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摘 要：火电企业是高耗能企业，其中不仅包括对煤炭资源的消耗，也包括对水利资源的消耗。随着环保部门对火电企业排放标准的日益严苛和企业自身节能减排力度的不断加大，通过各项技术改造措施，在节约能源、减少排放方面取得了一些进展。本文通过对比600MW机组加装烟气余热利用装置前后，脱硫系统的用水量变化和定量计算，分析出烟气余热利用装置在脱硫节水工作中的重大意义。
关键词：烟气余热利用；脱硫系统；水耗
Analysis of water consumption of the desulfurization system in 600MW unit
Chang liang
Tianjin Datang International Panshan Power Generation Co.，LTD. Tianjin 301900
Abstract： Thermal power enterprises are high energy consuming enterprises， which includes not only the consumption of coal resources， but also the consumption of water resources. With the continuous increase of the environmental protection department discharge standard of thermal power enterprises has become increasingly harsh and their own energy-saving emission reduction efforts， through the technical modification measures， in saving energy and reducing emissions made some progress. This paper by comparing the 600MW unit installation of flue gas waste heat using device， desulfurization system with content change and the quantitative calculation， analysis of the flue gas waste heat utilization device in the desulfurization of water saving work of great significance.
Keywords：Flue gas waste heat utilization； desulfurization system； water consumption
引言
隨着煤炭价格的不断攀升和排放指标的日趋严苛，电力企业通过褐煤、高硫煤掺烧和各项技术改造，降低供电煤耗，同时也通过新技术的利用，使得排放指标控制在环保要求范围内。其中包括早些年电力企业普遍改造的脱硫系统，控制二氧化硫排放，也包括近几年才刚刚兴起烟气余热利用技术，以节能减排。
但是在实际生产过程中，电力企业往往过于重视供电煤耗、厂用电率和污染物排放等指标，对于水耗指标重视程度相对较弱。火力发电厂水耗主要表现在以下几个方面，循环冷却水的蒸发、未凝结水蒸气的排放、水汽系统的泄漏、水力除渣系统损耗、脱硫系统损耗等，本文旨在研究加装烟气余热利用装置后，导致脱硫入口烟气温度降低，进而对脱硫系统水耗的影响。
1烟气湿法脱硫工艺简介
随着国家环保部对火力发电企业烟气排放指标的日趋严苛，二氧化硫吸收装置已经基本成为了我国在网运行火电机组的“标配”。目前火力发电厂常用的脱硫工艺有石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床法、喷雾干燥法、海水脱硫法、电子束法等多种工艺。其中石灰石-石膏湿法脱硫技术因其同时具备技术成熟、运行可靠、脱硫效率高、煤质适应性广、副产品可回收等多项优点，被火电企业广泛应用。这种工艺主要是使用石灰石浆液作洗涤剂，在吸收塔中通过和烟气逆流洗涤，和烟气中的二氧化硫生成石膏，进而除去烟气中的SO2。主要的反应如下：
