海水脱硫对直流循环冷却水系统的影响

高坤华

(山东电力工程咨询院有限公司，山东 济南 250013)

最近我院进行了山东华能日照电厂二期工程(2×680MW)、山东威海电厂三期工程(2×600MW )的设计工作，这两个工程均为采用海水脱硫的直流循环工程，在设计中遇到了海水脱硫与主体工程应如何协调的问题，目前尚无设计标准可查。本文结合山东日照二期工程实例，介绍了海水脱硫时对循环水供水系统的影响，分析了脱硫曝气池液面标高分别按1%高潮位、10%高潮位确定时，引起的循环水系统的变化，并对此进行了技术经济比较。下面就日照电厂二期工程实例进行详细分析论证。

1 工程概况

日照电厂位于山东省日照市东南9km，北京路南端西侧，日照港西南4km处，在奎山嘴以北，山后村以南，汪家台东南，厂址东侧和南侧均毗邻黄海。

华能日照电厂一期工程为2×350MW燃煤机组，本期扩建2×680MW超临界燃煤机组，留有2×600MW级燃煤机组扩建余地。

厂址靠近黄海海岸，电厂循环冷却水及海水脱硫用水采用海水，取排水条件较好。

以黄海海平面起算，厂址和取水口各设计潮位见表1。

表1 厂址和取水口处设计潮位

2 循环水供排水系统

2.1 系统说明

电厂循环水采用单元制海水直流供水系统，循环水系统基本流程为：取水头部→重力式自流引水暗沟→泵房前池→钢闸门→拦污栅及清污机→侧面进水旋转滤网→循环水泵→出口液控蝶阀→循环水压力进水管→凝汽器及闭式循环冷却器→循环水压力回水管→排水井→循环水排水沟→虹吸井→循环水排水沟→海水脱硫曝气池→循环水排水沟→排水口→大海。

2.2 循环需水量

根据水工设计技术规范要求，本工程按照循环冷却水取排水方案、电厂取水区域的水温条件、汽轮机参数对汽轮机冷端进行优化，冷端设计优化结果为循环水冷却倍率为55倍，循环水量为68000m3/h，结合脱硫方案优化，为满足海水脱硫后海水恢复，使其满足排放要求，这样将循环水量由68000m3/h调为80000m3/h。

本期工程2×680MW机组额定工况凝汽量为1176t/h，夏季、春秋季循环冷却倍率为64.9倍，冬季循环冷却倍率为38.94倍，夏季、春秋季、冬季循环水量表分别见表2。

表2 夏季、春秋季、冬季循环水需水量

2.3 循环水系统水力计算

虹吸井尺寸计算见表3。循环水系统水力计算见表4。

表3 虹吸井尺寸计算

表4 循环水系统水力计算

2.4 海水脱硫对循环水系统影响的分析

循环水量由68000m3/h增至80000m3/h，循环水泵扬程增加2m，电机功率由2800kW增加3700kW，初投资每台循泵加电机费用增加125万，四台共计500万元，年运行费用增加4×900×5500×0.22＝435万元。

曝气池前面的排水沟道断面设计为3.0m×3.0m(每台机组1条，2台机组共2条)，曝气池后面的排水沟道断面增加为3.5m×3.5m，共计1110m，初投资费用增加440万。

脱硫部分：根据脱硫岛设计方北京国电龙源环保工程有限公司方面数据，循环水量为68000m3/h相对水量为80000m3/h，每台机组曝气池面积增加2100m2，曝气头增加约180台。单脱硫初投资增加：曝气池征地增加116万元；曝气池防腐增加 2×2100×300＝126万元；曝气头增加 2×180×8000＝288万元；每台机组配1套吸收塔，每套吸收塔的曝气风机增加电耗2×300kW，年增加电耗2×600×5500×0.22＝145万元。

海水脱硫对循环水系统影响的年费用比较见表5。

表5 海水脱硫前后年费用比较表

3 循环水供排水系统方案的确定

从海水脱硫对循环水系统影响的年费用比较表可以看出，循环水量80000 m3/h相对68000 m3/h年费用要高出342万元，初投资费用高410万元，本工程只所以采用循环水冷却倍率64.9倍，循环水量80000m3/h，是因为本工程是扩建场地受限，海水脱硫还没有比较成熟的经验，脱硫岛采用国外技术，曝气头等设备也由国外采购，主体工程与脱硫岛同步进行，为满足海水排放的要求，循环水供排水系统的设计方案完全满足现状脱硫对循环水系统的影响。

从循环水系统水力计算表4中数据可以看出，在满足每台机组80000m3/ h的循环水量和按1%高潮位下、10%高潮位下确定的脱硫曝气池液面标高相差1.21m，反应到虹吸井堰上水位仅差0.16m，对于新建工程来说，循环水泵扬程的变化不足于影响到电机的改变。单就脱硫岛来说，由于本工程脱硫曝气池布置在地势较低处，不足以引起脱硫塔和引风机增高。据脱硫岛设计单位介绍，脱硫曝气池液面标高应如何确定，目前尚无设计标准。国内以往设计的海水脱硫工程(包括日照电厂一期)，均按10%高潮位确定脱硫曝气池液面标高。投运后一般电厂均未反映运行中出现过问题，单日照电厂反映一期脱硫技改工程今年投运后遇到过3次高潮位时曝气池水位超高造成短时不能正常运行的问题。为了保证二期脱硫系统可靠运行，日照电厂二期脱硫曝气池液面标高按1%高潮位确定。

4 结语

随着海水脱硫技术的不断成熟，脱硫曝气池的曝气头及防腐处理日趋国产化，从加大曝气强度入手，如增加曝气池面积，增加曝气头数量等措施，来减少海水取水量，根据采用海水脱硫的直流循环工程的特点，在循环水冷却倍率为55倍，循环水量为68000m3/h和循环水冷却倍率为64.9倍，循环水量为80000m3/h之间，找出一个比较经济的适合的数值，在满足海水排放要求的同时，可使电厂的年费用进一步减少，可见其经济效益、社会效益和环境效益是十分显著的。