海水脫硫技術在日照電廠一期工程中的應用
摘要:隨著國家節能減排政策的落實,我國沿海地區的很多大型燃煤電廠將選擇煙氣海水脫硫技術來改善大氣環境質量。介紹了煙氣海水脫硫技術在山東日照電廠一期工程中的應用情況,并對海水脫硫技術應用中出現的一些問題提出了建議。
關鍵詞: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電廠,一期工程為2 ×350MW 進口機組,分別于 1999年9月、2000年1月投入運行。為貫徹落實國家節能減排政策,改善大氣環境質量,電廠啟動了一期工程煙氣脫硫裝置及其相關設施建設工程。本技改工程采用海水脫硫技術,按照2 ×350MW 機組 BMCR工況下一爐一塔配置、處理100%煙氣量、脫硫效率不低于90%進行設計和施工。海水脫硫技術由ALSTOM挪威環境控制中心海水脫硫公司提供,吸收塔內的填料層、噴淋層和除霧器層以及曝氣池內的曝氣頭均為進口。該工程于2005年12月開工建設, 2007年7月完成168 h試運行, 2008年4月進行了第一次性能試驗。
1 主要設備及其參數
日照電廠一期工程為中外合資項目,三大主機采用進口設備。鍋爐為西班牙福斯特·惠勒能源公司的亞臨界參數、一次中間再熱、自然循環汽包爐, 單臺爐蒸發量為1 189. 36 t/h, 效率為92. 2%;采用平衡通風負壓燃燒,爐膛前墻分4層布置16只蝸殼旋流分散火焰低NOx 燃燒器;鍋爐不投油最低穩燃負荷為額定負荷的50%。采用德國西門子公司制造的KR36 - 40, N30 - 2 ×10m2 型亞臨界、一次中間再熱、單軸雙缸雙排汽反動凝汽式汽輪機。發電機是德國西門子公司雙電極、全氫冷、無刷勵磁 THDD108 /44型。引風機為入口靜葉可調軸流式, 風壓為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, 出口內徑9. 7m。單機BMCR 耗煤量 160. 6 t/h, 100%負荷耗煤量151. 5 t/h。
2 主要設計參數
2. 1 煤質數據
山東日照電廠一期2 ×350MW 機組燃煤煤質分析數據見表1。
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2. 2 循環水入口海水水質
循環水入口海水水質見表2。
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2. 3 鍋爐100%負荷下實測FGD入口煙氣成分
鍋爐100%負荷下實測FGD入口煙氣成分見表 3 (本文煙氣量均為標準狀態值) 。
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2. 4 鍋爐引風機出口煙氣參數
引風機出口干煙氣量: BMCR為128. 8萬m3 /h (實測) ; 100%負荷為124. 2萬m3 /h (計算) 。引風機出口濕煙氣量: BMCR為140. 8萬m3 /h (實測) ; 100%負荷為136. 8萬m3 /h (計算) 。引風機出口煙氣溫度: 100%負荷時夏季為140 ℃,春秋130 ℃,冬季120 ℃; 50%負荷時夏季為115 ℃,春秋106 ℃,冬季100 ℃。
3 海水脫硫工藝系統
海水脫硫系統主要包括:煙氣系統、SO2 吸收系統、海水供應系統、海水恢復系統及與之配套的電氣、儀表及控制系統。脫硫海水采用一次直流方式, 不設再循環系統。來自冷凝器的海水一部分進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系統,與來自冷凝器的海水(堿性)在混合區混合,混合后海水的pH值在5左右。用曝氣擴散裝置鼓入空氣,使海水中的化學耗氧量及溶解氧得到恢復,并將SO2 - 3 氧化成穩定的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,最終將水質合格的海水排回大海。
3. 1 煙氣系統
經過除塵的煙氣自鍋爐引風機出口之間的聯絡煙道引出,進入FGD系統,再通過增壓風機升壓,送入GGH降溫后,從吸收塔下部自下而上流經吸收塔,脫除煙氣中的SO2 ,再經GGH加熱升溫至70 ℃ 后,經FGD出口擋板門由煙囪排入大氣。