上图为烟气湿法脱硫装置系统简图。烟气湿法脱硫技术的核心工作区域是吸收塔，按脱硫塔内可以分为三个区域：顶部除雾区域、中部洗涤区域、底部浆液区域。烟气经过引风机，引入脱硫塔中部洗涤区域下半部分，在氧化空气的协助下，烟气在上升过程中与自上而下喷洒的浆液进行化学反应，净烟气进过上层的除雾器排至烟囱以减少烟气带水。整个吸收塔一边排除反应完全的石膏浆液，一边补充石灰石浆液，使用反应趋于平衡。湿法脱硫在我国火电企业应用广泛，其脱硫效率可达95%以上，排放指标可以控制在国家环保指标以下。
2烟气余热利用工艺简介
烟气余热利用技术改造是近几年国内电厂新兴的节能技改项目，它主要是将部分或全部凝结水引出至空预器出口和脱硫吸收塔入口间的尾部烟道，吸收锅炉排烟热量后再引回至凝结水系统。以实现加热凝结水，降低尾部烟气温度，降低供电煤耗。
烟气余热利用装置按其安装位置不同，可分为三种布置方式：安装在除尘器前、安装在脱硫塔前和以上两者结合布置方式。各个火电企业根据自身锅炉尾部烟道设计和自身锅炉排烟温度实际情况，选择适合自身需求的布置方式。在理论上，以第一种布置在除尘器前的烟气余热利用装置其具备的优点最多。除了烟气余热装置本身具备的功能外，还具备提高电除尘效率、降低除尘器能耗，有利于提高布袋除尘器使用寿命，使烟气温度达到最佳脱硫效率状态，大大减少脱硫系统水耗等。
有研究表明，加装烟气余热利用装置后的锅炉排烟温度可以降低20℃左右，折合降低供电煤耗约为1.5g/kWh。 3加装烟气余热装置后对脱硫水耗的影响
石灰石-石膏湿法脱硫技术虽然能高效脱除烟气中的二氧化硫，但是吸收剂石灰石需要以大量水为媒介，再加之吸收塔除雾器、石膏脱水装置等都需要以水冲洗，脱硫系统水耗一直居高不下。造成脱硫水耗偏高的原因有很多，比如石膏浆液密度偏低或真空皮带机脱水性能差导致的石膏含水量偏大；除雾器冲洗过于频繁导致的吸收塔内水含量偏等，但是更主要得原因是烟气经过浆液洗涤后，携带浆液中的水蒸气排放至大气中，这部分水耗占脱硫水耗95%。因此降低脱硫系统水耗，主要是想方设法降低烟气从脱硫塔中携带的水蒸气含量。
以600MW火电机组为例，石灰石-石膏湿法脱硫工艺一般不采用烟气加热器（GGH），锅炉的排烟温度约为125℃，经脱硫塔喷淋脱硫、除雾脱水后约为50℃直接排向大气。锅炉烟气排向脱硫塔时，远未达到饱和状态，烟气中的水蒸气以过热状态存在，在流经喷淋区与吸收液充分接触与混合传热的过程中，烟气降温放出热量，吸收液中的水吸热蒸发变成水蒸气，进口烟气温度越高，放出的热量越多，产生的水蒸气就越多。在烟气温度不断降低、水蒸气含量不断增多的过程中，最终达到一个平衡状态，此时烟气的降温和水蒸发过程结束，烟气达到饱和温度。随着进口烟气温度的不同，烟气降温放出的热量也不同，水蒸发变成水蒸气的量也有差别，因此排烟含水量由原烟气水蒸气含量和烟气降温汽化产生的水蒸气量决定。鉴于原烟气含水量的客观存在，降低烟气从脱硫塔中携带的水蒸气含量，主要是要降低烟气入口温度。
烟气余热利用技术的出现，正巧为降低脱硫烟气入口温度提供了可能。通过在锅炉尾部烟道加装换热器，使得从凝结水系统引入的工质，吸收了烟道中即将排放烟气中的热量，从而将这部分热量变废为宝。在提高火力发电厂凝结水温度，降低供电煤耗的同时，降低了锅炉排烟温度，即脱硫塔入口烟气温度，有助于减少脱硫塔水蒸气蒸发量，进而对脱硫系统节水起到积极意义。
4烟气余热装置投运前后，脱硫系统烟气携带水分对比分析
在相同负荷下，通过烟气余热装置投运前后，脱硫系统入口烟气参数变化情况，计算出烟气经过脱硫吸收塔携带水蒸气量的差异。以某600MW机组为例，烟气冷却器投运前后，相同负荷点对应的脱硫出入口烟气参数如下表所示：
烟气冷却器投运前，脱硫吸收塔出入口烟气参数
烟气冷却器投运后，脱硫吸收塔出入口烟气参数
一般来讲，锅炉烟气中的水蒸气质量分数为7%～9%，并没有达到其排烟温度及其压力下的饱和状态。烟气与脱硫吸收塔浆液反应的过程，也是水蒸气蒸发的过程，并在吸收塔出口处达到饱和状态。吸收塔出口处的饱和水蒸汽量取决于在此温度和压力下的含湿量根据伯努利方程：
其中Pw为水蒸气分压，Pg为烟气分压。由于吸收塔出口处湿蒸汽压力为0.11MPa，根据道尔顿分压定律P =Pw+Pg=0.11，可知
