某燃煤机组水媒式烟气循环加热系统能耗评价与烟气余热利用分析.pdf

60第 4 期（总第 241期）2023 年 8 月山 西 电 力No.4（Ser.241）Aug.2023SHANXI ELECTRIC POWER某燃煤机组水媒式烟气循环加热系统能耗评价与烟气余热利用分析史鹏飞，张志强（国家能源集团科学技术研究院有限公司，江苏南京 210023）摘要：某330MW湿冷机组湿烟羽治理工程采用水媒式烟气循环加热系统工艺，对其进行了能耗测试，分析了浆液冷却+MGGH烟气再热技术在冬季工况和夏季工况对机组能耗的影响，并与某660MW机组浆液冷却+蒸汽烟气再热技术的能耗水平进行了对比。对比结果显示，MGGH系统可有效利用锅炉尾部烟气余热加热再热烟气，减少蒸汽用量，大幅降低了湿烟羽治理工程对机组能耗的影响，并且水媒式烟气循环加热系统利用低品质的烟气余热冬季加热锅炉暖风器，节能量较大，经济效益明显。关键词：烟气余热利用；湿烟羽治理；冷凝再热复合技术；能耗分析中图分类号：F426；X773 文献标志码：A 文章编号：1671-0320（2023）04-0060-040引言 燃煤火电机组普遍采用湿法脱硫装置，净烟气温度达5060，饱和湿烟气与环境中温度较低的空气接触而凝结，冷凝的小液滴经过光线的折射和反射后，烟囱出口的烟羽一般呈现白色，形成视觉污染1。湿烟羽治理工程一般有2个工艺段，即烟气冷凝和烟气再热。烟气冷凝对湿烟气进行降温，析出大量水分，降低绝对含湿量；烟气再热是将净烟气加热至不饱和状态，从而消除湿烟羽现象，同时实现节水、节能减排等目的2。烟气冷凝和烟气再热涉及烟气中热量的转移和利用，同时涉及烟气中水分的收集，这也是烟气余热利用技术的核心。烟气再热根据热源形式的不同主要有2种：收稿日期：2022-10-30，修回日期：2023-01-27基金项目：国家自然基金项目（41771498）作者简介：史鹏飞（1987），男，山西忻州人，2015年毕业于华北 电力大学热能工程专业，硕士，工程师，从事汽轮机性 节能诊断与优化运行研究等工作；张志强（1979），男，湖南新化人，2001年毕业于武汉 大学环境工程专业，正高级工程师，从事电力环境保护 技术研究工作。一是利用汽轮机辅汽对烟气进行再热；二是水媒式烟气循环加热系统MGGH（mediagas-gasheater），利用锅炉尾部烟气余热与循环水换热后，高温的循环水对烟气进行再热。根据实际情况，烟气余热利用系统形式有所不同3-5。某330MW燃煤机组湿烟羽工程采用浆液冷却+MGGH方案，结合了烟气余热利用方案，本文通过现场测试数据，结合理论计算，对其能耗增加部分和节能部分进行耦合，同时还与其他工艺的经济性进行对比，综合评估湿烟羽工程的能耗，并为烟气余热利用提出新的思路。1 工程概况 该机组湿烟羽治理工程主要有MGGH（包括烟道冷却器、烟气再热器、暖风器、凝结水加热系统）系统和浆液冷却系统。烟气冷凝采用浆液冷却方式，利用冷却塔的循环水作为冷源冷却脱硫塔内部的浆液，冷却后的浆液再对烟气进行冷凝除湿，烟气再热采用MGGH方案，引出部分凝结水通过烟道冷却器升温后，对烟气进行再热，然后凝结水作为暖风器的热源，加热进入空预器的空气，此后凝史鹏飞，等：某燃煤机组水媒式烟气循环加热系统能耗评价与烟气余热利用分析2023 年 8 月61结水返回到加热器入口，完成一个热力循环。2 能耗测试与分析在锅炉蒸发量为1000t/h时进行冬季现场测试，结合理论推理，分析冬季工况和夏季工况的能耗影响。以汽轮机的变工况和背压特性研究为基础，结合凝汽器、湿式冷却塔的耦合变工况对机组背压的影响以及机组辅机耗电率的变化，对工程进行能耗分析6。2.1 冬季供暖期能耗测试分析2.1.1 耗能部分 冬季采暖期间，耗能因素有冷却水循环泵增加的电耗、MGGH循环水泵电耗，MGGH系统烟道冷却器阻力增加的风机电耗。供暖期机组耗能增加测试分析结果如表1所示。表1 供暖期机组耗能增加测试分析序号项目数据1锅炉蒸发量/（th-1）10002辅机电耗/kW+5303辅机电耗增加供电煤耗/g（kWh）-1+0.564烟气再热器增加供电煤耗/g（kWh）-1+0.735浆液或烟气冷却增加的供电煤耗/g（kWh）-10合计增加供电煤耗合计/g（kWh）-1+1.29注：+表示煤耗增加，-表示煤耗减少；下同。