海水脱硫技术在日照电厂一期工程中的应用
摘要:随着国家节能减排政策的落实,我国沿海地区的很多大型燃煤电厂将选择烟气海水脱硫技术来改善大气环境质量。介绍了烟气海水脱硫技术在山东日照电厂一期工程中的应用情况,并对海水脱硫技术应用中出现的一些问题提出了建议。
关键词:燃煤电厂,海水脱硫,建议
山东日照电厂是一座海滨大型燃煤凝汽式火力发电厂,一期工程为2 ×350MW 进口机组,分别于 1999年9月、2000年1月投入运行。为贯彻落实国家节能减排政策,改善大气环境质量,电厂启动了一期工程烟气脱硫装置及其相关设施建设工程。本技改工程采用海水脱硫技术,按照2 ×350MW 机组 BMCR工况下一炉一塔配置、处理100%烟气量、脱硫效率不低于90%进行设计和施工。海水脱硫技术由ALSTOM挪威环境控制中心海水脱硫公司提供,吸收塔内的填料层、喷淋层和除雾器层以及曝气池内的曝气头均为进口。该工程于2005年12月开工建设, 2007年7月完成168 h试运行, 2008年4月进行了第一次性能试验。
1 主要设备及其参数
日照电厂一期工程为中外合资项目,三大主机采用进口设备。锅炉为西班牙福斯特·惠勒能源公司的亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉, 单台炉蒸发量为1 189. 36 t/h, 效率为92. 2%;采用平衡通风负压燃烧,炉膛前墙分4层布置16只蜗壳旋流分散火焰低NOx 燃烧器;锅炉不投油最低稳燃负荷为额定负荷的50%。采用德国西门子公司制造的KR36 - 40, N30 - 2 ×10m2 型亚临界、一次中间再热、单轴双缸双排汽反动凝汽式汽轮机。发电机是德国西门子公司双电极、全氢冷、无刷励磁 THDD108 /44型。引风机为入口静叶可调轴流式, 风压为3. 284 kPa。烟气除尘采用静电除尘器, 除尘效率分别为99. 8%、99. 73%。210m单筒钢筋混凝土烟囱, 出口内径9. 7m。单机BMCR 耗煤量 160. 6 t/h, 100%负荷耗煤量151. 5 t/h。
2 主要设计参数
2. 1 煤质数据
山东日照电厂一期2 ×350MW 机组燃煤煤质分析数据见表1。
 |
2. 2 循环水入口海水水质
循环水入口海水水质见表2。
 |
2. 3 锅炉100%负荷下实测FGD入口烟气成分
锅炉100%负荷下实测FGD入口烟气成分见表 3 (本文烟气量均为标准状态值) 。
 |
2. 4 锅炉引风机出口烟气参数
引风机出口干烟气量: BMCR为128. 8万m3 /h (实测) ; 100%负荷为124. 2万m3 /h (计算) 。引风机出口湿烟气量: BMCR为140. 8万m3 /h (实测) ; 100%负荷为136. 8万m3 /h (计算) 。引风机出口烟气温度: 100%负荷时夏季为140 ℃,春秋130 ℃,冬季120 ℃; 50%负荷时夏季为115 ℃,春秋106 ℃,冬季100 ℃。
3 海水脱硫工艺系统
海水脱硫系统主要包括:烟气系统、SO2 吸收系统、海水供应系统、海水恢复系统及与之配套的电气、仪表及控制系统。脱硫海水采用一次直流方式, 不设再循环系统。来自冷凝器的海水一部分进入逆流式填料吸收塔,通过海水分配器将其均匀地分布到填料表面。原烟气从吸收塔底部进入,与填料层中的海水充分接触,烟气中SO2 被海水吸收生成 SO2 - 3 和H+ 。吸收塔排出的酸性海水依靠重力流入海水恢复系统,与来自冷凝器的海水(碱性)在混合区混合,混合后海水的pH值在5左右。用曝气扩散装置鼓入空气,使海水中的化学耗氧量及溶解氧得到恢复,并将SO2 - 3 氧化成稳定的SO2 - 4 。通过曝气还可以使大量CO2 从海水中释出,有利于酸碱中和反应,最终将水质合格的海水排回大海。
3. 1 烟气系统
经过除尘的烟气自锅炉引风机出口之间的联络烟道引出,进入FGD系统,再通过增压风机升压,送入GGH降温后,从吸收塔下部自下而上流经吸收塔,脱除烟气中的SO2 ,再经GGH加热升温至70 ℃ 后,经FGD出口挡板门由烟囱排入大气。
