超凈排放改造對燃煤機組發電煤耗影響的研究和測算

王林平

上海市節能減排中心有限公司

0 前言

為促進煤炭清潔高效利用，切實減少大氣污染，改善空氣質量，上海市發展改革委會同市環保局于2015 年發布了《上海市煤電節能減排升級與改造工作實施方案（2015-2017 年）》（滬發改能源〔2015〕140 號），同時，《燃煤電廠大氣污染物排放標準（DB31/963-2016）》于2016 年正式發布。上述兩個文件均要求，到2017 年12 月31 日前，上海市公用燃煤機組大氣污染物排放濃度均應達到要求的排放限值（即在基準O2含量6%條件下，煙塵、CO2、NOX排放濃度分別不高于10、35、50 mg/m3），并采取有效措施消除石膏雨現象。

為了達到本地嚴苛的環保排放要求，本市公用燃煤發電企業勢必要增加環保設備的投入，甚至犧牲已有的節能改造成果。為了摸清超凈排放改造對機組熱效率（即發電煤耗）的影響，本文梳理了上海市各燃煤發電企業超凈排放改造情況，總結了主要的改造技術路徑，分析了各改造技術路徑對發電煤耗的影響，進而對該影響進行了測算。

1 本市公用燃煤機組超凈排放改造現狀及主要技術路徑

2014 年12 月，自本市第一臺公用燃煤機組完成超凈排放改造后，其余公用燃煤電廠陸續開展相關改造，并在要求時間前，全部完成超凈排放改造。

根據調研情況，本市300 MW 及以上公用燃煤機組的超凈排放改造（包含消除石膏雨及脫硝、除塵、脫硫改造）技術路徑主要有三類，詳見表1。

表1 上海市300 MW及以上公用燃煤電廠的超凈排放改造技術路徑

2 研究思路

文章通過對上海市公用燃煤機組超凈排放改造（包括脫硝、除塵、脫硫及消除石膏雨改造）不同技術路線及其能耗影響因素的分析，明確不同改造路徑對發電煤耗的影響，并研究提出發電煤耗影響修正系數。

分析時將本市公用燃煤電廠分為1 000 MW超超臨界、600 MW 超臨界及300 MW 亞臨界三個等級，并根據電廠的相關數據和超凈排放改造實際情況，對各等級機組發電煤耗影響系數進行定量計算，進而提出發電煤耗修正系數。

3 超凈排放改造各路徑能耗及對發電煤耗影響的分析

上海市公用燃煤電廠超凈排放改造主要包括脫硝、除塵、脫硫改造及消除石膏雨。本文根據相關試驗報告，通過對超凈排放改造能耗變化的分析，明確其對煤耗的影響因素及影響系數。

3.1 超凈排放改造路徑能耗分析

1）脫硝、除塵、脫硫改造及其影響

(1）脫硝：本市公用燃煤電廠原有煙氣脫硝系統主要采用鍋爐低氮燃燒+單反應器脫硝裝置（SCR）。SCR以液氨為反應劑，設備布置在空氣預熱器后，內設催化劑層。煙氣流經SCR多層催化層經噴淋與液氨發生催化反應后脫除。

各電廠脫硝系統的超凈排放改造均采用增加催化劑的方案達到脫硝設備提效的目的，其主要改造有：脫硝系統現有催化劑的再生、新增一層催化劑、部分膨脹節檢查更換、噴氨調整試驗及配套電控部分改造等。

脫硝系統能耗的增加全部體現在改造后相關設備用電量的增加，改造不影響機組發電效率。

(2）除塵：本市公用燃煤電廠原有除塵方式主要有布袋除塵和靜電除塵兩類。

各電廠針對現有除塵設備進行除塵改造，主要改造路徑有：①布袋除塵+吸收塔除霧器提效改造。②吸收塔內加裝離心管束式除塵裝置。③低低溫除塵器+吸收塔除霧器改造+濕式電除塵改造。④低低溫除塵器+（吸收塔加裝托盤）+吸收塔除霧器改造+加裝吸收塔煙道除霧器。

對于除塵的上述4 種改造路徑，除塵系統能耗的增加全部體現在改造后相關設備及增壓風機用電量的增加，改造不影響機組發電效率。

(3）脫硫：本市公用燃煤電廠原有煙氣脫硫系統主要采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝。系統布置一爐一塔（脫硫吸收塔）、全煙氣量處理、增壓風機、逆流空塔噴淋層、內置二級屋脊式除霧器、煙氣再熱器（本市僅外高橋發電有限公司布置煙氣再熱器）。系統以石灰石為脫硫劑，經球磨機粉碎磨細制備成吸收漿液加入吸收塔，吸收漿液逆流洗滌煙氣，煙氣中SO2等酸性氣體與漿液發生反應后被脫除，漿液中的碳酸鈣經化學反應后形成脫硫石膏。

各電廠脫硫系統的超凈排放改造多采用高效脫硫協同除塵改造的方案，其主要改造有：脫硫塔增容（增加漿液量）、增加噴淋層、除霧器擴容提效、增壓風機擴容、漿液循環泵擴容、增設雙相整流盤與二層壁環。

