海水脫硫技術(shù)在日照電廠一期工程中的應(yīng)用
摘要:隨著國(guó)家節(jié)能減排政策的落實(shí),我國(guó)沿海地區(qū)的很多大型燃煤電廠將選擇煙氣海水脫硫技術(shù)來改善大氣環(huán)境質(zhì)量。介紹了煙氣海水脫硫技術(shù)在山東日照電廠一期工程中的應(yīng)用情況,并對(duì)海水脫硫技術(shù)應(yīng)用中出現(xiàn)的一些問題提出了建議。
關(guān)鍵詞:燃煤電廠,海水脫硫,建議
山東日照電廠是一座海濱大型燃煤凝汽式火力發(fā)電廠,一期工程為2 ×350MW 進(jìn)口機(jī)組,分別于 1999年9月、2000年1月投入運(yùn)行。為貫徹落實(shí)國(guó)家節(jié)能減排政策,改善大氣環(huán)境質(zhì)量,電廠啟動(dòng)了一期工程煙氣脫硫裝置及其相關(guān)設(shè)施建設(shè)工程。本技改工程采用海水脫硫技術(shù),按照2 ×350MW 機(jī)組 BMCR工況下一爐一塔配置、處理100%煙氣量、脫硫效率不低于90%進(jìn)行設(shè)計(jì)和施工。海水脫硫技術(shù)由ALSTOM挪威環(huán)境控制中心海水脫硫公司提供,吸收塔內(nèi)的填料層、噴淋層和除霧器層以及曝氣池內(nèi)的曝氣頭均為進(jìn)口。該工程于2005年12月開工建設(shè), 2007年7月完成168 h試運(yùn)行, 2008年4月進(jìn)行了第一次性能試驗(yàn)。
1 主要設(shè)備及其參數(shù)
日照電廠一期工程為中外合資項(xiàng)目,三大主機(jī)采用進(jìn)口設(shè)備。鍋爐為西班牙福斯特·惠勒能源公司的亞臨界參數(shù)、一次中間再熱、自然循環(huán)汽包爐, 單臺(tái)爐蒸發(fā)量為1 189. 36 t/h, 效率為92. 2%;采用平衡通風(fēng)負(fù)壓燃燒,爐膛前墻分4層布置16只蝸殼旋流分散火焰低NOx 燃燒器;鍋爐不投油最低穩(wěn)燃負(fù)荷為額定負(fù)荷的50%。采用德國(guó)西門子公司制造的KR36 - 40, N30 - 2 ×10m2 型亞臨界、一次中間再熱、單軸雙缸雙排汽反動(dòng)凝汽式汽輪機(jī)。發(fā)電機(jī)是德國(guó)西門子公司雙電極、全氫冷、無刷勵(lì)磁 THDD108 /44型。引風(fēng)機(jī)為入口靜葉可調(diào)軸流式, 風(fēng)壓為3. 284 kPa。煙氣除塵采用靜電除塵器, 除塵效率分別為99. 8%、99. 73%。210m單筒鋼筋混凝土煙囪, 出口內(nèi)徑9. 7m。單機(jī)BMCR 耗煤量 160. 6 t/h, 100%負(fù)荷耗煤量151. 5 t/h。
2 主要設(shè)計(jì)參數(shù)
2. 1 煤質(zhì)數(shù)據(jù)
山東日照電廠一期2 ×350MW 機(jī)組燃煤煤質(zhì)分析數(shù)據(jù)見表1。
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2. 2 循環(huán)水入口海水水質(zhì)
循環(huán)水入口海水水質(zhì)見表2。
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2. 3 鍋爐100%負(fù)荷下實(shí)測(cè)FGD入口煙氣成分
鍋爐100%負(fù)荷下實(shí)測(cè)FGD入口煙氣成分見表 3 (本文煙氣量均為標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)值) 。