引风机入口烟温由135降低至95，烟气体积流量降低了约10，MGGH系统增加阻力约500Pa，假设其他阻力未发生变化，则引风机电耗将由2000kW增加至2070kW。改造前后送风机电耗无明显变化，一次风增加暖风器阻力接近550Pa，导致单台风机电耗增加约60kW。烟气冷凝将湿烟气温度由46冷却至43。MGGH循环泵增加电耗160kW，浆液冷却系统冷却水循环泵增加电耗110kW。烟气再热器将烟气温度由42.5加热到58.5，凝结水释放热量21.54GJ/h加热烟气，烟气再热器吸收凝结水释放的这部分热量，使得回到热力系统热量减少，烟气再热器增加供电煤耗0.73g/（kWh）。浆液冷却器冷源取自机组循环水，冬季循环冷却水温度低、机组供热抽汽使低压缸排汽流量减少，凝汽器和机组背压基本未受新加装设备的影响。综上，辅机电耗增加530kW，综合厂用电增高0.161，增加供电煤耗0.56g/（kWh）；烟气再热器增加供电煤耗0.73g/（kWh）。合计增加供电煤耗1.29g/（kWh）。2.1.2 节能部分 由于增加了MGGH烟冷器，烟气热量由凝结水吸收，加热烟气后，其余热量回到热力系统，一是回到汽机抽汽系统，提升了汽机做功能力；二是取代了原暖风器使用的辅汽热量，减少了汽机热耗；三是加热了空预器热风，提高了锅炉效率。供暖期机组节能分析数据如表2所示。表2 供暖期机组节能部分节能测试分析单位：g/（kWh）序号项目分析数据1MGGH烟气冷却器减少供电煤耗1.682暖风器系统减少供电煤耗1.291.723锅炉效率提升节约供电煤耗0.160.11合计减少供电煤耗3.123.51MGGH烟气冷却器对汽机系统能耗影响分析。MGGH浆液冷凝循环水流量约536t/h，8号低压加热器进口向MGGH及暖风器系统补水45t/h，7号低压加热器出口向MGGH及暖风器系统补充水300t/h。MGGH及暖风器回水进入6号低压加热器入口（回水温度76.6）。工质吸收热量后回到汽机系统排挤了低压抽汽，使得机组经济性提高。当投入再热器时，供电煤耗降低约0.94g/（kW h）。不投入再热器时，供电煤耗降低约1.68g/（kWh）。暖风器节能。用被烟气余热加热的凝结水替代高压辅汽，循环水量为536t/h，加热暖风器循环水从92.5降低到76.6，代替抽汽热量35.68GJ/h。其中暖风器温度从3升到38，按暖风器基准风温25考虑，暖风器从3升到25这部分折合热量约22.43GJ/h，供电煤耗降低约1.72g/（kW h）。暖风器风温从25升到38，此部分温升主要为提升空预器综合冷段运行温度，以提高机组运行安全性，并不能明显影响机组能耗，仅使得空预器出口热风温度升高1左右，锅炉效率相对提高，供电煤耗降低约0.11g/（kWh）。当环境温度为10左右时，按照暖风器设计原则与目前的实际换热量计算，暖风器出口温度约为42，暖风器风温从10升到25，供电煤耗降低约1.29g/（kWh）；暖风器风温从25升到42，供电煤耗降低约0.16g/（kWh）。山 西 电 力2023 年第 4 期62 综上，冬季工况MGGH烟冷器及暖风器的应用使得机组供电煤耗降低3.123.51g/（kWh），结合夏季工况增加的供电煤耗1.29g/（kW h），冬季工况湿烟羽工程的使用使机组供电煤耗减少约1.832.22g/（kWh），通过MGGH的合理设计，实现湿烟羽工程转变为节能项目。2.2 夏季工况能耗预测分析 夏季影响机组能耗的因素有冷却水循环泵增加的电耗，MGGH循环水泵电耗，MGGH系统烟道冷却器增加风机电耗，烟冷器热量回系统减少的煤耗，浆液冷却循环水温度升高增加的煤耗。夏季工况机组能耗测试分析结果如表3所示。表3 夏季机组耗能部分能耗分析类别项目数据耗能部分辅机电耗/kW+710辅机电耗增加供电煤耗/g（kWh）-1+0.75烟气再热器增加供电煤耗/g（kWh）-1+0.42浆液或烟气冷却增加的供电煤耗/g（kWh）-1+0.77增加供电煤耗合计/g（kWh）-1+1.94节能部分烟冷器热量回系统减少供电煤耗/g（kWh）-1-0.94暖风器系统减少供电煤耗/g（kWh）-10减少供电煤耗合计/g（kWh）-1-0.94总计工程对机组供电煤耗影响/g（kWh）-1+1.002.2.1 能耗增加部分 夏季需增加1台浆液冷却系统冷却水循环泵，功率110kW，其他辅机电耗暂参考冬季。