超净排放改造对燃煤机组发电煤耗影响的研究和测算

王林平

上海市节能减排中心有限公司

0 前言

为促进煤炭清洁高效利用，切实减少大气污染，改善空气质量，上海市发展改革委会同市环保局于2015 年发布了《上海市煤电节能减排升级与改造工作实施方案（2015-2017 年）》（沪发改能源〔2015〕140 号），同时，《燃煤电厂大气污染物排放标准（DB31/963-2016）》于2016 年正式发布。上述两个文件均要求，到2017 年12 月31 日前，上海市公用燃煤机组大气污染物排放浓度均应达到要求的排放限值（即在基准O2含量6%条件下，烟尘、CO2、NOX排放浓度分别不高于10、35、50 mg/m3），并采取有效措施消除石膏雨现象。

为了达到本地严苛的环保排放要求，本市公用燃煤发电企业势必要增加环保设备的投入，甚至牺牲已有的节能改造成果。为了摸清超净排放改造对机组热效率（即发电煤耗）的影响，本文梳理了上海市各燃煤发电企业超净排放改造情况，总结了主要的改造技术路径，分析了各改造技术路径对发电煤耗的影响，进而对该影响进行了测算。

1 本市公用燃煤机组超净排放改造现状及主要技术路径

2014 年12 月，自本市第一台公用燃煤机组完成超净排放改造后，其余公用燃煤电厂陆续开展相关改造，并在要求时间前，全部完成超净排放改造。

根据调研情况，本市300 MW 及以上公用燃煤机组的超净排放改造（包含消除石膏雨及脱硝、除尘、脱硫改造）技术路径主要有三类，详见表1。

表1 上海市300 MW及以上公用燃煤电厂的超净排放改造技术路径

2 研究思路

文章通过对上海市公用燃煤机组超净排放改造（包括脱硝、除尘、脱硫及消除石膏雨改造）不同技术路线及其能耗影响因素的分析，明确不同改造路径对发电煤耗的影响，并研究提出发电煤耗影响修正系数。

分析时将本市公用燃煤电厂分为1 000 MW超超临界、600 MW 超临界及300 MW 亚临界三个等级，并根据电厂的相关数据和超净排放改造实际情况，对各等级机组发电煤耗影响系数进行定量计算，进而提出发电煤耗修正系数。

3 超净排放改造各路径能耗及对发电煤耗影响的分析

上海市公用燃煤电厂超净排放改造主要包括脱硝、除尘、脱硫改造及消除石膏雨。本文根据相关试验报告，通过对超净排放改造能耗变化的分析，明确其对煤耗的影响因素及影响系数。

3.1 超净排放改造路径能耗分析

1）脱硝、除尘、脱硫改造及其影响

(1）脱硝：本市公用燃煤电厂原有烟气脱硝系统主要采用锅炉低氮燃烧+单反应器脱硝装置（SCR）。SCR以液氨为反应剂，设备布置在空气预热器后，内设催化剂层。烟气流经SCR多层催化层经喷淋与液氨发生催化反应后脱除。

各电厂脱硝系统的超净排放改造均采用增加催化剂的方案达到脱硝设备提效的目的，其主要改造有：脱硝系统现有催化剂的再生、新增一层催化剂、部分膨胀节检查更换、喷氨调整试验及配套电控部分改造等。

脱硝系统能耗的增加全部体现在改造后相关设备用电量的增加，改造不影响机组发电效率。

(2）除尘：本市公用燃煤电厂原有除尘方式主要有布袋除尘和静电除尘两类。

各电厂针对现有除尘设备进行除尘改造，主要改造路径有：①布袋除尘+吸收塔除雾器提效改造。②吸收塔内加装离心管束式除尘装置。③低低温除尘器+吸收塔除雾器改造+湿式电除尘改造。④低低温除尘器+（吸收塔加装托盘）+吸收塔除雾器改造+加装吸收塔烟道除雾器。

对于除尘的上述4 种改造路径，除尘系统能耗的增加全部体现在改造后相关设备及增压风机用电量的增加，改造不影响机组发电效率。

(3）脱硫：本市公用燃煤电厂原有烟气脱硫系统主要采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。系统布置一炉一塔（脱硫吸收塔）、全烟气量处理、增压风机、逆流空塔喷淋层、内置二级屋脊式除雾器、烟气再热器（本市仅外高桥发电有限公司布置烟气再热器）。系统以石灰石为脱硫剂，经球磨机粉碎磨细制备成吸收浆液加入吸收塔，吸收浆液逆流洗涤烟气，烟气中SO2等酸性气体与浆液发生反应后被脱除，浆液中的碳酸钙经化学反应后形成脱硫石膏。

