效益显著！除湿装置有效节水减排，多污染物得到清除

除了存储雨水、利用海水资源条件外，按照水资源［2016］379号尽量减少利用地下水的要求下，开发燃煤中的大量水资源很有必要，尤其是采用WFGD的系统，排放烟气的水蒸气呈饱和状态。冷凝烟气中的水蒸气成为节水开源的热点。

1）冷凝烟气水蒸气法

该方法具有以下优点：利用“相变凝聚+热泳”原理，从冷凝烟气中获取水资源；有利于细管水膜惯性除尘，凝聚液滴，消除PM2.5颗粒物，消除烟囱冒白烟的现象；进一步消除酸性溶液，降低对烟囱内衬的腐蚀作用；利用水蒸气的汽化潜热加热冷烟气，有利于提升烟气排放的扩散能力。

（1）SPERI烟气相变凝聚提水提质 该技术通过换热器内的热媒介质与吸收塔出口净烟气进行热交换，使烟气温度降低5～10℃，达到水露点温度（50～60℃）以下，使烟气中的湿饱和水蒸气冷凝成水。冷凝液经处理后回收利用，可作为脱硫塔补水或供热网。在烟气降温过程中，水蒸气的凝结过程伴随颗粒物多重的团聚长大过程，并被冷凝液水洗吸收，从而起到很好的除尘净化效果［9］。

（2）冷凝法烟气除湿技术 上海外三电厂利用低温水源冷凝烟气水蒸气取得了有效的节水示范效果（见图5-2）。上海外三电厂机组采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，脱硫湿烟气含有大量的水汽，经烟囱排出。虽然经过前期的石膏雨治理，但烟气仍携带一定酸度的水汽排放大气。运行证明，除湿装置能有效去除剩余SO2/SO3，去除多污染物，节水，减排粉尘。平均可凝结出水量45 t/h（随季节变化），冬季循环水温极限最低5℃时，析出最大水量78.2 t/h。冷凝水用于脱硫除雾器冲洗。烟囱出口烟气中的水蒸气分压力下降，有效改善白烟现象［10］。

图5-2　冷凝法除湿减排装置

（3）DEMISTER公司的冷凝法 该方法根据饱和湿烟气水蒸气含量与温度的关系（见图5-3），在WFGD的除雾器上做了改进（见图5-4），通过外部的制冷装置，为除雾器空心叶片提供冷源，实现冷凝除尘，换热温降为0.5～1.5℃。这套装备已经投运了30套，能适应煤种、负荷变化，改造周期短［11］。

2）“煤中取水”法

“煤中取水”是项可取的技术。国内研发的“基于炉烟干燥及水回收的风扇磨仓储式制粉系统的高效褐煤发电技术”简称为“煤中取水”［12］。其工作原理：将风扇磨煤机出口的含有高浓度水蒸气的混合气体与煤粉分离后进入“节能水回收装置”，降温后成为凝结水，进入水处理系统回收使用。600 MW超临界机组燃用高水分褐煤时每年可节水超过5×105 m3，满足空冷机组全年的水耗指标，实现电厂“零补水”的目的（见表5-7）。(www.xing528.com)

图5-3　湿烟气饱和水蒸气含量与温度的关系

图5-4　除雾器冷凝烟气水蒸气示意图

3）冷却塔节水

在湿式冷却的火力发电厂中，循环冷却水占总用水量的65%～75%。其水损耗主要包括蒸发损失、风吹损失和排污损失三部分。蒸发损失约为循环水总量的1.2%～1.6%，占电厂耗水总量的30%～55%，是电厂耗水项目中的最大项。

表5-7　600 MW机组“煤中取水”技术的主要技术指标

研究者［13］利用工质凝结相变原理，尝试各种措施如水蒸气凝结法、热管法、改进湿式逆流冷却塔等降低蒸发水耗；提高循环冷却水的浓缩倍率4～10倍，减少排污水耗。干式冷却塔能最大限度地实现电厂节水。例如大同发电公司2×600 MW直接空冷机组生产水耗设计为0.193 m3/（s·GW），实际运行水耗还要低于设计值，为0.135 m3/（s·GW），但供电煤耗增加3%～8%。

利用循环水-热泵技术节水，当凝汽器入口循环水温降2℃时，循环水系统节约补水量111.9 t/h。以300 MW机组对应的自然通风逆流湿式冷却塔为例，夏、冬季工况下冷却塔进水温每降低1℃，出塔水温分别降低约0.11℃和0.2℃，蒸发损失减少约54 t/h和19 t/h。