累计增加供电煤耗约0.75g/（kWh）。部分循环水用于烟气冷凝后，将使循环水温升高，同时，进凝汽器循环水量减少，预计使机组背压升高约0.30kPa，增加供电煤耗约0.77g/（kW h）。按照烟气量1400t/h，烟气再热器提升烟气温度13计算，MGGH再热器吸收凝结水释放热量20.93GJ/h，增加供电煤耗约0.42g/（kWh）。2.2.2 能耗节约部分 夏季工况，锅炉烟气量1400t/h，按照烟气温降45 计算，系统循环水量为576.8t/h，循环水在烟冷器吸收热量后温度从泵入口温度70升高至100。假若烟道冷却器烟气释放热量全部回到系统，供电煤耗降低约0.94g/（kWh）。综上，夏季工况MGGH烟道冷却器及暖风器的应用使得节约供电煤耗0.94g/（kWh），结合夏季工况增加的供电煤耗1.94g/（kWh），夏季工况供电煤耗总计增加约1.00g/（kWh）。3 未进行烟气余热利用设计的湿烟羽治理工 程能耗分析 某600MW空冷机组湿烟羽治理工程采用浆液冷却+蒸汽烟气再热技术路线，未进行烟气余热利用的设计。通过现场测试，对湿烟羽治理工程进行经济性分析。冬季供暖期机组能耗变化测试结果如表4所示，夏季机组能耗变化预测结果如表5所示。表4 冬季供暖期机组能耗测试分析序号项目数据1试验负荷/MW6002辅机电耗/kW辅机电耗增加供电煤耗/g（kWh）-1+434.830.263烟气再热器增加供电煤耗/g（kWh）-12.714增加供电煤耗合计/g（kWh）-12.985工程对机组供电煤耗影响/g（kWh）-1+2.98表5 夏季机组能耗分析序号项目数据1试验负荷/MW6002辅机电耗/kW+560.733辅机电耗增加供电煤耗/g（kWh）-10.354烟气再热器增加供电煤耗/g（kWh）-10.675浆液冷却器热量增加供电煤耗/g（kWh）-10.496增加供电煤耗合计/g（kWh）-11.517工程对机组供电煤耗影响/g（kWh）-1+1.51湿烟羽治理工程实施后，冬季工况增加供电煤耗约2.98g/（kWh），夏季工况增加供电煤耗约1.51g/（kW h）。4 对比分析 从能耗的对比分析来看，浆液冷却+MGGH烟气再热技术路线冬季节能（1.832.22）g/（kW h），夏季能耗增加1.00g/（kW h）；浆液冷却+蒸汽烟气再热技术路线冬季能耗增加2.98g/（kWh），夏季能耗增加1.51g/（kW h）。由此可以看出，MGGH技术路线利用锅炉尾部烟气余热，可以减少蒸汽用量，能大幅降低湿烟羽治理工程对机组能耗的影响。冬季的节能量要远高于夏季，冬季机组一方面由于供热抽汽，低压加热器抽汽压力较低，凝结水温度较低，可以有效利用回水热量。另一方面，MGGH技史鹏飞，等：某燃煤机组水媒式烟气循环加热系统能耗评价与烟气余热利用分析2023 年 8 月63术路线多余烟气热量，冬季加热锅炉暖风器后，再回到低压凝结水系统加热凝结水，替代了加热暖风器的高压蒸汽，冬季节能量较大，经济效益明显。从两种技术路线能耗增加的部分对比来看，辅机耗电能耗增量夏季要高于冬季，烟气再热器能耗增量冬季要高于夏季。其中，直接利用蒸汽加热烟气，烟气再热器冬季和夏季供电煤耗增量分别为2.71g/（kW h）和0.67g/（kW h），冬季能耗增加幅度较大。MGGH系统利用低品质的烟气余热加热烟气，烟气再热器冬季和夏季能耗增量为0.73g/（kW h）和0.42g/（kW h），冬夏季能耗变化较小。从再热增加耗能来看，MGGH烟气再热技术冬季工况耗能部分能耗增加1.29g/（kWh），夏季能耗增加1.94g/（kWh）。蒸汽烟气再热技术夏季工况耗能部分能耗增加2.98g/（kW h），夏季能耗增加1.51g/（kWh）。若烟气余热不回收到热力系统时，机组能耗增量在13g/（kWh）。5 结论 通过对某330MW湿冷机组湿烟羽治理工程的能耗进行全面分析，并和其他机组进行对比，可以得出以下结论。a）与直接利用蒸汽加热再热烟气相比，MGGH技术路线利用锅炉尾部烟气余热，可以减少蒸汽用量，能大幅降低湿烟羽治理工程对机组能耗的影响。