海水脫硫改造工程的循環水系統優化設計

楊 帆，鄭經緯，鄭培鋼，儲劍鋒

（1.中國電力工程顧問集團華東電力設計院有限公司，上海 200063；2.中國能源建設股份有限公司，北京 100022）

0 引言

當前直流供水電廠的脫硫工藝主要有石灰石脫硫和海水脫硫兩種。由于石灰石脫硫適應性強，因此大多數電廠均采用該脫硫工藝。然而該系統運行采購、消納等環節較為繁瑣，且石灰石在運輸、磨制、裝卸等過程中也會產生揚塵污染。此外，石灰石脫硫還面臨脫硫廢水處理的問題。

海水脫硫應用于高堿度海域的海邊電廠，具有運行簡便且無揚塵、廢水處理等問題的優點。本文以廣西地區某海水直流供水火電工程為例，分析直流供水系統電廠改用海水脫硫工藝對循環水系統的影響，并提出了循環水系統優化設計方案。

1 工程概況

1.1 工程簡介

某工程建設2×1 000 MW超超臨界燃煤機組，同步建設煙氣脫硫脫硝設施；循環水系統采用直流供水方案，循環冷卻水水源為海水，引水方案選擇明渠引水、循環水泵房供水方案；2臺機組合建1座循環水泵站，循環水系統采用單元制方式運行，每臺機組配3臺國產固定葉立式混流循泵（2臺循泵配雙速電機），室內布置，單臺循泵流量11.85 m3/s，揚程17.7 m，電機功率2 700 kW。循泵出口安裝液控蝶閥，春夏秋季采用1機3泵運行、冬季或減負荷時采用1機2泵運行；循環水排水系統設有虹吸井、排水箱涵、排水工作井、排水口。

原循環水設計流程如下：

取水口→取水明渠干渠→循環水泵站進水箱涵或敞開式喇叭口→循環水泵站（設在主廠房A排前）→循環水供水壓力管→凝汽器/開式冷卻水系統→循環水排水壓力管→虹吸井→排水箱涵→排水工作井→排水口。

該電廠原脫硫工藝采用石灰石脫硫，但預留了改造海水脫硫條件，主要包括：①總平面布置預留海水曝氣池及海水升壓泵房的建設位置；②循泵房預留換泵條件。在項目建設過程中，脫硫工藝由石灰石脫硫改為海水脫硫。

該工程循環水系統各建（構）筑物已基本建設完成，主要包括：循泵房、循環水管道、排水箱涵、虹吸井、排水工作井。

1.2 廠址自然條件

1.2.1 特征潮位

直流供水系統的高程設計取決于取排水特征潮位和地坪標高。本工程場地標高5.5 m，取排水特征潮位如表1所示。

表1 設計潮位m

1.2.2 水溫

取水區域的水溫和氣溫變化趨勢是一致的，水溫的變化有明顯的季節性，即夏秋高、冬春低；垂直梯度是春夏大、秋冬小。根據相關水文站1967—2010年實測資料統計，累年各月水位如表2所示。

表2 取水水溫℃

1.2.3 堿度

海水堿度直接影響著海水脫硫所需的海水量，堿度越高，吸收相同的SO2的能力越強，所需的水量越小。本項目海水堿度參數如表3所示。

表3 海水堿度

1.2.4 燃煤含硫量

海水脫硫所需海水量取決于煤種的含硫量，燃煤含硫量越大，所需的海水量越多。本工程設計煤種和校核煤種含硫量分別為0.75%和0.57%。

2 脫硫工藝

2.1 脫硫工藝分類

燃煤電廠采用的脫硫工藝種類繁多，結合該工程的特點，適合該工程的脫硫工藝主要有石灰石脫硫及海水脫硫兩種方案。

石灰石脫硫工藝的原理是采用石灰石制成漿液作為脫硫吸收劑，與進入吸收塔的煙氣接觸混合，煙氣中的SO2與漿液中的CaCO3以及鼓入的強制氧化空氣進行化學反應，最后生成石膏，從而達到脫除SO2的目的。

海水脫硫工藝是利用純海水的天然堿性吸收煙氣中SO2的脫硫技術。在脫硫吸收塔內，大量海水噴淋洗滌進入吸收塔內的燃煤煙氣，煙氣中的SO2被海水吸收而除去，凈化后的煙氣經除霧器除霧排放。吸收SO2后的海水經曝氣池曝氣處理，使其中的SO32-氧化成為穩定的SO42-后排入大海。

