基于高效节水技术的煤电机组耗水指标研究

郑经纬，王慧杰，李武全，唐燕萍

(1. 中国能源建设股份有限公司，北京 100022；2. 水利部水利水电规划设计总院，北京 100120；3. 电力规划设计总院，北京 100120)

0 引言

水资源作为基础性的自然资源和战略性的经济资源，在保障社会可持续发展、维系生态平衡与和谐环境方面发挥着重要作用。2019年，国家发展改革委、水利部联合印发了《国家节水行动方案》(发改环资规〔2019〕695号)，提出“节水优先、空间均衡、系统治理、两手发力”的新时期治水方针，并明确提出近远期有机衔接的总体控制目标。电力工业作为国民经济基础产业和重要能源行业，同时也是工业用水大户，水资源节约与综合利用是电力工业可持续发展的一项重要而紧迫的任务。我国煤电基地普遍位于水资源紧缺地区，水资源本底条件较差，水资源条件对区域社会经济发展的约束较为显著，对电厂用水量和耗水指标要求愈发严格。因此，水资源节约与综合利用是我国煤电基地可持续发展的一项必不可少且紧迫的战略性任务，在煤电基地采用高效节水技术，达到国际先进耗水定额标准势在必行。

1 煤电机组节水现状

1.1 2×660 MW循环冷却湿冷机组用水量分析

以2×660 MW循环冷却湿冷机组采用常规设计为例对燃煤电厂各系统的耗水量进行统计分析，其中主机系统采用循环冷却系统，脱硫系统采用湿法脱硫技术，除灰系统采用干式除灰技术，除渣系统采用湿除渣技术。湿冷机组各系统耗水量统计见图1。

图1 2×660 MW湿冷机组常规设计耗水量统计图

从图1可以看出，在循环冷却湿冷机组中耗水量大的系统为循环水系统、脱硫系统、除灰渣系统，分别占到总耗水量的84%、6%和3%。

1.2 2×660MW空冷机组用水量分析

汽轮机排汽空冷技术是指采用翅片管式的空冷凝汽器或散热器，利用环境空气来冷却、凝结汽轮机乏汽的冷却技术。汽轮机排汽空冷技术是火力发电厂重大节水技术[1]，节水效果显著。以2×660 MW空冷机组采用常规设计为例对燃煤电厂各系统的耗水量进行统计分析，其中辅机冷却水系统采用湿冷系统，脱硫系统采用湿法脱硫技术和烟气余热利用技术，除灰系统采用干式除灰技术，除渣系统采用干式除渣技术。空冷机组各系统耗水量统计见图2。

图2 2×660 MW空冷机组常规设计耗水量统计图

从图2可以看出，在空冷机组中耗水量大的系统为脱硫系统、化学系统、除灰渣系统、辅机湿冷系统，分别占到总耗水量的39%、16%、15%和12%。

空冷机组没有循环冷却系统中冷却塔的蒸发、内吹和排污损失，耗水量从湿冷机组的2 480 m3/h下降到空冷机组的380 m3/h，下降了约85%。由此可见，汽轮机排汽空冷技术是最有效的节水技术。

1.3 其他常规节水技术

除了汽轮机排汽空冷技术以外，还有污废水回用技术、干式除灰技术、干式除渣技术、烟气余热利用技术等节水技术[2]。项目在规划设计阶段需要科学应用节水技术，通过加强水务管理，理顺梯级用水流程，实现节水减排。

2 深度节水方案

2.1 辅机冷却水空冷系统

辅机冷却水空冷系统是指冷却水在闭式系统中通过辅机循环水泵将水送到辅机设备，经过热交换的热水进入空冷散热器中，直接利用环境空气冷却降温后再回到辅机循环水泵，通过辅机循环水泵进行循环使用。

辅机冷却系统采用空冷方式，按建设2×660 MW空冷机组测算用水量(气象条件：夏季频率10%，气温30 ℃)，比辅机冷却水采用湿冷系统节水45 m3/h，约占全厂总耗水量的12%。

辅机冷却水空冷系统已被普遍采用，且有多年运行经验。尤其在水资源供需矛盾突出地区，辅机冷却水空冷系统可以进一步节约用水，降低耗水指标。

2.2 烟气提水技术

烟气提水技术是指在脱硫吸收塔后增设烟气冷凝塔，脱硫吸收塔排出的饱和净烟气通过冷凝塔降温、凝结并回收烟气中的部分水分，回收水用于脱硫系统补水，实现节水目的。该系统工艺可行、设备成熟、运行可靠，国内首台火电机组烟气提水系统于2019年在内蒙古某电厂成功应用，运行情况良好。

