基于燃煤电厂“超低排放”的海水脱硫系统性能评估与建议

通讯作者：莫华(1969—)，女，云南文山人，教授级高级工程师，主要从事建设项目环境影响技术评估，E-mail：mohua@acee.org.cn

基于燃煤电厂“超低排放”的海水脱硫系统性能评估与建议

郑晓盼1,2，高翔3，郑成航3，张军3，邵海瑞4，黄微4，莫华1

(1.环境保护部环境工程评估中心， 北京100012； 2.福建龙净环保股份有限公司， 福建龙岩364000；

3.浙江大学， 杭州310027； 4.神华国华舟山发电有限责任公司， 浙江舟山316011)

摘要：以我国东部沿海某“超低排放”燃煤电厂配套的海水脱硫装置为研究对象，实测其对SO2、烟尘、PM2.5、SO3、汞及其化合物的捕集性能，同时分析其三个月各污染物在线监测数据及控制参数，对污染物达标性与装置稳定性进行全面系统地综合评估，提出技术改进的措施、运行优化对策以及监督管理的建议。

关键词：燃煤电厂；超低排放；海水脱硫；评估

作者简介：郑晓盼(1985—)，男，福建龙岩人，工学硕士，工程师，主要从事火电行业环保工艺研究，E-mail：15860186323@139.com晓盼(1985—)，男，福建龙岩人，工学硕士，工程师，主要从事火电行业环保工艺研究，E-mail：15860186323@139.com

中图分类号：X701

DOI: 10.14068/j.ceia.2015.04.003

近年来，我国大气污染形势日趋严峻，随着《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)、《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》(发改能源[2014]2093号)及地方“超低排放”控制政策的相继出台，在环境保护、减排目标与发展需求的三重压力下，燃煤电厂污染物减排进入“超低排放”阶段，给电力环保发展提出了更高要求[1]。

目前，实现“超低排放”的脱硫新工艺主要是基于石灰石-石膏湿法脱硫技术[2]，海水脱硫技术所占比例很小。但与石灰石-石膏湿法脱硫技术相比，海水脱硫技术具有不需额外消耗淡水和吸收剂、无副产品和废弃物、节省投资和运行费用低等诸多优势[3]。

为全面评估“超低排放”燃煤电厂海水脱硫系统的排放特征与环境效益，本研究以我国东部沿海某“超低排放”新建燃煤机组的海水脱硫装置为典型实例，在不同运行工况下，对SO2等大气污染物的排放浓度进行实测，对海水脱硫装置三个月期间的在线监测数据与运行控制参数进行统计研究，分析该系统对SO2的控制水平、排放特征与减排效益，综合评估该脱硫装置的性能达标性与稳定性，最后针对该项目提出技术改进措施、运行优化对策及监督管理建议。

1电厂概况

1.1　“超低排放”技术路线

本案例电厂位于我国东部沿海地区，属于《重点区域大气污染防治“十二五”规划》划定的一般控制区，执行GB 13223—2011表1的要求。案例机组为350 MW超临界燃煤机组，该机组在初步设计和建造阶段对主要环保设备进行了协同优化，增设了烟气深度净化设施，主要大气污染物排放水平按“超低排放”限值设计。具体环保技术路线为：采用海水脱硫技术，设计脱硫效率98%、出口pH≥6.8、耗氧量CODMn≤5 mg/L、溶解氧DO≥3 mg/L、其他指标符合海水四类标准；采用双室五电场静电除尘器除尘(其中末电场采用旋转电极技术)，设计除尘效率99.94%，脱硫系统后增设湿式静电除尘器，设计除尘效率70%，除尘系统的高压设备均为高频电源；采用低氮燃烧技术和SCR脱硝(2层催化剂)，脱硝效率80%。设计目标为：烟尘、SO2、NOx排放分别小于5 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3(6%O2浓度)。

