史鵬飛，張志強(qiáng)

（國家能源集團(tuán)科學(xué)技術(shù)研究院有限公司，江蘇 南京 210023）

0 引言

燃煤火電機(jī)組普遍采用濕法脫硫裝置，凈煙氣溫度達(dá)50～60 ℃，飽和濕煙氣與環(huán)境中溫度較低的空氣接觸而凝結(jié)，冷凝的小液滴經(jīng)過光線的折射和反射后，煙囪出口的煙羽一般呈現(xiàn)白色，形成視覺污染[1]。濕煙羽治理工程一般有2個(gè)工藝段，即煙氣冷凝和煙氣再熱。煙氣冷凝對濕煙氣進(jìn)行降溫，析出大量水分，降低絕對含濕量；煙氣再熱是將凈煙氣加熱至不飽和狀態(tài)，從而消除濕煙羽現(xiàn)象，同時(shí)實(shí)現(xiàn)節(jié)水、節(jié)能減排等目的[2]。煙氣冷凝和煙氣再熱涉及煙氣中熱量的轉(zhuǎn)移和利用，同時(shí)涉及煙氣中水分的收集，這也是煙氣余熱利用技術(shù)的核心。煙氣再熱根據(jù)熱源形式的不同主要有2種：一是利用汽輪機(jī)輔汽對煙氣進(jìn)行再熱；二是水媒式煙氣循環(huán)加熱系統(tǒng)MGGH（media gas-gas heater），利用鍋爐尾部煙氣余熱與循環(huán)水換熱后，高溫的循環(huán)水對煙氣進(jìn)行再熱。根據(jù)實(shí)際情況，煙氣余熱利用系統(tǒng)形式有所不同[3-5]。

某330 MW燃煤機(jī)組濕煙羽工程采用漿液冷卻+MGGH方案，結(jié)合了煙氣余熱利用方案，本文通過現(xiàn)場測試數(shù)據(jù)，結(jié)合理論計(jì)算，對其能耗增加部分和節(jié)能部分進(jìn)行耦合，同時(shí)還與其他工藝的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行對比，綜合評估濕煙羽工程的能耗，并為煙氣余熱利用提出新的思路。

1 工程概況

該機(jī)組濕煙羽治理工程主要有MGGH（包括煙道冷卻器、煙氣再熱器、暖風(fēng)器、凝結(jié)水加熱系統(tǒng)）系統(tǒng)和漿液冷卻系統(tǒng)。煙氣冷凝采用漿液冷卻方式，利用冷卻塔的循環(huán)水作為冷源冷卻脫硫塔內(nèi)部的漿液，冷卻后的漿液再對煙氣進(jìn)行冷凝除濕，煙氣再熱采用MGGH方案，引出部分凝結(jié)水通過煙道冷卻器升溫后，對煙氣進(jìn)行再熱，然后凝結(jié)水作為暖風(fēng)器的熱源，加熱進(jìn)入空預(yù)器的空氣，此后凝結(jié)水返回到加熱器入口，完成一個(gè)熱力循環(huán)。

2 能耗測試與分析

在鍋爐蒸發(fā)量為1 000 t/h時(shí)進(jìn)行冬季現(xiàn)場測試，結(jié)合理論推理，分析冬季工況和夏季工況的能耗影響。以汽輪機(jī)的變工況和背壓特性研究為基礎(chǔ)，結(jié)合凝汽器、濕式冷卻塔的耦合變工況對機(jī)組背壓的影響以及機(jī)組輔機(jī)耗電率的變化，對工程進(jìn)行能耗分析[6]。

2.1 冬季供暖期能耗測試分析

2.1.1 耗能部分

冬季采暖期間，耗能因素有冷卻水循環(huán)泵增加的電耗、MGGH循環(huán)水泵電耗，MGGH系統(tǒng)煙道冷卻器阻力增加的風(fēng)機(jī)電耗。供暖期機(jī)組耗能增加測試分析結(jié)果如表1所示。