实施烟气提水技术可降低机组耗水量，符合国家产业政策，有较好的社会效益和环境效益。该技术不但可以在新建项目上采用，还可以应用在机组脱硫改造项目上。

2.3 活性焦干法烟气脱硫技术

活性焦干法脱硫工艺是以活性焦为吸收剂，利用活性焦内部丰富的孔隙以及表面的官能团、极性氧化物、具有缺陷的C原子，在物理吸附和化学吸附的双重作用下将SO2、Hg、As等众多污染物固定在活性焦内达到净化烟气的目的。活性焦干法脱硫过程中不消耗水，可一次性去除多种污染物[3]。

根据测算，2×660 MW空冷机组采用活性焦干法烟气脱硫技术后，耗水量仅为3～7 m3/h，比无烟气换热器的湿法脱硫减少95%的水量，是节省水量较为显著的脱硫工艺。

采用活性焦干法脱硫技术投资较高，经济性较差，虽不增加电厂本身用水量，但上下游产业的总用水量会增加，因此该技术适宜应用在有配套上下游产业的地区。

2.4 褐煤干燥乏气水回收技术

褐煤干燥乏气水回收技术是在以高水分褐煤为燃料的火电厂，采用褐煤干燥提质及回收技术回收乏气水，常用的包括炉烟干燥及水回收内扇磨仓储式制粉系统的褐煤提水技术、蒸汽滚筒干燥机集中预干燥及水回收的褐煤提水技术、蒸汽管回转式干燥机磨前预干燥及水回收的褐煤提水技术等[4]。

该技术系统设计方案集成了各项成熟的工艺，采用各个设备的单品均已成熟且有工程业绩，与常规褐煤机组相比，可显著提高锅炉效率，降低发电标煤耗和厂用电率，减少了电厂外用水资源的消耗。但褐煤干燥回收水量受机组负荷、原煤含水率、煤量、气温等因素影响，需要对褐煤乏气水回收技术的安全性和可靠性进一步论证。

3 耗水指标和耗水量测算与分析

3.1 节水方案确定

本文针对煤电机组采用常规节水方案和深度节水方案，分别研究测算了耗水量、耗水指标。深度节水方案主要用于水资源供需矛盾突出地区，依据缺水程度递进地分为三个档次，依次使用更加高效的节水技术，方案对比见表1。

表1 常规节水方案和深度节水方案的对比

其中，对于脱硫系统三项节水技术，活性焦干法烟气脱硫技术成本过高，现阶段不适宜大规模推广；褐煤乏气水回收技术虽有投产业绩，但系统存在安全隐患；烟气提水技术相对以上两项技术更经济、更安全、更可靠。因此，在深度节水技术方案的第二档次和第三档次，脱硫系统考虑采用“湿法脱硫+烟气提水技术”，提水量暂按脱硫系统内“零补水”进行考虑。干除灰干除渣(调湿)即灰渣调湿后运至灰场或综合利用用户；干除灰干除渣(不调湿)即灰渣输送至全封闭灰渣库储存，灰渣全部综合利用，比如采用全封闭干灰库储灰技术。辅机空冷系统在夏季高温时段的喷水量不计入总耗水量。

3.2 空冷机组耗水指标和耗水量测算

电厂位于温带地区，夏季频率10%的气温为30 ℃；年生产用水量按7 000 h计，年生活用水量按8 760 h计；电厂没有废水外排；若辅机采用湿冷系统，辅机系统循环水温升为5 ℃。按纯凝工况对2×660 MW机组的常规节水方案和深度节水方案进行耗水指标及耗水量的研究测算，详见表2。2×350 MW、2×660 MW、2×1 000 MW年总耗水量见图3。

图3 空冷电厂年总耗水量测算图

表2 2×660 MW空冷电厂耗水指标和耗水量估算表

对于常规节水方案，脱硫系统耗水量约占全厂耗水量的32%～42%，所占比例最高；其次是化学系统耗水量，约占全厂耗水量的16%。对于深度节水方案第一个档次，脱硫系统耗水量约占全厂耗水量的39%～47%，所占比例最高；其次是除灰渣系统耗水量，约占全厂耗水量的17%～20%。对于深度节水方案第二个档次，由于进一步采用烟气提水技术，实现脱硫系统内“零补水”，大大降低了全厂的耗水量，耗水指标(综合外用水指标)也相应降低。对于深度节水方案第三个档次，由于进一步采用灰渣综合利用方案，此时除灰渣系统耗水量为0，全厂耗水量进一步降低，耗水指标(综合外用水指标)最低。

