基于烟气余热回收某600MW机组FGD水平衡问题分析

许青云　蒋文　朱文中

摘  要：文章对火电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置（FGD）的水系统进行分析，找出了FGD系统主要水耗因素-塔内蒸发。针对国内某电厂600MW机组，提出了几种通过烟气余热回收方式降低其FGD系统入口烟气温度的方案，分析对比了不同烟气余热回收方案下FGD水平衡情况。数据表明，通过烟气余热回收降低脱硫系统吸收塔入口烟气温度可以显著降低FGD装置的总耗水量，但同时带来FGD系统水量不平衡的问题。针对FGD水平衡的优化措施进一步被提出。

关键词：湿法脱硫;余热回收;烟气温度;水耗;水平衡

中图分类号：TK229.2        文献标志码：A         文章编号：2095-2945（2020）18-0125-03

Abstract： This paper analyzes the water system of limestone-gypsum wet flue gas desulfurization （FGD） unit in thermal power plant， and finds out the main water consumption factor of FGD system-evaporation in the tower. Aiming at the 600MW unit of a power plant in China， several schemes to reduce the inlet flue gas temperature of its FGD system by flue gas waste heat recovery are proposed， and the FGD water balance under different flue gas waste heat recovery schemes is analyzed and compared. The data show that reducing the flue gas temperature at the inlet of the absorption tower of the desulfurization system by flue gas waste heat recovery can significantly reduce the total water consumption of the FGD unit， but it also brings the problem of water imbalance in the FGD system. The optimization measures for FGD water balance are further proposed.

Keywords： wet desulfurization; waste heat recovery; flue gas temperature; water consumption; water balance

1 概述

当前国内已投运的烟气脱硫工艺以石灰石-石膏湿法烟气脱硫（简称FGD）为主，达约90%以上，该技术具有投资成本低、脱硫效率高、运行可靠等特点，但其缺点是耗水量相对较大。湿法脱硫系统耗水占电厂总耗水50%左右，一台600MW机组湿法脱硫耗水约90-120t/h。FGD装置内的水耗主要存在于饱和烟气带出的水、副产品石膏带出水和排放的废水，这些损耗通过工艺水的连续补入来平衡。

由于塔内蒸发式占FGD耗水主要部分，而塔内蒸发直接和FGD入口烟气温度相关。本文结合国内某电厂600MW机组FGD系统水平衡工况进行分析，提出了几种通过烟气余热回收降低FGD入口烟气温度的方案，并对比了不同烟气余热回收方案下的FGD水平衡情况。研究了通过烟气余热回收降低入口烟气温度对塔内蒸发量和水平衡的影响，进一步提出了针对FGD系统水平衡的调整优化措施。

2 FGD装置用水及耗水统计计算

2.1 国内某电厂FGD装置用水和耗水情况统计计算

表1为该机组FDG系统在600MW满负荷下的用水和耗水情况统计分析。

2.2 某电厂1号FGD装置水平衡分析

图1为该电厂#1机组1号FDG装置水平衡分析图。从图1中可以看出，在满负荷下，FGD入口烟气气态水含量为108t/h，烟气经过脱硫系统后，由于塔内水分大量蒸发，出口烟气气态水含量增加到219t/h。烟气从脱硫系统以气态形式带走的水量为111t/h，占整个脱硫系统的耗水量的89.5%。因此，塔内蒸发的气态水是该机组FGD系统的主要耗水因素。

3 通过不同烟气余热回收方式降低烟气温度并进行FGD水平衡分析

FGD水平衡计算结果表明，脱硫系统耗水量主要和脱硫系统内蒸发水量有关。脱硫系统蒸发水量又取决于脱硫塔入口烟气温度的大小。如在FGD装置前加装烟气余热回收装置，降低FGD入口烟气温度，将对硫系统蒸发水量产生很大影响。基于以上原因，本文提出三种针对该电厂#1机组的烟气余热回收方式，并对不同方式下脱硫系统水平衡和节水量进行了计算分析对比。

3.1 方案一

安装位置：空预器后、电除尘前烟道。

烟气温降：烟气由130℃降至105℃，经引风机机械转动升高至118℃进入FGD。

凝结水系统：凝结水入口温度70℃（分别从NO.8号低加入口与NO.7号低加出口抽出部分凝结水混合得到）;凝结水回水温度105℃（引回NO.6低加入口）。

3.2 方案二

安裝位置：引风机与脱硫塔之间的烟道。

烟气温降：烟温由145℃降至95℃进入FGD。

凝结水系统：凝结水入口温度70℃（分别从NO.8号低加入口与NO.7号低加出口抽出部分凝结水混合得到）;凝结水回水温度105℃（引回NO.6低加入口）。

3.3 方案三

安装位置：分两级布置，第一级布置在空预器与电除尘前之间的烟道;第二级布置在引风机与脱硫塔前之间的烟道。

烟气温降：第一级换热器烟温由130℃降至105℃;第二级换热器烟温由118℃降至70℃进入FGD。

凝结水系统：两级换热器凝结水串联布置，从低加引出的凝结水先被第二级换热器加热后，再进入第一级换热器被加热。第二级凝结水入口温度35.3℃（从NO.8号低加入口抽出部分凝结水得到）;回水温度81℃（作为第一级换热器入口凝结水）。第一级换热器出口凝结水温105℃（引回NO.6号低加入口）。

