燃煤电厂水平衡模型与节水分析

2022-04-26刘广建岳凤站周硕王琳干雪

中国电力 2022年4期

刘广建，岳凤站，周硕，王琳，干雪

(1. 华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京 102206；2. 公诚管理咨询有限公司，北京 510610)

0 引言

火电行业是工业用水大户，2017年火电（包括直流冷却）用水量478.3亿m3，占工业用水量的37.5%，约占全国总用水量的7.9%[1]。随着水资源的日益短缺和火电装机容量的持续增加，提高用水效率与应用节水技术是实现火电行业可持续发展的重要途径。研究火电厂的用水规律、建立具有能够反映电厂效率、煤种、气象条件等参数的水平衡模型对火电行业的节水工作具有现实的指导意义。

文献[2]在调查86家容量在40 MW以上电厂水耗基础上，利用多元线性回归方法建立了火力发电厂耗水率预测模型。模型考虑的影响发电耗水率因素包括机组循环冷却方式、冲灰方式、冷却水浓缩倍率、废水回收利用率和锅炉类型等指标。文献[3]将火电厂的用水系统分为水汽循环系统、冷却水系统、脱硫系统、除灰渣系统等7个子系统，针对冷却水系统和脱硫系统，建立了耗水量计算模型，并用实际电厂数据对模型进行了验证。文献[4]提出了一种计算电厂耗水和取水量的通用模型（S-GEM），模型只需要利用电厂净效率、循环倍率等少量输入参数，可估算出电厂的耗水强度。文献[5]针对湿冷、空冷、带有二氧化碳捕集装置等电厂配置类型，建立了系统耗水模型。

尽管关于火电厂主要用水子系统（冷却水系统、湿法脱硫系统）和电厂整体耗水率预测方面的研究成果较多，但是基于电厂效率、煤种、气象条件等参数的水平衡模型的研究并不多见。本文提出了能够反映电厂效率、煤种等参数对电厂水耗影响的水平衡计算模型，根据水平衡模型绘制了电厂水流图，可以直观地定量展示进入和离开电厂的水平衡关系，给出电厂水损失分布，辨析系统节水关键环节。最后定量分析了烟气余热及水分回收系统的节水效果，为火电厂深度节水提供可行路径。

1 水平衡计算模型

根据中国电力行业标准（DL/T 606.5—2009）[6]，取水量指从各种水源提取的水量；耗水量指用水系统中因蒸发、渗漏以及灰渣携带等形式消耗掉的各种水量。取水量和耗水量的关系为

图1为采用湿冷、湿法脱硫系统的燃煤发电厂水流示意。进入电厂的水流包括煤中的水分、煤中氢元素在锅炉中燃烧产生的水分、空气中的水分、厂外水源地来水（取水水量）。其中物流1表示湿法脱硫补水；物流2表示其他过程补水或用水，比如水力除灰渣用水，厂区生活、消防用水等。

图1 采用湿冷、石灰石-石膏湿法脱硫系统的燃煤发电厂水流示意Fig. 1 Schematic diagram of water flow in a coal-fired power plant using a wet cooling, limestone-gypsum wet desulfurization system

离开电厂的水流包括4部分。

(1) 不可避免的损失。冷却塔的蒸发损失和风吹损失，热力系统水汽循环过程中的汽水泄漏等。

(2) 产品形成带走的水分。石灰石-石膏湿法脱硫系统产出石膏带走的结晶水和自由水。

(3) 排污。排污是保持水质和去除杂质的必要条件，包括锅炉给水、烟气脱硫废水和冷却系统排污等。

(4) 净化系统中损失的水分。水在烟气净化系统（如湿式除尘器、湿法脱硫系统）、扬尘控制措施（输煤系统、煤场及灰场喷淋等）中起着除尘、洗涤的功能。

(5) 烟囱排放的湿烟气。湿烟气中的水分大部分来自煤中固有的水分和氢元素燃烧，但也有部分水蒸气来自湿法脱硫系统。

根据水在各子系统或设备中所起作用不同，将电厂用水系统分为冷却水系统、脱硫系统、热力系统、除灰渣系统和生活、消防用水系统等。根据火电厂物料和能量平衡，建立了冷却水系统和湿法脱硫系统的水平衡计算模型；对其他用水子系统，参考火电厂设计规范[7-8]，给出其他用水子系统的水耗估算公式，综合各用水子系统后得到全厂水平衡计算模型。