为适应锅炉运行负荷范围和运行工况,每台炉设置单独的脱硫增压风机。增压风机位于FGD上游的原烟气侧,烟气腐蚀性小,可以保证增压风机有良好的运行环境。烟气挡板门均采用带密封风的双挡板门。相关挡板门的调整时间应保证吸收塔设备在无事故冷却系统的情况下不被损坏。为保证主烟气系统的安全、稳定运行,在FGD系统进口挡板门前设有100%事故旁路烟道。正常运行时旁路烟道上的挡板门关闭, FGD系统的进、出口挡板门开启; FGD系统停止运行时,旁路烟道上的挡板门开启, FGD系统进、出口挡板门关闭,烟气直接进入烟囱, 保证脱硫系统停运时主机组不受影响。
3. 2 SO2 吸收系统
每台炉设置一座14. 2m ×14. 2m ×16. 43m (高)现浇钢筋混凝土结构的填料式逆流吸收塔,塔内配置海水分配系统、除雾器和填料。新鲜海水自吸收塔上部进入,烟气自塔底向上经过填料层,与海水充分接触,烟气中的SO2 迅速被海水吸收。脱硫后的净烟气经除雾器除去携带的水雾后自塔顶排出,然后进入GGH升温。脱硫效率不低于90% ,出口SO2 质量浓度不超过178mg/m3。
3. 3 海水供应系统
脱硫海水为发电机组凝汽器的循环冷却水排水,经海水升压泵升压后直接供给。反应后的海水排至海水恢复系统。凝汽器出口的循环冷却水的另一部分从排水沟引至海水恢复系统,在海水恢复系统中与脱硫海水混合。脱硫排水达标后由电厂原有的循环水排水口排入大海。
3. 4 海水恢复系统
海水恢复系统包括曝气池和曝气风机。曝气池为59. 4m ×59. 86m ×6. 69m的现浇钢筋混凝土结构。曝气池分为配水区、曝气区、排放区和旁路区。来自机组循环水系统的新鲜海水首先进入曝气池的配水区进行水量分配,其中大部分海水进入曝气区的前端与进入的脱硫后海水混合,小部分新鲜海水经旁路区直接进入排放区。混合后的海水在曝气区流动的过程中进行曝气,使曝气池内海水中的溶解氧达到饱和,并将SO2 - 3 氧化成稳定的SO2 - 4 ,使海水中的CO2 - 3 和HCO- 3 与吸收塔排出的H+反应,释放出CO2 ,海水满足排放标准要求。
3. 5 其他辅助系统
旁路挡板门采用气动执行机构,其他需要自动调节和远方操作的阀(风)门均采用电动执行机构。仪用压缩空气引自主厂房; GGH的换热面吹扫蒸汽来自厂区蒸汽系统;系统用工业水引自电厂工业水系统。吸收塔区的工业水用量包括:增压风机油站和GGH轴承冷却水,接自电厂工业水供水管,回水回至工业水回水管; GGH冲洗水,间断运行。
4 FGD系统主要设计指标
工况为6%O2、干基、BMCR、燃煤硫分0. 84% 的条件下, FGD系统主要设计指标见表4。
 |
5 设计工况下的性能试验
性能试验运行方式为: 机组负荷稳定在 350MW,波动不大于15MW;入炉煤收到基全硫控制在0. 67%～1. 01%之间;增压风机在满负荷条件下运行并保持稳定,风机电流在额定电流以下;旁路档板保持全关, 2台海水升压泵运行; 2台曝气风机运行;低泄漏风机、档板密封风机、加热器及相应的热工仪表投运。6%O2 ,干基, BMCR工况下的性能试验结果如下:
(1 ) 1、2 号FGD 系统入口烟气量分别为 1 340 224m3 /h、1 334 459m3 /h;入口SO2 质量浓度分别为1 880mg/m3、1 904mg/m3 ; 烟气入口温度分别为128. 6 ℃、128. 7 ℃。脱硫效率分别为93. 7%、 93. 4% ,出口SO2 质量浓度分别为119. 0mg/m3、 125. 6mg/m3 ,出口烟温分别为85. 0 ℃、80. 1 ℃。上述指标均满足设计性能保证值要求。
(2) 1、2号FGD系统除雾器出口携带的雾滴分别为64. 8mg/m3、61. 0mg/m3。满足设计性能保证值要求。
(3)在100%额定负荷下(非设计硫分) , 1、2号系统脱硫净烟气温度分别为86. 5 ℃、83. 8 ℃;在机组平均负荷为183MW 和189MW 工况测试时段内的净烟气温度分别为72. 4 ℃和71. 3 ℃。满足设计性能保证值要求。
(4) 1、2号FGD系统烟气阻力分别为3 058 Pa、 2 996 Pa ( FGD装置进口为入口挡板前,出口为出口挡板后) ,未满足设计性能保证值要求。
(5) 1、2号FGD系统GGH漏风率为1. 215%和 1. 241%。未完全满足设计性能保证值要求。