3.3 推荐的节水技术及先进定额指标

通过采用先进节水技术，火力发电厂设计耗水指标不断降低。2004年，北方缺水地区空冷机组设计耗水指标按不超过0.18 m3/(s·GW)控制；2011年，根据GB 50660—2011《大中型火力发电厂设计规范》[5]，300 MW及以上空冷机组设计耗水指标按不超过0.12 m3/(s·GW)控制；2014年，国家能源局印发了《国家能源局关于推进大型煤电外送基地科学开发的指导意见》(国能电力〔2014〕243号)，文件要求空冷机组的设计耗水指标按不超过0.1 m3/(s·GW)控制。

经测算，对燃煤凝汽式机组，当主汽轮机排汽采用空冷、石灰石—石膏湿法脱硫、干除灰干除渣(调湿)、电动给水泵或汽动给水泵排汽空冷、辅机冷却水湿冷系统方案时，300 MW等级空冷机组设计耗水指标按不超过0.10 m3/(s·GW)控制，单位装机量取水量定额指标按不超过0.11 m3/(s·GW)控制；600 MW及以上空冷机组设计耗水指标按不超过0.09 m3/(s·GW)控制，单位装机量取水量定额指标按不超过0.1 m3/(s·GW)控制。详见表3。

对于水资源供需矛盾突出地区，当进一步采用辅机冷却水空冷技术后，设计耗水指标和单位装机量取水量定额指标可进一步降低。300 MW等级空冷机组进一步采用空冷辅机冷却水系统后，设计耗水指标可由不超过0.10 m3/(s·GW)下降到不超过0.08 m3/(s·GW)，单位装机量取水量定额指标可由不超过0.11 m3/(s·GW)下降到不超过0.09 m3/(s·GW)。600 MW及以上空冷机组进一步采用空冷辅机冷却水系统后，设计耗水指标可由不超过0.09 m3/(s·GW)下降到不超过0.07m3/(s·GW)，单位装机量取水量定额指标可由不超过0.1 m3/(s·GW)下降到不超过0.08 m3/(s·GW)。详见表 4。

表4 采用深度节水方案(第一档次)耗水指标及取水定额 m3/(s·GW)

对于水资源供需矛盾极为突出地区，当脱硫系统进一步采用烟气提水技术(仅考虑脱硫系统“零补水”)后，设计耗水指标(综合外用水指标)和单位装机量取水量定额指标可进一步降低。300 MW等级空冷机组脱硫系统进一步采用烟气提水技术后，设计耗水指标可由不超过0.08 m3/(s·GW)下降到不超过 0.05 m3/(s·GW)，单位装机量取水量定额指标可由不超过0.09 m3/(s·GW)下 降 到 不 超 过 0.055 m3/(s·GW)。600 MW及以上空冷机组脱硫系统进一步采用烟气提水技术后，设计耗水指标可由不超过0.07 m3/(s·GW)下降到不超过 0.04 m3/(s·GW)，单位装机量取水量定额指标可由不超过0.08 m3/(s·GW)下降到不超过0.045 m3/(s·GW)。详见表5。

4 结论

1)采用主机空冷技术是最有效、最经济的节水措施，与湿冷机组相比可以节约85%的耗水量。

2)在采用主机空冷技术基础上，继续采用辅机空冷、烟气提水、干灰渣综合利用等深度技术节水，可以进一步节水约70%。

3)对于水资源供需矛盾突出地区，300 MW等级、600 MW及以上空冷机组进一步采用空冷辅机冷却水系统后，设计耗水指标可分别下降到0.08 m3/(s·GW)和0.07 m3/(s·GW)以下；对于水资源供需矛盾极为突出地区，300 MW等级、600 MW及以上空冷机组脱硫系统进一步采用烟气提水技术后，设计耗水指标可分别下降到0.05 m3/(s·GW)和 0.04 m3/(s·GW)以下。

4)今后可通过深入研究全封闭干灰库储灰技术、烟气循环流化床(半)干法脱硫除尘一体化技术、苦咸水开发利用技术等深度节水技术，进一步降低煤电机组的耗水指标。