鄭經(jīng)緯，王慧杰，李武全，唐燕萍

(1. 中國能源建設股份有限公司，北京 100022；2. 水利部水利水電規(guī)劃設計總院，北京 100120；3. 電力規(guī)劃設計總院，北京 100120)

0 引言

水資源作為基礎性的自然資源和戰(zhàn)略性的經(jīng)濟資源，在保障社會可持續(xù)發(fā)展、維系生態(tài)平衡與和諧環(huán)境方面發(fā)揮著重要作用。2019年，國家發(fā)展改革委、水利部聯(lián)合印發(fā)了《國家節(jié)水行動方案》(發(fā)改環(huán)資規(guī)〔2019〕695號)，提出“節(jié)水優(yōu)先、空間均衡、系統(tǒng)治理、兩手發(fā)力”的新時期治水方針，并明確提出近遠期有機銜接的總體控制目標。電力工業(yè)作為國民經(jīng)濟基礎產(chǎn)業(yè)和重要能源行業(yè)，同時也是工業(yè)用水大戶，水資源節(jié)約與綜合利用是電力工業(yè)可持續(xù)發(fā)展的一項重要而緊迫的任務。我國煤電基地普遍位于水資源緊缺地區(qū)，水資源本底條件較差，水資源條件對區(qū)域社會經(jīng)濟發(fā)展的約束較為顯著，對電廠用水量和耗水指標要求愈發(fā)嚴格。因此，水資源節(jié)約與綜合利用是我國煤電基地可持續(xù)發(fā)展的一項必不可少且緊迫的戰(zhàn)略性任務，在煤電基地采用高效節(jié)水技術，達到國際先進耗水定額標準勢在必行。

1 煤電機組節(jié)水現(xiàn)狀

1.1 2×660 MW循環(huán)冷卻濕冷機組用水量分析

以2×660 MW循環(huán)冷卻濕冷機組采用常規(guī)設計為例對燃煤電廠各系統(tǒng)的耗水量進行統(tǒng)計分析，其中主機系統(tǒng)采用循環(huán)冷卻系統(tǒng)，脫硫系統(tǒng)采用濕法脫硫技術，除灰系統(tǒng)采用干式除灰技術，除渣系統(tǒng)采用濕除渣技術。濕冷機組各系統(tǒng)耗水量統(tǒng)計見圖1。

圖1 2×660 MW濕冷機組常規(guī)設計耗水量統(tǒng)計圖

從圖1可以看出，在循環(huán)冷卻濕冷機組中耗水量大的系統(tǒng)為循環(huán)水系統(tǒng)、脫硫系統(tǒng)、除灰渣系統(tǒng)，分別占到總耗水量的84%、6%和3%。

1.2 2×660MW空冷機組用水量分析

汽輪機排汽空冷技術是指采用翅片管式的空冷凝汽器或散熱器，利用環(huán)境空氣來冷卻、凝結(jié)汽輪機乏汽的冷卻技術。汽輪機排汽空冷技術是火力發(fā)電廠重大節(jié)水技術[1]，節(jié)水效果顯著。以2×660 MW空冷機組采用常規(guī)設計為例對燃煤電廠各系統(tǒng)的耗水量進行統(tǒng)計分析，其中輔機冷卻水系統(tǒng)采用濕冷系統(tǒng)，脫硫系統(tǒng)采用濕法脫硫技術和煙氣余熱利用技術，除灰系統(tǒng)采用干式除灰技術，除渣系統(tǒng)采用干式除渣技術?？绽錂C組各系統(tǒng)耗水量統(tǒng)計見圖2。

圖2 2×660 MW空冷機組常規(guī)設計耗水量統(tǒng)計圖

從圖2可以看出，在空冷機組中耗水量大的系統(tǒng)為脫硫系統(tǒng)、化學系統(tǒng)、除灰渣系統(tǒng)、輔機濕冷系統(tǒng)，分別占到總耗水量的39%、16%、15%和12%。

