CN109751613A - 一种超临界锅炉超净排放系统的微能耗运行方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种超临界锅炉超净排放系统的微能耗运行方法，包括以下步骤：1)结合锅炉实际运行工况，分析将会产生低温腐蚀、影响设备安全的酸露点温度；2)在明确酸露点温度基础上，降低烟冷器出口温度；3)结合酸露点以及“白色烟雨”的防治过程，进行烟热器区域降温运行，并分析降温运行带来的影响。与现有技术相比，本发明具有降低机组运行能耗，提高发电企业整体效益等优点。

Description

一种超临界锅炉超净排放系统的微能耗运行方法

技术领域

本发明涉及一种超临界锅炉超净排放系统的节能技术，尤其是涉及一种超临界锅炉超净排放系统的微能耗运行方法。

背景技术

随着环保部门对于燃煤电厂的环保排放指标日益严苛，几乎全国所有的燃煤电厂都已经或者正在进行超净排放的改造。

伴随着超净排放系统的改造完成并投入正常运行，随之而来的就是机组供电煤耗的上升。据不完全统计，但凡投用超净排放系统的火电机组，平均供电煤耗上升3g/kWh以上，这就有违国家倡导的节能减排政策。同时，随着燃煤价格不断攀高，供电煤耗的上升使得企业的燃煤成本再一次增加，对企业的经济效益带来了不小的冲击。另一方面，目前完成的超净排放技术是仿照国外的全套设备及运行参数，通过一年多的实际运行经验发现，原设计中有许多关键数据也并非无懈可击，存在比较大的优化余地。结合上述三点，有必要也有条件进行超净排放系统能耗方面的研究。

现有的两台900MW超临界直流锅炉，由ALSTOM-EVT(阿尔斯通能源系统公司)制造。锅炉结构形式为：塔式、超临界压力、一次中间再热、平衡通风、单炉膛四角切圆燃烧、露天布置、固态排渣煤粉炉。在超净排放改造之前，已对锅炉烟气采取了多种处理措施。

其中原有烟气处理装置包括：

烟气除尘：每炉配备2台静电除尘器(ESP)，为三室四电场，露天布置，经过高频电源的改造后的除尘效率约99.80％，烟尘排放浓度降至15mg/Nm3以内，运行能耗下降近50％。

烟气脱硫：采用的是石灰石－石膏湿法脱硫工艺(FGD)，2008年10月和12月相继投运。并且分别于2014年3月和9月完成脱硫增效扩容改造，脱硫效率提升至97.5％以上。

烟气脱硝：2012年12月和2013年6月，两台机组分别在炉后出口垂直烟道至空气预热器之间加装选择性催化还原法(SCR)脱硝装置，大大降低了NOX(氮氧化物)的排放。

为响应国家对环境治理的更高要求，进一步减少污染物排放，分别于2015年11月和2016年6月完成了在原有烟气处理基础上的超净排放系统工程改造。改造后烟囱出口烟尘排放平均浓度/SO2排放平均浓度/NOX排放平均浓度较改造前分别下降89.3％/55.5％/57.8％，均大大优于国家的超低排放要求，已达到燃气轮机排放水平，取得显著的环保减排成效。超净排放系统设备布置及工作流程如图1所示，主要由两级烟气/水换热器和热媒水循环回路三大部分组成：

在锅炉空气预热器至静电除尘器前的烟道上布置烟气冷却器(烟冷器)，通过热媒水吸收未除尘烟气(原烟气)的热量降低烟气温度。一方面回收烟气余热用以节能；另一方面降低进入静电除尘器的烟气温度可以提高电除尘效率，达到控制Dust排放目的；在脱硫工艺出口与烟囱之间的烟道上布置烟气加热器(烟热器)，利用热媒水在烟冷器内的吸收热量对此处的已脱硫烟气(净烟气)进行加热，达到消除烟囱出口“白色烟羽”的目的；热媒水回路采用除盐水闭式循环，用以保证烟冷器和烟热器的连续工作。为了匹配机组不同工况下烟气吸热/放热量的不平衡，热媒水回路上另设置有辅助蒸汽加热器，汽源来自冷再蒸汽。

