赵 敏，李治刚，姜英伟，吴建海，杨 金

（1.京能（锡林郭勒）发电有限公司，内蒙古 锡林浩特 026000；2.京能电力股份公司工程管理分公司，北京 100124；3.内蒙古京宁热电有限责任公司，内蒙古 乌兰察布 012000）

0 引言

水污染防治和水环境治理是我国生态文明建设的重要组成部分，随着近年来《新环保法》《水污染行动计划》《中华人民共和国水污染防治法》《国家节水行动方案》等一系列法规政策的出台和实施，国家大力推动全社会节水，全面提升水资源利用效率。京能（锡林郭勒）发电有限责任公司（以下简称京能锡林发电）以建设清洁高效、零取水电水联产综合发电岛为基础，建成国内首个清洁能源、生态建设、绿色农业“三位一体”的草原生态示范项目。京能锡林发电首次在660 MW级火电机组上采用烟气提水、电水联产技术，实现草原电站发电零取水，实施生态煤电转型，生产清洁电能的同时回收了烟气冷凝水。

1 烟气提水工艺简介

烟气提水技术基于水蒸气饱和分压相变原理、表面更新理论和混合式冷凝换热机理，其核心是烟气冷凝提水技术，该技术是利用烟气中水蒸气分压相变冷凝结露换热原理，通过降低烟温的方式，使烟气中水蒸气低于露点温度后冷凝析出。湿法脱硫尾部净烟气为饱和湿烟气，随着温度的降低，烟气含湿量下降，烟气中的气态水凝结为液态水，实现烟气中水的回收。

燃煤机组原烟气经脱硫吸收塔脱硫除尘净化后，达到超低排放的饱和净烟气（温度约53℃）进入冷却凝结塔[1]。凝结塔内设有管束式除雾器、喷淋层、湍流器、升气盘，为提高换热效率，避免因结垢、换热材料的换热系数等因素降低换热效果，系统采用烟气-冷凝水直接换热技术。烟气经过升气盘、湍流器均布烟气后与喷淋的冷却循环水（水温约40℃）进行气液接触混合实现降温；降温后的净烟气与喷淋液继续接触，大部分细小液滴被捕悉与喷淋液一起落下，细小液滴在上部的除雾器层被捕悉，极少部分液滴随净烟气排放。循环冷却水在冷却凝结塔内被加热至约50℃，回收的循环水和烟气冷凝液经加药调质后，经循环水泵送至冷源塔再次冷却至40℃，重新返回冷却凝结塔作为冷却介质[2]。循环冷却过程中产生多余的水进入回收水池，可直接用于脱硫系统补水，或经化学处理车间处理后成为除盐水，用于发电机组生产补水，整体流程见图1所示。

图1 烟气冷凝提水技术工艺流程图Fig.1 Process flow chart of flue gas condensation water extraction technology

该技术在回收冷凝水的同时，可进一步脱除烟气中的SO2、SO3、烟尘，降低排烟温度和湿度，是当前火电行业治理有色烟羽的主要技术手段之一。

2 工艺选型

2.1 模拟试验

对京能锡林发电660 MW机组进行了混合式冷凝塔烟气提水的中试试验。试验以混合式冷凝塔为核心设备，在吸收塔上部安装烟气冷凝器，净烟气经冷凝提水后进入烟囱。机组负荷率为80%，试验装置负荷率为100%；启动1号、2号空冷器风机。环境平均温度为21.7℃。吸收塔入口SO2质量浓度1 686.5 mg/m3，出口SO2质量浓度6.1 mg/m3，脱硫效率99.6%。冷却凝结塔出口SO2质量浓度3.4 mg/m3，脱硫效率为43.4%。环境温度20℃条件下，冷凝回收水量可达90 m3/h。

2.2 混合式烟气提水系统配置

混合式烟气提水系统的主要设备包括冷凝水喷淋、冷凝水收集、空冷、外排、加药、电气及热控等七大系统。京能锡林发电烟气提水系统配置如下。

2.2.1 冷凝水喷淋系统

冷凝塔内配置3层喷淋层加1层高效湍流器。每层喷淋层对应1台循环泵（2运1备），冷却循环液总流量为7700 m3/h，单台循环泵的流量为3850 m3/h。单层喷淋层设置喷嘴约220个。

吸收冷凝塔喷淋层上部设有管束式除尘器，净烟气经管束式除尘器进一步脱除粉尘及雾滴，提高收水率。出口粉尘质量浓度控制在3 mg/m3以下。

2.2.2 冷凝水收集系统

该系统包括塔内升气盘和塔外蓄水箱两部分。烟气通过升气盘进入冷凝塔，升气盘收集的冷凝水通过衬胶的收集管送入蓄水箱内。蓄水箱单独布置在吸收冷凝塔旁。蓄水箱本体为钢制，内部采用杂化聚合材料GD-APC作防腐处理。蓄水箱内设置有液位计，通过液位高低与后端空冷设备进行连锁，实现空冷设备的启停。

2.2.3 空冷系统

56℃的高温烟气通过冷凝喷淋层与40℃的低温循环冷凝液进行换热，换热后烟气温度达到约49℃，循环冷凝液的温度约将升至48℃以上。高温冷凝液通过机力通风冷却塔完成降温。冷却塔的管排采用铝材加GD-APC作防腐处理[3-5]。

