1 036MW机组海水脱硫效率的影响因素分析及其运行优化

2014-12-11胡立川魏世哲

电站辅机 2014年1期

胡立川，李威，魏世哲

（华能海门电厂，广东汕头 515132）

0 概述

为满足环境保护的要求，在某2×1 036MW机组系统中，设置了2台除尘效率达99.85%的二列三室四电场静电除尘器、烟气脱硝和烟气海水脱硫装置。

在该电厂的海水脱硫系统中，采用了一次直流方式吸收烟气中的SO2，不需增加再循环系统。来自冷凝器的海水一部分进入逆流式填料吸收塔，分布到填料层的表面。排放的烟气经吸收塔底部进入吸收塔内，与填料层的海水充分接触，烟气中SO2被海水吸收，生成了亚硫酸根离子和氢离子。吸收塔排出的酸性海水流入海水恢复系统，并与来自冷凝器的原海水（碱性）在混合区中混合。混合后海水的pH值被提高至5左右，再通过曝气扩散装置（曝气头）鼓入大量空气，将亚硫酸根氧化成稳定的硫酸根，通过曝气还可以使大量CO2从海水中释出，消耗更多海水中的氢离子，使海水的pH值得以恢复并提高至6.8以上，并使化学需氧量、溶解氧等恢复到水质标准的要求，最终将水质合格的海水排回大海。净化后的烟气通过气－气加热器（gas gas heater，GGH）升温后，经烟囱排入大气。海水烟气脱硫系统的工艺流程，如图1所示。

图1 海水脱硫系统流程

1 海水脱硫原理

利用海水的天然碱度（HCO3－和CO23－）吸收烟气中的SO2生成SO23－，脱硫后的海水与新鲜海水混合时，由于SO23－是1种较强的还原性物质，在一定的pH值条件下，海水中的溶解氧极易将其氧化为稳定无害的SO24－。在曝气池中，通入补充大量的空气，利用氧化反应消耗海水中溶解氧，并进一步氧化残余的SO23－，使海水中的CO2剥离，从而提高海水的pH值，以达到国家海水排放标准［1］。各阶段的主要化学反应过程为：

吸收塔内：

曝气池前段：

曝气池后段：

2 海水脱硫工艺的特点

2.1 脱硫工艺简单

海水脱硫系统主要由吸收塔、气－气加热器和曝气池等部分组成，脱硫原理及工艺简单。海水脱硫工艺利用海水吸收SO2，不再采用其他添加剂，因此系统不会结垢或堵塞，具有极高的系统利用率［2］。

2.2 脱硫效率高

采用海水脱硫工艺的脱硫效率可达90%以上，完全能够满足环保部门关于削减排放的要求。系统的构成简单，运行稳定可靠，因而很容易获得较高的脱硫效率。

2.3 不产生其它废弃物

脱硫后的产物是硫酸盐，这种产物也是海水的天然组分。排放时不会产生任何气态或固态废弃物，最大程度地减少了脱硫装置运行时对环境带来的负面影响。

2.4 投资少及运行费用低

海水脱硫的投资费用仅为采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺投资费用的2／3，运行费用约为后者的1／2～2／3。海水脱硫装置的直接运行费用绝大部分为系统电耗（约占电厂发电量的1%～1.5%），除此之外无需采购、运输、制备其他添加剂［3］。

3 海水脱硫效率的影响因素分析

3.1 烟气中SO2浓度

在海水流量、海水水质、烟气流量、烟气其它成分基本不变的情况下，当烟气中SO2浓度变化时，随着SO2浓度的增加，脱硫效率近似直线下降。

运行结果表明，当其他条件不变时，海水脱硫效率随系统进口SO2浓度的增加而降低，其脱硫效率曲线的变化，如图2所示。

图2 烟气中SO2浓度与脱硫效率的关系曲线

当进口烟气SO2浓度变化时，吸收塔内吸收SO2的量并无大的变化，低浓度烟气中的SO2将被充分吸收，从而被吸收SO2的比率增高，因而脱硫效率提高。这也是海水脱硫工艺更适合中、低含硫量燃煤的原因。因此，按照设计煤种的要求，采用一定比例的掺配煤，保证入炉煤的含硫量小于l%，即可满足海水脱硫系统的运行要求，使吸收塔有一个较高的脱硫效率。

3.2 烟气量

在海水流量、海水水质、烟气其它成分基本不变的情况下，当烟气量变化时，烟气量和脱硫效率的关系近似直线变化。随着烟气量的增大，脱硫效率逐渐下降。

烟气量与脱硫效率的关系近似于直线关系，随着烟气量的增大，液气比（海水流量与烟气流量之比值，单位为L／m3）减小，脱硫效率下降，其效率曲线的变化，如图3所示。

图3 吸收塔入口烟气量与脱硫效率的关系曲线

随着烟气量的增大，塔出口海水中pH值呈减小趋势。这是因为海水量不变、烟气中SO2浓度不变时，随着烟气量的增大，溶于水中的SO2生成的H＋增多，pH值减小。另外，水中SO2量的增多，溶解推动力减弱，使pH值减小的趋势变缓。