表1 供暖期機(jī)組耗能增加測試分析

引風(fēng)機(jī)入口煙溫由135 ℃降低至95 ℃，煙氣體積流量降低了約10 ，MGGH系統(tǒng)增加阻力約500 Pa，假設(shè)其他阻力未發(fā)生變化，則引風(fēng)機(jī)電耗將由2000 kW增加至2 070 kW。改造前后送風(fēng)機(jī)電耗無明顯變化，一次風(fēng)增加暖風(fēng)器阻力接近550 Pa，導(dǎo)致單臺風(fēng)機(jī)電耗增加約60 kW。

煙氣冷凝將濕煙氣溫度由46 ℃冷卻至43 ℃。MGGH循環(huán)泵增加電耗160 kW，漿液冷卻系統(tǒng)冷卻水循環(huán)泵增加電耗110 kW。

煙氣再熱器將煙氣溫度由42.5 ℃加熱到58.5 ℃，凝結(jié)水釋放熱量21.54 GJ/h加熱煙氣，煙氣再熱器吸收凝結(jié)水釋放的這部分熱量，使得回到熱力系統(tǒng)熱量減少，煙氣再熱器增加供電煤耗0.73 g/（kW·h）。

漿液冷卻器冷源取自機(jī)組循環(huán)水，冬季循環(huán)冷卻水溫度低、機(jī)組供熱抽汽使低壓缸排汽流量減少，凝汽器和機(jī)組背壓基本未受新加裝設(shè)備的影響。

綜上，輔機(jī)電耗增加530 kW，綜合廠用電增高0.161 ，增加供電煤耗0.56 g/（kW·h）；煙氣再熱器增加供電煤耗0.73 g/（kW·h）。合計(jì)增加供電煤耗1.29 g/（kW·h）。

2.1.2 節(jié)能部分

由于增加了MGGH煙冷器，煙氣熱量由凝結(jié)水吸收，加熱煙氣后，其余熱量回到熱力系統(tǒng)，一是回到汽機(jī)抽汽系統(tǒng)，提升了汽機(jī)做功能力；二是取代了原暖風(fēng)器使用的輔汽熱量，減少了汽機(jī)熱耗；三是加熱了空預(yù)器熱風(fēng)，提高了鍋爐效率。供暖期機(jī)組節(jié)能分析數(shù)據(jù)如表2所示。

表2 供暖期機(jī)組節(jié)能部分節(jié)能測試分析單位：g/（kW·h）

MGGH煙氣冷卻器對汽機(jī)系統(tǒng)能耗影響分析。MGGH漿液冷凝循環(huán)水流量約536 t/h，8號低壓加熱器進(jìn)口向MGGH及暖風(fēng)器系統(tǒng)補(bǔ)水45 t/h，7號低壓加熱器出口向MGGH及暖風(fēng)器系統(tǒng)補(bǔ)充水300 t/h。MGGH及暖風(fēng)器回水進(jìn)入6號低壓加熱器入口（回水溫度76.6 ℃）。工質(zhì)吸收熱量后回到汽機(jī)系統(tǒng)排擠了低壓抽汽，使得機(jī)組經(jīng)濟(jì)性提高。當(dāng)投入再熱器時(shí)，供電煤耗降低約0.94 g/（kW·h）。不投入再熱器時(shí)，供電煤耗降低約1.68 g/（kW·h）。

暖風(fēng)器節(jié)能。用被煙氣余熱加熱的凝結(jié)水替代高壓輔汽，循環(huán)水量為536 t/h，加熱暖風(fēng)器循環(huán)水從92.5 ℃降低到76.6 ℃，代替抽汽熱量35.68 GJ/h。其中暖風(fēng)器溫度從3 ℃升到38 ℃，按暖風(fēng)器基準(zhǔn)風(fēng)溫25 ℃考慮，暖風(fēng)器從3 ℃升到25 ℃這部分折合熱量約22.43 GJ/h，供電煤耗降低約1.72 g/（kW·h）。暖風(fēng)器風(fēng)溫從25 ℃升到38 ℃，此部分溫升主要為提升空預(yù)器綜合冷段運(yùn)行溫度，以提高機(jī)組運(yùn)行安全性，并不能明顯影響機(jī)組能耗，僅使得空預(yù)器出口熱風(fēng)溫度升高1 ℃左右，鍋爐效率相對提高，供電煤耗降低約0.11 g/（kW·h）。當(dāng)環(huán)境溫度為10 ℃左右時(shí)，按照暖風(fēng)器設(shè)計(jì)原則與目前的實(shí)際換熱量計(jì)算，暖風(fēng)器出口溫度約為42 ℃，暖風(fēng)器風(fēng)溫從10 ℃升到25 ℃，供電煤耗降低約1.29 g/（kW·h）；暖風(fēng)器風(fēng)溫從25 ℃升到42 ℃，供電煤耗降低約0.16 g/（kW·h）。