3.4 三种方案下脱硫系统的水平衡分析对比

通过加装烟气余热回收装置，方案一、方案二、方案三对应的方式FGD入口的烟气温度分别从145℃降低到118、95、70℃，各方案对烟气温度的控制能力非常显著。在机组负荷工况和FGD补水量维持不变的情况下，三种方案下FGD出口净烟气携带气态水量分别从219t/h降低到188、161、131t/h，即各方案下塔内蒸发量分别从111.15t/h下降到80.15、53.15、23.15t/h，各塔内的耗水量分别下降31、58、88t/h，节水效果显著。

因此，降低脱硫塔入口烟气温度将会对FGD系统产生以下影响：

（1）导致脱硫系统的水量不平衡。输入到系统的水量大于系统向外界输出的水量。除雾器冲洗水、滤饼滤布冲洗水、进入系统的轴封冷却水等各项总水量大于系统蒸发、石膏携带及废水量。

（2）导致脱硫系统吸收塔液位过高。除雾器冲洗水量不变，吸收塔蒸发水量减少，使吸收塔内液位难以控制，液位過高。

（3）导致脱硫系统的浆液不能及时排放，影响浆液的运行品质，从而影响脱硫系统。

4 烟温降低后FGD水平衡调整及优化

脱硫系统稳定运行时水量平衡的基本要求是，通过各节点流入系统的总水量和系统通过各口径向外输出的总水量保持一致。当对电站锅炉进行了烟气余热回收改造后，进入脱硫塔的烟气温度进一步下降，导致脱硫塔内水的蒸发量出现下降，脱硫系统内的输入水量将大于脱硫系统的输出水量，导致脱硫系统内的水平衡被打破。如前述，脱硫系统内输入水来源主要包括滤饼滤布冲洗水、除雾器冲洗水、进入系统的设备轴封冷却水、其他设备冷却水等，脱硫系统内输出水的途径包括烟气携带的水蒸汽蒸发、石膏中带水、系统废水排放等。

上述方案对比数据表明，通过降低吸收塔入口烟气温度，减少净烟气中水蒸汽含量，可以达到脱硫系统深度节水的目的。但同时却带来了脱硫系统的水量平衡问题。因此，烟气余热回收后，为了脱硫系统的水系统平衡，需要对多余的水量进行有效处理和利用。下面针对该电厂#1机组进行烟气余热回收后的1号FGD装置水系统进行如下调整：

（1）核定FGD装置内各个系统和设备的用水情况，梳理各系统用水量，用水品质等;核定机组在40%-100%负荷工况下，原脱硫各系统的用水情况统计，确定水平衡规律。

（2）全部使用石膏脱水系统中的过滤水来进行石灰石制浆，减少或不用工艺水来制浆。

（3）系统中使用的设备、管道等应考虑采取必要的防腐措施处理。冲洗除雾器时可以考虑使用石膏过滤水等，建议利用FGD系统内中间节点水，以进一步减少补入水量，比如：冲洗1层或其他层除雾器时可以采用石膏过滤水。

（4）设备冷却水尽量采用其他方式回收利用，以减少进入脱硫系统的水量。比如：氧化风机、磨机及其他相关的需要对润滑油进行冷却处理的设备的冷却水不进入系统，尽量采取合理的方式回收利用;有些设备的冷却水可以考虑引接到专用集液池收集，然后用泵输入电厂工业水系统进行回收利用，如浆液泵轴封冷却水。

（5）使用石膏过滤水进行滤布冲洗，减少或不用工艺水来冲洗。

（6）过量剩余水量，可考虑进入废水系统，统一作为锅炉炉渣的冷却用水。

5 结束语

目前，国家对燃煤电厂节能降耗要求和指标不断提高，这对于电厂水资源的高效利用提出了更严格的要求。对于燃煤电厂来说，脱硫系统是水耗的大户，因此减少脱硫系统的水耗对电厂节水具有非常重要的意义。对于脱硫系统，其主要水耗来自塔内蒸发。塔内蒸发主要和进入脱硫系统烟气温度相关，因此降低吸收塔入口烟温显得尤为重要。

通过进行烟气余热回收，降低脱硫系统入口烟温，可显著减少烟气携带的水蒸气量，降低FGD装置的水耗，但亦会打乱脱硫系统的原有水平衡。通过对原有脱硫系统的水系统进行研究和重新调整，几个保持湿法脱硫系统水量平衡的若干方法被提出。

参考文献：

[1]张方炜，王自宽，李英伟，等.运行条件对湿法脱硫系统耗水量影响的实验研究[J].电力勘测设计，2011（6）：37-39.

[2]宋长清.大机组湿法烟气脱硫系统用水分析[J].华电技术，2006，28（2）：11-14.

[3]聂鹏飞，王洋，吴学民.600MW机组湿法脱硫装置水耗分析[J].热力发电，2012，41（10）：41-43+46.

[4]胡清，蒋文，宁玉琴，等.湿法烟气脱硫系统节水方案及其经济性分析[J].环境工程，2016（S1）：241-243.

[5]尹连庆，李伟娜，郭静娟.燃煤电厂湿法烟气脱硫系统的水平衡分析[J].工业安全与环保，2011，37（1）：21-23.

[6]陈世玉，李学栋.湿法脱硫系统水量平衡及节水方案[J].中国电力，2014，47（1）：151-154.