燃煤電廠水平衡模型與節(jié)水分析

劉廣建，岳鳳站，周碩，王琳，干雪

(1. 華北電力大學(xué) 能源動(dòng)力與機(jī)械工程學(xué)院，北京 102206；2. 公誠管理咨詢有限公司，北京 510610)

0 引言

火電行業(yè)是工業(yè)用水大戶，2017年火電（包括直流冷卻）用水量478.3億m3，占工業(yè)用水量的37.5%，約占全國總用水量的7.9%[1]。隨著水資源的日益短缺和火電裝機(jī)容量的持續(xù)增加，提高用水效率與應(yīng)用節(jié)水技術(shù)是實(shí)現(xiàn)火電行業(yè)可持續(xù)發(fā)展的重要途徑。研究火電廠的用水規(guī)律、建立具有能夠反映電廠效率、煤種、氣象條件等參數(shù)的水平衡模型對(duì)火電行業(yè)的節(jié)水工作具有現(xiàn)實(shí)的指導(dǎo)意義。

文獻(xiàn)[2]在調(diào)查86家容量在40 MW以上電廠水耗基礎(chǔ)上，利用多元線性回歸方法建立了火力發(fā)電廠耗水率預(yù)測模型。模型考慮的影響發(fā)電耗水率因素包括機(jī)組循環(huán)冷卻方式、沖灰方式、冷卻水濃縮倍率、廢水回收利用率和鍋爐類型等指標(biāo)。文獻(xiàn)[3]將火電廠的用水系統(tǒng)分為水汽循環(huán)系統(tǒng)、冷卻水系統(tǒng)、脫硫系統(tǒng)、除灰渣系統(tǒng)等7個(gè)子系統(tǒng)，針對(duì)冷卻水系統(tǒng)和脫硫系統(tǒng)，建立了耗水量計(jì)算模型，并用實(shí)際電廠數(shù)據(jù)對(duì)模型進(jìn)行了驗(yàn)證。文獻(xiàn)[4]提出了一種計(jì)算電廠耗水和取水量的通用模型（S-GEM），模型只需要利用電廠凈效率、循環(huán)倍率等少量輸入?yún)?shù)，可估算出電廠的耗水強(qiáng)度。文獻(xiàn)[5]針對(duì)濕冷、空冷、帶有二氧化碳捕集裝置等電廠配置類型，建立了系統(tǒng)耗水模型。

盡管關(guān)于火電廠主要用水子系統(tǒng)（冷卻水系統(tǒng)、濕法脫硫系統(tǒng)）和電廠整體耗水率預(yù)測方面的研究成果較多，但是基于電廠效率、煤種、氣象條件等參數(shù)的水平衡模型的研究并不多見。本文提出了能夠反映電廠效率、煤種等參數(shù)對(duì)電廠水耗影響的水平衡計(jì)算模型，根據(jù)水平衡模型繪制了電廠水流圖，可以直觀地定量展示進(jìn)入和離開電廠的水平衡關(guān)系，給出電廠水損失分布，辨析系統(tǒng)節(jié)水關(guān)鍵環(huán)節(jié)。最后定量分析了煙氣余熱及水分回收系統(tǒng)的節(jié)水效果，為火電廠深度節(jié)水提供可行路徑。

1 水平衡計(jì)算模型

根據(jù)中國電力行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（DL/T 606.5—2009）[6]，取水量指從各種水源提取的水量；耗水量指用水系統(tǒng)中因蒸發(fā)、滲漏以及灰渣攜帶等形式消耗掉的各種水量。取水量和耗水量的關(guān)系為

圖1為采用濕冷、濕法脫硫系統(tǒng)的燃煤發(fā)電廠水流示意。進(jìn)入電廠的水流包括煤中的水分、煤中氫元素在鍋爐中燃燒產(chǎn)生的水分、空氣中的水分、廠外水源地來水（取水水量）。其中物流1表示濕法脫硫補(bǔ)水；物流2表示其他過程補(bǔ)水或用水，比如水力除灰渣用水，廠區(qū)生活、消防用水等。