1.1 冷却水系统

冷却水系统补水用于弥补蒸发、风吹和排污损失。按照水和冷却水中溶解的杂质质量平衡，湿式冷却系统的补给水和水损失为

图2 燃煤电厂能量平衡示意Fig. 2 Diagram of energy balance of coal-fired power plant

根据冷却塔的工作原理，冷却塔内的换热包括蒸发传热和接触传热，其中蒸发损失水量与凝汽器热负荷和湿冷塔内蒸发传热占比相关。影响的因素包括入口空气温度、入口空气湿度、入口水温、出口水温、环境压力和水/空气质量流量比。其中，对进塔空气温度最为敏感。为

图3 蒸发传热占比和进塔空气干球温度关系Fig. 3 The relation of dry bulb air temperature with the fraction of heat load rejected through evaporative heat transfer

1.2 湿法脱硫系统

石灰石-石膏湿法脱硫系统中的水损失为塔内蒸发水（出口与入口烟气携带的水蒸气之差）、出口烟气携带的液态水，石膏表面附着水、石膏结晶水和脱硫废水的排放。本文以脱硫塔为对象，建立包括入塔烟气带入的热量、反应热、氧化空气带入的热量等在内的脱硫塔热平衡计算模型，然后计算蒸发水量。具体计算方法参考文献[12-13]。

1.3 其他用水子系统

其他用水子系统包括锅炉用水子系统、除灰渣系统、生活用水、运煤系统用水和其他用水。其用水量按文献[7,14]计算。

2 模型验证

以550 MW超临界燃煤发电机组系统为基准，进行水耗模型验证。煤种及其参数见表1。电厂系统设计关键参数见表2，其中煤采用表1中的烟煤。水平衡模型结果和文献结果对比如图4所示。图中取水量=废水量+耗水量，耗水量包括冷却塔、脱硫和其他3部分水耗。

表1 煤元素分析和高位热值（收到基）Table 1 Elemental analysis and high calorific value of coal (received base)

表2 燃煤电厂设计参数Table 2 Design parameters of coal-fired power plant

由图4可以看出，所提模型计算全厂单位供电量的取水量为2.15 m3/(MW·h)，与文献[15]给出的结果（2.11 m3/(MW·h)）相比，相对误差小于2%。对于脱硫系统，文献[15]仅给出了脱硫系统总补水量(0.38 m3/(MW·h))，包括耗水量、废水量以及石膏产品带走的水分。因此大于本文给出的脱硫系统耗水量结果0.23 m3/(MW·h)。此外，根据标准和行业调研数据[16]，单机容量600 MW级及以上火电厂，采用循环冷却时单位供电量的取水量平均值为2.13 m3/(MW·h)，因此本文建立的水平衡模型具有较好的精度。

图4 超临界燃烟煤电厂单位发电量用水指标Fig. 4 Water consumption index per unit generating capacity of supercritical coal fired bituminous coal power plant

耦合了气象条件、电厂效率、煤种性质等参数，本文提出的水平衡模型能够反映以上参数对电厂取水量和耗水量的影响，结果如图5～7所示。

图5 效率对电厂用水指标的影响Fig. 5 The influence of efficiency on water consumption index of power plant

图6 环境温度对单位装机取水量和接触传热占比的影响Fig. 6 The influence of ambient temperature on the quantity of water withdrawn per unit installed capacity and the ratio of contact heat transfer

图7 煤种对电厂取水量的影响Fig. 7 Influence of coal type on water intake of power plant

由此得出主要结论如下。

（1）提高电厂发电效率，能够大幅度降低单位供电量水耗。当发电效率34.3%（亚临界机组）提高到43.3%（超超临界机组），其单位供电量水耗下降31.7%。原因在于由于发电效率提高，冷凝器负荷减少33.9%。此外，发电效率的提高导致单位发电量的烟气量下降，计算表明脱硫塔入口湿烟气体积流量（标态）比例为亚临界1：超超临界0.79，导致超超临界机组脱硫系统水耗下降20%。

（2）当环境空气温度由15℃增加到30℃，电厂单位供电量取水率由2.15 m3/(MW·h)增加到2.41 m3/(MW·h)，增加了11.9%。原因在于冷却水系统中蒸发传热的比例增加，即变大，从而冷却塔蒸发损失增大。