超净排放系统原设计指标：烟气冷却器进口烟温125℃，出口烟温≮90℃；烟气加热器进口温度为FGD工作温度，出口烟温要求≥80℃；在机组100％工况下达烟气到吸热/放热量的平衡。

烟气超净排放系统主要能耗：

1)系统运行时需要热媒水充当热量的载体，在烟冷器和烟热器之间保持循环往来，必然需要热媒水泵提供循环动力，也就意味着增加电耗，使得厂用电率上升。不同的工况下水泵电耗有所变化，大致在210kW左右，这是维持系统运行所必需的；

2)超净排放系统运行时，烟冷器吸热量和烟热器放热量随着负荷的波动而变化，当烟冷器内的吸热量不能满足烟热器处的放热量时，要在两者之间使用辅助蒸汽对热媒水进行加热，以补充在烟热器处的放热量，这就造成了机组的附加热耗。特别当加热汽源来自冷再蒸汽，这些原本可以在汽轮机中做功的蒸汽能量通过一次无效益的放热过程后就排放了，造成了系统能耗增加、机组煤耗上升。上述的超净排放系统运行能耗中，加热所消耗的能量占比最大，是超净排放系统投用后机组供电煤耗上升的最主要因素。

3)能耗估算

超净排放系统热量消耗主要体现在吸热量与加热量的不匹配：烟囱排烟温度不变，FGD出口温度基本恒定，加热温升稳定；锅炉排烟温度随负荷而变，烟冷器出口烟温稳定，烟气温降变化。仅在设计工况下吸热量与加热量达到平衡，负荷高于设计工况时，吸热量多于加热量，烟气余热有富余；反之则吸热量少于加热量，需补充加热。本项目超净排放系统的设计平衡工况在夏季100％负荷工况下，即意味着在绝大多数运行工况时都处于吸热量不足状况，需投运辅助加热蒸汽。根据运行数据统计，不同工况下的辅助加热蒸汽用量如表1所示(秋季工况，下文同)。其中，因为统计阶段中100％工况时的锅炉排烟温度低于设计值，故在机组负荷为900MW时仍需耗用部分辅助加热蒸汽。

表1

从上表中可以看出，根据以相应负荷下蒸汽品质的核算，上述蒸汽量折算到供电煤耗约在0.6～3.5g/kWh之间，可以看出辅助加热蒸汽的耗用对机组效益的影响是十分可观的。如何找到与机组效益无关的热源或者说是减少蒸汽的耗用量成了降低超低排放系统能耗的关键所在。

发明内容

本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种超临界锅炉超净排放系统的微能耗运行方法。

本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：

一种超临界锅炉超净排放系统的微能耗运行方法，包括以下步骤：

1)结合锅炉实际运行工况，分析将会产生低温腐蚀、影响设备安全的酸露点温度；

2)在明确酸露点温度基础上，降低烟冷器出口温度；

3)结合酸露点以及“白色烟雨”的防治过程，进行烟热器区域降温运行，并分析降温运行带来的影响。

优选地，所述的酸露点温度采用锅炉热力计算标准方法中的烟气酸露点公式以及在受热面设计中比较惯用的经验公式，结合配煤方式，对烟冷器区域烟气的酸露点进行了计算。

优选地，所述的酸露点温度为100±5℃。

优选地，所述的降低烟冷器出口温度具体为：

先固定了烟热器的运行排烟温度，之后对烟冷器实施了多次的降温运行方案，同时统计在各降温区间内，机组各负荷段热媒水辅助加热蒸汽投用量情况。

优选地，所述的烟冷器出口烟温控制值稳定在75℃±5℃。

优选地，所述的烟热器区域降温运行具体为：

烟热器的排烟温度进行了重新设置，依据“对照表”实施了分段控制，其中对照表如下：

环境温度(℃)	环境相对湿度(％)	烟气水中水蒸气比分压力(％)	最低烟温(℃)
				10	40	10	67.5
10	80	10	83.9
				10	40	13	88.3
10	80	13	112.0
				20	40	10	50.3
20	80	10	57.0
				20	40	13	61.8
20	80	13	72.6