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2. 4 鍋爐引風(fēng)機(jī)出口煙氣參數(shù)
引風(fēng)機(jī)出口干煙氣量: BMCR為128. 8萬m3 /h (實(shí)測(cè)) ; 100%負(fù)荷為124. 2萬m3 /h (計(jì)算) 。引風(fēng)機(jī)出口濕煙氣量: BMCR為140. 8萬m3 /h (實(shí)測(cè)) ; 100%負(fù)荷為136. 8萬m3 /h (計(jì)算) 。引風(fēng)機(jī)出口煙氣溫度: 100%負(fù)荷時(shí)夏季為140 ℃,春秋130 ℃,冬季120 ℃; 50%負(fù)荷時(shí)夏季為115 ℃,春秋106 ℃,冬季100 ℃。
3 海水脫硫工藝系統(tǒng)
海水脫硫系統(tǒng)主要包括:煙氣系統(tǒng)、SO2 吸收系統(tǒng)、海水供應(yīng)系統(tǒng)、海水恢復(fù)系統(tǒng)及與之配套的電氣、儀表及控制系統(tǒng)。脫硫海水采用一次直流方式, 不設(shè)再循環(huán)系統(tǒng)。來自冷凝器的海水一部分進(jìn)入逆流式填料吸收塔,通過海水分配器將其均勻地分布到填料表面。原煙氣從吸收塔底部進(jìn)入,與填料層中的海水充分接觸,煙氣中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復(fù)系統(tǒng),與來自冷凝器的海水(堿性)在混合區(qū)混合,混合后海水的pH值在5左右。用曝氣擴(kuò)散裝置鼓入空氣,使海水中的化學(xué)耗氧量及溶解氧得到恢復(fù),并將SO2 - 3 氧化成穩(wěn)定的SO2 - 4 。通過曝氣還可以使大量CO2 從海水中釋出,有利于酸堿中和反應(yīng),最終將水質(zhì)合格的海水排回大海。
3. 1 煙氣系統(tǒng)
經(jīng)過除塵的煙氣自鍋爐引風(fēng)機(jī)出口之間的聯(lián)絡(luò)煙道引出,進(jìn)入FGD系統(tǒng),再通過增壓風(fēng)機(jī)升壓,送入GGH降溫后,從吸收塔下部自下而上流經(jīng)吸收塔,脫除煙氣中的SO2 ,再經(jīng)GGH加熱升溫至70 ℃ 后,經(jīng)FGD出口擋板門由煙囪排入大氣。
為適應(yīng)鍋爐運(yùn)行負(fù)荷范圍和運(yùn)行工況,每臺(tái)爐設(shè)置單獨(dú)的脫硫增壓風(fēng)機(jī)。增壓風(fēng)機(jī)位于FGD上游的原煙氣側(cè),煙氣腐蝕性小,可以保證增壓風(fēng)機(jī)有良好的運(yùn)行環(huán)境。煙氣擋板門均采用帶密封風(fēng)的雙擋板門。相關(guān)擋板門的調(diào)整時(shí)間應(yīng)保證吸收塔設(shè)備在無事故冷卻系統(tǒng)的情況下不被損壞。為保證主煙氣系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定運(yùn)行,在FGD系統(tǒng)進(jìn)口擋板門前設(shè)有100%事故旁路煙道。正常運(yùn)行時(shí)旁路煙道上的擋板門關(guān)閉, FGD系統(tǒng)的進(jìn)、出口擋板門開啟; FGD系統(tǒng)停止運(yùn)行時(shí),旁路煙道上的擋板門開啟, FGD系統(tǒng)進(jìn)、出口擋板門關(guān)閉,煙氣直接進(jìn)入煙囪, 保證脫硫系統(tǒng)停運(yùn)時(shí)主機(jī)組不受影響。
3. 2 SO2 吸收系統(tǒng)