各电厂脱硫系统的超净排放改造多采用高效脱硫协同除尘改造的方案，其主要改造有：脱硫塔增容（增加浆液量）、增加喷淋层、除雾器扩容提效、增压风机扩容、浆液循环泵扩容、增设双相整流盘与二层壁环。

脱硫系统能耗的增加全部体现在改造后相关设备及增压风机用电量的增加，改造不影响机组发电效率。

2）消除石膏雨的改造及其影响

对于消除石膏雨的改造，主要有以下两种技术路线：

(1）石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统采用烟气-烟气再热器的改造（即GGH 改造）。此方案原理是在烟气系统安装回转式烟气-烟气换热器，用脱硫塔进口的高温烟气通过GGH 换热器加热脱硫塔出口的低温净烟气，使排烟温度达到露点之上，减轻湿烟气对烟道和烟囱的腐蚀，并提高污染物的扩散度，同时降低进入脱硫塔的烟气温度，降低塔内对防腐的工艺技术要求。其典型安装图见图1。

GGH 改造的限制：对于新建机组，可结合烟道布置的设计，同步安装GGH 设备；对于已建机组，需根据其烟道的现状布置状况分析加装GGH的可行性，对于脱硫吸收塔烟气入口烟道与净烟出口烟道距离较远的布置不便于安装GGH设备。

GGH设备对能耗的影响主要为，烟道长度的增加及烟道阻力的增加带来的增压风机电耗的提高。由于该换热器是利用锅炉排烟后的高温烟气加热低温烟气，故对机组的发电效率和发电煤耗无影响。

(2）管式GGH改造（通常称为“MGGH”）。

管式GGH 改造分为两种：在系统中设置两台烟气-水换热器（烟气冷却器和烟气加热器）组成MGGH系统、结合系统原有低温省煤器设置烟气加热器组成MGGH系统。

图1 GGH典型安装图

①在系统中设置两台烟气-水换热器（烟气冷却器和烟气加热器）组成MGGH系统。其主要工作原理是，以水为媒介，原烟气首先进入烟气冷却器，冷却至90 ℃左右，进入脱硫吸收塔；从脱硫塔出来的约50 ℃左右的净烟气再通过烟气加热器升温到高于80 ℃后进入烟囱。水媒介在烟气冷却器中升温，通过水泵送入烟气加热器降温，循环运行。MGGH典型布置见图2。

该类MGGH 改造后的能耗主要为系统中循环水泵的耗电量。由于换热器同样利用锅炉排烟后的高温烟气加热低温烟气，故对机组的发电效率和发电煤耗不产生影响。

②在原有低温省煤器的基础上设置烟气加热器组成MGGH 系统。电厂在进行超净排放改造前，其除尘器烟气进口或出口烟道加装了烟气-水管式换热器（低温省煤器，又名“烟冷器”），通过该换热系统将烟气热量进行回收后返回至锅炉系统（加热送风）或汽机系统（加热凝结水）以提高机组发电效率。

此类电厂进行消除石膏雨改造时，在脱硫塔出口处加装烟气加热器，利用原有烟冷器，并结合前述MGGH 改造技术路线，对原烟冷器系统进行改造，使原烟冷器与新装的烟气加热器之间形成以水为媒介的闭式循环系统，将原烟冷器收集的热量通过水媒介送至烟气加热器加热脱硫塔出口的净烟，以提高烟气排放温度，达到消除白色烟羽的目的。通过消除石膏雨的改造，原烟冷器收集的烟气余热无法用于机组以提高机组发电能力。本文认为，该类改造的结果使机组热量受到损失，导致其发电效率有所降低。

该类MGGH 改造的能耗主要为闭式循环水系统中循环水泵的耗电量，以及机组热量的损失。

另外，对于烟气冷却器进口烟气温度较高的运行状态或在夏季运行中，MGGH中的水媒介经烟气冷却器换热升温后，除了通过烟气加热器将脱硫塔出口的净烟加热到足够温度后，该系统仍有余热可以加热冷凝水，增加锅炉系统运行效率，提高机组发电能力；对于烟气冷却器进口烟气温度较低的运行状态或在冬季运行中，MGGH中的水媒介经烟气冷却器换热升温后，其吸收的热量无法将脱硫塔出口的净烟加热到足够温度以消除白色烟羽现象，则需要通过机组辅助蒸汽对净烟加热，此时锅炉系统运行效率受到影响，机组发电能力将有所降低。对于上述两类情况，同一台机组均会出现上述两种运行状态（两种运行状态下MGGH对机组效率的影响可相互抵消），且各电厂无法提供充足数据进行计算，故本文暂不考虑上述两类因素对发电煤耗的影响，仅以电厂提供的第三方试验报告作为数据依据来分析并确定超净排放改造（消除石膏雨）对发电煤耗的影响。