(6) 1、2号FGD系统曝气池排水(出口取样泵处取样) pH值(设计硫分)均在6. 8左右, COD增加值均小于0. 39mg/ l, COD排放值分别为0. 92mg/ l、 0. 84mg/ l, DO 分别为9. 9mg/ l、13. 44mg/ l。1 号 FGD系统的pH 值未完全满足设计性能保证值要求,其主要原因:一是吸收塔脱硫海水在进入曝气池 4个沟渠时的流量分配不够均匀,造成曝气效果不好;二是其曝气池出口管道短且阻力大,易造成排放海水混合不均匀。
(7) 1、2 号FGD 系统曝气池排水中的镉、铜、铅、活性磷酸盐均未增加。
(8) 1、2号海水恢复系统中SO2 - 3 的转化率分别为95. 12%、96. 55%。满足设计性能保证值要求。
(9) 1、2 号FGD 系统在锅炉额定工况下处理 100%烟气量, 系统最大电耗分别为4 694. 8 kW、 4 603. 4 kW,均未满足设计性能保证值要求。
(10) 1、2号FGD系统的进口烟尘质量浓度分别为108. 2mg/m3、89. 5mg/m3 ,出口烟尘质量浓度分别为30. 7mg/m3、26. 1mg/m3。满足设计性能保证值要求。
6 环境经济效益
本技改工程概算静态总投资为17 263. 4万元, 单位造价246. 6元/kW。一期工程技改前烟尘排放浓度和年排放总量(设计值)分别为82. 68mg/m3、 1 245 t,烟尘排污费为0. 275元/kg,每年缴纳烟尘排污费约34万元;性能试验时进口烟尘浓度和排放总量分别为98. 7mg/m3、1 486 t/ a,出口烟尘浓度和排放总量分别为28. 4mg/m3、428 t/ a, 减少排放量 1 058 t/ a,可少缴烟尘排污费约29. 1万元/ a。改造前SO2 排放浓度和排放总量(设计值) 分别为 1 788mg/m3、26 924 t/ a,按《排污费征收使用管理条例》中的0. 63元/kg计,每年缴排污费1 700万元; 性能试验入口SO2 浓度和总量分别为1 892mg/m3 和28 490 t/ a,出口SO2 排放浓度和排放总量分别为 122. 3mg/m3、1 842 t/ a,减少排放量26 648 t/ a,少缴 SO2 排污费约1 600万元/ a。另外,根据国家规定, 脱硫后上网电价提高15元/ (MW·h) ,相当于增加发电收入约4 500万元(税后) 。脱硫系统生产成本约为6 000万元/ a,收支基本平衡。
7 结论与建议
7. 1 结论
(1)本脱硫技改工程投运后,对改善日照市的大气环境质量和人民的生活质量起到了显著的作用,具有较高的环境效益和社会效益。
(2)海水吸收SO2、经曝气处理后的pH值接近 6. 8,与混合区海域新鲜海水混合后,混合区边界处海水pH值可恢复到二类海水水质标准;脱硫排水中悬浮物为7mg/ l,满足二类海水水质标准。因脱硫排水中仍有微量未被氧化的SO2 - 3 ,使其 COD略有增加,但经恢复系统充分曝气后,其增加值仅为0. 39mg/ l, COD排放值为0. 88mg/ l,与混合区海域海水混合后不会超过3mg/ l,满足二类海水水质要求;脱硫外排水中的重金属浓度增量甚微,叠加本底后可满足二类海水水质标准。
7. 2 建议
(1) 1号FGD系统排水的pH值未完全满足设计性能保证值要求,建议对曝气池出口至电厂循环水排水沟之间的脱硫排水沟进行适当改造,增加管道长度且减小阻力,使排放海水混合均匀,使其完全满足设计性能保证指标要求。
(2)烟气经海水洗涤后温度降低,相对湿度增大,在烟囱内壁可能形成渗透性强,且较难防范的低温、高湿、强酸性腐蚀物,应依据《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》的要求,对烟囱进行分析鉴定, 确定是否需要改造或加强运行监测。
(3)海水恢复系统中排放出的CO2 还有待进一步研究。
(4)目前国内的电煤煤源较紧张,普遍燃用低硫煤比较困难,因此,对于燃煤Sar﹥ 1%的海滨电厂是否能采用海水脱硫工艺值得到进一步探讨。
参考文献:
[ 1 ]DL /T 5196 - 2004,火电发电厂烟气脱硫设计技术规范[ S].
使用微信“扫一扫”功能添加“谷腾环保网”
