發(fā)電機組海水脫硫系統(tǒng)提效改造研究

趙景輝

(神華國能集團秦皇島發(fā)電有限責任公司，河北 秦皇島 066003)

發(fā)電機組海水脫硫系統(tǒng)提效改造研究

趙景輝

(神華國能集團秦皇島發(fā)電有限責任公司，河北 秦皇島 066003)

介紹了某公司1-4號機組煙氣海水脫硫工藝，通過分析影響海水脫硫效率的因素，對1-4號機組煙氣海水脫硫系統(tǒng)進行了提效改造，改造后SO2排放在35 mg/m3以下，煙塵排放在5 mg/m3以下，達到了超潔凈排放標準，改造效果良好。

海水脫硫；吸收塔；海水分配器；提效改造

0 概述

某公司1-4號機組煙氣脫硫均采用海水脫硫工藝，其中1，2號機組煙氣脫硫系統(tǒng)采用兩爐一塔脫硫方式，于2009年9月投入運行；3，4號機組煙氣脫硫系統(tǒng)采用一爐一塔脫硫方式，分別于2008年12月、2007年12月投入運行。4臺機組脫硫效率能夠滿足設計值不小于90 %的要求，SO2排放能夠滿足設計值不大于200 mg/m3的要求。

國家環(huán)保部關于《京津冀及周邊地區(qū)電力鋼鐵水泥平板玻璃行業(yè)2014年大氣污染治理整治方案》要求，到2014年底京津冀區(qū)域內(nèi)4個行業(yè)基本完成脫硫脫硝除塵改造，電力企業(yè)大氣污染物排放達到《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223—2011)特別排放限值的要求。由于該公司原有脫硫裝置SO2排放達不到上述特別排放限值要求，所以對1-4號機組脫硫裝置進行提效改造。

1 海水脫硫工藝

該公司1，2號機為215 MW機組，3，4號機為320 MW機組。海水煙氣脫硫系統(tǒng)主要包括煙氣系統(tǒng)、SO2吸收系統(tǒng)、海水供排水系統(tǒng)、海水恢復系統(tǒng)等。

海水脫硫是利用海水的天然堿性吸收煙氣中SO2的一種脫硫工藝。由于雨水將陸地上巖層的堿性物質(zhì)(碳酸鹽)帶到海中，天然海水通常呈堿性，自然堿度約為1.2-2.5 mmol/L，這使得海水具有天然的酸堿緩沖能力及吸收SO2的能力。同時，海水鹽分的主要成分是NaCl和硫酸鹽，因此，當SO2被海水吸收，再經(jīng)氧化處理為硫酸鹽后，并不破壞海水的天然組分。

該工藝的主要原理是：送入吸收塔的海水與進入吸收塔的煙氣接觸混合，煙氣中的SO2與海水中

(亞硫

酸根離子)和H+(氫離子)。H+使海水呈酸性，海水中H+濃度的增加，導致該部分海水pH值下降成為酸性海水。脫硫后的煙氣經(jīng)過除霧器除去霧滴后，經(jīng)煙囪排入大氣。吸收塔排出的酸性海水排入曝氣池，與未參與脫硫反應的大量海水混合，并鼓入大量的空氣，使不穩(wěn)定的與空氣中的O2反應，生成穩(wěn)定的(硫酸根離子)，排入大海，從而達到脫硫的目的。在曝氣池中鼓入的大量空氣還加速了CO2的生成釋出，并使海水的pH值和溶解氧量恢復到允許排放的正常水平，最終把水質(zhì)合格的海水排回大海。該工藝的流程如圖1所示，化學反應原理如下：

煙氣中的SO2與海水接觸：

在吸收SO2的海水中通入大量空氣(曝氣)，使與空氣中的氧反應生成

曝氣過程可加速CO2的釋出作用，有利于中和海水的酸性和溶解氧的增加。

一套完整的海水脫硫工藝系統(tǒng)通常包括海水供應系統(tǒng)、SO2吸收系統(tǒng)、煙氣系統(tǒng)及海水水質(zhì)恢復系統(tǒng)等。