2.2 海水脫硫工藝

海水脫硫工藝的系統由煙氣吸收系統和海水恢復系統組成。

煙氣吸收系統流程為：循環水排水→海水升壓泵前池→海水升壓泵→吸收塔→曝氣池→曝氣池排水溝→循環水排水溝→排海。

海水恢復系統流程為：曝氣池上游循環水排水溝→曝氣池→曝氣池下游循環水排水溝→排海。

影響海水脫硫工藝的主要影響因素有海水水量、海水堿度、海水溫度、煙氣含硫量和曝氣量，具體如下：

1）煙氣含硫量越高，則需要更多的海水及曝氣量；

2）海水堿度、流量、水溫、煙氣含硫量相同時，曝氣量越大，脫硫效果越好；

3）海水堿度、流量、煙氣含硫量相同時，水溫越高，曝氣效果越好，脫硫效果也越好；

4）海水堿度越低，為滿足脫硫后海水排放要求，所需的海水量越多；

5）冬季海水溫度低，曝氣效果差，為達到環評指標，必須使用更多的海水。

3 改造工程對循環水系統的影響

采用石灰石脫硫時，循環水系統與脫硫系統相對獨立，二者基本互不影響。改成海水脫硫，對循環水系統的影響主要體現在循環水系統總平面布置、循環水高程系統、循環水設備的選型、循環水系統的耗電量等方面。

3.1 對總平面布置的影響

根據本文2.2節的描述，海水脫硫工藝包括煙氣吸收系統及海水恢復系統。對于煙氣吸收系統，考慮到循環水排水水壓很小，不能自流進入脫硫吸收塔，因此需要在原循環水排水系統附近新建取水泵房，將部分電廠循環水的排水升壓至吸收塔，泵房內設置濾網、起吊設施、海水升壓泵、閥門等。海水經吸收塔后，攜帶大量HSO3－及H+自流進入曝氣池；對于海水恢復系統，則需要新建海水曝氣池、曝氣風機房及變頻器間。電廠的所有循環水經過曝氣池后又重新自流進入循環水排水系統，最終排入大海。

綜上所述，海水脫硫改造需要新增的建（構）筑物有升壓泵房、曝氣池、風機房、變頻器間等。其中，海水脫硫曝氣池及海水升壓泵房占地面積較大。

3.2 對高程系統的影響

對于直流供水的海邊電廠，曝氣池與外海直接相連，隨著排水口處潮位的變動，曝氣池的水位也會隨之上下波動。通常情況下，曝氣池內都建有溢流堰以控制曝氣區內水位的波動，來保證曝氣效果和風機的合理選型，進而確保脫硫工藝系統穩定運行。溢流堰的設置改變了已有排水系統的水位，整個循環水排水的高程系統隨之發生改變。因此，海水脫硫工藝的高程系統已經融入到循環水高程系統，其高程優化對電廠經濟運行意義重大。

3.3 對設備選型的影響

電廠循環水泵的流量及揚程一般根據冷端優化計算確定，改為海水脫硫工藝后，循環水泵的流量及揚程需要進一步復核。

3.4 對循環水系統耗電的影響

受曝氣池堰的影響，循環水泵揚程升高，循泵軸功率及相應電機功率相應增大；此外海水升壓泵的設置也增加了系統的電耗。

3.5 對運行的影響

一般機組夏天所需水量大于冬天，但對于采用海水脫硫工藝的機組而言，因為冬季水溫低導致曝氣效果差，致使所需的海水量與夏季相當。因此，采用海水脫硫電廠的循環水系統水量與水溫的季節性變化不大。機組額定工況下運行時，循泵基本都是一機三泵運行。

采用石灰石脫硫，機組額定工況下運行時,循環水泵可根據季節性的水溫變化，采用一機兩泵或者一機三泵運行。

3.6 新建海水脫硫工程與改造工程的差異

通過本文3.1～3.5節的分析可知，海水脫硫工藝對循環水系統影響較大，對于新建的海水脫硫工程，在循環水系統設計時，需要兼顧脫硫系統。

對于改造工程，循環水系統的建（構）筑物都已建設完成，由于循環水系統的大部分建（構）筑物如循環水泵房、循環水管溝、虹吸井等，都是地下結構，重建和拆除工程量大，施工周期長，投資成本高。因此在脫硫系統改造時，系統的設計必須優化，論證充分利用這些已有建（構）筑物的可行性。