圖1 采用濕冷、石灰石-石膏濕法脫硫系統(tǒng)的燃煤發(fā)電廠水流示意Fig. 1 Schematic diagram of water flow in a coal-fired power plant using a wet cooling, limestone-gypsum wet desulfurization system

離開電廠的水流包括4部分。

(1) 不可避免的損失。冷卻塔的蒸發(fā)損失和風(fēng)吹損失，熱力系統(tǒng)水汽循環(huán)過程中的汽水泄漏等。

(2) 產(chǎn)品形成帶走的水分。石灰石-石膏濕法脫硫系統(tǒng)產(chǎn)出石膏帶走的結(jié)晶水和自由水。

(3) 排污。排污是保持水質(zhì)和去除雜質(zhì)的必要條件，包括鍋爐給水、煙氣脫硫廢水和冷卻系統(tǒng)排污等。

(4) 凈化系統(tǒng)中損失的水分。水在煙氣凈化系統(tǒng)（如濕式除塵器、濕法脫硫系統(tǒng)）、揚(yáng)塵控制措施（輸煤系統(tǒng)、煤場及灰場噴淋等）中起著除塵、洗滌的功能。

(5) 煙囪排放的濕煙氣。濕煙氣中的水分大部分來自煤中固有的水分和氫元素燃燒，但也有部分水蒸氣來自濕法脫硫系統(tǒng)。

根據(jù)水在各子系統(tǒng)或設(shè)備中所起作用不同，將電廠用水系統(tǒng)分為冷卻水系統(tǒng)、脫硫系統(tǒng)、熱力系統(tǒng)、除灰渣系統(tǒng)和生活、消防用水系統(tǒng)等。根據(jù)火電廠物料和能量平衡，建立了冷卻水系統(tǒng)和濕法脫硫系統(tǒng)的水平衡計(jì)算模型；對(duì)其他用水子系統(tǒng)，參考火電廠設(shè)計(jì)規(guī)范[7-8]，給出其他用水子系統(tǒng)的水耗估算公式，綜合各用水子系統(tǒng)后得到全廠水平衡計(jì)算模型。

1.1 冷卻水系統(tǒng)

冷卻水系統(tǒng)補(bǔ)水用于彌補(bǔ)蒸發(fā)、風(fēng)吹和排污損失。按照水和冷卻水中溶解的雜質(zhì)質(zhì)量平衡，濕式冷卻系統(tǒng)的補(bǔ)給水和水損失為

圖2 燃煤電廠能量平衡示意Fig. 2 Diagram of energy balance of coal-fired power plant

根據(jù)冷卻塔的工作原理，冷卻塔內(nèi)的換熱包括蒸發(fā)傳熱和接觸傳熱，其中蒸發(fā)損失水量與凝汽器熱負(fù)荷和濕冷塔內(nèi)蒸發(fā)傳熱占比相關(guān)。影響的因素包括入口空氣溫度、入口空氣濕度、入口水溫、出口水溫、環(huán)境壓力和水/空氣質(zhì)量流量比。其中，對(duì)進(jìn)塔空氣溫度最為敏感。為

圖3 蒸發(fā)傳熱占比和進(jìn)塔空氣干球溫度關(guān)系Fig. 3 The relation of dry bulb air temperature with the fraction of heat load rejected through evaporative heat transfer

1.2 濕法脫硫系統(tǒng)

石灰石-石膏濕法脫硫系統(tǒng)中的水損失為塔內(nèi)蒸發(fā)水（出口與入口煙氣攜帶的水蒸氣之差）、出口煙氣攜帶的液態(tài)水，石膏表面附著水、石膏結(jié)晶水和脫硫廢水的排放。本文以脫硫塔為對(duì)象，建立包括入塔煙氣帶入的熱量、反應(yīng)熱、氧化空氣帶入的熱量等在內(nèi)的脫硫塔熱平衡計(jì)算模型，然后計(jì)算蒸發(fā)水量。具體計(jì)算方法參考文獻(xiàn)[12-13]。