。

优选地，机组依据该“对照表”所得的最低排烟温度进行烟温控制期间，烟热器区域的排烟温度比设计值平均下降了8℃，且未有“白色烟雨”产生的现象。

与现有技术相比，本发明具有以下优点：

从最终烟冷器降温至75℃运行，烟热器烟温平均下降8℃的情况来看，系统吸热量与加热量的平衡点已经下移至45％负荷工况甚至更低。实际运行中，系统在可调负荷段内基本停用热媒水辅助加热蒸汽。换言之，我们在表1中所列的因消耗蒸汽所带来的机组煤耗上升部分已几乎被抵消。那么，我们以全年机组65％的负荷率计，机组的供电煤耗将下降2.8g/kwh。这对于降低机组运行能耗，提高发电企业整体效益有着极大的帮助。

附图说明

图1为超净排放改造后烟气系统；

图2为烟羽生成原理图；

图3为实际运行白色烟羽生成例图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都应属于本发明保护的范围。

从目前主流的超低排放改造系统来看，降低热量消耗的途径有三种：外加热源替换、减少脱硫后烟气的加热量以及增加原烟气的吸热量。就我公司的机组系统而言，没有合适的余热热源可用以替代超净排放系统的加热量；其次，环保要求的烟囱排放温度与脱硫系统的工作温度决定了脱硫后烟气的加热量不可改变。因此增加原烟气的吸热量成为了我们主要研究的方向。

从图1中可得，烟冷器的设计出口烟温为90℃，该温度以上的烟气热量已被回收利用，但后续脱硫系统的工作温度由于整个吸收塔的降温效果，基本维持在48～52℃之间，那他们之间的约40℃的温差并没有被有效利用。将该温差段的烟气热量加以部分回收，用于脱硫后烟气的再加热，是降低超净排放系统能耗的有效途径，一方面可以少用甚至不用辅助加热蒸汽，另一方面也可减少脱硫系统喷水降温的用水量。但是燃煤锅炉排放的是含硫烟气，过低的烟气温度可能面临换热器受热面产生凝酸结露的风险，将会导致低温酸腐蚀，影响企业安全生产。围绕此项问题，我们开展了相关的研究工作：①对现有低温腐蚀理论进行归纳分析；②结合锅炉实际运行工况，分析将会产生低温腐蚀、影响设备安全的酸露点温度；③在明确酸露点温度基础上，讨论降低烟冷器出口温度的可行性；④结合酸露点以及“白色烟雨”的防治过程，讨论烟热器区域降温运行的可能性。

烟气酸露点的研究

目前，国内外已有大量关于锅炉烟气露点温度的研究，也推出不下几十种的计算方法、图表。不同的研究人员从各自的侧重点对其进行了研究，得出的结论差别很大。同一种烟气成分，通过不同的计算方法得到的烟气露点温度差异很大。我们认为，在工程上只有当烟道或受热面的表面产生结露，才有可能发生低温腐蚀，因此，应该更在意换热器壁面的结露温度而非烟气中存在的酸露点温度。

对于烟气酸露点的研究，主要目的就是为了防止低温腐蚀的发生。但低温腐蚀的形成机理和因素关联尚未形成较为一致的看法，其中“有限腐蚀”理论，即烟温已降到酸露点以下但温度水平处在腐蚀的低谷区的说法是目前接受度较广的一种论点，也常常作为换热器降温设计或受热面壁温控制的依据，但这都是建立在受热面已经发生凝酸结露的前提下。通过对实际运行的总结和翻阅大量文献归纳后，我们认为，实际运行中烟气中SO₃或硫酸蒸汽相对受热面更容易被飞灰吸附，使得烟气空间中的硫酸雾大为减少，导致酸露点温度下降。这是目前烟冷器出口侧能在酸露点温度以下安全运行的理论基础。

