在全球環保形勢日益嚴峻的當下,能源行業的可持續發展成為焦點。燃煤機組的超低排放技術,作為實現能源綠色轉型的關鍵手段,正深刻改變著行業格局。這一技術對燃煤機組運行效率的影響呈現出多面性,既蘊含著積極變革,也帶來了一系列挑戰。同時,如何在保證超低排放的前提下進一步提高運行效率,以及不同類型機組在這一過程中的差異與成本投入問題,都值得深入探討。
超低排放對運行效率的積極影響
優化燃燒過程:為契合超低排放要求,鍋爐低氮燃燒改造技術在行業內廣泛普及。其通過精心調整燃燒器結構,科學實施空氣分級策略,讓燃料與空氣混合更為充分、均勻,從而使燃燒過程無限趨近理想狀態。例如,華能玉環電廠對 6 臺 100 萬千瓦超超臨界燃煤機組進行低氮燃燒改造,重新設計燃燒器噴口布局,合理分配一次風和二次風比例。改造后,燃燒效率大幅提升,飛灰含碳量顯著降低,機組整體運行效率提高了約 2%,同時氮氧化物初始排放濃度降低了 30% 以上 ,既實現了節能減排,又提升了發電效率。
減少設備損耗:超低排放技術所涵蓋的除塵、脫硫、脫硝等關鍵環節,在降低污染物排放的同時,也有效減少了煙塵、二氧化硫、氮氧化物等對設備的腐蝕與磨損。浙能嘉興發電廠采用石灰石 - 石膏濕法脫硫技術,通過優化吸收塔內部結構,提高脫硫劑利用率,將煙氣中二氧化硫含量從改造前的 1500mg/m³ 降低至 35mg/m³ 以下。設備的腐蝕情況得到極大改善,尾部受熱面的維護周期從半年延長至一年半,降低了檢修成本,保障設備穩定運行,間接提升了運行效率。
提升傳熱效果:低低溫電除塵技術是超低排放技術中的一大亮點。該技術在降低煙氣溫度,優化粉塵比電阻以提升電除塵效率的同時,還增大了后續受熱面的傳熱溫差,顯著強化了傳熱效果。山東黃島發電廠在 #5、#6 機組上應用低低溫電除塵技術,通過在電除塵器前增設煙氣冷卻器,將煙氣溫度從 130℃降至 90℃左右。不僅粉塵排放濃度從 50mg/m³ 降至 5mg/m³ 以下,而且由于煙溫降低,后續省煤器和空氣預熱器的傳熱溫差增大,機組熱效率提高了約 0.7%,發電煤耗明顯下降。
超低排放對運行效率的消極影響
系統阻力增加:為滿足愈發嚴格的超低排放標準,電廠需增設或改進一系列環保設備,如濕式電除塵器、脫硝裝置備用層等。然而,這些設備的增加致使煙氣流通路徑變長且更為復雜,系統阻力顯著增加。以濕式電除塵器為例,煙氣通過時,因其內部結構復雜,阻力可能增加 1000 - 2000Pa。某內陸電廠在原有脫硫除塵系統后增設濕式電除塵器,引風機電流從改造前的 300A 上升至 400A,耗電量大幅增加。為維持機組出力,不得不降低部分運行參數,導致機組凈輸出功率降低,運行效率下降了約 1.5%。
熱量損失增加:部分超低排放技術在運行過程中會不可避免地造成額外熱量損失。以濕法脫硫為例,大量水蒸氣隨凈煙氣排出,帶走可觀熱量。廣東某電廠采用常規濕法脫硫工藝,煙氣溫度從 120℃左右降至 55℃,經測算,因這部分熱量損失,機組熱效率降低了約 1.3%。為彌補熱損失,需額外消耗燃料,增加了發電成本。
設備維護與運行成本提高:超低排放設備的運行與維護對技術水平要求頗高,且需投入更多人力、物力。某沿海電廠的 SCR 脫硝裝置采用了新型高效催化劑,雖然脫硝效率可達 90% 以上,但催化劑對煙氣中的砷、堿金屬等雜質較為敏感。運行一段時間后,因煤質波動,催化劑出現中毒現象,氨逃逸率升高,不僅影響脫硝效果,還導致空預器堵塞。為恢復系統正常運行,不得不停機進行催化劑再生和空預器清洗,停機時間長達 10 天,直接經濟損失達數百萬元,同時機組可用率和運行效率大幅下降。
保證超低排放同時提高運行效率的方法
