漳州后石电厂6×600MW超临界机组海水脱硫工艺改善

漳州后石电厂6×600MW超临界机组海水脱硫工艺改善
作者：郑丹杰
来源：《科技创新导报》 2014年第14期
石电厂福建漳州 363105）
摘要:对600MW机组海水脱硫系统如何达到降低环境污染的工艺改善及运行调整。

关键词:海水脱硫曝气池 PH 环保锅炉
中图分类号：TM62 文献标识码：A文章编号：1674-098X(2014)05（b）-0072-05
福建漳州后石电厂由台塑集团独资兴建，位于福建省龙海市港尾镇隆教乡白坑村，距龙海市约37km，水路距厦门港约17km，电厂建设规模为7×600MW超临界燃煤机组，已于2007年全部建成投产。

福建漳州后石电厂由华阳电业有限公司建设和运行。

三大主机采用日本三菱公司产品,锅炉设备选用为三菱重工神户造船厂(MHI.KOBE)设计制造的MO-SSRR型超临界直流锅炉,最大连续蒸发量(MCR)1950t/h。

为满足环保要求,锅炉岛设置两台除尘效率达99.85%的双室五电场静电除尘器、烟气脱硝和烟气海水脱硫装置。

其中脱硫装置是目前国内电力系统内安装的最大的海水脱硫设施。

厂区还设有工业废水和生活污水处理站。

电厂以海水作为循环冷却水,凝汽器冷却方式为海水直流冷却, 冷却后的海水与脱硫后的海水混合后直接排入大海。

电厂烟囱采用集束式,每三台机组一根集束烟囱,外筒为钢筋混凝土结构,内筒用耐腐蚀合金钢制成。

由于电厂距离经济特区厦门市很近，根据当地的环保要求，电厂设置有脱硫和脱硝装置。

脱硫装置采用日本富士化水产品。

其中1号机组于2000年2月底投入商业运行，锅炉烟气采用海水法脱硫，利用海水中的天然碱性吸收锅炉烟气中酸性的二氧化硫，再通过曝气提高脱硫排水的PH值及其他水质指标。

CP1～6机组脱硫排水设计pH 6.0，无法达到环评承诺值6.5，及1997年7月起实施的现行国家标准6.8（海水水质标准GB3097-1997,第三类水质要求pH6.8～8.8）。

国家环保部在二期环保验收批文（环验［2006］131号）要求“改进脱硫废水的处理工艺，确保PH值达标排放”。

目前，我国对环境保护越来越重视，因此，必须对脱硫排水处理工艺进行改善。

对脱硫排水处理工艺进行改善，提高PH值≥6.8，以符合环保要求。

2012年该厂利用1号机组大修时机，对脱硫排水处理工艺进行了改造。

改造后的脱硫海水排放标准达到国家要求的pH值≥6.8的标准。

1 脱硫工艺
1.1 后厂电厂烟气海水脱硫系统
后厂电厂烟气海水脱硫系统是由日本富士化水株式会社设计,中国化学建设第三公司负责安装。

这套脱硫系统主要用来将锅炉排放烟气中的二氧化硫去除。

本系统设计采用海水+氢氧化钠脱硫法,初期拟先采用海水脱硫。

每台锅炉采用两座吸收塔对烟气进行处理。

烟气经过电除尘器和引风机后直接送入预冷器内用工业水进行冷却,冷却后的烟气进入吸收塔再往塔顶方向与喷流而下的吸收液(海水)逆向接触以除去烟气中二氧化硫及少部分灰含量,脱硫后的烟气通过吸收塔内除雾器,然后直接由烟囱排入大气。

吸收塔排出的脱硫后的海水与虹吸井的海水混合后进入曝气池,通过氧化风机进行曝气使海水中SO32-氧化为 SO42-,重碳酸根中和氢离子并释放二氧化碳,反应方程式如下：
SO32-+1/2O2SO42-
HCO2-+H3O+CO2+2H2O
使海水PH值达标后排入大海(曝气池管网布置在曝气池水下7.0m，有利于充氧，但不利于CO2吹脱作用：气体吹脱效率与水深成反比。

)
1.2 海水脱硫设计基础参数
1.2.1 脱硫处理前烟气设计参数(表1)
1.2.2 脱硫处理后的烟气设计参数(表2)
1.2.3 海水脱硫性能保证值(表3)
1.2.4 脱硫后海水排放设计指标(表4)
1.3 旧海水脱硫系统介绍及工艺特点
后石电厂设计脱硫系统采用海水+氢氧化钠方法,初期先采用纯海水脱硫方法,设备的安装及调试工作按照纯海水系统的设计进行。