綜上，冬季工況MGGH煙冷器及暖風(fēng)器的應(yīng)用使得機(jī)組供電煤耗降低3.12～3.51 g/（kW·h），結(jié)合夏季工況增加的供電煤耗1.29 g/（kW·h），冬季工況濕煙羽工程的使用使機(jī)組供電煤耗減少約1.83～2.22 g/（kW·h），通過MGGH的合理設(shè)計(jì)，實(shí)現(xiàn)濕煙羽工程轉(zhuǎn)變?yōu)楣?jié)能項(xiàng)目。

2.2 夏季工況能耗預(yù)測分析

夏季影響機(jī)組能耗的因素有冷卻水循環(huán)泵增加的電耗，MGGH循環(huán)水泵電耗，MGGH系統(tǒng)煙道冷卻器增加風(fēng)機(jī)電耗，煙冷器熱量回系統(tǒng)減少的煤耗，漿液冷卻循環(huán)水溫度升高增加的煤耗。夏季工況機(jī)組能耗測試分析結(jié)果如表3所示。

表3 夏季機(jī)組耗能部分能耗分析

2.2.1 能耗增加部分

夏季需增加1臺漿液冷卻系統(tǒng)冷卻水循環(huán)泵，功率110 kW，其他輔機(jī)電耗暫參考冬季。累計(jì)增加供電煤耗約0.75 g/（kW·h）。

部分循環(huán)水用于煙氣冷凝后，將使循環(huán)水溫升高，同時(shí)，進(jìn)凝汽器循環(huán)水量減少，預(yù)計(jì)使機(jī)組背壓升高約0.30 kPa，增加供電煤耗約0.77 g/（kW·h）。

按照煙氣量1 400 t/h，煙氣再熱器提升煙氣溫度13 ℃計(jì)算，MGGH再熱器吸收凝結(jié)水釋放熱量20.93 GJ/h，增加供電煤耗約0.42 g/（kW·h）。

2.2.2 能耗節(jié)約部分

夏季工況，鍋爐煙氣量1 400 t/h，按照煙氣溫降45 ℃計(jì)算，系統(tǒng)循環(huán)水量為576.8 t/h，循環(huán)水在煙冷器吸收熱量后溫度從泵入口溫度70 ℃升高至100 ℃。假若煙道冷卻器煙氣釋放熱量全部回到系統(tǒng)，供電煤耗降低約 0.94 g/（kW·h）。

綜上，夏季工況MGGH煙道冷卻器及暖風(fēng)器的應(yīng)用使得節(jié)約供電煤耗0.94 g/（kW·h），結(jié)合夏季工況增加的供電煤耗1.94 g/（kW·h），夏季工況供電煤耗總計(jì)增加約1.00 g/（kW·h）。

3 未進(jìn)行煙氣余熱利用設(shè)計(jì)的濕煙羽治理工程能耗分析

某600 MW空冷機(jī)組濕煙羽治理工程采用漿液冷卻+蒸汽煙氣再熱技術(shù)路線，未進(jìn)行煙氣余熱利用的設(shè)計(jì)。通過現(xiàn)場測試，對濕煙羽治理工程進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析。冬季供暖期機(jī)組能耗變化測試結(jié)果如表4所示，夏季機(jī)組能耗變化預(yù)測結(jié)果如表5所示。