3.3 烟气温度

在海水流量、海水水质、烟气流量、烟气其它成分基本不变的情况下，当烟气温度变化时，根据亨利定律：在一定的压力下，气体在水溶液中的溶解度随温度升高而降低。烟气海水脱硫是利用海水吸收SO2，SO2溶于海水后，生成 H2SO3又离解为 H＋、HSO－3，因此，SO2的吸收除满足亨利定律外，与H2SO3的离解常数有关［4］，其平衡式为：C2＝55.56 PSO2／H SO2＋（55.5K1×P SO2／H SO2）0.5，在此式中，C2为SO2在水溶液中达到吸收平衡时的浓度，PSO2为 SO2平衡压，HSO2为亨利常数；K1为H2SO3一级离解平衡常数。脱硫效率与吸收塔入口烟气温度的关系曲线，如图4所示。

图4 吸收塔入口烟气温度与脱硫效率的关系曲线

实际运行证明，当系统中吸收塔的工作条件已定后，海水吸收SO2的能力主要与海水在吸收塔内的温度有关，因此，运行中密切监视GGH换热器传热元件的压差变化，若压力大于700Pa时，需用蒸汽吹扫GGH换热器，使其具有较好的换热效果。尽量降低吸收塔入口烟气温度，采用气一气回转式换热器（GGH）设备，可将烟气的温度由123℃降至85℃，利用季节温度的变化，将循环水的排水温度控制在30～38℃，以保证SO2的吸收温度稳定在较低的水平。据实测，在我国北方沿海地区采用海水脱硫工艺，脱硫的效果会更好。

当烟气温度低于60℃时，脱硫效率与温度呈现较大的相关性，曲线斜率较大。当烟气温度在60℃以上时，脱硫效率随温度升高而呈现缓慢下降的趋势。当烟气温度低于60℃时，pH值显著增大；高于60℃时，pH值上升缓慢。说明温度较低时，对SO2的溶解度增大，脱硫效率高；当温度上升至60℃，SO2的溶解速度变缓，脱硫效率也会缓慢下降。

3.4 海水流量变化时

在海水水质、烟气流量、烟气其它成分基本不变的情况下，当吸收塔入口海水流量发生变化时，液气比也会相应变化，液气比对脱硫效率的影响呈线性变化，液气比越大，吸收效率越高。

该吸收塔入口海水的设计流量为不低于14 000 m3／h，由2台海水升压泵升压后进入吸收塔。随着吸收塔入口海水流量下降，海水吸收SO2能力下降，造成脱硫效率下降。当停运1台海水升压泵时，脱硫效率下降至70%以下，表明脱硫效率随吸收塔入口海水流量下降而下降。由于海水流量的下降造成吸收塔内温度上升，海水溶解SO2能力下降，脱硫效率亦下降。

液气比对该塔出口海水的pH值也有一定的影响。当海水流量增大，SO2的溶解量也增多，脱硫效率升高，从而使pH值呈上升趋势。

3.5 海水中Na＋含量的变化

在海水流量、烟气流量、烟气成分不变的情况下，当海水中Na＋的含量变化时，对效率影响的曲线，如图5所示。

图5 海水中Na＋含量与脱硫效率的关系曲线

随着海水中Na＋浓度的增加，吸收塔的脱硫效率由逐渐增大的趋势变化到逐渐减小的趋势，效率最大点出现在海水中Na＋浓度在正常范围时。

海水中的Na＋浓度对塔出口海水的pH值影响较大，Na＋浓度越大，该塔出口海水的pH值越小。说明海水中Na＋浓度的增加，有利于SO2的溶解和反应。

3.6 液气比与脱硫效率的关系

液气比与脱硫效率有着直接的关系。液气比与脱硫效率的关系曲线，如图6所示。由图6可知，当液气比为5.8时，脱硫效率为95%。当液气比为5.3时，脱硫效率为90%。

图6 液气比与脱硫效率的关系曲线

4 海水脱硫系统的运行优化

4.1 提高脱硫效率的途径

从脱硫效率的影响因素可知，降低燃料中的含硫量，提高燃烧效率，减少SO2生成量是提高脱硫效率的根本，控制海水的消耗速率也是关键因素。若含硫量超过1.2%时，需要配煤（含硫量高与低相混）燃烧，减少SO2生成量。对于经济性相近的机组，在调节机组负荷时应尽量保持相同的负荷，从而减少因吸收塔内烟气流量的变化而对脱硫效率产生影响。

4.2 利用挡板开度调整排水的pH值

当海水恢复系统排水的pH值小于6.8，且15 min后仍不返回正常值时，启动FGD旁路的低位挡板门，以每隔60s开启20%的方式缓慢开启，系统重新设定增压风机的工作点，减少进入FGD系统的烟气量，使海水恢复系统的排水pH值≥6.8。

当烟气中SO2的浓度低于设计值或海水恢复系统排水pH值恢复至正常值时，且5min之后各参数不再波动，可将FGD旁路的低位挡板门以每隔60s关闭20%的方式缓慢关闭，系统重新设定增压风机工作点。

4.3 调整降气系统控制排放的海水pH值

为使排放海水的pH值大于6.8，还可从多方面采取措施。（1）提高曝气风机压头，使H＋和O2参与反应更充分，确保海水的混合及湍流程度达到预期状态，以提高排水的PH值。（2）在额定工况下，根据环境温度的变化，及时启、停曝气风机，控制曝气风机的运行台数，增加曝气效果。（3）定期检查曝气池内的空气喷嘴，发现问题应及时采取措施。