1.2　海水脱硫系统介绍

海水脱硫利用海水的天然碱度脱除烟气中的SO2，主要由烟气系统、SO2吸收系统、海水供应系统、海水恢复系统等组成，一般适用于海洋扩散条件较好的海水直流冷却火电厂[4]。本案例电厂排水面向开阔外海，该海域水动力作用较强、海水交换能力好，2013—2014年盐度为20.2‰～26.0‰、pH为7.89～8.19。设计燃煤含硫量为0.41%(校核0.58%)，符合《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策(修订征求意见稿)》、《火电厂烟气脱硫工程技术规范海水法》的要求，适宜采用纯海水法脱硫。

本案例海水脱硫系统的塔形为圆形截面而非传统的长方形截面，并且通过改用低压力大孔径喷嘴，防止小颗粒物堵塞，覆盖“喷淋死区”，改善烟气流场和海水配水流场的不均匀性，设计脱硫效率为98%。海水脱硫系统按最不利季节、海水pH值7.9、碱度2.08 mmol/L核算，吸收塔脱硫用水量约为11 000 m3/h，整台机组循环水量约44 000 m3/h。

2现场测试与结果

2.1　测试仪器与方法

在海水脱硫装置进出口以及烟囱进口，对SO2、烟尘、PM2.5、SO3、汞及其化合物等大气污染物，以及烟气排放参数(烟气流速、温度、压力、湿度、氧含量等)进行测试。各测试因子及分析方法、仪器见表1。

表1　测试分析方法及主要仪器一览表

2.2　测试工况与煤质情况

(1)测试工况：100%和75%，最大波动幅度≤5%;(2)测试时间：每台机组每种工况测试3天，每天8—20点进行测试，8点前将机组带到试验负荷，调整炉膛出口氧量到试验需求氧量；(3)现场测试期间燃料配比不变，其中硫分范围为0.39%～0.52%。

2.3　结果分析

在100%与75%负荷工况条件下，烟囱进口SO2及相关参数测试结果见表2、表3。海水脱硫装置进出口SO2、烟尘、PM2.5、SO3、汞及其化合物等浓度测试结果见表4、表5。

从表2～表5中可以看出：现场测试期间，本案例机组海水脱硫装置出口的SO2浓度小于3 mg/Nm3，低于35 mg/Nm3设计指标限值，满足SO2“超低排放”要求。在100%和75%负荷条件下，脱硫效率分别为99.70%和99.55%，均高于98%的设计指标；除尘效率分别为69.42%和50.32%；SO3脱除效率分别为32.14%和48.08%；Hg脱除效率分别为79.07%和80.73%。

表2　烟囱进口烟气测试结果(100%负荷)

注：基准氧含量为6%。

表3　烟囱进口烟气测试结果(75%负荷)

注：基准氧含量为6%。

表4　脱硫装置烟气监测结果表(100%负荷)

表5　机组脱硫装置烟气监测结果表(75%负荷)

3海水脱硫系统稳定性评估

提取2014年7—9月分散控制系统(DCS)与烟气连续监测系统(CEMS)在线监测数据及控制参数记录，进行达标能力及稳定性评估。2014年7—9月，电厂入炉煤硫分在0.3%～0.6%内波动，平均含硫量日均值为0.46%，超设计值(0.41%)时段约占76.92%；机组负荷在157～350 MW(45%～100%负荷)内波动，平均负荷为240 MW(69%负荷)。

3.1　烟囱出口SO 2排放浓度

本案例烟囱出口SO2排放情况见图1，评估期间烟囱出口烟气SO2浓度为0.71~27.74 mg/Nm3，平均浓度2.13 mg/Nm3，低于35 mg/Nm3的小时浓度达标率为100%，装置稳定性较好。

图1　三个月期间烟囱入口SO 2排放情况 Fig.1　Total SO 2 emissions at stack inlet during the three months

3.2　脱硫效率

评估期间海水脱硫系统脱硫效率为97.45%~99.99%，平均99.76%，满足设计脱硫效率(98%)的达标率为99.9%。本案例海水脱硫系统的平均脱硫效率满足设计要求，且对机组负荷、煤种适应性较强。

