放系統(tǒng)中的管式GGH 年平均消耗輔助蒸汽9.32 t/h，增加供電煤耗1.38 g/kWh，輔助蒸汽是影響超低排放能耗的關(guān)鍵因素。

（3）通過(guò)分析管式GGH 的運(yùn)行方式，得知因?yàn)榄h(huán)境溫度和機(jī)組負(fù)荷的變化會(huì)導(dǎo)致煙氣冷卻器的吸熱量與煙氣再熱器的熱需求不平衡，導(dǎo)致部分工況熱量浪費(fèi)，而部分工況熱量不足需要補(bǔ)充蒸汽。

（4）提出了熱媒水旁路的管式GGH 節(jié)能方案，在夏季煙氣冷卻器熱量富余的工況下，旁路部分熱媒水用于加熱鍋爐凝結(jié)水，減少汽機(jī)抽汽，折算全年可降低發(fā)電煤耗0.16 g/kWh。