1.3 其他用水子系統(tǒng)

其他用水子系統(tǒng)包括鍋爐用水子系統(tǒng)、除灰渣系統(tǒng)、生活用水、運(yùn)煤系統(tǒng)用水和其他用水。其用水量按文獻(xiàn)[7,14]計(jì)算。

2 模型驗(yàn)證

以550 MW超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組系統(tǒng)為基準(zhǔn)，進(jìn)行水耗模型驗(yàn)證。煤種及其參數(shù)見表1。電廠系統(tǒng)設(shè)計(jì)關(guān)鍵參數(shù)見表2，其中煤采用表1中的煙煤。水平衡模型結(jié)果和文獻(xiàn)結(jié)果對(duì)比如圖4所示。圖中取水量=廢水量+耗水量，耗水量包括冷卻塔、脫硫和其他3部分水耗。

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

表2 燃煤電廠設(shè)計(jì)參數(shù)Table 2 Design parameters of coal-fired power plant

由圖4可以看出，所提模型計(jì)算全廠單位供電量的取水量為2.15 m3/(MW·h)，與文獻(xiàn)[15]給出的結(jié)果（2.11 m3/(MW·h)）相比，相對(duì)誤差小于2%。對(duì)于脫硫系統(tǒng)，文獻(xiàn)[15]僅給出了脫硫系統(tǒng)總補(bǔ)水量(0.38 m3/(MW·h))，包括耗水量、廢水量以及石膏產(chǎn)品帶走的水分。因此大于本文給出的脫硫系統(tǒng)耗水量結(jié)果0.23 m3/(MW·h)。此外，根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)和行業(yè)調(diào)研數(shù)據(jù)[16]，單機(jī)容量600 MW級(jí)及以上火電廠，采用循環(huán)冷卻時(shí)單位供電量的取水量平均值為2.13 m3/(MW·h)，因此本文建立的水平衡模型具有較好的精度。

圖4 超臨界燃煙煤電廠單位發(fā)電量用水指標(biāo)Fig. 4 Water consumption index per unit generating capacity of supercritical coal fired bituminous coal power plant

耦合了氣象條件、電廠效率、煤種性質(zhì)等參數(shù)，本文提出的水平衡模型能夠反映以上參數(shù)對(duì)電廠取水量和耗水量的影響，結(jié)果如圖5～7所示。

圖5 效率對(duì)電廠用水指標(biāo)的影響Fig. 5 The influence of efficiency on water consumption index of power plant

圖6 環(huán)境溫度對(duì)單位裝機(jī)取水量和接觸傳熱占比的影響Fig. 6 The influence of ambient temperature on the quantity of water withdrawn per unit installed capacity and the ratio of contact heat transfer

圖7 煤種對(duì)電廠取水量的影響Fig. 7 Influence of coal type on water intake of power plant

由此得出主要結(jié)論如下。

（1）提高電廠發(fā)電效率，能夠大幅度降低單位供電量水耗。當(dāng)發(fā)電效率34.3%（亞臨界機(jī)組）提高到43.3%（超超臨界機(jī)組），其單位供電量水耗下降31.7%。原因在于由于發(fā)電效率提高，冷凝器負(fù)荷減少33.9%。此外，發(fā)電效率的提高導(dǎo)致單位發(fā)電量的煙氣量下降，計(jì)算表明脫硫塔入口濕煙氣體積流量（標(biāo)態(tài)）比例為亞臨界1：超超臨界0.79，導(dǎo)致超超臨界機(jī)組脫硫系統(tǒng)水耗下降20%。