每臺(tái)爐設(shè)置一座14. 2m ×14. 2m ×16. 43m (高)現(xiàn)澆鋼筋混凝土結(jié)構(gòu)的填料式逆流吸收塔,塔內(nèi)配置海水分配系統(tǒng)、除霧器和填料。新鮮海水自吸收塔上部進(jìn)入,煙氣自塔底向上經(jīng)過填料層,與海水充分接觸,煙氣中的SO2 迅速被海水吸收。脫硫后的凈煙氣經(jīng)除霧器除去攜帶的水霧后自塔頂排出,然后進(jìn)入GGH升溫。脫硫效率不低于90% ,出口SO2 質(zhì)量濃度不超過178mg/m3。
3. 3 海水供應(yīng)系統(tǒng)
脫硫海水為發(fā)電機(jī)組凝汽器的循環(huán)冷卻水排水,經(jīng)海水升壓泵升壓后直接供給。反應(yīng)后的海水排至海水恢復(fù)系統(tǒng)。凝汽器出口的循環(huán)冷卻水的另一部分從排水溝引至海水恢復(fù)系統(tǒng),在海水恢復(fù)系統(tǒng)中與脫硫海水混合。脫硫排水達(dá)標(biāo)后由電廠原有的循環(huán)水排水口排入大海。
3. 4 海水恢復(fù)系統(tǒng)
海水恢復(fù)系統(tǒng)包括曝氣池和曝氣風(fēng)機(jī)。曝氣池為59. 4m ×59. 86m ×6. 69m的現(xiàn)澆鋼筋混凝土結(jié)構(gòu)。曝氣池分為配水區(qū)、曝氣區(qū)、排放區(qū)和旁路區(qū)。來自機(jī)組循環(huán)水系統(tǒng)的新鮮海水首先進(jìn)入曝氣池的配水區(qū)進(jìn)行水量分配,其中大部分海水進(jìn)入曝氣區(qū)的前端與進(jìn)入的脫硫后海水混合,小部分新鮮海水經(jīng)旁路區(qū)直接進(jìn)入排放區(qū)。混合后的海水在曝氣區(qū)流動(dòng)的過程中進(jìn)行曝氣,使曝氣池內(nèi)海水中的溶解氧達(dá)到飽和,并將SO2 - 3 氧化成穩(wěn)定的SO2 - 4 ,使海水中的CO2 - 3 和HCO- 3 與吸收塔排出的H+反應(yīng),釋放出CO2 ,海水滿足排放標(biāo)準(zhǔn)要求。
3. 5 其他輔助系統(tǒng)
旁路擋板門采用氣動(dòng)執(zhí)行機(jī)構(gòu),其他需要自動(dòng)調(diào)節(jié)和遠(yuǎn)方操作的閥(風(fēng))門均采用電動(dòng)執(zhí)行機(jī)構(gòu)。儀用壓縮空氣引自主廠房; GGH的換熱面吹掃蒸汽來自廠區(qū)蒸汽系統(tǒng);系統(tǒng)用工業(yè)水引自電廠工業(yè)水系統(tǒng)。吸收塔區(qū)的工業(yè)水用量包括:增壓風(fēng)機(jī)油站和GGH軸承冷卻水,接自電廠工業(yè)水供水管,回水回至工業(yè)水回水管; GGH沖洗水,間斷運(yùn)行。
4 FGD系統(tǒng)主要設(shè)計(jì)指標(biāo)
工況為6%O2、干基、BMCR、燃煤硫分0. 84% 的條件下, FGD系統(tǒng)主要設(shè)計(jì)指標(biāo)見表4。
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5 設(shè)計(jì)工況下的性能試驗(yàn)
性能試驗(yàn)運(yùn)行方式為: 機(jī)組負(fù)荷穩(wěn)定在 350MW,波動(dòng)不大于15MW;入爐煤收到基全硫控制在0. 67%～1. 01%之間;增壓風(fēng)機(jī)在滿負(fù)荷條件下運(yùn)行并保持穩(wěn)定,風(fēng)機(jī)電流在額定電流以下;旁路檔板保持全關(guān), 2臺(tái)海水升壓泵運(yùn)行; 2臺(tái)曝氣風(fēng)機(jī)運(yùn)行;低泄漏風(fēng)機(jī)、檔板密封風(fēng)機(jī)、加熱器及相應(yīng)的熱工儀表投運(yùn)。6%O2 ,干基, BMCR工況下的性能試驗(yàn)結(jié)果如下:
(1 ) 1、2 號(hào)FGD 系統(tǒng)入口煙氣量分別為 1 340 224m3 /h、1 334 459m3 /h;入口SO2 質(zhì)量濃度分別為1 880mg/m3、1 904mg/m3 ; 煙氣入口溫度分別為128. 6 ℃、128. 7 ℃。脫硫效率分別為93. 7%、 93. 4% ,出口SO2 質(zhì)量濃度分別為119. 0mg/m3、 125. 6mg/m3 ,出口煙溫分別為85. 0 ℃、80. 1 ℃。上述指標(biāo)均滿足設(shè)計(jì)性能保證值要求。
(2) 1、2號(hào)FGD系統(tǒng)除霧器出口攜帶的霧滴分別為64. 8mg/m3、61. 0mg/m3。滿足設(shè)計(jì)性能保證值要求。
(3)在100%額定負(fù)荷下(非設(shè)計(jì)硫分) , 1、2號(hào)系統(tǒng)脫硫凈煙氣溫度分別為86. 5 ℃、83. 8 ℃;在機(jī)組平均負(fù)荷為183MW 和189MW 工況測(cè)試時(shí)段內(nèi)的凈煙氣溫度分別為72. 4 ℃和71. 3 ℃。滿足設(shè)計(jì)性能保證值要求。
(4) 1、2號(hào)FGD系統(tǒng)煙氣阻力分別為3 058 Pa、 2 996 Pa ( FGD裝置進(jìn)口為入口擋板前,出口為出口擋板后) ,未滿足設(shè)計(jì)性能保證值要求。
(5) 1、2號(hào)FGD系統(tǒng)GGH漏風(fēng)率為1. 215%和 1. 241%。未完全滿足設(shè)計(jì)性能保證值要求。
(6) 1、2號(hào)FGD系統(tǒng)曝氣池排水(出口取樣泵處取樣) pH值(設(shè)計(jì)硫分)均在6. 8左右, COD增加值均小于0. 39mg/ l, COD排放值分別為0. 92mg/ l、 0. 84mg/ l, DO 分別為9. 9mg/ l、13. 44mg/ l。1 號(hào) FGD系統(tǒng)的pH 值未完全滿足設(shè)計(jì)性能保證值要求,其主要原因:一是吸收塔脫硫海水在進(jìn)入曝氣池 4個(gè)溝渠時(shí)的流量分配不夠均勻,造成曝氣效果不好;二是其曝氣池出口管道短且阻力大,易造成排放海水混合不均勻。
(7) 1、2 號(hào)FGD 系統(tǒng)曝氣池排水中的鎘、銅、鉛、活性磷酸鹽均未增加。
(8) 1、2號(hào)海水恢復(fù)系統(tǒng)中SO2 - 3 的轉(zhuǎn)化率分別為95. 12%、96. 55%。滿足設(shè)計(jì)性能保證值要求。
(9) 1、2 號(hào)FGD 系統(tǒng)在鍋爐額定工況下處理 100%煙氣量, 系統(tǒng)最大電耗分別為4 694. 8 kW、 4 603. 4 kW,均未滿足設(shè)計(jì)性能保證值要求。
(10) 1、2號(hào)FGD系統(tǒng)的進(jìn)口煙塵質(zhì)量濃度分別為108. 2mg/m3、89. 5mg/m3 ,出口煙塵質(zhì)量濃度分別為30. 7mg/m3、26. 1mg/m3。滿足設(shè)計(jì)性能保證值要求。
6 環(huán)境經(jīng)濟(jì)效益
本技改工程概算靜態(tài)總投資為17 263. 4萬元, 單位造價(jià)246. 6元/kW。一期工程技改前煙塵排放濃度和年排放總量(設(shè)計(jì)值)分別為82. 68mg/m3、 1 245 t,煙塵排污費(fèi)為0. 275元/kg,每年繳納煙塵排污費(fèi)約34萬元;性能試驗(yàn)時(shí)進(jìn)口煙塵濃度和排放總量分別為98. 7mg/m3、1 486 t/ a,出口煙塵濃度和排放總量分別為28. 4mg/m3、428 t/ a, 減少排放量 1 058 t/ a,可少繳煙塵排污費(fèi)約29. 1萬元/ a。