3.3　除尘效果

如图2所示，海水脱硫塔的除尘效率随着静电除尘器出口(即脱硫塔入口)烟尘浓度的上升而呈上升趋势，当静电除尘器出口烟尘浓度超出其设计保证值(30 mg/Nm3)时，海水脱硫塔的除尘效率在50%以上，其附带的除尘功能可以在一定程度上消除电除尘器出口浓度变化对整个除尘系统的影响；在脱硫塔入口烟尘浓度低于16 mg/Nm3的部分时段，海水脱硫塔的除尘效率开始出现负值，分析其原因是因为脱硫后烟气中携带有部分未被除雾器除去的海水雾滴，该烟气被抽取后，因高温伴热而容易析出形成盐类细颗粒，增加了测量颗粒物的量，导致出口测量浓度值偏高，从而出现入口低浓度时计算出现负值的情况。

图2　海水脱硫塔除尘效率与除尘器出口浓度关系 Fig.2　Seawater desulfurization tower dust removal efficiency VS dust concentration of ESP outlet

3.4　海水排放情况

曝气是海水水质恢复的关键环节，通过鼓泡曝气可氧化海水中的亚硫酸盐等还原性物质，驱除海水中的CO2，提高pH值，增加溶解氧，达到海水水质恢复(pH≥6.8)的目的。一般通过调整启停曝气风机数量，或变频调节风量来实现相关参数控制。通过对7—9月曝气风机运行情况与排放海水水质情况进行统计，比较分析不同曝气量对排放海水水质的影响。

如图3所示，排放海水pH值部分时段不达标，会对周围海域海水产生不利影响。当增加曝气风机运行电流时，曝气量增加，有利于海水水质恢复。稳定曝气风机电流时，pH值随着机组负荷变化而上下波动，原因是机组负荷变化引起烟气量变化，从而影响SO2的脱除总量和海水水质恢复。在机组100%、75%、50%负荷条件下，开启A和B两台曝气风机、开启A或C曝气风机、开启B曝气风机三种情况下的海水排放pH值如图4所示，本案例海水恢复系统在运行过程中长期运行1台曝气风机，当运行2或3台曝气风机时，海水排放水质的pH值提高，因此可对曝气风机系统进行优化调整，保证排放海水pH值达标。

图3　海水排放水质pH值实时数据 Fig.3　Real-time pH value data of discharge seawater

图4　曝气风机开启对排放海水pH值的影响 Fig.4　The influence between aeration fan launch and discharge seawater pH value

在吸收塔内，海水与烟气反应后的主要生成物是CaSO3和CO2，CaSO3的存在使水的COD大量增加，导致水中缺氧，容易引起海洋生物窒息死亡。曝气风机向曝气池内鼓入大量空气，产生大量细碎气泡使曝气池内海水中的溶解氧达到饱和，使海水满足排放标准要求，最终排回大海。如图5所示，排放海水DO值基本维持在3 mg/L以上，可满足排放要求。

图5　海水排放水质DO值的实时数据 Fig.5　Real-time DO value data of seawater discharge quality

3.5　入口SO 2浓度、喷淋量对脱硫效果的影响

影响海水脱硫系统污染物脱除效率的主要因素有海水循环量、海水水质、烟气流量、煤质硫分等，本案例主要分析入口SO2浓度、喷淋量对脱硫效果的影响。图6是在A、B两台泵在100%出力和A泵100%出力、B泵25%出力两种工况下，脱硫塔入口SO2浓度与出口SO2浓度的关系图。

图6　入口SO 2浓度对出口SO 2浓度的影响 Fig.6　The influence between inlet SO 2 concentration and outlet

如图6所示，在两种升压泵不同运行参数下，脱硫塔出口SO2浓度均满足“超低排放”要求，且升压泵出力增大时，海水喷淋量增大，出口SO2排放浓度减小。因此，当机组负荷和SO2浓度变化时，可通过启停泵数量及变频调节的方式，改变进脱硫塔洗涤的海水流量，来调整吸收塔内填料层的持液量，从而改变洗涤液气比，在保证环保达标的前提下，提高运行的经济性。