空冷機組沒有循環(huán)冷卻系統(tǒng)中冷卻塔的蒸發(fā)、內(nèi)吹和排污損失，耗水量從濕冷機組的2 480 m3/h下降到空冷機組的380 m3/h，下降了約85%。由此可見，汽輪機排汽空冷技術是最有效的節(jié)水技術。

1.3 其他常規(guī)節(jié)水技術

除了汽輪機排汽空冷技術以外，還有污廢水回用技術、干式除灰技術、干式除渣技術、煙氣余熱利用技術等節(jié)水技術[2]。項目在規(guī)劃設計階段需要科學應用節(jié)水技術，通過加強水務管理，理順梯級用水流程，實現(xiàn)節(jié)水減排。

2 深度節(jié)水方案

2.1 輔機冷卻水空冷系統(tǒng)

輔機冷卻水空冷系統(tǒng)是指冷卻水在閉式系統(tǒng)中通過輔機循環(huán)水泵將水送到輔機設備，經(jīng)過熱交換的熱水進入空冷散熱器中，直接利用環(huán)境空氣冷卻降溫后再回到輔機循環(huán)水泵，通過輔機循環(huán)水泵進行循環(huán)使用。

輔機冷卻系統(tǒng)采用空冷方式，按建設2×660 MW空冷機組測算用水量(氣象條件：夏季頻率10%，氣溫30 ℃)，比輔機冷卻水采用濕冷系統(tǒng)節(jié)水45 m3/h，約占全廠總耗水量的12%。

輔機冷卻水空冷系統(tǒng)已被普遍采用，且有多年運行經(jīng)驗。尤其在水資源供需矛盾突出地區(qū)，輔機冷卻水空冷系統(tǒng)可以進一步節(jié)約用水，降低耗水指標。

2.2 煙氣提水技術

煙氣提水技術是指在脫硫吸收塔后增設煙氣冷凝塔，脫硫吸收塔排出的飽和凈煙氣通過冷凝塔降溫、凝結(jié)并回收煙氣中的部分水分，回收水用于脫硫系統(tǒng)補水，實現(xiàn)節(jié)水目的。該系統(tǒng)工藝可行、設備成熟、運行可靠，國內(nèi)首臺火電機組煙氣提水系統(tǒng)于2019年在內(nèi)蒙古某電廠成功應用，運行情況良好。

實施煙氣提水技術可降低機組耗水量，符合國家產(chǎn)業(yè)政策，有較好的社會效益和環(huán)境效益。該技術不但可以在新建項目上采用，還可以應用在機組脫硫改造項目上。

2.3 活性焦干法煙氣脫硫技術

活性焦干法脫硫工藝是以活性焦為吸收劑，利用活性焦內(nèi)部豐富的孔隙以及表面的官能團、極性氧化物、具有缺陷的C原子，在物理吸附和化學吸附的雙重作用下將SO2、Hg、As等眾多污染物固定在活性焦內(nèi)達到凈化煙氣的目的。活性焦干法脫硫過程中不消耗水，可一次性去除多種污染物[3]。

根據(jù)測算，2×660 MW空冷機組采用活性焦干法煙氣脫硫技術后，耗水量僅為3～7 m3/h，比無煙氣換熱器的濕法脫硫減少95%的水量，是節(jié)省水量較為顯著的脫硫工藝。

采用活性焦干法脫硫技術投資較高，經(jīng)濟性較差，雖不增加電廠本身用水量，但上下游產(chǎn)業(yè)的總用水量會增加，因此該技術適宜應用在有配套上下游產(chǎn)業(yè)的地區(qū)。

2.4 褐煤干燥乏氣水回收技術

褐煤干燥乏氣水回收技術是在以高水分褐煤為燃料的火電廠，采用褐煤干燥提質(zhì)及回收技術回收乏氣水，常用的包括爐煙干燥及水回收內(nèi)扇磨倉儲式制粉系統(tǒng)的褐煤提水技術、蒸汽滾筒干燥機集中預干燥及水回收的褐煤提水技術、蒸汽管回轉(zhuǎn)式干燥機磨前預干燥及水回收的褐煤提水技術等[4]。

