发电机组海水脱硫系统提效改造研究

赵景辉

(神华国能集团秦皇岛发电有限责任公司，河北 秦皇岛 066003)

发电机组海水脱硫系统提效改造研究

赵景辉

(神华国能集团秦皇岛发电有限责任公司，河北 秦皇岛 066003)

介绍了某公司1-4号机组烟气海水脱硫工艺，通过分析影响海水脱硫效率的因素，对1-4号机组烟气海水脱硫系统进行了提效改造，改造后SO2排放在35 mg/m3以下，烟尘排放在5 mg/m3以下，达到了超洁净排放标准，改造效果良好。

海水脱硫；吸收塔；海水分配器；提效改造

0 概述

某公司1-4号机组烟气脱硫均采用海水脱硫工艺，其中1，2号机组烟气脱硫系统采用两炉一塔脱硫方式，于2009年9月投入运行；3，4号机组烟气脱硫系统采用一炉一塔脱硫方式，分别于2008年12月、2007年12月投入运行。4台机组脱硫效率能够满足设计值不小于90 %的要求，SO2排放能够满足设计值不大于200 mg/m3的要求。

国家环保部关于《京津冀及周边地区电力钢铁水泥平板玻璃行业2014年大气污染治理整治方案》要求，到2014年底京津冀区域内4个行业基本完成脱硫脱硝除尘改造，电力企业大气污染物排放达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)特别排放限值的要求。由于该公司原有脱硫装置SO2排放达不到上述特别排放限值要求，所以对1-4号机组脱硫装置进行提效改造。

1 海水脱硫工艺

该公司1，2号机为215 MW机组，3，4号机为320 MW机组。海水烟气脱硫系统主要包括烟气系统、SO2吸收系统、海水供排水系统、海水恢复系统等。

海水脱硫是利用海水的天然碱性吸收烟气中SO2的一种脱硫工艺。由于雨水将陆地上岩层的碱性物质(碳酸盐)带到海中，天然海水通常呈碱性，自然碱度约为1.2-2.5 mmol/L，这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。同时，海水盐分的主要成分是NaCl和硫酸盐，因此，当SO2被海水吸收，再经氧化处理为硫酸盐后，并不破坏海水的天然组分。

该工艺的主要原理是：送入吸收塔的海水与进入吸收塔的烟气接触混合，烟气中的SO2与海水中

(亚硫

酸根离子)和H+(氢离子)。H+使海水呈酸性，海水中H+浓度的增加，导致该部分海水pH值下降成为酸性海水。脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴后，经烟囱排入大气。吸收塔排出的酸性海水排入曝气池，与未参与脱硫反应的大量海水混合，并鼓入大量的空气，使不稳定的与空气中的O2反应，生成稳定的(硫酸根离子)，排入大海，从而达到脱硫的目的。在曝气池中鼓入的大量空气还加速了CO2的生成释出，并使海水的pH值和溶解氧量恢复到允许排放的正常水平，最终把水质合格的海水排回大海。该工艺的流程如图1所示，化学反应原理如下：

烟气中的SO2与海水接触：

在吸收SO2的海水中通入大量空气(曝气)，使与空气中的氧反应生成

曝气过程可加速CO2的释出作用，有利于中和海水的酸性和溶解氧的增加。

一套完整的海水脱硫工艺系统通常包括海水供应系统、SO2吸收系统、烟气系统及海水水质恢复系统等。

图1 海水脱硫工艺流程

2 影响海水脱硫效率的因素

该公司脱硫系统存在以下几个问题。

（1） 1-4号机组脱硫海水恢复系统水量供应不足，pH值偏低。

（2） GGH传热元件堵塞、腐蚀、冲刷严重，特别是密封片腐蚀、冲刷严重，烟气泄漏较大，经测试GGH漏风率一般在1 %-2 %。

（3) 1，2号机组共用1套海水脱硫系统，弊病较多，存在不安全隐患，一旦脱硫系统出现问题跳脱硫，会同时造成2台机组停运事故。

(4) 供排水系统泄漏点较多，海水系统设备腐蚀严重。

(5) 吸收塔海水分配器及喷嘴经常堵塞，使脱硫效率降低。

海水脱硫吸收塔的脱硫效率与脱硫理论、吸收塔设备特性、脱硫水量等因素有关。此外，还与一些外部因素有关。根据近年来的运行经验，吸收塔海水分配器的堵塞往往成为制约吸收塔脱硫效率的主要原因。