利舊優化設計的主要原則在于：

1）水量基本與原系統相同，取水系統水頭損失基本不變，從而可以保證循環水取水建（構）筑物及循環水泵房可以利舊；

2）合理設計曝氣池水位，水壓變化不宜過大，保證水壓不會超出原有建（構）筑物的設計壓力，從而充分利用已有的循環水排水溝、排水工作井等建（構）筑物。

4 系統設計優化

4.1 原循環水系統簡介

原循環水系統按照明渠引水、循環水泵房供水方案設計；2臺機組合建1座循環水泵房，循泵房布置在汽機房A排與取水明渠之間。循環水排水建（構）筑物包括虹吸井、排水箱涵、排水工作井、排水口。每臺機總循環水量為35.55 m3/s，原循環水排水系統高程圖如圖1所示。

圖1 原循環水排水系統高程系統圖

脫硫工藝改為海水脫硫后，循環水系統流程如圖2所示。

圖2 改造后循環水系統流程圖

4.2 循環水量優化

由于明渠及循環水泵房都已完成施工，因此，海水脫硫改造總水量不宜增加太多，否則將有可能導致取水建（構）筑物的改造，大幅增加投資成本。

本文根據海水水量、煙氣含硫量、水溫、海水堿度、環評等多方面的因素反復核算，最終確定維持原水量，采用提高曝氣效果來補充海水量不足的方案。曝氣風機采用變頻控制。

4.3 高程系統優化

由于循環水系統各建（構）筑物是按照百年一遇潮位設計，即在取水區域為百年一遇潮位時，電廠能夠安全穩定運行，海水脫硫工藝系統作為電廠各系統的一部分，也必須滿足該要求。因此，以往很多的海水脫硫改造項目，為控制曝氣池堰上水位波動，保證曝氣效果，溢流堰的堰頂按照百年一遇潮位時，堰頂過流為自由出流考慮。此種做法雖然能控制堰上水位波動，但是循泵揚程將大幅度提高，對循泵影響太大，廠用電率也大幅度增加。因此，十分有必要對高程系統進行優化設計。

由于曝氣池堰的長度較大，約30 m，且高潮位時，曝氣池內水深較大，對堰的結構設計影響大，因此，本文暫不考慮設置可調節堰。此外，外海水位時刻都在變動，很難實現可調節堰的實時控制。

本文分別以3個外海潮位對系統進行優化：

1）方案一：外海潮位為百年一遇潮位4.50 m時，堰頂自由出流；

2）方案二：外海潮位為十年一遇潮位4.00 m時，堰頂自由出流；

3）方案三：外海潮位為0.60 m時，堰頂自由出流。

圖3～圖5分別表示三種工況下的排水高程系統圖。

圖3 方案一高程系統

圖4 方案二高程系統

圖5 方案三高程系統

結合圖1、圖3～圖5分析：

1）方案一曝氣池上游水位恒定，風機風壓波動范圍小，風機無需變頻，但對循泵影響大，循泵揚程需要增加6.30 m，循泵電機軸功率增加最大，每臺機約增加2 800 kW；同時，由于水壓增加過大，已有虹吸井、排水箱涵不能利用，需要拆除重建，固定投資大，循泵房的結構另需結合設備資料進一步復核。

2）由于十年一遇水位和百年一遇水位相差較小，因此方案二和方案一類似，堰上水位浮動小，僅0.15 m，但對原循環水系統影響較大，循泵電機軸功率增加較多，每臺機約增加2 600 kW，已有虹吸井、排水箱涵無法利用，需要拆除重建，固定投資大，循泵房的結構另需結合設備資料進一步復核。

3）方案三對循泵的揚程影響最小，循泵揚程僅增加2.05 m，循泵電機軸功率增加約900 kW，且風機的風壓變化范圍為±3.25 m，在設備允許范圍內，可以通過變頻措施，根據水位調整風機運行狀態，該方案對原有排水建（構）筑物影響最小，已有建（構）筑物能充分利用，減少改造工程的固定投資。

各方案對比如表4所示。

表4 各方案對比

通過表4可知，方案三既能滿足工藝要求，又能節省廠用電，同時還能充分利用已有建（構）筑物，減少工程投資，對電廠循環水系統的影響最小，該項目按方案三實施：循泵揚程提高2.05 m，更換循泵房內的循環水泵；取水明渠、循泵房、循環水管、排水箱涵等充分利用原有建（構）筑物。此外，考慮到曝氣池中已設有溢流堰，為減小循環水系統阻力，同步拆除虹吸井中的堰。

5 結語

對于石灰石脫硫改海水脫硫項目，本文結合具體電廠實際條件，提出了循環水系統優化設計概念，充分考慮利舊，既滿足了脫硫工藝的要求，又節省了工程投資并減少了運行費用。對于新建海水脫硫電廠，在初設階段也可采用本文優化設計方案，使循環水系統與海水脫硫系統更好地融合。