b）从2种技术路线能耗增加的部分对比来看，机组辅机耗电能耗增量夏季要高于冬季，烟气再热器能耗增量冬季要高于夏季。其中，直接利用蒸汽加热烟气，冬夏季能耗增加幅度较大。MGGH系统利用低品质的烟气余热加热烟气，冬夏季能耗变化较小。c）从2种技术路线耗能增加的部分来看，湿烟羽治理工程若烟气余热不回收到热力系统时，机组能耗增量在13g/（kWh）。d）与国内其他锅炉尾部烟气余热利用系统相比，本工程MGGH系统利用多余烟气热量，在冬季加热锅炉暖风器后，再回到低压凝结水系统加热凝结水，替代了加热暖风器的高压蒸汽，冬季节能量较大，经济效益明显，可作为锅炉尾部烟气余热利用的一种典型案例，具有较高的参考价值。参考文献：1 朱法华，孙尊强，申智勇.超低排放燃煤电厂有色烟羽成因及治理 技术的经济与环境效益研究J.中国电力，2019（8）：1-7.2 邹斯诣，张志强，王晓玲，等.MGGH技术在某燃煤电厂湿烟羽治 理工程中的应用J.电站系统工程，2021（6）：8-11.3 叶毅科，惠润堂，杨爱勇，等.燃煤电厂湿烟羽治理技术研究J.电力科技与环保，2017（4）：32-35.4 徐雯燃煤电厂湿烟羽治理工艺研究D.北京：华北电力大学，2020：2-65 张志强，朱法华，邹斯诣，等.基于实测的烟气“消白”工程环境 效益研究J.中国电力，2020（9）：202-207.6 沈十一，庄贺庆，康松，等，汽轮机原理M.北京：中国电力出 版社，2014：130-138.Evaluation of Energy Consumption and Analysis of Flue Gas Waste Heat Utilization of Water Medium Flue Gas Circulating Heating System in a Coal-fired UnitSHI Pengfei，ZHANG Zhiqiang（China Energy Science and Technology Research Institute Co.，Ltd.，Nanjing，Jiangsu 210023，China）Abstract：Watermediumfluegascycleheatingsystemisusedinthetreatmentprojectofwetsmokeplumeofa330MWwetcoolingunit，itsenergyconsumptionistested，theinfluenceofslurrycooling+MGGHfluegasreheattechnologyonunitenergyconsumptioninwinterandsummerconditionsisanalyzed，andtheenergyconsumptionleveliscomparedwiththatofslurrycoolingandsteamgasreheattechnologyofa660MWunit.Thecomparisonresultsshowthat，MGGHsystemcaneffectivelyheatreheatfluegasbyusingwasteheatfromfluegasatboilertail，reducetheamountofsteamusedandgreatlycutdowntheinfluenceofwetplumetreatmentprojectonenergyconsumptionofunits.Whatsmore，thewatermediumfluegascirculationheatingsystemuseslow-qualityfluegaswasteheattoheatboilerheatersinwinter，whichsavesalotofenergyandtheeconomicbenefitisobvious.Key words：utilizationoffluegaswasteheat；wetsmokeplumecontrol；condensationreheatrecombinationtechnology；energyconsumptionanalysis