為適應鍋爐運行負荷范圍和運行工況,每臺爐設置單獨的脫硫增壓風機。增壓風機位于FGD上游的原煙氣側,煙氣腐蝕性小,可以保證增壓風機有良好的運行環境。煙氣擋板門均采用帶密封風的雙擋板門。相關擋板門的調整時間應保證吸收塔設備在無事故冷卻系統的情況下不被損壞。為保證主煙氣系統的安全、穩定運行,在FGD系統進口擋板門前設有100%事故旁路煙道。正常運行時旁路煙道上的擋板門關閉, FGD系統的進、出口擋板門開啟; FGD系統停止運行時,旁路煙道上的擋板門開啟, FGD系統進、出口擋板門關閉,煙氣直接進入煙囪, 保證脫硫系統停運時主機組不受影響。
3. 2 SO2 吸收系統
每臺爐設置一座14. 2m ×14. 2m ×16. 43m (高)現澆鋼筋混凝土結構的填料式逆流吸收塔,塔內配置海水分配系統、除霧器和填料。新鮮海水自吸收塔上部進入,煙氣自塔底向上經過填料層,與海水充分接觸,煙氣中的SO2 迅速被海水吸收。脫硫后的凈煙氣經除霧器除去攜帶的水霧后自塔頂排出,然后進入GGH升溫。脫硫效率不低于90% ,出口SO2 質量濃度不超過178mg/m3。
3. 3 海水供應系統
脫硫海水為發電機組凝汽器的循環冷卻水排水,經海水升壓泵升壓后直接供給。反應后的海水排至海水恢復系統。凝汽器出口的循環冷卻水的另一部分從排水溝引至海水恢復系統,在海水恢復系統中與脫硫海水混合。脫硫排水達標后由電廠原有的循環水排水口排入大海。
3. 4 海水恢復系統
海水恢復系統包括曝氣池和曝氣風機。曝氣池為59. 4m ×59. 86m ×6. 69m的現澆鋼筋混凝土結構。曝氣池分為配水區、曝氣區、排放區和旁路區。來自機組循環水系統的新鮮海水首先進入曝氣池的配水區進行水量分配,其中大部分海水進入曝氣區的前端與進入的脫硫后海水混合,小部分新鮮海水經旁路區直接進入排放區。混合后的海水在曝氣區流動的過程中進行曝氣,使曝氣池內海水中的溶解氧達到飽和,并將SO2 - 3 氧化成穩定的SO2 - 4 ,使海水中的CO2 - 3 和HCO- 3 與吸收塔排出的H+反應,釋放出CO2 ,海水滿足排放標準要求。
3. 5 其他輔助系統
旁路擋板門采用氣動執行機構,其他需要自動調節和遠方操作的閥(風)門均采用電動執行機構。儀用壓縮空氣引自主廠房; GGH的換熱面吹掃蒸汽來自廠區蒸汽系統;系統用工業水引自電廠工業水系統。吸收塔區的工業水用量包括:增壓風機油站和GGH軸承冷卻水,接自電廠工業水供水管,回水回至工業水回水管; GGH沖洗水,間斷運行。
4 FGD系統主要設計指標
工況為6%O2、干基、BMCR、燃煤硫分0. 84% 的條件下, FGD系統主要設計指標見表4。
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5 設計工況下的性能試驗
性能試驗運行方式為: 機組負荷穩定在 350MW,波動不大于15MW;入爐煤收到基全硫控制在0. 67%～1. 01%之間;增壓風機在滿負荷條件下運行并保持穩定,風機電流在額定電流以下;旁路檔板保持全關, 2臺海水升壓泵運行; 2臺曝氣風機運行;低泄漏風機、檔板密封風機、加熱器及相應的熱工儀表投運。6%O2 ,干基, BMCR工況下的性能試驗結果如下:
(1 ) 1、2 號FGD 系統入口煙氣量分別為 1 340 224m3 /h、1 334 459m3 /h;入口SO2 質量濃度分別為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 ℃。上述指標均滿足設計性能保證值要求。
(2) 1、2號FGD系統除霧器出口攜帶的霧滴分別為64. 8mg/m3、61. 0mg/m3。滿足設計性能保證值要求。
(3)在100%額定負荷下(非設計硫分) , 1、2號系統脫硫凈煙氣溫度分別為86. 5 ℃、83. 8 ℃;在機組平均負荷為183MW 和189MW 工況測試時段內的凈煙氣溫度分別為72. 4 ℃和71. 3 ℃。滿足設計性能保證值要求。
(4) 1、2號FGD系統煙氣阻力分別為3 058 Pa、 2 996 Pa ( FGD裝置進口為入口擋板前,出口為出口擋板后) ,未滿足設計性能保證值要求。