圖1 海水脫硫工藝流程

2 影響海水脫硫效率的因素

該公司脫硫系統(tǒng)存在以下幾個問題。

（1） 1-4號機組脫硫海水恢復系統(tǒng)水量供應不足，pH值偏低。

（2） GGH傳熱元件堵塞、腐蝕、沖刷嚴重，特別是密封片腐蝕、沖刷嚴重，煙氣泄漏較大，經(jīng)測試GGH漏風率一般在1 %-2 %。

（3) 1，2號機組共用1套海水脫硫系統(tǒng)，弊病較多，存在不安全隱患，一旦脫硫系統(tǒng)出現(xiàn)問題跳脫硫，會同時造成2臺機組停運事故。

(4) 供排水系統(tǒng)泄漏點較多，海水系統(tǒng)設備腐蝕嚴重。

(5) 吸收塔海水分配器及噴嘴經(jīng)常堵塞，使脫硫效率降低。

海水脫硫吸收塔的脫硫效率與脫硫理論、吸收塔設備特性、脫硫水量等因素有關。此外，還與一些外部因素有關。根據(jù)近年來的運行經(jīng)驗，吸收塔海水分配器的堵塞往往成為制約吸收塔脫硫效率的主要原因。

2.1 海水脫硫理論

海水脫硫使用的吸收劑是天然海水，具有一定的弱堿性，是其能脫除SO2的原因。因為海水的天然堿性使其對SO2或酸性物質(zhì)具有優(yōu)良的溶解和緩沖能力。海水脫硫需要提供足夠大的氣液接觸面積，以利于SO2在海水中的溶解。吸收塔是增大氣液接觸面積的設備，通過填料來提供足夠大的液膜分布，極大地增強了氣液接觸面積，因此能夠取得較高的脫硫效率，并且在海水脫硫過程中不產(chǎn)生難溶的物質(zhì)，不存在結垢問題。

2.2 吸收塔設備特性

吸收塔內(nèi)設備主要包括填料、海水分配器、噴嘴、除霧器等。塔內(nèi)設備的形式只有滿足吸收理論，才能取得高的脫硫效率。填料應具有高的比表面積、空隙率和潤濕速率。高的比表面積提供足夠的氣液接觸面；高的空隙率可以降低吸收塔阻力，降低能耗；高的潤濕速率可以提高填料的利用率和海水分布效果。此外，填料設備材質(zhì)的選擇應達到防腐、耐溫和輕量化等指標。

相對填料來說，海水分配器的效果對脫硫效率的影響更大。海水分配器的作用是將吸收劑(海水)均勻分配至填料層，以達到與煙氣均勻接觸，有效脫除SO2的目的。海水分配器的布置及距填料層的高度是影響脫硫效率的重要因素。因此有必要對海水分配器的設計進行優(yōu)化和完善。同時，海水分配器還應注意防止噴嘴系統(tǒng)堵塞的問題。

2.3 脫硫水量

脫硫水量對脫硫效果的影響顯而易見，但需注意以下幾方面的問題：增大脫硫水量會增加海水升壓泵的能耗；根據(jù)海水脫硫理論和實驗數(shù)據(jù)，海水增大到一定程度(一般液氣比達到8-10)時，對脫硫效率的貢獻已不明顯，也會造成能耗的浪費；脫硫水量太大，將導致脫硫水量與填料性能的不匹配，脫硫效率得不到進一步提升，甚至會下降；另外，脫硫水量太大，吸收塔填料層阻力會大幅上升，影響煙氣系統(tǒng)設備的穩(wěn)定運行。