該技術系統(tǒng)設計方案集成了各項成熟的工藝，采用各個設備的單品均已成熟且有工程業(yè)績，與常規(guī)褐煤機組相比，可顯著提高鍋爐效率，降低發(fā)電標煤耗和廠用電率，減少了電廠外用水資源的消耗。但褐煤干燥回收水量受機組負荷、原煤含水率、煤量、氣溫等因素影響，需要對褐煤乏氣水回收技術的安全性和可靠性進一步論證。

3 耗水指標和耗水量測算與分析

3.1 節(jié)水方案確定

本文針對煤電機組采用常規(guī)節(jié)水方案和深度節(jié)水方案，分別研究測算了耗水量、耗水指標。深度節(jié)水方案主要用于水資源供需矛盾突出地區(qū)，依據(jù)缺水程度遞進地分為三個檔次，依次使用更加高效的節(jié)水技術，方案對比見表1。

表1 常規(guī)節(jié)水方案和深度節(jié)水方案的對比

其中，對于脫硫系統(tǒng)三項節(jié)水技術，活性焦干法煙氣脫硫技術成本過高，現(xiàn)階段不適宜大規(guī)模推廣；褐煤乏氣水回收技術雖有投產(chǎn)業(yè)績，但系統(tǒng)存在安全隱患；煙氣提水技術相對以上兩項技術更經(jīng)濟、更安全、更可靠。因此，在深度節(jié)水技術方案的第二檔次和第三檔次，脫硫系統(tǒng)考慮采用“濕法脫硫+煙氣提水技術”，提水量暫按脫硫系統(tǒng)內(nèi)“零補水”進行考慮。干除灰干除渣(調(diào)濕)即灰渣調(diào)濕后運至灰場或綜合利用用戶；干除灰干除渣(不調(diào)濕)即灰渣輸送至全封閉灰渣庫儲存，灰渣全部綜合利用，比如采用全封閉干灰?guī)靸壹夹g。輔機空冷系統(tǒng)在夏季高溫時段的噴水量不計入總耗水量。

3.2 空冷機組耗水指標和耗水量測算

電廠位于溫帶地區(qū)，夏季頻率10%的氣溫為30 ℃；年生產(chǎn)用水量按7 000 h計，年生活用水量按8 760 h計；電廠沒有廢水外排；若輔機采用濕冷系統(tǒng)，輔機系統(tǒng)循環(huán)水溫升為5 ℃。按純凝工況對2×660 MW機組的常規(guī)節(jié)水方案和深度節(jié)水方案進行耗水指標及耗水量的研究測算，詳見表2。2×350 MW、2×660 MW、2×1 000 MW年總耗水量見圖3。

圖3 空冷電廠年總耗水量測算圖

表2 2×660 MW空冷電廠耗水指標和耗水量估算表

對于常規(guī)節(jié)水方案，脫硫系統(tǒng)耗水量約占全廠耗水量的32%～42%，所占比例最高；其次是化學系統(tǒng)耗水量，約占全廠耗水量的16%。對于深度節(jié)水方案第一個檔次，脫硫系統(tǒng)耗水量約占全廠耗水量的39%～47%，所占比例最高；其次是除灰渣系統(tǒng)耗水量，約占全廠耗水量的17%～20%。對于深度節(jié)水方案第二個檔次，由于進一步采用煙氣提水技術，實現(xiàn)脫硫系統(tǒng)內(nèi)“零補水”，大大降低了全廠的耗水量，耗水指標(綜合外用水指標)也相應降低。對于深度節(jié)水方案第三個檔次，由于進一步采用灰渣綜合利用方案，此時除灰渣系統(tǒng)耗水量為0，全廠耗水量進一步降低，耗水指標(綜合外用水指標)最低。

3.3 推薦的節(jié)水技術及先進定額指標

通過采用先進節(jié)水技術，火力發(fā)電廠設計耗水指標不斷降低。2004年，北方缺水地區(qū)空冷機組設計耗水指標按不超過0.18 m3/(s·GW)控制；2011年，根據(jù)GB 50660—2011《大中型火力發(fā)電廠設計規(guī)范》[5]，300 MW及以上空冷機組設計耗水指標按不超過0.12 m3/(s·GW)控制；2014年，國家能源局印發(fā)了《國家能源局關于推進大型煤電外送基地科學開發(fā)的指導意見》(國能電力〔2014〕243號)，文件要求空冷機組的設計耗水指標按不超過0.1 m3/(s·GW)控制。

