火力发电厂烟气海水脱硫工程实施中问题分析和解决方法

随着我国对环保的越来越多的重视,越来越多的电厂开始实施脱硫改造工程。自我国深圳西部电厂4号机组(300MW)做为国家第一个海水脱硫示范工程于1999年3月投运后,海水脱硫工艺开始在海边电厂逐渐推广开来。海水脱硫工艺由于系统简单,不需要采购脱硫吸收剂、没有脱硫副产物等特点,越来越收到海边电厂的欢迎。现在国内只有南方的深圳西部电厂实际运行了几年,北方的青岛电厂、黄岛电厂、日照电厂等刚刚投入运行。由于海水脱硫工艺的特殊性和局限性,加之现在实施的脱硫工程都是在工期要求非常紧迫的条件下进行的工程,施工安全,施工工艺,运行后都会存在一系列的问题。本文结合日照电厂海水脱硫工程指标选取、工程实施、运行阶段遇到的问题进行简单的分析并提出了简要解决方法。
1 海水脱硫重要指标的选取问题
根据火力发电厂烟气脱硫设计技术规程DL/T5196-2004,燃用含硫量Sar<1%煤的海滨电厂,在海域环境影响评价取得国家有关部门的审查通过,并经全面技术经济性比较合理后,可以采用海水脱硫工艺。脱硫率宜保证在90%以上。该设计规程提到了两点需要注意:第一点,燃煤含硫量Sar<1%。这一点主要是考虑到海水脱硫的吸收剂是海水,并且一般是来自电厂用于机组冷却后的循环水。由于海水的PH值在8左右或碱度值一般约为1.2~2.5mmol/L,属于弱碱性水质,同时电厂初期设计的循环水量是一定的,如果需要增加海水量,就要对现有的循环水泵扩容或增加专用泵,投资成本和运营成本将大大增加。受到海水碱度和海水恢复水量、以及海水排放环保指标的限制,难以满足对高于1%的烟气脱硫后的海水进行恢复。如果燃用更高含硫量的煤种,虽然能够在吸收过程保证脱硫效率满足大于90%的指标,但是由于没有足够的原海水对脱硫海水进行恢复,将会导致脱硫恢复后的海水不能达标排放。
在当前煤炭市场供需矛盾非常突出的条件下,采购低硫煤面临更多的经营困难,燃用高硫煤受到海水脱硫能力的限制又会带来的更多的环保问题,即将采用海水脱硫的电厂对此问题需要引起高度重视。在选择海水脱硫时需要根据当地的海域执行标准、机组原设计循环水量各个环节综合分析后确定海水脱硫的指标。由于主体工程设计煤种中收到基硫份一般为平均值,烟气脱硫装置的入口SO2浓度应考率燃煤实际采购情况和煤质变化趋势,选取其变化范围中的较高值。可以根据以下公式对烟气中的硫含量进行换算:
Mso2=2×K×Bg×(1-ηso2/100)×(1-q4/100)×Sar/100
式中:Mso2―脱硫前烟气中的SO2含量,t/h;
K―燃煤中的含硫量燃烧后氧化成的SO2份额;
Bg—锅炉BMCR负荷时的燃煤量,t/h;
ηso2—除尘器的脱硫效率。
q4—锅炉机械未完全燃烧的热损失,%;
Sar—燃料煤的收到基硫份,%。
2 海水脱硫的能耗问题
一般的北方的发电机组设计正常运行只需要一台循环水泵就能满足汽轮机排气冷却要求,在夏季温度较高的短时间开启两台循环水泵冷却汽轮机排气。一些电厂根据机组运行情况,进行了循环水泵节能改造,在冬季时只需要开启一台低速循环水泵或通过变频降低一台泵的出力就能满足要求。但海水脱硫需要足量的原海水对脱硫后的海水进行恢复,为了满足脱硫用海水量需要开启两台循环水泵,循环水泵开启后增加了电厂的厂用电量。日照电厂脱硫系统运行后经统计,两台350MW的机组,在机组负荷率为71%,脱硫厂用电率达到1.51%,考虑增开一台循环水泵后厂用电率增加约0.7%,全厂厂用电率增加约2.2%,折合煤耗率增加约7.3g/kWh。此外由于脱硫设计中未考虑增设凝汽器循环水旁路,在脱硫系统投运时,两台循环水泵的水全部流经凝汽器,造成汽轮机过冷度过大,导致发电机组效率降低,发电煤耗增加。经过初步估算,冬季在两台循环水泵开启时,煤耗率将增加0.5g/kWh。通过计算,日照电厂由于脱硫系统的运行,供电煤耗率增加了7.8
g/kWh,海水脱硫对于全厂的经济运行造成了较大的影响。
解决方案:(1)海水脱硫工程要在设计阶段综合考虑由于运行两台循环水泵带来的厂用电的影响;(2)设计时增设凝汽器循环水旁路,减小由于过冷度大对机组的经济性影响;(3)设备选型要采用节能型设备,如增压风机选用动叶可调式,合理选用增压风机等6kV设备的容量。
3 海水升压泵的设计选型问题