海水脱硫系统可以分为烟气系统、 SO2吸收系统、海水供排水系统和海水恢复系统、电气及控制系统等组成。

1.3.1 烟气系统
锅炉烟气从引风机出口通过烟道直接进入脱硫系统,不设旁路烟道。

烟气首先进入预冷却器内,预冷却器作用为冷却进入吸收塔的烟气温度使之低100℃。

预冷却器的结构为一段扩充的圆形烟道,尺寸为Φ7m×6m(长),采用碳钢加KOKA石内衬,由台塑公司制造。

预冷器安装有两台,每个烟道设置一台预冷器。

预冷器内部设8个喷嘴,工业水由喷嘴喷入预冷器内对烟气降温,预冷却器工业水设计喷淋流量为11m3/h/台。

冷却后的烟气自下而上流经脱硫吸收塔和除雾器,脱硫后的烟气不进行再加热,通过烟道直接进入烟囱排入大气,脱硫后烟气温度设计为40℃,脱硫吸收塔出口至烟囱一段烟道全部采用玻璃鳞片树脂进行内部防腐。

1.3.2 SO2吸收系统
吸收塔为SO2吸收系统的关键设备。

吸收塔设计为喷淋塔,吸收塔的尺寸为
Φ12m×38m(高),吸收塔内部采用玻璃鳞片树脂内衬防腐,吸收塔内部的海水喷淋采用两层喷淋,管道全部采用不锈钢管道,上部喷淋分配管采用喷淋管喷淋,设计喷淋流量范围0～23000m3/h;下部喷淋分配管上安装有不锈钢加陶瓷内衬式旋流喷嘴,设计喷淋流量范围0～2600m3/h;上下两层分配管下部分别设置多孔不锈钢检修平台。

吸收塔内部安装有气流分布板,以使烟气进入吸收塔后塔内气流分布均匀。

脱硫后的海水通过吸收塔下部的溢流堰溢流排出。

脱硫吸收塔上部安装有除雾器,作用为将脱硫后烟气中携带的水滴去掉。

除雾器材质为百叶窗式聚丙烯材料,每台除雾器均配有工业水清洗装置;每台炉脱硫系统设计三台除雾器清洗水增压泵及16个清洗控制气动阀,由PLC控制对除雾器进行间断清洗,清洗水增压泵采用立式1.0m3/min×20m离心泵。

1.3.3 海水供排水系统
脱硫用海水取自凝汽器出口的虹吸井,虹吸井附近设两台脱硫海水升压泵,脱硫海水泵是脱硫供水系统的关键设备。

海水脱硫配有两台设计流量为19500t/h由日本TOBATA公司生产的海
水升压泵,所配的3相电动机为东芝公司生产:输出功率为3400kW。

两台泵设计为同时运行不设
备用。

海水通过紧贴虹吸井的吸水池,经海水升压泵通过海水分配管分上下两路进入吸收塔。

经两台脱硫泵进入吸收塔的海水流量设计为39000t/h。

进入吸收塔前的上下两路海水分配管和吸
收塔下部海水排放管道均采用橡胶内衬防腐。

脱硫后的海水由地下暗沟排入氧化槽中。

1.3.4 海水恢复系统
海水恢复系统由氧化槽和曝气系统组成。

氧化槽容积为65m×43m×11m=17100m3。

氧化槽
分为混合池、曝气池和排水池,来自虹吸井的海水与脱硫后的海水在混合池内进行混合,然后进
入曝气池,曝气风机将空气通过曝气池低部的空气分配管及喷嘴鼓入曝气池,细碎的气泡使曝气
池内海水溶解氧达到饱和,并将亚硫酸盐氧化成硫酸盐,同时通过曝气使海水中重碳酸根离子中
和氢离子并释放出二氧化碳,使海水排入恢复达标后通过排水池经排水沟排放入海。

曝气系统主要由曝气风机、空气分配管和喷嘴组成。

每台炉配有三台曝气风机。

曝气风机的设备规范为:风机流量190m3/min;功率:400kW;风机出口压力为:0.85kg/cm2。

风机出口配有安全阀和消音器。

空气分配管通过母管与曝气风机相连,风机出口母管安装有流量计指示。

1.4 脱硫系统排放海水对海洋环境的影响
经过脱硫后的排放海水，其海水水质的变化主要表现在SO42-浓度增加、海水pH值下降、
化学需氧量COD增加、溶解氧DO下降、水温略有升高、低浓度飞灰和恒量重金属元素略有变化。

1.4.1 SO42-浓度增加
烟气中的SO2被海水洗涤吸收，经曝气氧化后以SO42-的形式排入大海。

该厂实际燃烧煤
种含硫率为0.89%，脱硫率按设计标准90%计算，脱硫后排水较之海水，SO42-浓度增加大约为
15mg/L。

1.4.2 CODMn的增加
脱硫后的海水中的COD增加是由于残留的SO32-引起的。

SO32-是还原物质，它对环境的影
响表现在COD上。

该厂1号机组脱硫后海水中COD质量浓度增量＜2.5mg/L。

1.4.3 溶解氧（DO）的降低
烟气经海水洗涤后温度升高，溶解盐浓度增加使海水中DO下降，但经过曝气池与空气混合后，DO能得到较大恢复，该厂脱硫后的海水DO≤5mg/L。