表4 冬季供暖期機(jī)組能耗測試分析

表5 夏季機(jī)組能耗分析

濕煙羽治理工程實(shí)施后，冬季工況增加供電煤耗約2.98 g/（kW·h），夏季工況增加供電煤耗約1.51 g/（kW·h）。

4 對比分析

從能耗的對比分析來看，漿液冷卻+MGGH煙氣再熱技術(shù)路線冬季節(jié)能（1.83～2.22）g/（kW·h），夏季能耗增加1.00 g/（kW·h）；漿液冷卻+蒸汽煙氣再熱技術(shù)路線冬季能耗增加2.98 g/（kW·h），夏季能耗增加1.51 g/（kW·h）。由此可以看出，MGGH技術(shù)路線利用鍋爐尾部煙氣余熱，可以減少蒸汽用量，能大幅降低濕煙羽治理工程對機(jī)組能耗的影響。冬季的節(jié)能量要遠(yuǎn)高于夏季，冬季機(jī)組一方面由于供熱抽汽，低壓加熱器抽汽壓力較低，凝結(jié)水溫度較低，可以有效利用回水熱量。另一方面，MGGH技術(shù)路線多余煙氣熱量，冬季加熱鍋爐暖風(fēng)器后，再回到低壓凝結(jié)水系統(tǒng)加熱凝結(jié)水，替代了加熱暖風(fēng)器的高壓蒸汽，冬季節(jié)能量較大，經(jīng)濟(jì)效益明顯。從兩種技術(shù)路線能耗增加的部分對比來看，輔機(jī)耗電能耗增量夏季要高于冬季，煙氣再熱器能耗增量冬季要高于夏季。其中，直接利用蒸汽加熱煙氣，煙氣再熱器冬季和夏季供電煤耗增量分別為2.71 g/（kW·h）和0.67 g/（kW·h），冬季能耗增加幅度較大。MGGH系統(tǒng)利用低品質(zhì)的煙氣余熱加熱煙氣，煙氣再熱器冬季和夏季能耗增量為0.73 g/（kW·h）和0.42 g/（kW·h），冬夏季能耗變化較小。

從再熱增加耗能來看，MGGH煙氣再熱技術(shù)冬季工況耗能部分能耗增加1.29 g/（kW·h），夏季能耗增加1.94 g/（kW·h）。蒸汽煙氣再熱技術(shù)夏季工況耗能部分能耗增加2.98 g/（kW·h），夏季能耗增加1.51 g/（kW·h）。若煙氣余熱不回收到熱力系統(tǒng)時(shí)，機(jī)組能耗增量在1～3 g/（kW·h）。

5 結(jié)論

通過對某330 MW濕冷機(jī)組濕煙羽治理工程的能耗進(jìn)行全面分析，并和其他機(jī)組進(jìn)行對比，可以得出以下結(jié)論。

a）與直接利用蒸汽加熱再熱煙氣相比，MGGH技術(shù)路線利用鍋爐尾部煙氣余熱，可以減少蒸汽用量，能大幅降低濕煙羽治理工程對機(jī)組能耗的影響。

b）從2種技術(shù)路線能耗增加的部分對比來看，機(jī)組輔機(jī)耗電能耗增量夏季要高于冬季，煙氣再熱器能耗增量冬季要高于夏季。其中，直接利用蒸汽加熱煙氣，冬夏季能耗增加幅度較大。MGGH系統(tǒng)利用低品質(zhì)的煙氣余熱加熱煙氣，冬夏季能耗變化較小。

c）從2種技術(shù)路線耗能增加的部分來看，濕煙羽治理工程若煙氣余熱不回收到熱力系統(tǒng)時(shí)，機(jī)組能耗增量在1～3 g/（kW·h）。

d）與國內(nèi)其他鍋爐尾部煙氣余熱利用系統(tǒng)相比，本工程MGGH系統(tǒng)利用多余煙氣熱量，在冬季加熱鍋爐暖風(fēng)器后，再回到低壓凝結(jié)水系統(tǒng)加熱凝結(jié)水，替代了加熱暖風(fēng)器的高壓蒸汽，冬季節(jié)能量較大，經(jīng)濟(jì)效益明顯，可作為鍋爐尾部煙氣余熱利用的一種典型案例，具有較高的參考價(jià)值。