海水脱硫由于需要利用海水作为吸收剂,一般设计有海水升压泵提供海水到吸收塔作为吸收剂。海水升压泵形式一般有两种选择,一种为2台50%容量的卧式离心泵,设计在地面0m以下。一种为1台100%容量的立式混流泵,布置在地面0m以上。日照电厂为第一种布置方案,第一种方案可以在低负荷时运行单台泵,运行方式灵活,节约厂用电。但是从实际运行情况来看,该方案也存在着弊端,主要是卧式离心式水泵由于其特性必须安装在地面0m以下,便于从循环水排水管道吸取水源。由于海水升压泵出口管道为承压管道,存在管道破裂造成泵房被水淹没的问题,对电机和海水升压泵及相关的设备安全带来较大的影响。
解决方案:(1)对于采用离心式海水升压泵的电厂,泵房内部管道应尽可能采用钢制防腐管道或加强型玻璃钢管道,避免使用夹砂玻璃钢管道。(2)可以采用100%容量的混流泵,泵安装在地面以上,减少了管道破裂带来的损害。
4 海水喷淋管道堵塞问题
为了防止海水中的杂物进入凝汽器,一般在循环水泵房设有第一级滤网,在进入凝汽器前设有第二级滤网。二级滤网一般为自清洗滤网,清理的杂物自动排入到了凝汽器循环水排水管道,进入虹吸井排入大海。海水脱硫所用的海水一般是经过机组凝汽器的海水。实际机组两级滤网对海水脱硫起到作用的只有第一级滤网。如果第一级滤网的阻挡能力不强,将对海水脱硫的喷淋系统造成较大影响。日照电厂海水脱硫采用挪威阿尔斯通公司的海水脱硫技术,吸收塔采用喷淋填料塔,喷淋孔只有5mm,非常容易堵塞。脱硫系统在试运期间发现系统启动后脱硫效率很快降低至保证值以下,不能维持运行。经过停运检查发现,在吸收塔喷淋管道上聚积了大量的海草,贝壳等杂物,海水喷淋管道严重堵塞,无法保证正常的喷淋,导致脱硫效率降低。为了保证脱硫系统的正常运行,电厂增加了临时滤网,由于临时滤网不具备自清洗能力,为了保证脱硫效率,需要对滤网进行人工清理,工作量比较大。
解决方案:(1)对循环水泵房的滤网进行检修,保证一级滤网起到良好的过滤作用。(2)在脱硫系统设计时要考虑到喷淋系统防堵塞问题,在海水升压泵的入口或出口供水管道上增设自清洗滤网。
5 玻璃钢管道的施工问题
在吸收塔吸收SO2后的海水呈酸性,为了输送脱硫后的酸性海水,一般海水脱硫吸收塔至曝气池的排水管道采用玻璃钢管道输送。玻璃钢管道具有耐腐蚀性强、重量轻、温度适应性强、易安装的特性,在海水脱硫系统得到了大量应用。由于该段管道为海水自流管道,许多脱硫商采用玻璃钢夹砂的管道。夹砂的玻璃钢管道能够提高管道的刚度,但是也会使玻璃钢管道的韧性降低。因此,对海水恢复系统的玻璃钢管道的安装提出了较高的要求。日照电厂海水脱硫玻璃钢管道的施工过程中个别玻璃钢夹砂管道出现了裂纹,如图1:

图1
为了避免这种现象的发生,建议采取以下措施:
(1)从管道生产过程中派驻监造人员对管道生产全程监督管理,保证管道管材的质量。
(2)设计方面采取在原有刚度的前提下,夹砂管外部加设宽度60mm刚性加筋带,间距1000mm,从而提高管道的整体刚度。
(3)施工方面,严格按照CECS129:2001《玻璃钢夹砂管管道工程施工及验收规程》及生产厂家提供的《夹砂管安装手册》施工,回填土层层夯实,严格管道的径向挠曲系数。对于过路段穿越采取作板式涵洞加固处理。管沟与管道穿越部位,利用砖砌体作永久支撑,砌体厚度为240mm,砌体与管沟处间隙保证在50mm左右,砌体两侧支模用细石混凝土灌浆,保证支撑与管沟连接部位无间隙。
(4)管槽侧壁与管道外壁尺寸不能达到450mm的部位,回填料采用细砂,填充过程中利用振捣棒振捣利用砂体本身的流动性,使其与管道下方拱腰处密实,回填填至管中处,上部用原土夯实至管上300mm,24小时内测量径向挠曲系数,如达到规范规定系数,上部回填采用人工抛填。
(5)管槽侧壁与管道外壁尺寸达到450mm的部位,回填材料仍用原土回填,管区内应分层夯实,每次回填厚度为300mm,所有夯实都应从管沟侧壁开始,逐渐向管道靠近,以避免管道受到外来夯击荷载的作用,原土夯实至管上300mm处,要求夯实葡式密度95%,以上部位采用人工抛填。
6 结束语
电厂海水脱硫工艺由于采用的电厂相对较少,缺少在工程的设计、实施、运行方面的经验。现在海水脱硫工程仍然存在较多的问题需要进一步研究解决,还需要我们在工程实施中进一步研究分析,不断完善,为我国的节能减排事业贡献力量。
7 参考文献
[1] 火力发电厂烟气脱硫设计技术规程DL/T5196-2004.