2.1 海水脱硫理论

海水脱硫使用的吸收剂是天然海水，具有一定的弱碱性，是其能脱除SO2的原因。因为海水的天然碱性使其对SO2或酸性物质具有优良的溶解和缓冲能力。海水脱硫需要提供足够大的气液接触面积，以利于SO2在海水中的溶解。吸收塔是增大气液接触面积的设备，通过填料来提供足够大的液膜分布，极大地增强了气液接触面积，因此能够取得较高的脱硫效率，并且在海水脱硫过程中不产生难溶的物质，不存在结垢问题。

2.2 吸收塔设备特性

吸收塔内设备主要包括填料、海水分配器、喷嘴、除雾器等。塔内设备的形式只有满足吸收理论，才能取得高的脱硫效率。填料应具有高的比表面积、空隙率和润湿速率。高的比表面积提供足够的气液接触面；高的空隙率可以降低吸收塔阻力，降低能耗；高的润湿速率可以提高填料的利用率和海水分布效果。此外，填料设备材质的选择应达到防腐、耐温和轻量化等指标。

相对填料来说，海水分配器的效果对脱硫效率的影响更大。海水分配器的作用是将吸收剂(海水)均匀分配至填料层，以达到与烟气均匀接触，有效脱除SO2的目的。海水分配器的布置及距填料层的高度是影响脱硫效率的重要因素。因此有必要对海水分配器的设计进行优化和完善。同时，海水分配器还应注意防止喷嘴系统堵塞的问题。

2.3 脱硫水量

脱硫水量对脱硫效果的影响显而易见，但需注意以下几方面的问题：增大脱硫水量会增加海水升压泵的能耗；根据海水脱硫理论和实验数据，海水增大到一定程度(一般液气比达到8-10)时，对脱硫效率的贡献已不明显，也会造成能耗的浪费；脱硫水量太大，将导致脱硫水量与填料性能的不匹配，脱硫效率得不到进一步提升，甚至会下降；另外，脱硫水量太大，吸收塔填料层阻力会大幅上升，影响烟气系统设备的稳定运行。

可以预见，在海水分配器的效果不佳时，海水不能均匀分配至填料层，造成部分烟气短路，不能在填料层中与海水充分接触，也就不能保证SO2在海水中的充分溶解。此时增加吸收塔脱硫水量并不是解决脱硫效率的根本措施，反而会在短时间内造成更严重的堵塞，形成恶性循环。因此增加脱硫水量提高效率的前提是必须具备优良的塔内海水分配效果和防堵塞措施。

3 改造设计原则

(1) 根据原有脱硫装置实际运行时的入口SO2浓度情况，以及考虑今后煤质有一定的变化，本次改造1-4号机组吸收塔入口SO2浓度按1 700 mg/ Nm3(标态、干基、6 % O2)设计。同时，结合该公司燃煤含硫及海水水质的实际平均水平，对可能的改造方案进行技术经济比较，优化改造方案，制定经济合理的脱硫改造实施路线，在满足排放标准的同时力求降低改造实施难度和投资水平。

(2) 本次改造1-4号机组吸收塔出口SO2排放浓度不大于35 mg/Nm3(标态、干基、6 % O2），烟尘排放浓度不大于5 mg/Nm3。

4 提效改造方案

4.1 吸收系统改造

上塔水量由8 500 m3/h增加到10 500 m3/h，为适应上塔水量的变化需对海水分配器(喷淋层主管、支管及喷嘴等)进行相应改造；将平板除雾器改为高效型除雾器；对填料进行检查，并更换破损及变形填料，增加填料高度，由原来的4.0 m调整至4.3 m。

4.2 加装事故冷却水系统

按照目前环保要求，脱硫装置应取消烟气旁路，与主机成为一个串联系统，同步启停，具有应对主机侧的故障或事故工况，保障主机与脱硫装置安全的能力。为预防因锅炉或空气预热器等设备故障导致高温烟气破坏吸收塔、除雾器和烟道防腐层，需设置烟气事故冷却水系统。

在脱硫装置配置旁路系统时，若出现烟气超温可能给脱硫设备、防腐材料带来损害的情况，可以迅速打开旁路挡板门，将脱硫装置解列，以此来保护脱硫装置设备，保证机组的安全运行。

在取消烟气旁路后，脱硫装置的上述紧急保护措施就没有了，因此必须有一套烟气超温事故冷却装置来保证脱硫设备的安全。由于水的潜热大、比热大，而且其取用比较方便，因此一般采用在烟道上加装烟气事故冷却水系统来对超温烟气进行紧急冷却。