(5) 1、2號FGD系統GGH漏風率為1. 215%和 1. 241%。未完全滿足設計性能保證值要求。
(6) 1、2號FGD系統曝氣池排水(出口取樣泵處取樣) pH值(設計硫分)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 FGD系統的pH 值未完全滿足設計性能保證值要求,其主要原因:一是吸收塔脫硫海水在進入曝氣池 4個溝渠時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FGD 系統曝氣池排水中的鎘、銅、鉛、活性磷酸鹽均未增加。
(8) 1、2號海水恢復系統中SO2 - 3 的轉化率分別為95. 12%、96. 55%。滿足設計性能保證值要求。
(9) 1、2 號FGD 系統在鍋爐額定工況下處理 100%煙氣量, 系統最大電耗分別為4 694. 8 kW、 4 603. 4 kW,均未滿足設計性能保證值要求。
(10) 1、2號FGD系統的進口煙塵質量濃度分別為108. 2mg/m3、89. 5mg/m3 ,出口煙塵質量濃度分別為30. 7mg/m3、26. 1mg/m3。滿足設計性能保證值要求。
6 環境經濟效益
本技改工程概算靜態總投資為17 263. 4萬元, 單位造價246. 6元/kW。一期工程技改前煙塵排放濃度和年排放總量(設計值)分別為82. 68mg/m3、 1 245 t,煙塵排污費為0. 275元/kg,每年繳納煙塵排污費約34萬元;性能試驗時進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,可少繳煙塵排污費約29. 1萬元/ a。改造前SO2 排放濃度和排放總量(設計值) 分別為 1 788mg/m3、26 924 t/ a,按《排污費征收使用管理條例》中的0. 63元/kg計,每年繳排污費1 700萬元; 性能試驗入口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 排污費約1 600萬元/ a。另外,根據國家規定, 脫硫后上網電價提高15元/ (MW·h) ,相當于增加發電收入約4 500萬元(稅后) 。脫硫系統生產成本約為6 000萬元/ a,收支基本平衡。
7 結論與建議
7. 1 結論
(1)本脫硫技改工程投運后,對改善日照市的大氣環境質量和人民的生活質量起到了顯著的作用,具有較高的環境效益和社會效益。
(2)海水吸收SO2、經曝氣處理后的pH值接近 6. 8,與混合區海域新鮮海水混合后,混合區邊界處海水pH值可恢復到二類海水水質標準;脫硫排水中懸浮物為7mg/ l,滿足二類海水水質標準。因脫硫排水中仍有微量未被氧化的SO2 - 3 ,使其 COD略有增加,但經恢復系統充分曝氣后,其增加值僅為0. 39mg/ l, COD排放值為0. 88mg/ l,與混合區海域海水混合后不會超過3mg/ l,滿足二類海水水質要求;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標準。
7. 2 建議
(1) 1號FGD系統排水的pH值未完全滿足設計性能保證值要求,建議對曝氣池出口至電廠循環水排水溝之間的脫硫排水溝進行適當改造,增加管道長度且減小阻力,使排放海水混合均勻,使其完全滿足設計性能保證指標要求。
(2)煙氣經海水洗滌后溫度降低,相對濕度增大,在煙囪內壁可能形成滲透性強,且較難防范的低溫、高濕、強酸性腐蝕物,應依據《火力發電廠煙氣脫硫設計技術規程》的要求,對煙囪進行分析鑒定, 確定是否需要改造或加強運行監測。
(3)海水恢復系統中排放出的CO2 還有待進一步研究。
(4)目前國內的電煤煤源較緊張,普遍燃用低硫煤比較困難,因此,對于燃煤Sar﹥ 1%的海濱電廠是否能采用海水脫硫工藝值得到進一步探討。
參考文獻:
[ 1 ]DL /T 5196 - 2004,火電發電廠煙氣脫硫設計技術規范[ S].
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