（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)能減排升級與改造行動計劃（2014—2020 年）》的要求[1]，國內(nèi)的燃煤機組基本已完成超低排放改造。改造后除了達到超低排放要求的污染物排放限值之外[2]，由于設計裕量過大、部分系統(tǒng)本身工藝原理限制，加上燃煤機組普遍負荷率偏低的情況，在超低排放改造后的機組能耗均有一定的提高。因此，國內(nèi)已有學者對超低排放系統(tǒng)的運行情況開展了分析[3-4]，從廠用電角度分析了能耗增加情況[5]，并對各環(huán)保系統(tǒng)提出了節(jié)能應用技術方案[6-8]。

但現(xiàn)有的研究內(nèi)容鮮有分析因超低排放系統(tǒng)中的管式GGH（氣-氣再熱器）輔助蒸汽對機組能耗的影響，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，對管式GGH 運行方式和輔助蒸汽的消耗原因進行分析，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致脫硫系統(tǒng)的配置也存在較大差異，對于采用石灰石－石膏濕法脫硫系統(tǒng)的機組，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：目前的脫硝技術已經(jīng)能夠滿足超低排放的要求，其技術路線基本相似，在SCR（選擇性催化還原技術）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WESP，可以大幅緩解其他除塵設備的脫除壓力，減少其他除塵設備的改造內(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)均獨立處理相應的煙氣污染物。超低排放不僅提高單個處理單元的效率還采用全新的“協(xié)同治理”技術理念，即每個煙氣處理子系統(tǒng)在脫除主要污染物的同時，也考慮脫除其他污染物的可行性，或為下一流程煙氣處理子系統(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器與靜電除塵器之間的煙道上，通過介質(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、降低風機能耗、提高電除塵器除塵效率和三氧化硫脫除率；另一個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煙氣中的熱量，實現(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，對脫硫和脫硝系統(tǒng)進行了改造，改造后環(huán)保設備和引風機的廠用電增加，且消耗了一定量的輔助蒸汽。以下采用統(tǒng)計期DCS（分散控制系統(tǒng)）運行數(shù)據(jù)分析的方法，分別整理計算超低排放改造前后各環(huán)保設備的能耗水平，對比其能耗變化情況。

統(tǒng)計改造前該機組利用小時數(shù)為2 766 h 期間的運行數(shù)據(jù)，期間平均負荷率為74.3%，改造后的統(tǒng)計期利用小時數(shù)為4 686 h，期間平均負荷率為74.5%，改造前后該機組運行負荷和煤種基本相同，具備對比條件。

2.2 設備電耗

該機組在進行超低排放改造前已具有較完善的環(huán)保設備，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反映至引風機電耗中，因此分析環(huán)保設備能耗也包括引風機。

圖2 改造前機組環(huán)保設備工藝

改造前后各環(huán)保設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：

引風機：超低排放系統(tǒng)的諸多設備會增加煙氣側的阻力，增加的煙氣阻力最終反映在引風機耗電率上。具體阻力變化分析見2.3 節(jié)，機組改造后引風機廠用電率增加了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，該機組由于超低排放系統(tǒng)改造增加上述環(huán)保設備和引風機的廠用電率0.228%，按該機組改造后的機組供電煤耗計算，對應增加供電煤耗0.71 g/kWh。在后續(xù)該發(fā)電廠進行的超低排放系統(tǒng)改造同型號機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

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

表2 各設備煙氣阻力增加情況 Pa

2.4 設備輔助蒸汽能耗

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。在該機組超低排放改造后的統(tǒng)計期內(nèi)，除2 月和9 月停機外，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)境溫度的關系

通過比較該機組管式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。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)境溫度較低時的輔助蒸汽耗量較大，平均可達14～17 t/h。這是由于鍋爐的排煙溫度（即煙氣冷卻器的進口煙溫）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煙氣進行補熱，需要補充更多蒸汽滿足排放要求。此外，機組的負荷率也會影響輔助蒸汽的耗量，通常機組的負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熱。

2.5 煙氣再熱輔助蒸汽消耗對機組煤耗影響

煙氣再熱的輔助蒸汽采用汽輪機的第4 級抽汽，蒸汽在輔助加熱器中放熱變?yōu)槟?，而未在汽輪機做功。機組的煤耗與吸熱量及負荷有下述關系式：

式中：b 為機組發(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 為機組吸熱量；P 為機組負荷。

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

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

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

綜上，該機組經(jīng)過超低排放系統(tǒng)改造后，相關設備電耗增加和輔助蒸汽的消耗合計增加供電煤耗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鍵因素。

3 管式GGH 運行情況分析

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入煙囪前的煙溫，其熱源來自于前段空預器出口的煙氣余熱，換熱器間以熱媒水為換熱介質(zhì)，當煙氣冷卻器的煙氣放熱不能夠滿足再熱器所需的熱量時，需要使用輔助蒸汽進行補熱[14－16]。

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

圖5 管式GGH 基本流程

圖6 煙氣冷卻器進出口煙溫

根據(jù)該機組運行經(jīng)驗，煙氣再熱器出口煙氣溫度控制在約80 ℃即可實現(xiàn)煙囪“脫白”。以出口煙氣溫度80 ℃為基準，根據(jù)煙氣冷卻器和再熱器的熱平衡計算結果，得出為了“脫白”所需的煙氣冷卻器理論進口溫度約為120 ℃。煙氣冷卻器實際進口煙溫與“脫白”熱平衡所需的理論進口煙溫分布如圖7 所示，按實際煙溫在理論溫度±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熱；同時有33%的工況大于理論溫度，經(jīng)計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充輔助蒸汽外，在夏季高煙溫時有大量的熱量被浪費，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，在夏季和高負荷工況當煙氣冷卻器的吸熱量大于煙氣再熱器所需的放熱量時，將富余的熱量用于加熱凝結水，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)間基本對應6 號低加的進出口溫度，即可以旁路部分進入6 號低加的凝結水，減少汽輪機6 抽的抽汽量。經(jīng)計算在該機組75%負荷下，按旁路放熱2.52 MW 計算，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 結論

（1）通過分析某660 MW 超臨界燃煤機組超低排放系統(tǒng)改造前后的能耗變化情況，得知包括引風機在內(nèi)的各環(huán)保設備廠用電率增加了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鍵因素。

（3）通過分析管式GGH 的運行方式，得知因為環(huán)境溫度和機組負荷的變化會導致煙氣冷卻器的吸熱量與煙氣再熱器的熱需求不平衡，導致部分工況熱量浪費，而部分工況熱量不足需要補充蒸汽。

（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水，減少汽機抽汽，折算全年可降低發(fā)電煤耗0.16 g/kWh。