图2 MGGH典型布置图

3）超净排放改造能耗分析

综上1）和2）分析，本市公用燃煤电厂超净排放改造所增加能耗（以下简称“总能耗”）可用计算公式表示：

总能耗=脱硝能耗+脱硫能耗+除尘能耗+MGGH 能耗+增压风机能耗+克服脱硝/除尘/烟冷器阻力的能耗（引风机能耗）+热量损失引起的机组能效的下降

由该公式可以看出，总能耗中主要包含两个方面，即各类设备的电耗增加（厂用电消耗的增加）及机组热量的损失（机组效率的下降）。厂用电增加的主要原因是超净排放设备的增容带来用电量的增加；机组效率下降的主要原因是燃煤机组在消除石膏雨改造（MGGH）之前加装过烟气余热利用的节能设备（低温省煤器），而为了消除石膏雨，在改造后，该部分本可由机组回收使用的热量改为对烟气加热，从而引起机组效率下降。

从改造引起能耗变化的角度来看，本市公用燃煤电厂超净排放改造路径主要可归纳为两类。

（1）改造仅引起厂用电的增加

该类改造是指机组在改造前未加装烟气余热利用设备（低温省煤器）。改造路径典型系统流程图见图3及图4。

（2）改造引起厂用电的增加及机组效率的下降

该类改造是指机组在改造前加装了烟气余热利用设备（低温省煤器），在消除石膏雨的改造中，利用原低温省煤器与新增烟气加热器构成MGGH。改造路径典型系统流程图见图5及图6。

3.2 超净排放改造对煤耗的影响分析

燃煤机组发电煤耗及供电煤耗的计算公式分别为：

发电标准煤耗率=发电标准煤耗量/发电量

图3 改造前系统工艺流程图

图4 改造后系统工艺流程图

图5 改造前系统工艺流程图

图6 改造后系统工艺流程图

供电标准煤耗率=发电标准煤耗量/供电量

其中，发电量指发电机端口输出的电量，供电量指发电机输出的电量扣去电厂自身用电量后的电量，即供电量=发电量-厂用电量。

在超净排放改造中，引起机组效率下降的改造直接影响机组发电量，进而影响机组发电煤耗；引起厂用电增加的改造不影响机组发电量的变化，仅影响机组供电量，进而影响机组供电煤耗。

本文研究主要内容为超净排放改造对发电煤耗的影响，故文章认为，对于超净排放改造前已加装烟气余热利用设备（低温省煤器）的机组，其改造会对发电煤耗产生影响；对于超净排放改造前未加装低温省煤器的机组，其改造将不会对发电煤耗产生影响。本文主要针对超净排放改造前加装低温省煤器的机组，测算改造对其发电煤耗的影响。

4 本市公用燃煤电厂超净排放改造对发电煤耗的影响

4.1 测算数据及方法

1）测算数据选择及处理

根据研究思路，本文选取了1 000 MW 超超临界、600 MW 超临界及300 MW 亚临界三个等级中的各一家电厂进行测算，并采用了该三家电厂机组性能试验报告、低温省煤器改造试验报告及某一年度的运行数据作为测算依据。

对于低温省煤器改造对煤耗的影响数据，本文直接采用了该三家电厂提供的试验报告中满负荷时的煤耗影响数据；对于燃煤机组发电煤耗数据，本文则根据选取年的机组发电煤耗及年平均负荷率等数据，并按机组性能试验报告中发电煤耗-负荷率曲线，将机组实际负荷率下的发电煤耗修正到负荷率为100%时的发电煤耗，测算取修正后的发电煤耗数据，具体修正见表2。

2）测算方法

本文提出的发电煤耗影响系数计算如下：

其中，

θ 为发电煤耗影响系数；

ΔA 为低温省煤器改造煤耗影响值；

A为某年燃煤机组实际发电煤耗修正到负荷率为100%时的发电煤耗数据。

4.2 测算结果

根据处理后的相关数据及测算方法，测算结果见表3。

表2 100%负荷率下发电煤耗的计算

表3 超净排放改造对各等级机组发电煤耗影响系数计算

5 结论

1）本文认为，对于超净排放改造前未加装低温省煤器的机组，其超净排放改造对发电煤耗的影响视为0；对超净排放改造前加装低温省煤器的机组，其超净排放改造对发电煤耗的影响可进行修正，其修正依据为加装低温省煤器对机组效率提高的影响。

2）根据测算，对于1 000 MW 超超临界等级机组，其超净排放改造对发电煤耗的影响约为0.58%；对于600 MW超临界等级机组，其超净排放改造对发电煤耗的影响约为0.83%；对于300 MW亚临界等级机组，其超净排放改造对发电煤耗的影响约为0.82%。