1.4.4 pH值变化的影响分析
经海水法脱硫后的海水pH值取决于烟气中的SO2的脱除率、电厂取用新鲜海水的PH值和
碱度，从SO2脱硫塔排出的海水pH值一般为6.0左右，在与虹吸井中剩余海水混合后pH值达
到6.5左右，最后进入曝气池与空气混合后，可使排放水质pH达到6.7左右。

1.4.5 温度升高
后石电厂地处亚热带，冬无严寒，夏无酷暑。

年平均取水温度为24℃，一年中海水取水最
低温和最高温约为14.2℃和28.3℃，曝气池排放入海水温比取水水温升高约8.2℃，采用海水
脱硫后，排水温升约1℃。

1.4.6 重金属和飞灰的增加
进入脱硫塔处理的烟气是经过静电除尘器（EP）脱尘后的净化烟气，该厂EP除尘率为
99.85%，所以烟气中不可避免的有部分飞灰及重金属元素（比较有代表性的为：铜、铅、锌、汞、铬、镍等），携带这些杂质的烟气进入脱硫塔后与海水混合，如果全部被脱硫塔吸收，则
含有上述杂质的脱硫海水排放入海，会对海洋造成一定的污染。

经过10余年的连续生产运行检测，并经漳州市环保局定期取样鉴定，该厂除了pH值未能
达到新的国家排放标准外，其余指标均能达标。

故脱硫工艺改造的重点是使排放海水pH值达标，即满足pH值在6.8到8.8之间
2 现状问题及改善对策
2.1 现状问题
(1)CP1～6机组FGD为日本富士化水早期设计，其脱硫海水与新鲜的循环海水全部混合后
再进入曝气池曝气提高PH值。

现在研究认为，脱硫海水与新鲜的循环海水混合后，已偏离通过曝气提高PH值的最佳工况区间，效率低。

(2)现曝气管网布置于水下7.0m，有利于充氧，但不利于CO2吹脱作用（气体吹脱效率与
水深成反比），不利于pH值提升。

(3)CP1～6机组曝气风量22,800m3/h，海水量78,500m3/h，曝气风量-海水比0.29:1。

依
现状要求（脱硫排水pH≥6.8、溶解氧＞5.0mg/L、CODMn 增加量＜5mg/L）进行工艺计算，现
有曝气系统的风量严重不足。

2.2 改善对策
(1)改善脱硫排水曝气工艺流程
(2)在水下2.5～3.0m布置曝气管网，采用浅层曝气，把原先10m深的曝气池子改成4.4m
深曝气池子，重新设置隔离墙，以加强CO2吹脱效果，提升pH值（原曝气管网拆除）。

改造暗渠，通过前池闸板调节部分新鲜循环海水与脱硫海水混合进入曝气池，以创造提升pH值最佳工况区间（这样可以根据曝气池排放海水的pH值，实时调整各部分海水流量，从而使排水更容易达标），余经旁路进入二次掺混区。

平台下第一通道利用来走新鲜旁路海水
(3)更换脱硫风机、布置曝气风管，增加3台大流量低压离心风机，风量：
318,000m3/h(127,000m3/h×2台+63,600m3/h×1台)，风压：3500Pa，电机总功率4000KW，以
保证提升pH值所需曝气风量－海水比4.0:1，pH≥6.8。

曝气管网，单元布置，即每台风机分
供一区段的曝气管网。

(4)改造后的曝气池分隔成三大区域，每一区域由对应的曝气风机供气，防止了改造前的局部区域供气不足的状况，使得曝气池均匀曝气，避免死区的存在。

2.3 曝气系统主要设备及技术规范表
见表5。

2.4 改善后海水排放测试数据
见表6。

2.5 新旧系统比较表
见表7。

3 结语
漳州后石电厂作为一个以“以人为本”经营理念的企业，在投厂之时就充分考虑到对周边环境的影响，同时不计成本的投入脱硝、脱硫、污水处理等各种环保措施。

而近年国内环保要求日益严格，电厂始终确保各项排放严格按照国家规定指标进行排放。

而脱硫系统的改造就是在此环境之下提出并施工。

通过对FGD脱硫海水排放系统进行上述的改造，使脱硫排放海水各项指标满足了国家的环保要求，取得了较大的环境效益和社会效益，与此同时，也对周边的城市、村庄、海域等环境进行改善。

脱硫工艺改造提高了厂用电率，增加了运营成本，但国家脱硫电价政策的出台也弥补了部分经济上的损失。

参考文献
[1]陈义.漳州后石电厂600MW超临界机组海水脱硫工艺改造[J].中国电业(技术
版),2013(9).
[2]李勇.后石电厂600MW机组海水脱硫工艺特点及调试介绍[J].山东电力技术,2001(3).
[3]陈颖，郭春刚，刘国昌，等.脱硫海水膜法曝气恢复试验研究[J].水处理技术,2013(2).。