（3）当采用低质煤时（如表1中的次烟煤和褐煤），低质煤的含水量和热值下降。假设采用相同的系统设计参数，则发电效率下降，从而导致电厂单位供电量水耗增加。由图7可知，当电厂燃料由烟煤变为褐煤时，效率下降3%左右，其单位供电量水耗增加了15%。由表1可以看出，褐煤收到基含水量为36%，热值相当于烟煤的56.7%，如果直接燃烧会导致锅炉效率下降。如果在进入锅炉之前进行干燥，并且回收煤中的水分，则可以提高电厂发电效率，回收水量也可以满足湿法脱硫补水需求[17]。

3 电厂水流图

根据水平衡模型，绘制了基于烟煤的超临界机组水流图，如图8所示。图中数值单位为m3/(MW·h) 。

图8 基于烟煤的超临界机组水流示意Fig. 8 Supercritical bituminous coal fired-Power plant water flow diagram

进入电厂的水流包括煤中水分和氢元素燃烧带入的水分、空气带入的水分和各用水系统补水。其中煤中水分和氢元素燃烧带入的水分占总水量的7.1%，空气带入的水分占比0.9%。如果采用褐煤（见表1），则煤中水分和氢元素燃烧带入的水分占总水量的13.1%。

离开电厂的水流包括排烟中的水分，冷却塔蒸发、风吹损失，冷却塔排污，锅炉排污，脱硫系统中石膏带走的水分和脱硫废水和其他损失。其中冷却塔蒸发、风吹损失占总水量的59.1%，冷却塔排污占总水量的19.7%，排烟中水分占总水量的15.6%。如果采用褐煤（见表1），由于电厂效率较低，冷却塔蒸发、风吹损失占总水量的55.3%，排烟中水分占总水量的14.2%。略低于烟煤电厂。

排烟中的水分来自煤中的水分、氢元素燃烧带入的水分、进入锅炉和脱硫系统的空气带入的水分和湿法脱硫中的水蒸发损失。计算结果表明湿法脱硫中水蒸发损失带走的烟气的水分占烟气总水分的50%左右。

通过水流图，可以看出冷却塔的蒸发损失占总水量的60%左右，烟气中的水分占总水量的15%左右，废水排放包括冷却塔排污、锅炉排污和脱硫废水等，占总水量的20%以上。

4 节水潜力分析

根据分析，火电厂节水的重点在于冷却系统、废水排放和排烟水分回收。其中前2项的研究受到了人们较多的关注[18-19]。本文提出了一种火电厂余热和水分回收系统，如图9所示。空预器出口烟气（120～150℃）首先经过换热器降温至90℃左右，然后进入湿法脱硫系统，经过湿法脱硫后的饱和湿烟气经过膜法水分回收装置脱水，回收的烟气水分经过处理后可以用作电厂的补水。烟气余热回收可用于加热凝结水或者与暖风器耦合[20-21]，分析表明烟气水分回收率在20%～60%时，可降低供电标准煤耗率1～3 g/(kW·h)。

图9 烟气余热及水分回收系统Fig. 9 Flue gas waste heat and water recovery system of power plant water flow diagram

以550 MW超临界湿冷机组和空冷机组为例，基于提出的水耗模型，计算了烟气余热和水分回收系统在不同水分回收率和循环水浓缩倍率()下的单位装机取水量，结果如图10所示。其中空冷机组的性能参数参考文献[22]。图中表示循环水浓缩倍率；R表示烟气水分回收率。比如：4，15%R分别表示循环水浓缩倍率为4，烟气水分回收率为15%。

图10 不同水分回收率、循环水浓缩倍率下超临界机组取水量指标Fig. 10 Water withdraw factor of supercritical power plant with different water recovery rate from fluegas and cycle ratio of cooling system.

如果采用湿冷方式，假设供电标准煤耗率降低3 g/(kW·h)，烟气水分回收60%，根据水平衡模型，综合考虑发电效率提高、烟气水分回收和烟气脱硫节水收益，超临界机组单位装机取水量下降 19.2%，由 2.15 m3/(MW·h) 降至 1.81 m3/(MW·h)；如果同时提高循环水浓缩倍率至8，则超临界机组单位装机取水量降至1.55 m3/(MW·h)，达到国内清洁生产领先水平[23-26]。

如果采用直接空冷方式，且假设烟气水分回收60%，则根据水平衡模型的理论计算表明：烟气回收的水分可以满足湿法脱硫补水和锅炉补水等的需要，即电厂的取水量可以降低到零。如果同时采用半干法或干法脱硫系统[17]，则电厂可以成为供水方。