經(jīng)測算，對燃煤凝汽式機組，當主汽輪機排汽采用空冷、石灰石—石膏濕法脫硫、干除灰干除渣(調(diào)濕)、電動給水泵或汽動給水泵排汽空冷、輔機冷卻水濕冷系統(tǒng)方案時，300 MW等級空冷機組設計耗水指標按不超過0.10 m3/(s·GW)控制，單位裝機量取水量定額指標按不超過0.11 m3/(s·GW)控制；600 MW及以上空冷機組設計耗水指標按不超過0.09 m3/(s·GW)控制，單位裝機量取水量定額指標按不超過0.1 m3/(s·GW)控制。詳見表3。

對于水資源供需矛盾突出地區(qū)，當進一步采用輔機冷卻水空冷技術后，設計耗水指標和單位裝機量取水量定額指標可進一步降低。300 MW等級空冷機組進一步采用空冷輔機冷卻水系統(tǒng)后，設計耗水指標可由不超過0.10 m3/(s·GW)下降到不超過0.08 m3/(s·GW)，單位裝機量取水量定額指標可由不超過0.11 m3/(s·GW)下降到不超過0.09 m3/(s·GW)。600 MW及以上空冷機組進一步采用空冷輔機冷卻水系統(tǒng)后，設計耗水指標可由不超過0.09 m3/(s·GW)下降到不超過0.07m3/(s·GW)，單位裝機量取水量定額指標可由不超過0.1 m3/(s·GW)下降到不超過0.08 m3/(s·GW)。詳見表 4。

表4 采用深度節(jié)水方案(第一檔次)耗水指標及取水定額 m3/(s·GW)

對于水資源供需矛盾極為突出地區(qū)，當脫硫系統(tǒng)進一步采用煙氣提水技術(僅考慮脫硫系統(tǒng)“零補水”)后，設計耗水指標(綜合外用水指標)和單位裝機量取水量定額指標可進一步降低。300 MW等級空冷機組脫硫系統(tǒng)進一步采用煙氣提水技術后，設計耗水指標可由不超過0.08 m3/(s·GW)下降到不超過 0.05 m3/(s·GW)，單位裝機量取水量定額指標可由不超過0.09 m3/(s·GW)下 降 到 不 超 過 0.055 m3/(s·GW)。600 MW及以上空冷機組脫硫系統(tǒng)進一步采用煙氣提水技術后，設計耗水指標可由不超過0.07 m3/(s·GW)下降到不超過 0.04 m3/(s·GW)，單位裝機量取水量定額指標可由不超過0.08 m3/(s·GW)下降到不超過0.045 m3/(s·GW)。詳見表5。

4 結(jié)論

1)采用主機空冷技術是最有效、最經(jīng)濟的節(jié)水措施，與濕冷機組相比可以節(jié)約85%的耗水量。

2)在采用主機空冷技術基礎上，繼續(xù)采用輔機空冷、煙氣提水、干灰渣綜合利用等深度技術節(jié)水，可以進一步節(jié)水約70%。

3)對于水資源供需矛盾突出地區(qū)，300 MW等級、600 MW及以上空冷機組進一步采用空冷輔機冷卻水系統(tǒng)后，設計耗水指標可分別下降到0.08 m3/(s·GW)和0.07 m3/(s·GW)以下；對于水資源供需矛盾極為突出地區(qū)，300 MW等級、600 MW及以上空冷機組脫硫系統(tǒng)進一步采用煙氣提水技術后，設計耗水指標可分別下降到0.05 m3/(s·GW)和 0.04 m3/(s·GW)以下。

4)今后可通過深入研究全封閉干灰?guī)靸壹夹g、煙氣循環(huán)流化床(半)干法脫硫除塵一體化技術、苦咸水開發(fā)利用技術等深度節(jié)水技術，進一步降低煤電機組的耗水指標。