基于以上分析，本次脱硫装置改造在吸收塔入口处增设了烟气事故冷却水系统。4.3 GGH改造

该公司脱硫烟气加热器设计安装的是回转式GGH(gas gas heater，烟气换热装置)，回转式GGH是利用装在转动转子中的换热元件，在热端(原烟气侧)吸收锅炉排烟气中的热能并在冷端(净烟气侧)加热脱硫后烟气，以达到热量交换的目的。由于GGH的原烟气与净烟气侧存在压差，原烟气在隔仓内以及通过密封装置的动静间隙，不可避免地向净烟气侧泄漏，使烟气污染物进入排放净烟气中，从而增加了排放净烟气中的污染物含量，降低了整个FGD(烟气脱硫)系统的脱硫效率。

随着回转式GGH设备的老化，漏风率会逐渐增大，难以保证维持低泄漏率的要求。而此次提效改造设计要求SO2排放浓度不大于35 mg/Nm3，如果GGH泄漏率为1.5 %，很难满足此排放要求。由此可见，在排放限值降低后，脱硫效率对GGH的泄漏率将变得十分敏感。

针对SO2排放浓度不大于35 mg/Nm3的特别排放限值要求，从保证稳定的高脱硫效率和降低能耗的角度考虑，本次改造将回转式GGH更换为水媒管式换热器。

水媒管式换热器采用的氟塑料HDS(热转移系统)技术相对成熟，国外用得较多，可以有效解决金属回转式GGH的堵塞和泄漏问题，可实现零泄漏的要求，有效地提高了系统的脱硫率。

4.4 除雾器改造

（1） 取消吸收塔内布置在喷淋管上部原平板除雾器，更换为新型高效除雾器(一级平板除雾器)。

（2） 设计安装一级除雾器水冲洗装置，对吸收塔喷淋管道、支撑等做相应改造，以适应新安装的除雾器及水冲洗装置。冲洗水介质为海水，水源取自上塔水滤网后。

（3） 在烟气再热器入口加装二级高效除雾器（含除雾器框架）。

4.5 海水排水管道改造

经核算，在各机组原烟气SO2浓度为1 700 mg/Nm3情况下，1-4号机组脱硫总需水量约146 000m3/h，而各机组海水升压泵可提供的总海水量为149 520m3/h，尚有少许余量，且各机组间无需对海水进行调配。各机组水量平衡情况如表1所示。

脱硫海水供排水管道是从海水升压泵站到吸收塔的供水管以及从吸收塔到曝气池的排水管管道。因此次改造后1-4号机组吸收塔供排水量均有增加，为保证供水量及吸收塔排水顺畅，根据原管道实际情况，对3，4号机组各吸收塔排水管道及部分供水管道进行扩容改造。排水管道由原来玻璃钢夹砂管道全部改为玻璃钢工艺管道。改造后各机组供排水水量及管道情况如表2所示。

表1 机组水量平衡情况

表2 改造后各机组供排水水量及管道情况

5 改造效果

2014年10月至2015年6月，该公司完成了1-4号机组脱硫提效改造，机组启动后脱硫系统运行稳定。2015年6月，该公司委托神华国能山东建设集团有限公司对3号机组做了脱硫提效改造后的性能试验，对机组负荷从50 %到100 %进行试验。试验结论：在FGD入口SO2浓度（标态、干基、实际O2含量）为1 700 mg/Nm3以下时， FGD出口SO2浓度（标态、干基、6 % O2）小于35 mg/ Nm3以下，脱硫效率达到97.95 %以上。图2为SO2去除率与原烟气SO2浓度对应曲线。

6 结束语

通过对原有脱硫设备的提效改造，烟气排放指标能够达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)特别排放限值的要求，但对入炉煤硫值和上塔水量有要求，在FGD入口SO2浓度(标态、干基，实际O2含量)为1 700 mg/Nm3及以下，上塔水量在100 %时， FGD出口SO2浓度(标态、干基，6 % O2)小于35 mg/Nm3以下，脱硫效率达到98 %以上。从实际运行参数看，脱硫系统提效改造后，排放指标达到了超洁净排放标准，其社会效益显著。

图2 SO2去除率与原烟气SO2浓度对应曲线

1 环境保护部，国家质量监督检验检疫总局.GB 13223—2011火电厂大气污染物排放标准[S].北京：中国环境科学出版社，2011.

2 彭宜藻.脱硫装置的常见故障及预防措施[J].电力安全技术，2012，14(12)：52-55.

2016-03-09；

2016-07-18。

赵景辉(1962-)，男，高级工程师，主要从事电厂汽机、脱硫检修管理工作，email：17018823@shenhua.cc。