我们引用了目前比较常用的锅炉热力计算标准方法中的烟气酸露点公式以及在受热面设计中比较惯用的经验公式，结合我公司比较常见的多种配煤方式，对烟冷器区域烟气的酸露点进行了计算。计算结果显示，烟气酸露点计算温度基本在100℃附近。

如前所述，低温腐蚀的前提是壁面上产生了凝酸结露，但具体在什么温度下会产生结露，根据烟气计算酸露点和低温腐蚀理论都难以判断。因此，我们用类似受热面工况下的实测结露温度作为判断烟气降温幅度或者烟气冷却器运行控制的依据。通过对不同配煤工况下的烟气酸露点的测试我们得出，无论是烟气开始结露还是大量结露的温度范围要比通过理论计算得出的酸露点温度低30℃～50℃，更接近烟气中的水露点理论计算温度。且结露温度与机组负荷和排烟温度并无太大的关联，与煤种的成分在此次的试验中貌似也关联不大。

基于此，我们认为是锅炉烟气在流经空气预热器的换热降温过程中，烟气中的SO₃被烟气中的飞灰所吸附，从而降低了烟气中的SO₃浓度，使得其后的实际露点测量温度偏低。

而对于脱硫之后的烟气而言，从理论上分析由于此部分烟气中大量SO₃已被脱硫装置所去除，烟气中只含大量水分且可以认为是饱和状态(后文中有详细介绍)，所以该区域烟气的酸露点基本接近水露点温度。我们从之后的该区域酸露点实测试验也证明了此论点。

“白色烟雨”的生成机理

从前面的分析已知，在整个超净排放系统中，降低进入电除尘的烟气温度主要目的有两个：①降低进入电除尘烟气温度，以达到提高电除尘效率的目的；②通过介质将此部分能量用于加热烟囱侧的烟气温度，以达到消除或者部分消除“白色烟雨”的目的。而之前对于酸露点的研究已经证明，即便是在低于设计要求的烟气温度下长时间运行，从对受热面(烟冷/热器)的腐蚀角度而言是没有危害的。那如果发生即便是降低了烟冷器的排烟温度以换取更多的加热热量仍不能满足之后烟热器所要求的出口温度这样的现象(或者说是仍不能有效消除“白色烟雨”的现象)，我们又应该如何应对？这就是我们下一步研究的主要方向。

对于采用湿法脱硫技术的机组，在脱硫吸收塔内高温烟气与脱硫浆液直接接触发生传热，这个过程中脱硫浆液水分蒸发增加烟气含湿量，另一方面烟气温度降低使得烟气携带水蒸气能力下降，当烟气达到饱和会有部分液滴析出，虽然经过除雾器有效去除，但是进入烟囱的烟气仍然是接近饱和的湿烟气。如果不经加热，一旦烟气含湿量超过大气环境温度和相对湿度所对应的含湿量，那么湿烟气中的水分就会凝结成小液滴形成视觉上的“白色烟雨”。

“白色烟雨”产生原理如图2所示，图1基于大气环境温度-含湿量图，基于饱和湿空气压力曲线公式(纪利公式) 和含湿量公式绘制的饱和湿空气含湿量曲线，A点是近饱和湿烟气工况点，D点为大气环境点，当湿烟气向大气扩散沿A点指向D点的下降过程，当AD斜线穿越饱和曲线就会产生白色烟羽，B点为烟羽生成“蒸发点”，C点又叫“重蒸发点”，当低于C点烟羽消失。因此，如果需要消除烟羽必须对脱硫出口烟气进行加热，即从D点出发作一根饱和曲线的切线DE，E点即为最低烟温点,AE则为所需加热温度。

如图3所示，假设烟囱出口环境温度为20度，相对湿度为70％，以此点作饱和曲线的切线y1＝f(x)；根据当时烟气湿度为13％，通过计算其含湿量为92.9411g/kg，以此常量作直线y2＝92.9411与切线相交，其交点即为最低烟温点(65.8℃，92.9411g/kg)，y1>y2阴影部分即为不会产生白色烟羽的安全区域。由于图解法误差较大，该数据结果仅供参考。