4减排效益分析

通过统计分析本案例机组海水脱硫装置DCS数据，即工况烟气量、烟温、氧含量及排放浓度等，分析SO2排放情况，结果见表6。三个月期间，本案例机组SO2排放量约为4.62 t，比相同工况下执行GB 13223—2011表1限值减少97.77%，比绩效排放总量(0.35 g/(kW·h))减少97.26%，减排效果显著。

表6　本案例机组SO 2排放量比较情况

5结论及建议

(1)通过实测表明，本案例海水脱硫系统在75%和100%工况下，燃用含硫量不高于0.52%、灰分不高于12.88%、低位热值不低于20.28 MJ/kg燃煤条件下，SO2排放浓度满足“超低排放”要求，海水脱硫系统对SO2有较高的脱除效率，同时对烟尘、PM2.5、SO3、汞及其化合物等污染物具有较好的协同脱除效果，证明本案例海水脱硫技术方案可行。

(2)通过对三个月相关在线监测数据的分析表明，海水脱硫装置出口SO2排放浓度低于35 mg/m3的小时浓度达标率为100%，装置稳定性较好。当脱硫系统进口SO2浓度及机组负荷变化时，出口SO2浓度维持在很低水平，说明本案例海水循环量有一定裕度，建议通过优化调整试验，摸清现有装置不同输入条件下的最低海水循环量、脱硫潜力及输入条件的可控范围，以便更好地管理和控制煤质等输入条件，在达到“超低排放”前提下降低脱硫系统运行能耗。

(3)海水脱硫系统所排放的海水对周边海域影响较大，需长时间验证评估，建议对海水脱硫后排水对周围海域的影响进行研究，在实现SO2高效脱除的同时，尽可能降低其对周边环境的影响。同时，建议对海水脱硫系统及海水恢复系统进行优化运行研究，得到不同SO2脱除量、循环海水量、曝气泵/曝气量、混合海水量条件下的pH值恢复规律，并根据海水脱硫系统SO2脱除量及循环海水量，进行曝气系统的运行联动控制，在保证海水pH值高效恢复、达标排放的同时，降低系统运行电耗。同时，建议电厂加强运行监管，保证排放海水pH值、DO值长期稳定达标。

参考文献(References)：

[1]朱法华, 王圣. 煤电大气污染物超低排放技术集成与建议[J]. 环境影响评价, 2014(5): 25-29.

[2]朱法华, 王临清. 煤电超低排放的技术经济与环境效益分析[J]. 环境保护, 2014, 42(11): 28-32.

[3]关毅鹏, 李晓明, 张召才, 等. 海水脱硫应用现状与研究[J]. 中国电力, 2012, 45(2): 40-44.

[4]李相军. 海水脱硫技术的优化研究[D]. 济南: 山东大学, 2007.

Performance Assessment and Suggestion of Seawater Desulfurization

System on “Ultra-low Emission” Coal-fired Power Plants

ZHENG Xiao-pan1,2, GAO Xiang3, ZHENG Cheng-hang3, ZHANG Jun3, SHAO Hai-rui4,

HUANG Wei4, MO Hua1

(1.Appraisal Center for Environment & Engineering, Ministry of Environmental Protection, Beijing 100012, China;

2.Fujian Longking Co., Ltd., Longyan 364000, China; 3. Zhejiang University, Hangzhou 310027, China;

4.Shenhua Guohua Zhoushan Power Generation Co., Ltd., Zhoushan 316011, China)

Abstract:A “ultra-low emission” coal-fired power plant along the east coast of China was selected to sample and test SO2, dust, PM2.5, SO3, mercury and its compounds capture performance of seawater desulfurization device, and its three months each pollutant on-line monitoring data and control parameter was analyzed to comprehensive assess the pollutant standard and device stability. At last put forward technological improvement measures, operation optimization countermeasures as well as the supervision and management was proposed.

Key words: coal-fired power plants; ultra-low emission; seawater desulfurization; assessment