火电厂节能环保现状及其技术改造研究

2024-05-04王丹

山西化工 2024年2期

关键词：含碳量火力发电煤耗

王丹

（晋控电力同达热电山西有限公司，山西大同 037000）

0 引言

当前，火力发电仍是我国电力供应过程中，最主要的供电方式。现阶段，为了在满足人们正常用电需要的基础上，降低火力发电产生的能耗，将节能环保技术应用到火力发电工作，实现火力发电技术的优化升级，已经成为保证社会经济稳定发展的重要举措。

1 技术改造的必要性

国家统计局数据显示，截至2019 年底，全国发电装机容量201 066 万kW，同比增长5.8%，其中，火电装机119 055 万kW，占总装机容量的59.2%；全国基建新增发电装机容量10 173 万kW，火电的新增发电装机容量为4 092 万kW；全国6 000 kW 及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3 825 h，火电达到了4 293 h；全国电厂发电量超过了71 422.1 亿kW·h，火电达到了51 654.3 亿kW·h，同比增长1.9%。对全球二氧化碳排放情况进行分析可以发现，2019 年全球与能源相关的二氧化碳排放量在33 Gt 左右，全球煤炭使用二氧化碳排放量比2018 年减少近2 亿t（-1.3%）。2019 年的排放趋势表明，在电力行业的引领下，清洁能源转型正在推进，全球电力企业的排放量下降了约1.7 亿t（-1.2%），基于实际情况而言，2019 年我国二氧化碳排放量在发电与供热领域所占比重为51%；对当前我国能源供应结构分析发现，尽管近年来我国水电、风电、光电等清洁能源得到了有效应用，但火电在我国能源供应工作中，仍占据着极为重要的地位，二氧化碳排放总量仍比较多，这一情况的出现，给我国低碳社会的发展造成了阻碍。面对上述情况，为了切实降低二氧化碳的排放总量，缓解温室效应，在实际运营管理过程中，火电厂方面需要采用合适的节能环保技术，对发电技术加以优化，通过降低设备运转能耗、提升能源转化效率的方式，为火电厂的可持续发展提供支持[1]。

2 火电厂节能环保现状

为了践行“双碳”目标，某地区的A、B 火电厂，在明确自身运营发展需要的基础上，通过将节能环保技术应用到自身的电力资源生产、管理、销售等环节当中的方式，切实提升了能源的利用率，降低了自身运营管理过程中二氧化碳的排放总量。具体来说，在开展节能减排活动前，火电厂工作人员对二氧化碳的排放量进行了测算，得到在2018 年间，A 火电厂机组供电碳排放强度和供热碳排放强度相对偏高，B 火电厂2018 年度机组供电碳排放强度和供热碳排放强度同样偏高。

在查阅统计数据后得知，A、B 火电厂的机组供电碳排放强度、供热碳排放强度都比较大，对这一情况出现的原因进行了分析，了解到《企业温室气体排放核算方法与报告指南》中规定在火电厂运转过程中，需要对燃煤的单位热值含碳量和碳氧化率进行实测分析，若电厂在生产过程中，没有对其进行实测分析，该火电厂在后续生产过程中，二氧化碳排放量的计算中单位热值含碳量需采取高限值，而2018 年度，上述两个火电厂都没有进行单位热值含碳量和碳氧化率的实测工作。考虑到当前火力发电厂的实际燃煤单位热值含碳量约30.85 t/TJ，碳氧化率在98%左右，单位热值含碳量实测后计算的二氧化碳排放量会比采取高限值计算的二氧化碳排放量低8%左右，碳氧化率会比采用高限值计算的二氧化碳排放量低2%左右。2019 年上述两家火电厂均开展实测工作，A 火电厂的单位热值含碳量为27.83 t/TJ，B 火电厂的单位热值含碳量为27.53 t/TJ。这就使得在2019 年度，上述两家火电厂进行实测后计算得到的供电排放强度和供热排放强度下降幅度均较大，而2020 年上述两家火电厂沿用了2019 年度的单位热值含碳量和碳氧化率的实测工作，在计算后发现，2020 年与2019年度，两家火电厂的单位热值含碳量的差距相对较小[2]。

为减少火电厂的二氧化碳排放总量，火电厂在统计二氧化碳排放量时，将用于生产的外购电数据，从全厂外购电数据中分离出来，减少了电厂履约边界碳排放量，减少了自身的生产二氧化碳排放量。