在实际运行中，烟气湿度受到燃煤水分、机组负荷、环境湿度等多种因素影响，其中以燃煤水分和机组负荷影响最大。以我公司6台磨煤机为例，一磨高水分煤种对烟气水分比分压力影响占到1％以上，当全部燃用设计煤种时烟气水分比分压力在10％以下，湿度较低，当掺烧高水分煤种3仓，烟气水分比分压力高于13％，湿度高。另外，机组负荷高煤量大造成烟气水分显著提高。因此，烟气湿度是一个受到众多因素影响的动态变量，无时无刻不在变化。由于我公司烟囱53米处安装有烟气水分比分压力测点，以此测得数据作为一个已知变量作为基本参数进行建模，代入不同环境变量，使用Matlab软件对方程进行求解，求得烟囱出口处当环境温度0℃～40℃和相对湿度20％～90％情况下，不同烟气含湿量对应的所有最小烟温点。

表2

环境温度(℃)	环境相对湿度(％)	烟气水中水蒸气比分压力(％)	最低烟温(℃)
				10	40	10	67.5
10	80	10	83.9
				10	40	13	88.3
10	80	13	112.0
				20	40	10	50.3
20	80	10	57.0
				20	40	13	61.8
20	80	13	72.6

其中表2为最低烟温计算结果表，我们节选出具有代表性几个工况点列举在表2中，烟囱出口处环境温度10℃和20℃，相对湿度40％和80％，烟气水分比分压力10％和13％。表2中当环境温度10℃、相对湿度40％，当机组烟气水分比分压力10％时，最低烟温为67.5℃；相同温度和相对湿度时当烟气水分升高至13％时，烟气最低温度则升高到88.3℃。

实际最低排烟温度

从上述对“白色烟雨”的分析可以看出，有效遏制“白色烟雨”产生的排烟温度并不是一个固定值。他随着环境温度、湿度、烟气温度、湿度等多项因素改变而改变，而最直接的体现就是烟气含湿量。将某一刻的烟气含湿量与环境因素相比较即能得出该时刻不致“白色烟雨”产生的最低排烟温度。我们通过一系列的计算，以实际运行工况中的主要煤配煤方式，结合典型大气环境因素，得出了相应的最低排烟温度与实际运行工况的对照表。

基于上述理论分析及对现场实际情况的摸底，我们对超净排放系统尤其是烟冷/热器区域的排烟温度进行了分布降温运行的试验。我们分别将烟冷器或者烟热器的排烟温度进行固定，之后对另一个设备进行降温运行，以验证我上述理论分析及实际运行效果。

根据上述实测的酸露点分布情况，我们先固定了烟热器的运行排烟温度(设计值)，之后对烟冷器实施了小幅多次的降温运行方案，同时统计在各降温区间内，机组各负荷段热媒水辅助加热蒸汽投用量情况。试验结果显示，烟冷器出口烟温控制值可基本稳定在75℃左右，比设计值低了15℃。

我们在降温运行一定时间后(3～6个月)，利用机组调停、检修等机会，对受热面特别是低温段的腐蚀情况进行观察，对受热面附着物予以取样、分析，给出是否能够进行进一步降温运行的评估。从前期已经实施的降温运行情况来看，在安全性方面应该是能够得到保证的，烟冷器区域的受热面基本未见因降温引起的腐蚀等情况。

在分几次降温运行的过程中，烟冷器区域金属管壁的腐蚀情况几乎没有变化，这印证了我们之前的理论分析是正确的。同时，对于超净排放系统减温运行的实施在安全方面也是能够得到保证的。

烟热器区域降温运行

在摸清了烟冷器降温运行后的实际工况之后，我们将烟冷器的排烟温度固定在75℃，之后实施烟热器降温运行试验。该试验的主要依据有两条：①我们之前通过理论分析所得的最低排烟温度与实际运行工况的对照表(下简称“对照表”)；②上海市环保部门2017年出台《上海市燃煤电厂石膏雨和有色烟羽测试技术要求(试行)》。