2.2.4 外供系统

外供系统共设置3台水泵，2运1备。冷凝水通过水泵后一部分用于管束式除尘器的冲洗，剩余部分输送到脱硫系统的工艺水箱或外供其他用水点。

2.2.5 加药系统

两台机组各配一套加药系统，包括碱溶解箱一座，计量泵3台（2运1备）及热控仪表、阀门等。计量泵通过变频控制蓄水箱加药量，用来中和蓄水箱内水的H+，提高pH值，以降低冷凝水的腐蚀程度。

2.3 冷凝水水质

净烟气冷凝回收水中主要成分如下。

（1）脱硫吸收塔出口尘包含粉煤灰尘和石膏浆液尘两部分，粉煤灰尘为不溶性固形物，即水质中的悬浮物；而石膏浆液尘中分为可溶性固形物和不可溶性固形物。可溶性固形物为石膏浆液中的可溶性硫酸盐、卤族盐等，典型代表为MgSO4和MgCl2、Na2SO4、CaCl2等；不可溶性固形物主要以极微小（粒径＜1μm）的石膏晶体和碳酸钙颗粒为主。石膏浆液液滴中的SO42-质量浓度为25 000 mg/L，Cl-质量浓度20 000 mg/L，不可溶性固形物质量分数约6%。

（2）在冷却凝结塔中脱除的SO2、SO3、HCl。SO2含量低，在喷淋洗涤过程中自氧化为SO42-，HCl含有Cl-，因此回收水中的主要成分为不溶性固形物（悬浮物）及以SO42-、Cl-为主的可溶性盐。

（3）烟气冷凝水在形成过程中，充分接触烟气中的SO2、SO3、HCl等，产出水pH值偏低，如直接用于全厂生产系统，会造成未进行防腐的管网大面积腐蚀，因此通过添加碱性药剂提高其pH值至6.5以上[6-7]。

3 应用情况

3.1 用水情况

京能锡林发电建设初期即设计脱硫系统用水采用电厂烟气深度提水系统的回收水，以实现脱硫零补水；其他生产用水全部使用厂外煤矿疏干水或水库地表水，设计年用新鲜水量近600 kt。电厂烟气提水系统投运后，在环境温度低于20℃时，提水量明显优于设计值，在保证附属设备工艺用水量的同时也可以用于其他生产系统。经过对烟气提水蓄水池冷凝水化验，决定将回收水经干式冷却塔降温至30℃后补入原水池，用于全厂生产用水水源，包括锅炉补给水制水。不再使用煤矿疏干水或水库地表水，实现国内首例火力发电生产“零取水”。

3.2 化学制水流程及水平衡试验

化学水处理系统采用预处理+全膜法工艺，流程为：烟气冷凝水→干式冷却塔→原水池→原水泵→机械加速澄清搅拌池→普快滤池→清水泵→超滤→超滤水箱→超滤水泵→一级高压泵→一级反渗透→一级淡水箱→二级高压泵→二级淡水箱→二级高压泵→二级反渗透→EDI给水泵→EDI装置→除盐水箱。2019—2020年度合计589天进行发电零取水试验，试验结果显示，京能锡林发电可以实现发电生产零水耗。

水平衡试验结果见图2。试验期间1号、2号机组均投入运行，总发电负荷437.61~1 344.83 MW，平均发电负荷903.16 MW，平均总取（提）水流量为210.8 m3/h，与总耗水流量为208.5 m3/h基本平衡，不平衡率为1.1%（＜5%），满足试验要求。

图2 供水及主要生产系统水平衡图Fig.2 Water balance diagram of water supply and primary production system

4 效益分析

2019—2020年，京能锡林发电2×660 MW火电机组累计烟气提水、电水联产运行时间14 136 h；每台机组额定工况下平均产水能力达到103~121 m3/h，累计节约发电取水量355.95万m3；烟气提水冷凝塔脱硫效率达76%~80.3%，高于计划考核值（20%）。累计589天发电零取水，每年节水达1500 kt，单位发电耗水指标达到电力（燃煤发电企业）行业清洁生产Ⅰ级基准。

京能锡林发电2×660 MW燃煤发电机组烟气提水、电水联产系统总投资6 056.31万元，投资回收期6年。各项费用如表1所示。

表1 投资费用明细Tab.1 List of investment cost 万元

烟气提水、电水联产技术投资成本高，主要是设备及材料防腐费用较高。但系统实现了脱硫系统零补水，无需厂外取用新鲜水，节约了用水成本。根据锡林电厂当地供水价格16.224 1元/m3（含增值税6%）计算，则年节约成本1 556.7~1 755.9万元。另外，京能锡林发电通过烟气提水实现污染物超低减半排放直至趋零排放，保护草原生态9141亩。

5 结束语

京能锡林发电通过在传统火电机组上增加烟气冷凝提水设施，提升了烟气排放的洁净度，达到超低排放效果。2×660 MW火电机组年节水量达1500 kt，可解决我国西部、北部贫水地区新建火力发电厂面临的水资源匮乏问题，大幅降低大型燃煤火力发电厂的水资源消耗量。该技术可为燃煤火力发电厂进一步规模化节水，逐步实现零耗水提供新的技术方案和工程范例。