由此可知，当吸收塔出口试验器参数一定时，烟气的含湿量只取决于水蒸气分压大小，而水蒸气的分压取决于水蒸气的温度，不同温度下干饱和水蒸气的分压力P可以通过Antoine方程：
其中T为热力学温度
若Q1记为脱硫系统入口烟气流量（标态干基），Q2记为脱硫系统入口烟气流量（标态湿基），Q3记为脱硫系统出口烟气流量（标态干基）
湿基烟气量=干基烟气量×
吸收塔出口处烟气平均每小时携带的饱和水蒸汽量为：
原烟气中平均每小时携带的水量为
烟气从脱硫系统平均每小时携带走的饱和水蒸汽量为
根据以上公式，可以计算出，烟气余热装置投运前后，不同负荷工况下，各个参数的计算结果。
投运前各工况参数
投运后各工况参数
5经济效益
根据上述表格可知，在不同负荷工况下，烟气余热利用装置投运与否，对脱硫系统水耗的影响（见下表）。在机组500MW负荷工况下，投运烟气余热装置理论节水值为33.95t/h为典型工况下的最大值。按照目前天津市工业用水收费标准8元/吨计算，每年节约用水约29万吨，每年节约水耗成本约为240万。由此可见，烟气余热利用装置不仅在降低火电机组供电煤耗方面其着重要作用，在降低锅炉尾部烟气温度，进而减少脱硫系统水耗方面也起着积极作用。
参考文献
[1] 刘勇，邢希东.大容量火电企业锅炉烟气余热利用技术介绍及分析.
[2] 聂鹏飞.600MW机组湿法脱硫装置水耗的分析和计算. 热力发电， 2012.
[3]尹连庆，李伟娜，郭婧娟.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.
[4] 吕明，赵之军，殷国强等.湿法脱硫系统各种降低进口烟气温度节水的分析与试验[J].动力工程学报，2010，30（9）：695-698.
[5]大唐國际盘山发电有限责任公司综合升级改造实施后3号机组性能测试暨实施效果报告.
[6]天津大唐国际盘山电厂4好几组烟气余热利用技术专题报告
作者简介：
常亮（1985年出生），男，毕业于华北电力大学，助理工程师，从事火力发电厂集控运行工作。
关键词：烟气余热利用；脱硫系统；水耗
Analysis of water consumption of the desulfurization system in 600MW unit
Chang liang
Tianjin Datang International Panshan Power Generation Co.，LTD. Tianjin 301900
Abstract： Thermal power enterprises are high energy consuming enterprises， which includes not only the consumption of coal resources， but also the consumption of water resources. With the continuous increase of the environmental protection department discharge standard of thermal power enterprises has become increasingly harsh and their own energy-saving emission reduction efforts， through the technical modification measures， in saving energy and reducing emissions made some progress. This paper by comparing the 600MW unit installation of flue gas waste heat using device， desulfurization system with content change and the quantitative calculation， analysis of the flue gas waste heat utilization device in the desulfurization of water saving work of great significance.