優化系統集成與控制:借助先進的智能化控制系統,對燃煤機組的燃燒、脫硫、脫硝、除塵等各個環節進行協同優化。大唐托克托電廠通過引入智能管控平臺,利用傳感器實時監測煤質、負荷、各設備運行參數等信息,運用大數據分析和人工智能算法,動態調整燃燒器的燃料供給、脫硫塔的漿液循環量、脫硝系統的噴氨量等。實現了各環節的高效協同,在滿足超低排放要求的同時,機組運行效率提升了約 1.8%,廠用電率降低了 0.5 個百分點。
余熱回收利用:針對濕法脫硫等工藝導致的熱量損失問題,可采用余熱回收技術。江蘇某電廠在脫硫塔出口煙道安裝熱管式余熱回收裝置,將煙氣中的廢熱傳遞給鍋爐補給水,使補給水溫度升高 15℃。經核算,機組熱效率提高了約 0.8%,每年可節約標煤數千噸,有效降低了能耗和運營成本。
采用高效節能設備:在環保設備的選型與升級過程中,優先選用高效節能型產品。浙江某電廠將原有的普通引風機更換為高效動葉可調軸流式引風機,新風機采用先進的葉輪設計和高效電機,在滿足煙氣輸送需求的同時,耗電量降低了約 20%。并且,通過定期對設備進行維護保養,采用新型密封材料和耐磨部件,延長了設備使用壽命,減少了因設備故障導致的停機時間,保障了機組的穩定高效運行。
不同類型機組在超低排放影響及設備改進成本上的差異
機組容量差異:大型機組在進行超低排放改造時,由于其處理煙氣量大,設備規模相應較大,在設備改進方面的一次性投資成本較高。但大型機組通常配備更先進的技術和控制系統,在優化燃燒和余熱回收等方面具有更大的潛力,改造后運行效率提升幅度可能相對較大。例如,上海外高橋第三發電有限責任公司的 100 萬千瓦超超臨界機組,在超低排放改造中投入數億元資金用于設備升級和技術研發。通過采用深度空氣分級燃燒、高效除塵脫硫脫硝一體化等技術,實現了污染物的超低排放,同時通過優化運行和余熱回收,機組運行效率提升了約 3.5%。與之相比,小型機組雖然設備改進成本相對較低,但由于技術和資金限制,在提升運行效率方面可能面臨更多挑戰,且其系統相對簡單,改造后效率提升的空間有限。如某 5 萬千瓦的小型熱電聯產機組,在完成超低排放改造后,因受限于自身技術和資金,運行效率僅提升了約 0.6%。
機組類型差異:對于超臨界、超超臨界機組,其運行參數高,對設備的耐高溫、耐腐蝕性能要求更高。在進行超低排放改造時,需要采用更高端的材料和技術,設備改進成本高昂。但這類機組在實現超低排放后,通過優化運行和余熱利用等措施,其運行效率提升的效果也更為顯著。華電萊州發電有限公司的超超臨界機組,在改造中采用了耐高溫、耐腐蝕的特種合金材料用于脫硫塔和煙道,同時對脫硝系統進行了深度優化。雖然改造投資巨大,但改造后通過優化運行和余熱利用,機組運行效率提升了約 4%。亞臨界機組在改造成本和效率提升幅度上相對較為適中。此外,循環流化床機組由于其燃燒方式特點,在脫硫等方面具有一定優勢,設備改進成本相對較低,但在脫硝和進一步提升運行效率方面,可能需要采取特殊的技術手段,與煤粉爐機組存在明顯差異。某循環流化床機組在脫硝改造時,采用了選擇性非催化還原(SNCR)與選擇性催化還原(SCR)聯合脫硝技術,經過多次調試和優化,才達到了較好的脫硝效果和運行效率提升。
綜上所述,超低排放對燃煤機組運行效率的影響利弊共存。通過采取針對性措施,在保證超低排放的同時提高運行效率具有可行性。同時,不同類型機組在這一過程中,無論是在超低排放對運行效率的影響方面,還是在設備改進成本上,都存在顯著差異,需要根據具體情況制定個性化的解決方案。這不僅有助于推動燃煤發電行業的可持續發展,還能在環境保護與能源高效利用之間找到最佳平衡點。
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