（2）當(dāng)環(huán)境空氣溫度由15℃增加到30℃，電廠單位供電量取水率由2.15 m3/(MW·h)增加到2.41 m3/(MW·h)，增加了11.9%。原因在于冷卻水系統(tǒng)中蒸發(fā)傳熱的比例增加，即變大，從而冷卻塔蒸發(fā)損失增大。

（3）當(dāng)采用低質(zhì)煤時(shí)（如表1中的次煙煤和褐煤），低質(zhì)煤的含水量和熱值下降。假設(shè)采用相同的系統(tǒng)設(shè)計(jì)參數(shù)，則發(fā)電效率下降，從而導(dǎo)致電廠單位供電量水耗增加。由圖7可知，當(dāng)電廠燃料由煙煤變?yōu)楹置簳r(shí)，效率下降3%左右，其單位供電量水耗增加了15%。由表1可以看出，褐煤收到基含水量為36%，熱值相當(dāng)于煙煤的56.7%，如果直接燃燒會(huì)導(dǎo)致鍋爐效率下降。如果在進(jìn)入鍋爐之前進(jìn)行干燥，并且回收煤中的水分，則可以提高電廠發(fā)電效率，回收水量也可以滿足濕法脫硫補(bǔ)水需求[17]。

3 電廠水流圖

根據(jù)水平衡模型，繪制了基于煙煤的超臨界機(jī)組水流圖，如圖8所示。圖中數(shù)值單位為m3/(MW·h) 。

圖8 基于煙煤的超臨界機(jī)組水流示意Fig. 8 Supercritical bituminous coal fired-Power plant water flow diagram

進(jìn)入電廠的水流包括煤中水分和氫元素燃燒帶入的水分、空氣帶入的水分和各用水系統(tǒng)補(bǔ)水。其中煤中水分和氫元素燃燒帶入的水分占總水量的7.1%，空氣帶入的水分占比0.9%。如果采用褐煤（見表1），則煤中水分和氫元素燃燒帶入的水分占總水量的13.1%。

離開電廠的水流包括排煙中的水分，冷卻塔蒸發(fā)、風(fēng)吹損失，冷卻塔排污，鍋爐排污，脫硫系統(tǒng)中石膏帶走的水分和脫硫廢水和其他損失。其中冷卻塔蒸發(fā)、風(fēng)吹損失占總水量的59.1%，冷卻塔排污占總水量的19.7%，排煙中水分占總水量的15.6%。如果采用褐煤（見表1），由于電廠效率較低，冷卻塔蒸發(fā)、風(fēng)吹損失占總水量的55.3%，排煙中水分占總水量的14.2%。略低于煙煤電廠。

排煙中的水分來自煤中的水分、氫元素燃燒帶入的水分、進(jìn)入鍋爐和脫硫系統(tǒng)的空氣帶入的水分和濕法脫硫中的水蒸發(fā)損失。計(jì)算結(jié)果表明濕法脫硫中水蒸發(fā)損失帶走的煙氣的水分占煙氣總水分的50%左右。

通過水流圖，可以看出冷卻塔的蒸發(fā)損失占總水量的60%左右，煙氣中的水分占總水量的15%左右，廢水排放包括冷卻塔排污、鍋爐排污和脫硫廢水等，占總水量的20%以上。

4 節(jié)水潛力分析

根據(jù)分析，火電廠節(jié)水的重點(diǎn)在于冷卻系統(tǒng)、廢水排放和排煙水分回收。其中前2項(xiàng)的研究受到了人們較多的關(guān)注[18-19]。本文提出了一種火電廠余熱和水分回收系統(tǒng)，如圖9所示?？疹A(yù)器出口煙氣（120～150℃）首先經(jīng)過換熱器降溫至90℃左右，然后進(jìn)入濕法脫硫系統(tǒng)，經(jīng)過濕法脫硫后的飽和濕煙氣經(jīng)過膜法水分回收裝置脫水，回收的煙氣水分經(jīng)過處理后可以用作電廠的補(bǔ)水。煙氣余熱回收可用于加熱凝結(jié)水或者與暖風(fēng)器耦合[20-21]，分析表明煙氣水分回收率在20%～60%時(shí)，可降低供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率1～3 g/(kW·h)。