脫硫系統能耗的增加全部體現在改造后相關設備及增壓風機用電量的增加，改造不影響機組發電效率。

2）消除石膏雨的改造及其影響

對于消除石膏雨的改造，主要有以下兩種技術路線：

(1）石灰石-石膏濕法煙氣脫硫系統采用煙氣-煙氣再熱器的改造（即GGH 改造）。此方案原理是在煙氣系統安裝回轉式煙氣-煙氣換熱器，用脫硫塔進口的高溫煙氣通過GGH 換熱器加熱脫硫塔出口的低溫凈煙氣，使排煙溫度達到露點之上，減輕濕煙氣對煙道和煙囪的腐蝕，并提高污染物的擴散度，同時降低進入脫硫塔的煙氣溫度，降低塔內對防腐的工藝技術要求。其典型安裝圖見圖1。

GGH 改造的限制：對于新建機組，可結合煙道布置的設計，同步安裝GGH 設備；對于已建機組，需根據其煙道的現狀布置狀況分析加裝GGH的可行性，對于脫硫吸收塔煙氣入口煙道與凈煙出口煙道距離較遠的布置不便于安裝GGH設備。

GGH設備對能耗的影響主要為，煙道長度的增加及煙道阻力的增加帶來的增壓風機電耗的提高。由于該換熱器是利用鍋爐排煙后的高溫煙氣加熱低溫煙氣，故對機組的發電效率和發電煤耗無影響。

(2）管式GGH改造（通常稱為“MGGH”）。

管式GGH 改造分為兩種：在系統中設置兩臺煙氣-水換熱器（煙氣冷卻器和煙氣加熱器）組成MGGH系統、結合系統原有低溫省煤器設置煙氣加熱器組成MGGH系統。

圖1 GGH典型安裝圖

①在系統中設置兩臺煙氣-水換熱器（煙氣冷卻器和煙氣加熱器）組成MGGH系統。其主要工作原理是，以水為媒介，原煙氣首先進入煙氣冷卻器，冷卻至90 ℃左右，進入脫硫吸收塔；從脫硫塔出來的約50 ℃左右的凈煙氣再通過煙氣加熱器升溫到高于80 ℃后進入煙囪。水媒介在煙氣冷卻器中升溫，通過水泵送入煙氣加熱器降溫，循環運行。MGGH典型布置見圖2。

該類MGGH 改造后的能耗主要為系統中循環水泵的耗電量。由于換熱器同樣利用鍋爐排煙后的高溫煙氣加熱低溫煙氣，故對機組的發電效率和發電煤耗不產生影響。

②在原有低溫省煤器的基礎上設置煙氣加熱器組成MGGH 系統。電廠在進行超凈排放改造前，其除塵器煙氣進口或出口煙道加裝了煙氣-水管式換熱器（低溫省煤器，又名“煙冷器”），通過該換熱系統將煙氣熱量進行回收后返回至鍋爐系統（加熱送風）或汽機系統（加熱凝結水）以提高機組發電效率。

此類電廠進行消除石膏雨改造時，在脫硫塔出口處加裝煙氣加熱器，利用原有煙冷器，并結合前述MGGH 改造技術路線，對原煙冷器系統進行改造，使原煙冷器與新裝的煙氣加熱器之間形成以水為媒介的閉式循環系統，將原煙冷器收集的熱量通過水媒介送至煙氣加熱器加熱脫硫塔出口的凈煙，以提高煙氣排放溫度，達到消除白色煙羽的目的。通過消除石膏雨的改造，原煙冷器收集的煙氣余熱無法用于機組以提高機組發電能力。本文認為，該類改造的結果使機組熱量受到損失，導致其發電效率有所降低。

該類MGGH 改造的能耗主要為閉式循環水系統中循環水泵的耗電量，以及機組熱量的損失。

另外，對于煙氣冷卻器進口煙氣溫度較高的運行狀態或在夏季運行中，MGGH中的水媒介經煙氣冷卻器換熱升溫后，除了通過煙氣加熱器將脫硫塔出口的凈煙加熱到足夠溫度后，該系統仍有余熱可以加熱冷凝水，增加鍋爐系統運行效率，提高機組發電能力；對于煙氣冷卻器進口煙氣溫度較低的運行狀態或在冬季運行中，MGGH中的水媒介經煙氣冷卻器換熱升溫后，其吸收的熱量無法將脫硫塔出口的凈煙加熱到足夠溫度以消除白色煙羽現象，則需要通過機組輔助蒸汽對凈煙加熱，此時鍋爐系統運行效率受到影響，機組發電能力將有所降低。對于上述兩類情況，同一臺機組均會出現上述兩種運行狀態（兩種運行狀態下MGGH對機組效率的影響可相互抵消），且各電廠無法提供充足數據進行計算，故本文暫不考慮上述兩類因素對發電煤耗的影響，僅以電廠提供的第三方試驗報告作為數據依據來分析并確定超凈排放改造（消除石膏雨）對發電煤耗的影響。