可以預見，在海水分配器的效果不佳時，海水不能均勻分配至填料層，造成部分煙氣短路，不能在填料層中與海水充分接觸，也就不能保證SO2在海水中的充分溶解。此時增加吸收塔脫硫水量并不是解決脫硫效率的根本措施，反而會在短時間內(nèi)造成更嚴重的堵塞，形成惡性循環(huán)。因此增加脫硫水量提高效率的前提是必須具備優(yōu)良的塔內(nèi)海水分配效果和防堵塞措施。

3 改造設計原則

(1) 根據(jù)原有脫硫裝置實際運行時的入口SO2濃度情況，以及考慮今后煤質(zhì)有一定的變化，本次改造1-4號機組吸收塔入口SO2濃度按1 700 mg/ Nm3(標態(tài)、干基、6 % O2)設計。同時，結合該公司燃煤含硫及海水水質(zhì)的實際平均水平，對可能的改造方案進行技術經(jīng)濟比較，優(yōu)化改造方案，制定經(jīng)濟合理的脫硫改造實施路線，在滿足排放標準的同時力求降低改造實施難度和投資水平。

(2) 本次改造1-4號機組吸收塔出口SO2排放濃度不大于35 mg/Nm3(標態(tài)、干基、6 % O2），煙塵排放濃度不大于5 mg/Nm3。

4 提效改造方案

4.1 吸收系統(tǒng)改造

上塔水量由8 500 m3/h增加到10 500 m3/h，為適應上塔水量的變化需對海水分配器(噴淋層主管、支管及噴嘴等)進行相應改造；將平板除霧器改為高效型除霧器；對填料進行檢查，并更換破損及變形填料，增加填料高度，由原來的4.0 m調(diào)整至4.3 m。

4.2 加裝事故冷卻水系統(tǒng)

按照目前環(huán)保要求，脫硫裝置應取消煙氣旁路，與主機成為一個串聯(lián)系統(tǒng)，同步啟停，具有應對主機側的故障或事故工況，保障主機與脫硫裝置安全的能力。為預防因鍋爐或空氣預熱器等設備故障導致高溫煙氣破壞吸收塔、除霧器和煙道防腐層，需設置煙氣事故冷卻水系統(tǒng)。

在脫硫裝置配置旁路系統(tǒng)時，若出現(xiàn)煙氣超溫可能給脫硫設備、防腐材料帶來損害的情況，可以迅速打開旁路擋板門，將脫硫裝置解列，以此來保護脫硫裝置設備，保證機組的安全運行。

在取消煙氣旁路后，脫硫裝置的上述緊急保護措施就沒有了，因此必須有一套煙氣超溫事故冷卻裝置來保證脫硫設備的安全。由于水的潛熱大、比熱大，而且其取用比較方便，因此一般采用在煙道上加裝煙氣事故冷卻水系統(tǒng)來對超溫煙氣進行緊急冷卻。

基于以上分析，本次脫硫裝置改造在吸收塔入口處增設了煙氣事故冷卻水系統(tǒng)。4.3 GGH改造

該公司脫硫煙氣加熱器設計安裝的是回轉式GGH(gas gas heater，煙氣換熱裝置)，回轉式GGH是利用裝在轉動轉子中的換熱元件，在熱端(原煙氣側)吸收鍋爐排煙氣中的熱能并在冷端(凈煙氣側)加熱脫硫后煙氣，以達到熱量交換的目的。由于GGH的原煙氣與凈煙氣側存在壓差，原煙氣在隔倉內(nèi)以及通過密封裝置的動靜間隙，不可避免地向凈煙氣側泄漏，使煙氣污染物進入排放凈煙氣中，從而增加了排放凈煙氣中的污染物含量，降低了整個FGD(煙氣脫硫)系統(tǒng)的脫硫效率。

隨著回轉式GGH設備的老化，漏風率會逐漸增大，難以保證維持低泄漏率的要求。而此次提效改造設計要求SO2排放濃度不大于35 mg/Nm3，如果GGH泄漏率為1.5 %，很難滿足此排放要求。由此可見，在排放限值降低后，脫硫效率對GGH的泄漏率將變得十分敏感。