改造前SO2 排放濃度和排放總量(設(shè)計(jì)值) 分別為 1 788mg/m3、26 924 t/ a,按《排污費(fèi)征收使用管理?xiàng)l例》中的0. 63元/kg計(jì),每年繳排污費(fèi)1 700萬元; 性能試驗(yàn)入口SO2 濃度和總量分別為1 892mg/m3 和28 490 t/ a,出口SO2 排放濃度和排放總量分別為 122. 3mg/m3、1 842 t/ a,減少排放量26 648 t/ a,少繳 SO2 排污費(fèi)約1 600萬元/ a。另外,根據(jù)國(guó)家規(guī)定, 脫硫后上網(wǎng)電價(jià)提高15元/ (MW·h) ,相當(dāng)于增加發(fā)電收入約4 500萬元(稅后) 。脫硫系統(tǒng)生產(chǎn)成本約為6 000萬元/ a,收支基本平衡。
7 結(jié)論與建議
7. 1 結(jié)論
(1)本脫硫技改工程投運(yùn)后,對(duì)改善日照市的大氣環(huán)境質(zhì)量和人民的生活質(zhì)量起到了顯著的作用,具有較高的環(huán)境效益和社會(huì)效益。
(2)海水吸收SO2、經(jīng)曝氣處理后的pH值接近 6. 8,與混合區(qū)海域新鮮海水混合后,混合區(qū)邊界處海水pH值可恢復(fù)到二類海水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn);脫硫排水中懸浮物為7mg/ l,滿足二類海水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)。因脫硫排水中仍有微量未被氧化的SO2 - 3 ,使其 COD略有增加,但經(jīng)恢復(fù)系統(tǒng)充分曝氣后,其增加值僅為0. 39mg/ l, COD排放值為0. 88mg/ l,與混合區(qū)海域海水混合后不會(huì)超過3mg/ l,滿足二類海水水質(zhì)要求;脫硫外排水中的重金屬濃度增量甚微,疊加本底后可滿足二類海水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)。
7. 2 建議
(1) 1號(hào)FGD系統(tǒng)排水的pH值未完全滿足設(shè)計(jì)性能保證值要求,建議對(duì)曝氣池出口至電廠循環(huán)水排水溝之間的脫硫排水溝進(jìn)行適當(dāng)改造,增加管道長(zhǎng)度且減小阻力,使排放海水混合均勻,使其完全滿足設(shè)計(jì)性能保證指標(biāo)要求。
(2)煙氣經(jīng)海水洗滌后溫度降低,相對(duì)濕度增大,在煙囪內(nèi)壁可能形成滲透性強(qiáng),且較難防范的低溫、高濕、強(qiáng)酸性腐蝕物,應(yīng)依據(jù)《火力發(fā)電廠煙氣脫硫設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程》的要求,對(duì)煙囪進(jìn)行分析鑒定, 確定是否需要改造或加強(qiáng)運(yùn)行監(jiān)測(cè)。
(3)海水恢復(fù)系統(tǒng)中排放出的CO2 還有待進(jìn)一步研究。
(4)目前國(guó)內(nèi)的電煤煤源較緊張,普遍燃用低硫煤比較困難,因此,對(duì)于燃煤Sar﹥ 1%的海濱電廠是否能采用海水脫硫工藝值得到進(jìn)一步探討。
參考文獻(xiàn):
[ 1 ]DL /T 5196 - 2004,火電發(fā)電廠煙氣脫硫設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)范[ S].
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