圖9 煙氣余熱及水分回收系統(tǒng)Fig. 9 Flue gas waste heat and water recovery system of power plant water flow diagram

以550 MW超臨界濕冷機(jī)組和空冷機(jī)組為例，基于提出的水耗模型，計(jì)算了煙氣余熱和水分回收系統(tǒng)在不同水分回收率和循環(huán)水濃縮倍率()下的單位裝機(jī)取水量，結(jié)果如圖10所示。其中空冷機(jī)組的性能參數(shù)參考文獻(xiàn)[22]。圖中表示循環(huán)水濃縮倍率；R表示煙氣水分回收率。比如：4，15%R分別表示循環(huán)水濃縮倍率為4，煙氣水分回收率為15%。

圖10 不同水分回收率、循環(huán)水濃縮倍率下超臨界機(jī)組取水量指標(biāo)Fig. 10 Water withdraw factor of supercritical power plant with different water recovery rate from fluegas and cycle ratio of cooling system.

如果采用濕冷方式，假設(shè)供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率降低3 g/(kW·h)，煙氣水分回收60%，根據(jù)水平衡模型，綜合考慮發(fā)電效率提高、煙氣水分回收和煙氣脫硫節(jié)水收益，超臨界機(jī)組單位裝機(jī)取水量下降 19.2%，由 2.15 m3/(MW·h) 降至 1.81 m3/(MW·h)；如果同時(shí)提高循環(huán)水濃縮倍率至8，則超臨界機(jī)組單位裝機(jī)取水量降至1.55 m3/(MW·h)，達(dá)到國內(nèi)清潔生產(chǎn)領(lǐng)先水平[23-26]。

如果采用直接空冷方式，且假設(shè)煙氣水分回收60%，則根據(jù)水平衡模型的理論計(jì)算表明：煙氣回收的水分可以滿足濕法脫硫補(bǔ)水和鍋爐補(bǔ)水等的需要，即電廠的取水量可以降低到零。如果同時(shí)采用半干法或干法脫硫系統(tǒng)[17]，則電廠可以成為供水方。

5 結(jié)論

本文基于煤種、氣象條件和電廠性能參數(shù)，提出了電廠水平衡模型，并以文獻(xiàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行了驗(yàn)證。繪制了電廠水流圖，能夠直觀地體現(xiàn)進(jìn)入和離開電廠的水平衡關(guān)系，給出電廠用水損失分布。基于水耗模型和水流圖，討論了煙氣余熱及水分回收系統(tǒng)的節(jié)能和節(jié)水效果。主要結(jié)論如下。

（1）電廠發(fā)電效率每提高1個(gè)百分點(diǎn)，火電廠單位供電量取水量下降3.5%。原因在于發(fā)電效率提高，冷凝器負(fù)荷減少，從而減少冷卻系統(tǒng)水耗；單位發(fā)電量的煙氣量下降，也會(huì)減少脫硫系統(tǒng)水耗。

（2）以燃煙煤的超臨界機(jī)組為例，在離開電廠的水流中，冷卻塔蒸發(fā)、風(fēng)吹損失占總水量的59.1%，冷卻塔排污占總水量的19.7%，排煙中水分占總水量的15.6%。因此火電廠節(jié)水的重點(diǎn)在于冷卻系統(tǒng)、廢水排放和排煙水分回收。

（3）提出了一種火電廠余熱和水分回收的系統(tǒng)。初步理論分析表明對(duì)于濕冷機(jī)組，如果煙氣水分回收60%，則超臨界機(jī)組單位供電量耗水量下降19.2%；對(duì)于空冷機(jī)組，如果煙氣水分回收60%，則電廠的取水量為零，如果同時(shí)采用半干法或干法脫硫系統(tǒng)，則電廠可以成為供水方。