Keywords：Flue gas waste heat utilization； desulfurization system； water consumption
引言
隨着煤炭价格的不断攀升和排放指标的日趋严苛，电力企业通过褐煤、高硫煤掺烧和各项技术改造，降低供电煤耗，同时也通过新技术的利用，使得排放指标控制在环保要求范围内。其中包括早些年电力企业普遍改造的脱硫系统，控制二氧化硫排放，也包括近几年才刚刚兴起烟气余热利用技术，以节能减排。
但是在实际生产过程中，电力企业往往过于重视供电煤耗、厂用电率和污染物排放等指标，对于水耗指标重视程度相对较弱。火力发电厂水耗主要表现在以下几个方面，循环冷却水的蒸发、未凝结水蒸气的排放、水汽系统的泄漏、水力除渣系统损耗、脱硫系统损耗等，本文旨在研究加装烟气余热利用装置后，导致脱硫入口烟气温度降低，进而对脱硫系统水耗的影响。
1烟气湿法脱硫工艺简介
随着国家环保部对火力发电企业烟气排放指标的日趋严苛，二氧化硫吸收装置已经基本成为了我国在网运行火电机组的“标配”。目前火力发电厂常用的脱硫工艺有石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床法、喷雾干燥法、海水脱硫法、电子束法等多种工艺。其中石灰石-石膏湿法脱硫技术因其同时具备技术成熟、运行可靠、脱硫效率高、煤质适应性广、副产品可回收等多项优点，被火电企业广泛应用。这种工艺主要是使用石灰石浆液作洗涤剂，在吸收塔中通过和烟气逆流洗涤，和烟气中的二氧化硫生成石膏，进而除去烟气中的SO2。主要的反应如下：
上图为烟气湿法脱硫装置系统简图。烟气湿法脱硫技术的核心工作区域是吸收塔，按脱硫塔内可以分为三个区域：顶部除雾区域、中部洗涤区域、底部浆液区域。烟气经过引风机，引入脱硫塔中部洗涤区域下半部分，在氧化空气的协助下，烟气在上升过程中与自上而下喷洒的浆液进行化学反应，净烟气进过上层的除雾器排至烟囱以减少烟气带水。整个吸收塔一边排除反应完全的石膏浆液，一边补充石灰石浆液，使用反应趋于平衡。湿法脱硫在我国火电企业应用广泛，其脱硫效率可达95%以上，排放指标可以控制在国家环保指标以下。
2烟气余热利用工艺简介
烟气余热利用技术改造是近几年国内电厂新兴的节能技改项目，它主要是将部分或全部凝结水引出至空预器出口和脱硫吸收塔入口间的尾部烟道，吸收锅炉排烟热量后再引回至凝结水系统。以实现加热凝结水，降低尾部烟气温度，降低供电煤耗。
烟气余热利用装置按其安装位置不同，可分为三种布置方式：安装在除尘器前、安装在脱硫塔前和以上两者结合布置方式。各个火电企业根据自身锅炉尾部烟道设计和自身锅炉排烟温度实际情况，选择适合自身需求的布置方式。在理论上，以第一种布置在除尘器前的烟气余热利用装置其具备的优点最多。除了烟气余热装置本身具备的功能外，还具备提高电除尘效率、降低除尘器能耗，有利于提高布袋除尘器使用寿命，使烟气温度达到最佳脱硫效率状态，大大减少脱硫系统水耗等。
有研究表明，加装烟气余热利用装置后的锅炉排烟温度可以降低20℃左右，折合降低供电煤耗约为1.5g/kWh。 3加装烟气余热装置后对脱硫水耗的影响
石灰石-石膏湿法脱硫技术虽然能高效脱除烟气中的二氧化硫，但是吸收剂石灰石需要以大量水为媒介，再加之吸收塔除雾器、石膏脱水装置等都需要以水冲洗，脱硫系统水耗一直居高不下。造成脱硫水耗偏高的原因有很多，比如石膏浆液密度偏低或真空皮带机脱水性能差导致的石膏含水量偏大；除雾器冲洗过于频繁导致的吸收塔内水含量偏等，但是更主要得原因是烟气经过浆液洗涤后，携带浆液中的水蒸气排放至大气中，这部分水耗占脱硫水耗95%。因此降低脱硫系统水耗，主要是想方设法降低烟气从脱硫塔中携带的水蒸气含量。