針對SO2排放濃度不大于35 mg/Nm3的特別排放限值要求，從保證穩(wěn)定的高脫硫效率和降低能耗的角度考慮，本次改造將回轉式GGH更換為水媒管式換熱器。

水媒管式換熱器采用的氟塑料HDS(熱轉移系統(tǒng))技術相對成熟，國外用得較多，可以有效解決金屬回轉式GGH的堵塞和泄漏問題，可實現(xiàn)零泄漏的要求，有效地提高了系統(tǒng)的脫硫率。

4.4 除霧器改造

（1） 取消吸收塔內(nèi)布置在噴淋管上部原平板除霧器，更換為新型高效除霧器(一級平板除霧器)。

（2） 設計安裝一級除霧器水沖洗裝置，對吸收塔噴淋管道、支撐等做相應改造，以適應新安裝的除霧器及水沖洗裝置。沖洗水介質(zhì)為海水，水源取自上塔水濾網(wǎng)后。

（3） 在煙氣再熱器入口加裝二級高效除霧器（含除霧器框架）。

4.5 海水排水管道改造

經(jīng)核算，在各機組原煙氣SO2濃度為1 700 mg/Nm3情況下，1-4號機組脫硫總需水量約146 000m3/h，而各機組海水升壓泵可提供的總海水量為149 520m3/h，尚有少許余量，且各機組間無需對海水進行調(diào)配。各機組水量平衡情況如表1所示。

脫硫海水供排水管道是從海水升壓泵站到吸收塔的供水管以及從吸收塔到曝氣池的排水管管道。因此次改造后1-4號機組吸收塔供排水量均有增加，為保證供水量及吸收塔排水順暢，根據(jù)原管道實際情況，對3，4號機組各吸收塔排水管道及部分供水管道進行擴容改造。排水管道由原來玻璃鋼夾砂管道全部改為玻璃鋼工藝管道。改造后各機組供排水水量及管道情況如表2所示。

表1 機組水量平衡情況

表2 改造后各機組供排水水量及管道情況

5 改造效果

2014年10月至2015年6月，該公司完成了1-4號機組脫硫提效改造，機組啟動后脫硫系統(tǒng)運行穩(wěn)定。2015年6月，該公司委托神華國能山東建設集團有限公司對3號機組做了脫硫提效改造后的性能試驗，對機組負荷從50 %到100 %進行試驗。試驗結論：在FGD入口SO2濃度（標態(tài)、干基、實際O2含量）為1 700 mg/Nm3以下時， FGD出口SO2濃度（標態(tài)、干基、6 % O2）小于35 mg/ Nm3以下，脫硫效率達到97.95 %以上。圖2為SO2去除率與原煙氣SO2濃度對應曲線。

6 結束語

通過對原有脫硫設備的提效改造，煙氣排放指標能夠達到《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223—2011)特別排放限值的要求，但對入爐煤硫值和上塔水量有要求，在FGD入口SO2濃度(標態(tài)、干基，實際O2含量)為1 700 mg/Nm3及以下，上塔水量在100 %時， FGD出口SO2濃度(標態(tài)、干基，6 % O2)小于35 mg/Nm3以下，脫硫效率達到98 %以上。從實際運行參數(shù)看，脫硫系統(tǒng)提效改造后，排放指標達到了超潔凈排放標準，其社會效益顯著。

圖2 SO2去除率與原煙氣SO2濃度對應曲線

1 環(huán)境保護部，國家質(zhì)量監(jiān)督檢驗檢疫總局.GB 13223—2011火電廠大氣污染物排放標準[S].北京：中國環(huán)境科學出版社，2011.

2 彭宜藻.脫硫裝置的常見故障及預防措施[J].電力安全技術，2012，14(12)：52-55.

2016-03-09；

2016-07-18。

趙景輝(1962-)，男，高級工程師，主要從事電廠汽機、脫硫檢修管理工作，email：17018823@shenhua.cc。