结合这两项指导性意见，我们对烟热器的排烟温度(锅炉烟囱排除烟气温度)进行了重新设置，依据“对照表”实施了分段控制。根据近3个月的跟踪，机组依据该“对照表”所得的最低排烟温度进行烟温控制期间，烟热器区域的排烟温度比设计值平均下降了8℃，且未有“白色烟雨”产生的现象。也就是说，我们之前通过烟气含湿量理论计算出的最低排烟温度与实际情况完全相符，完全能够环保部门对于消除“白色烟雨”的要求。

经济性评估

从最终烟冷器降温至75℃运行，烟热器烟温平均下降8℃的情况来看，系统吸热量与加热量的平衡点已经下移至45％负荷工况甚至更低。实际运行中，系统在可调负荷段内基本停用热媒水辅助加热蒸汽。换言之，我们在表1中所列的因消耗蒸汽所带来的机组煤耗上升部分已几乎被抵消。那么，我们以全年机组65％的负荷率计，机组的供电煤耗将下降2.8g/kwh。这对于降低机组运行能耗，提高发电企业整体效益有着极大的帮助。

通过对超净排放系统实施了降温运行且维持了近二年时间后，发现机组整体供电煤耗较超净排放系统改造前没有发生明显的上升。使得我们在保证环保排放指标符合相关要求的前提下，经济效益未收影响，达到了即环保又节能的目标。同时，基于长周期对于烟冷/热器区域受热面的跟踪分析，也没有发现明显的因降温而带来的受热面腐蚀情况。基本可以认为能满足锅炉正常安全运行的需要。总结整套降温运行方案的实施，我们认为目前超净排放系统的整体能耗水平已经处于一个相对比较低的水平，超净排放系统微能耗运行基本实现。

同时，由于大量同类型机组相继投用相似技术路线的超净排放系统，使得本文中所提的降温运行方案具有了更广泛的推广意义，如能就此得到应用推广，将会进一步有利于超净排放系统在大型火电机组上的应用，形成节能减排双赢、社会企业同喜的良好局面。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到各种等效的修改或替换，这些修改或替换都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求的保护范围为准。

Claims (7)

1.一种超临界锅炉超净排放系统的微能耗运行方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)结合锅炉实际运行工况，分析将会产生低温腐蚀、影响设备安全的酸露点温度；

2)在明确酸露点温度基础上，降低烟冷器出口温度；

3)结合酸露点以及“白色烟雨”的防治过程，进行烟热器区域降温运行，并分析降温运行带来的影响。

2.根据权利要求1所述的一种超临界锅炉超净排放系统的微能耗运行方法，其特征在于，所述的酸露点温度采用锅炉热力计算标准方法中的烟气酸露点公式以及在受热面设计中比较惯用的经验公式，结合配煤方式，对烟冷器区域烟气的酸露点进行了计算。

3.根据权利要求2所述的一种超临界锅炉超净排放系统的微能耗运行方法，其特征在于，所述的酸露点温度为100±5℃。

4.根据权利要求1所述的一种超临界锅炉超净排放系统的微能耗运行方法，其特征在于，所述的降低烟冷器出口温度具体为：

先固定了烟热器的运行排烟温度，之后对烟冷器实施了多次的降温运行方案，同时统计在各降温区间内，机组各负荷段热媒水辅助加热蒸汽投用量情况。

5.根据权利要求4所述的一种超临界锅炉超净排放系统的微能耗运行方法，其特征在于，所述的烟冷器出口烟温控制值稳定在75℃±5℃。

6.根据权利要求1所述的一种超临界锅炉超净排放系统的微能耗运行方法，其特征在于，所述的烟热器区域降温运行具体为：

烟热器的排烟温度进行了重新设置，依据“对照表”实施了分段控制，其中对照表如下：

7.根据权利要求6所述的一种超临界锅炉超净排放系统的微能耗运行方法，其特征在于，机组依据该“对照表”所得的最低排烟温度进行烟温控制期间，烟热器区域的排烟温度比设计值平均下降了8℃，且未有“白色烟雨”产生的现象。