脱硫浆液闪蒸取热供热关键技术研究与示范

项目案例简介：

脱硫浆液闪蒸取热供热关键技术研究与示范项目，利用浆液闪蒸提取热量后，经热泵提高温度后用于供热，实现节能、节水、提高脱硫除尘效率的多重利好。

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项目案例背景

脱硫浆液闪蒸取热供热关键技术研究与示范项目，利用浆液闪蒸提取热量后，经热泵提高温度后用于供热，实现节能、节水、提高脱硫除尘效率的多重利好。不在原有烟道增加任何装置，不增加引风机阻力，不受烟道空间限制；不运行时，可直接切换回原来系统。项目运行后，供暖期平均锅炉负荷下，单台机组回收余热量37.2MW，一个供暖季可新增供暖热量约48.6万GJ，新增供暖面积为93万m2，供暖收益为1631万元，节水约18万t，节水效益为25万元；若不增加供热面积，从节煤角度考虑，一个供暖季可节约标煤16566t，节煤收益约为1118万元，减排CO2 46669t；供暖季降低单机煤耗约5.43g/kwh。

技术优势如下：

（1）闪蒸蒸汽热量通过吸收式热泵吸收，用于供热，效益可观；

（2）本技术把原有的脱硫塔直接作为换热器，无需对脱硫塔进行任何改造，不在电厂烟气流程中增加任何换热器、喷淋塔，不会引起风机负荷的增加；

（3）部分脱硫浆液通过泵打入真空闪蒸罐，场地布置灵活；

（4）闪蒸后的浆液温度降低，返回上层喷淋，提高脱硫效率；同时，烟气温度降低，烟气带出脱硫塔的水量降低，起到节水作用；

（5）闪蒸蒸汽品质较好，进热泵前无需前处理，冷凝水直接返回闪蒸罐作为除雾用水或用于其他用途，节水的同时不会影响脱硫系统水平衡。

主要创新点概述

（1）工艺创新

依托脱硫浆液闪蒸供热技术，以现有脱硫塔作为换热装置，浆液作为取热介质，利用浆液闪蒸技术获得烟气中余热，不在烟道中增加任何设施，避免了烟道空间不足和风机负荷增加的问题。机组不运行时，原有系统完全不受影响。

（2）装备创新

采用自主知识产权的真空闪蒸系统，实现汽水的高效分离，保证进入热泵的乏汽品质和冷凝水品质；相同条件下利于提高蒸汽速度，从而减小闪蒸罐体积，投资大大降低。

（3）集成创新

本系统中关键的真空闪蒸系统及热泵系统均为成熟装置，但结合湿法脱硫工艺，不影响原有工艺运行的前提下，巧妙地实现余热回收，同时提高了脱硫除尘效率，系统为集成创新。

应用情况及可推广前景简述

本技术成果在国电电力朝阳热电350MW机组上实施应用，可广泛应用于具备湿法脱硫工艺的电厂，对于亟待提高供热能力、降低供电煤耗的电厂适用性强；特别适用于具备循环冷却水供热系统但已切缸的电厂，可实现闲置热泵等设备的利旧，具有良好的应用前景。

经济效益及社会效益情况

依据运行工况，测算国电电力朝阳热电有限公司#1机组脱硫浆液闪蒸取热供热项目经济效益见表1。项目运行后，平均负荷下，一个供暖季新增供暖热量约48.6万GJ，新增供暖面积为93万m2，供暖收益为1631万元，节水约18万t，节水效益为25万元；若不增加供热面积，从节煤角度考虑，一个供暖季可节约标煤16566t，节煤收益约为1118万元，减排CO2 46669t。

表1  国电电力朝阳热电有限公司#1机组脱硫浆液闪蒸取热供热项目经济效益

综上，本项目实施后效益总结如下：

（1）提高供热能力

本项目的推广应用，将为热电厂供热改造提供新的思路，不增加额外的环保负担，提升机组供热能力，缓解供热压力。

（2）节水潜力大

本项目实现烟气降温的同时，大量冷凝水凝结，节水潜力巨大，特别是对于缺水地区，本项目的节水效益更为显著。

（3）节能降耗

降低煤耗，实现CO2减排，减排量显著，社会效益巨大。

（4）提高脱硫及除尘效率

本项目的实施，通过降低浆液及烟气温度提高脱硫及除尘效率，降低污染物减排成本。

（5）推广应用

项目成果可直接应用于燃煤电厂、钢厂等具有湿法脱硫装置的场所，缓解供热压力，节约用水，为其早日创造经济效益与社会效益奠定了坚实基础。

项目案例获专利及奖励情况

本项目申请发明专利2项，发表论文2篇。

选送单位简介

朝阳热电2×350MW新建工程于2013年9月通过国家发改委核准，2015年8月开工建设，两台机组分别于2018年1月1日和2月8日完成168小时试运，并顺利实现了为朝阳市北部城区采暖供热1300万平方米的目标，厂址位于辽宁省朝阳市经济技术开发区西北部，东南距大凌河6.0km，东北距十家河0.5km，东侧为东三家子村，西侧为七道泉子村，北侧为朝阳市～朝阳发电厂的铁路，南为朝阳市中心。厂址位于朝阳机场北侧，距该机场约9.00km，交通运行方便。国电朝阳热电厂铁路专用线为1.54km。

主要设备情况：

朝阳热电有限公司的汽轮机为北重汽轮电机有限责任公司引进法国阿尔斯通技术生产的 NC350-24.2/0.4/566/566 型超临界一次中间再热、单轴、双缸双排汽、双抽供热、湿冷抽 汽凝汽式汽轮机。采用数字式电液调节（DEH）系统。机组在冷态、温态、热态和极热态等不同工况下启动，采用定-滑-定压运行方式运行。滑压运行的范围是（30～90）%BMCR。

锅炉为哈尔滨锅炉（集团）股份有限公司生产的 HG-1116/25.4-HM2 型锅炉。锅炉型式为一次中间再热、单炉膛、平衡通风、 四角切圆燃烧，固态排渣，全封闭，全钢构架，同步脱硝的∏型直流炉。

发电机采用北京北重有限公司生产的 T255-460/350 型发变组，发电机额定容量 412MVA， 额定功率 350MW，额定功率因数 0.85。发电机采用水氢氢冷却方式：定子绕组水内冷，转子 绕组氢内冷，转子本体及定子铁芯氢冷。

脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫装置，烟气系统为单元制配置，不设置旁路烟道，不设 GGH，不设增压风机，采用增引合一的方式。FGD入口 SO2浓度按 5000mg/Nm3(标态，6%氧量，干基)设计，脱硫效率大于 99.3%，且满足出口 SO,浓度小于 35mg/Nm3(标态，6%氧量，干基)。本工程机组容量为 2X350MW，每台锅炉最大连续蒸发量为 1116t/h 蒸汽。每套烟气脱硫装置的出力在锅炉 BMCR 工况的基础上设计，最小可调能力与单台炉最低稳燃负荷(即 35%B-MCR 工况，燃用设计煤种的烟气流量) 相适应。

案例授权刊载：案例选送单位&中国节能协会热电产业委员会优秀项目案例征集