圖2 MGGH典型布置圖

3）超凈排放改造能耗分析

綜上1）和2）分析，本市公用燃煤電廠超凈排放改造所增加能耗（以下簡稱“總能耗”）可用計算公式表示：

總能耗=脫硝能耗+脫硫能耗+除塵能耗+MGGH 能耗+增壓風機能耗+克服脫硝/除塵/煙冷器阻力的能耗（引風機能耗）+熱量損失引起的機組能效的下降

由該公式可以看出，總能耗中主要包含兩個方面，即各類設備的電耗增加（廠用電消耗的增加）及機組熱量的損失（機組效率的下降）。廠用電增加的主要原因是超凈排放設備的增容帶來用電量的增加；機組效率下降的主要原因是燃煤機組在消除石膏雨改造（MGGH）之前加裝過煙氣余熱利用的節能設備（低溫省煤器），而為了消除石膏雨，在改造后，該部分本可由機組回收使用的熱量改為對煙氣加熱，從而引起機組效率下降。

從改造引起能耗變化的角度來看，本市公用燃煤電廠超凈排放改造路徑主要可歸納為兩類。

（1）改造僅引起廠用電的增加

該類改造是指機組在改造前未加裝煙氣余熱利用設備（低溫省煤器）。改造路徑典型系統流程圖見圖3及圖4。

（2）改造引起廠用電的增加及機組效率的下降

該類改造是指機組在改造前加裝了煙氣余熱利用設備（低溫省煤器），在消除石膏雨的改造中，利用原低溫省煤器與新增煙氣加熱器構成MGGH。改造路徑典型系統流程圖見圖5及圖6。

3.2 超凈排放改造對煤耗的影響分析

燃煤機組發電煤耗及供電煤耗的計算公式分別為：

發電標準煤耗率=發電標準煤耗量/發電量

圖3 改造前系統工藝流程圖

圖4 改造后系統工藝流程圖

圖5 改造前系統工藝流程圖

圖6 改造后系統工藝流程圖

供電標準煤耗率=發電標準煤耗量/供電量

其中，發電量指發電機端口輸出的電量，供電量指發電機輸出的電量扣去電廠自身用電量后的電量，即供電量=發電量-廠用電量。

在超凈排放改造中，引起機組效率下降的改造直接影響機組發電量，進而影響機組發電煤耗；引起廠用電增加的改造不影響機組發電量的變化，僅影響機組供電量，進而影響機組供電煤耗。

本文研究主要內容為超凈排放改造對發電煤耗的影響，故文章認為，對于超凈排放改造前已加裝煙氣余熱利用設備（低溫省煤器）的機組，其改造會對發電煤耗產生影響；對于超凈排放改造前未加裝低溫省煤器的機組，其改造將不會對發電煤耗產生影響。本文主要針對超凈排放改造前加裝低溫省煤器的機組，測算改造對其發電煤耗的影響。

4 本市公用燃煤電廠超凈排放改造對發電煤耗的影響

4.1 測算數據及方法

1）測算數據選擇及處理

根據研究思路，本文選取了1 000 MW 超超臨界、600 MW 超臨界及300 MW 亞臨界三個等級中的各一家電廠進行測算，并采用了該三家電廠機組性能試驗報告、低溫省煤器改造試驗報告及某一年度的運行數據作為測算依據。

對于低溫省煤器改造對煤耗的影響數據，本文直接采用了該三家電廠提供的試驗報告中滿負荷時的煤耗影響數據；對于燃煤機組發電煤耗數據，本文則根據選取年的機組發電煤耗及年平均負荷率等數據，并按機組性能試驗報告中發電煤耗-負荷率曲線，將機組實際負荷率下的發電煤耗修正到負荷率為100%時的發電煤耗，測算取修正后的發電煤耗數據，具體修正見表2。

2）測算方法

本文提出的發電煤耗影響系數計算如下：

其中，

θ 為發電煤耗影響系數；

ΔA 為低溫省煤器改造煤耗影響值；

A為某年燃煤機組實際發電煤耗修正到負荷率為100%時的發電煤耗數據。

4.2 測算結果

根據處理后的相關數據及測算方法，測算結果見表3。

表2 100%負荷率下發電煤耗的計算

表3 超凈排放改造對各等級機組發電煤耗影響系數計算

5 結論

1）本文認為，對于超凈排放改造前未加裝低溫省煤器的機組，其超凈排放改造對發電煤耗的影響視為0；對超凈排放改造前加裝低溫省煤器的機組，其超凈排放改造對發電煤耗的影響可進行修正，其修正依據為加裝低溫省煤器對機組效率提高的影響。

2）根據測算，對于1 000 MW 超超臨界等級機組，其超凈排放改造對發電煤耗的影響約為0.58%；對于600 MW超臨界等級機組，其超凈排放改造對發電煤耗的影響約為0.83%；對于300 MW亞臨界等級機組，其超凈排放改造對發電煤耗的影響約為0.82%。