想要在保证供电量不变的情况下，降低厂用电率和供电煤耗，减少发电量和燃煤耗量，进而减少火电厂生产过程中排放的二氧化碳总量。A、B 两个火电厂通过优化辅机运行方式，降低机组的厂用电率、供电煤耗。通过实际测算得知，在2018 年A 和B 火电厂机组供电煤耗和用电率均相对较高，其中，A 电厂组供电煤耗为385.04 g/（kW·h），发电厂用电率为12.1%；B 电厂组供电煤耗为361.07 g/（kW·h），发电厂用电率为10.9%。通过优化辅机运行后，使得2019年度A 火电厂机组供电煤耗变为356.10 g/（kW·h），发电厂用电率为10.78%；B 火电厂机组供电煤耗为318.75 g/（kW·h），发电厂用电率为8.52%。从数据中能看出，优化辅机运行方式可以为供电煤耗和发电厂用电率的降低提供支持。

3 火电厂节能环保技术改造方法

3.1 降低炉渣飞灰含碳量

A、B 火电厂在开展燃煤二氧化碳减排分析工作时，发现部分电厂实际的炉渣、飞灰含碳量高达15%，炉渣、飞灰含碳量过高，使得在供电量不变情况下，燃煤消耗量等火力发电的成本及二氧化碳排放量均有所增加。同时，炉渣、飞灰含碳量是决定固体未完全燃烧热损失q4的关键因素，炉渣、飞灰含碳量每提高1%，根据不同机组容量，供电煤耗提高0.8～2.09 g/（kW·h）。所以降低炉渣、飞灰含碳量，提高碳氧化率，对降低供电、供热煤耗，减少二氧化碳排放活动水平具有重要意义。以一台300 MW 机组燃烧烟煤，机组年利用小时5 000 h 为例，飞灰含碳量降低1%，供电煤耗视为降低0.8%，由经验值知1 t 烟煤排放2 t 二氧化碳，全年二氧化碳可减排约4 800 t，减排量可观。现阶段，为了尽可能降低炉渣、飞灰的含碳量，在火力发电技术优化工作中，可通过延长燃料在炉膛的停留时间、在燃烬区适当提高氧量、降低煤粒度、合理调整配风、燃烧煤种上尽量选择接近于设计煤种等方式，保证燃料能够充分燃烧，提升燃料的利用率，减少供电量不变情况下的火力发电能耗。举例来说，2018 年，A、B 公司的炉渣含碳质量分数分别为3.84%、1.84%；飞灰含碳质量分数分别为4.46%、2.71%，当年两家公司的供电煤耗分别为318.75 g/（kW·h）、356.10 g/（kW·h）。2019 年A、B 公司的炉渣含碳质量分数分别为3.12%、1.31%；飞灰含碳质量分数分别为3.56%、1.73%，两家公司的供电煤耗分别为314.00 g/（kW·h）、286.77 g/（kW·h）；尽管两家公司应用了其他的节能手段，但从数据中也能看出，降低炉渣含碳量、飞灰含碳量可以为供电煤耗的降低提供支持[3]。

3.2 优化辅机运行方式

A、B 火电厂在开展二氧化碳排放量减排分析工作时，通过统计电厂碳排放相关生产数据的情况，发现电厂在部分时段的厂用电率超过了5%，这一情况的出现，在一定程度上增加了火力发电厂的二氧化碳排放量。现阶段，为了尽可能降低火力发电厂在运营管理工作中的能耗，火力发电厂方面可以通过优化辅机运行方式，降低机组的厂用电量，保证在相同供电量的情况下，降低厂用电率及供电煤耗。举例来说，A、B 火力发电厂在优化辅机运行方式的过程中，提升了对机组负荷的关注度，通过在机组负荷低于520 MW的情况下，开启小机凝结水泵旁路电动门，停止小机凝水泵运行，使小机凝结水流到排汽装置旁路电动门的方式，降低小机冷凝水泵的运转能耗。在机组负荷超过540 MW 时，通过启动小机凝结水泵，关闭小机凝结水泵旁路电动门与凝结水质排气装置的方式，使凝结水能够流到旁路电动门，提升凝结水转移的速率，降低凝结水在设备内状态转化所产生的能耗。总之，通过应用上述优化辅机运行的方式，切实降低了机组的厂用电量，进而降低了火力发电时的燃煤耗量，从而为火力发电厂二氧化碳总排放量的减少提供支持。

3.3 减少机组非停次数

在火力发电工作中，机组非停次数与火力发电能耗之间存在着直接的联系，现阶段，为了尽可能降低机组非停次数所产生的不必要能耗，在技术优化工作中，可以从用油的角度出发，开展技术优化工作。具体来说，当前火电厂的用油主要为锅炉辅助用油，在油料的实际应用过程中，考虑到锅炉辅助用油主要用于锅炉启动，为了减少其应用总量，火电厂方面可以通过开展运行技术人员专业知识培训的方式，提升技术人员的专业知识积累，提高其锅炉操作能力，以便达到减少机组非停次数的目的，进而减少锅炉的辅助用油，减少二氧化碳排放量。