以600MW火电机组为例，石灰石-石膏湿法脱硫工艺一般不采用烟气加热器（GGH），锅炉的排烟温度约为125℃，经脱硫塔喷淋脱硫、除雾脱水后约为50℃直接排向大气。锅炉烟气排向脱硫塔时，远未达到饱和状态，烟气中的水蒸气以过热状态存在，在流经喷淋区与吸收液充分接触与混合传热的过程中，烟气降温放出热量，吸收液中的水吸热蒸发变成水蒸气，进口烟气温度越高，放出的热量越多，产生的水蒸气就越多。在烟气温度不断降低、水蒸气含量不断增多的过程中，最终达到一个平衡状态，此时烟气的降温和水蒸发过程结束，烟气达到饱和温度。随着进口烟气温度的不同，烟气降温放出的热量也不同，水蒸发变成水蒸气的量也有差别，因此排烟含水量由原烟气水蒸气含量和烟气降温汽化产生的水蒸气量决定。鉴于原烟气含水量的客观存在，降低烟气从脱硫塔中携带的水蒸气含量，主要是要降低烟气入口温度。
烟气余热利用技术的出现，正巧为降低脱硫烟气入口温度提供了可能。通过在锅炉尾部烟道加装换热器，使得从凝结水系统引入的工质，吸收了烟道中即将排放烟气中的热量，从而将这部分热量变废为宝。在提高火力发电厂凝结水温度，降低供电煤耗的同时，降低了锅炉排烟温度，即脱硫塔入口烟气温度，有助于减少脱硫塔水蒸气蒸发量，进而对脱硫系统节水起到积极意义。
4烟气余热装置投运前后，脱硫系统烟气携带水分对比分析
在相同负荷下，通过烟气余热装置投运前后，脱硫系统入口烟气参数变化情况，计算出烟气经过脱硫吸收塔携带水蒸气量的差异。以某600MW机组为例，烟气冷却器投运前后，相同负荷点对应的脱硫出入口烟气参数如下表所示：
烟气冷却器投运前，脱硫吸收塔出入口烟气参数
烟气冷却器投运后，脱硫吸收塔出入口烟气参数
一般来讲，锅炉烟气中的水蒸气质量分数为7%～9%，并没有达到其排烟温度及其压力下的饱和状态。烟气与脱硫吸收塔浆液反应的过程，也是水蒸气蒸发的过程，并在吸收塔出口处达到饱和状态。吸收塔出口处的饱和水蒸汽量取决于在此温度和压力下的含湿量根据伯努利方程：
其中Pw为水蒸气分压，Pg为烟气分压。由于吸收塔出口处湿蒸汽压力为0.11MPa，根据道尔顿分压定律P =Pw+Pg=0.11，可知
由此可知，当吸收塔出口试验器参数一定时，烟气的含湿量只取决于水蒸气分压大小，而水蒸气的分压取决于水蒸气的温度，不同温度下干饱和水蒸气的分压力P可以通过Antoine方程：
其中T为热力学温度
若Q1记为脱硫系统入口烟气流量（标态干基），Q2记为脱硫系统入口烟气流量（标态湿基），Q3记为脱硫系统出口烟气流量（标态干基）
湿基烟气量=干基烟气量×
吸收塔出口处烟气平均每小时携带的饱和水蒸汽量为：
原烟气中平均每小时携带的水量为
烟气从脱硫系统平均每小时携带走的饱和水蒸汽量为
根据以上公式，可以计算出，烟气余热装置投运前后，不同负荷工况下，各个参数的计算结果。
投运前各工况参数
投运后各工况参数
5经济效益
根据上述表格可知，在不同负荷工况下，烟气余热利用装置投运与否，对脱硫系统水耗的影响（见下表）。在机组500MW负荷工况下，投运烟气余热装置理论节水值为33.95t/h为典型工况下的最大值。按照目前天津市工业用水收费标准8元/吨计算，每年节约用水约29万吨，每年节约水耗成本约为240万。由此可见，烟气余热利用装置不仅在降低火电机组供电煤耗方面其着重要作用，在降低锅炉尾部烟气温度，进而减少脱硫系统水耗方面也起着积极作用。
参考文献
[1] 刘勇，邢希东.大容量火电企业锅炉烟气余热利用技术介绍及分析.
[2] 聂鹏飞.600MW机组湿法脱硫装置水耗的分析和计算. 热力发电， 2012.
[3]尹连庆，李伟娜，郭婧娟.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.
[4] 吕明，赵之军，殷国强等.湿法脱硫系统各种降低进口烟气温度节水的分析与试验[J].动力工程学报，2010，30（9）：695-698.
[5]大唐國际盘山发电有限责任公司综合升级改造实施后3号机组性能测试暨实施效果报告.
[6]天津大唐国际盘山电厂4好几组烟气余热利用技术专题报告
作者简介：
常亮（1985年出生），男，毕业于华北电力大学，助理工程师，从事火力发电厂集控运行工作。