海水脫硫對直流循環冷卻水系統的影響

高坤華

(山東電力工程咨詢院有限公司，山東 濟南 250013)

最近我院進行了山東華能日照電廠二期工程(2×680MW)、山東威海電廠三期工程(2×600MW )的設計工作，這兩個工程均為采用海水脫硫的直流循環工程，在設計中遇到了海水脫硫與主體工程應如何協調的問題，目前尚無設計標準可查。本文結合山東日照二期工程實例，介紹了海水脫硫時對循環水供水系統的影響，分析了脫硫曝氣池液面標高分別按1%高潮位、10%高潮位確定時，引起的循環水系統的變化，并對此進行了技術經濟比較。下面就日照電廠二期工程實例進行詳細分析論證。

1 工程概況

日照電廠位于山東省日照市東南9km，北京路南端西側，日照港西南4km處，在奎山嘴以北，山后村以南，汪家臺東南，廠址東側和南側均毗鄰黃海。

華能日照電廠一期工程為2×350MW燃煤機組，本期擴建2×680MW超臨界燃煤機組，留有2×600MW級燃煤機組擴建余地。

廠址靠近黃海海岸，電廠循環冷卻水及海水脫硫用水采用海水，取排水條件較好。

以黃海海平面起算，廠址和取水口各設計潮位見表1。

表1 廠址和取水口處設計潮位

2 循環水供排水系統

2.1 系統說明

電廠循環水采用單元制海水直流供水系統，循環水系統基本流程為：取水頭部→重力式自流引水暗溝→泵房前池→鋼閘門→攔污柵及清污機→側面進水旋轉濾網→循環水泵→出口液控蝶閥→循環水壓力進水管→凝汽器及閉式循環冷卻器→循環水壓力回水管→排水井→循環水排水溝→虹吸井→循環水排水溝→海水脫硫曝氣池→循環水排水溝→排水口→大海。

2.2 循環需水量

根據水工設計技術規范要求，本工程按照循環冷卻水取排水方案、電廠取水區域的水溫條件、汽輪機參數對汽輪機冷端進行優化，冷端設計優化結果為循環水冷卻倍率為55倍，循環水量為68000m3/h，結合脫硫方案優化，為滿足海水脫硫后海水恢復，使其滿足排放要求，這樣將循環水量由68000m3/h調為80000m3/h。

本期工程2×680MW機組額定工況凝汽量為1176t/h，夏季、春秋季循環冷卻倍率為64.9倍，冬季循環冷卻倍率為38.94倍，夏季、春秋季、冬季循環水量表分別見表2。

表2 夏季、春秋季、冬季循環水需水量

2.3 循環水系統水力計算

虹吸井尺寸計算見表3。循環水系統水力計算見表4。

表3 虹吸井尺寸計算

表4 循環水系統水力計算

2.4 海水脫硫對循環水系統影響的分析

循環水量由68000m3/h增至80000m3/h，循環水泵揚程增加2m，電機功率由2800kW增加3700kW，初投資每臺循泵加電機費用增加125萬，四臺共計500萬元，年運行費用增加4×900×5500×0.22＝435萬元。

曝氣池前面的排水溝道斷面設計為3.0m×3.0m(每臺機組1條，2臺機組共2條)，曝氣池后面的排水溝道斷面增加為3.5m×3.5m，共計1110m，初投資費用增加440萬。

脫硫部分：根據脫硫島設計方北京國電龍源環保工程有限公司方面數據，循環水量為68000m3/h相對水量為80000m3/h，每臺機組曝氣池面積增加2100m2，曝氣頭增加約180臺。單脫硫初投資增加：曝氣池征地增加116萬元；曝氣池防腐增加 2×2100×300＝126萬元；曝氣頭增加 2×180×8000＝288萬元；每臺機組配1套吸收塔，每套吸收塔的曝氣風機增加電耗2×300kW，年增加電耗2×600×5500×0.22＝145萬元。

海水脫硫對循環水系統影響的年費用比較見表5。

表5 海水脫硫前后年費用比較表

3 循環水供排水系統方案的確定

從海水脫硫對循環水系統影響的年費用比較表可以看出，循環水量80000 m3/h相對68000 m3/h年費用要高出342萬元，初投資費用高410萬元，本工程只所以采用循環水冷卻倍率64.9倍，循環水量80000m3/h，是因為本工程是擴建場地受限，海水脫硫還沒有比較成熟的經驗，脫硫島采用國外技術，曝氣頭等設備也由國外采購，主體工程與脫硫島同步進行，為滿足海水排放的要求，循環水供排水系統的設計方案完全滿足現狀脫硫對循環水系統的影響。

從循環水系統水力計算表4中數據可以看出，在滿足每臺機組80000m3/ h的循環水量和按1%高潮位下、10%高潮位下確定的脫硫曝氣池液面標高相差1.21m，反應到虹吸井堰上水位僅差0.16m，對于新建工程來說，循環水泵揚程的變化不足于影響到電機的改變。單就脫硫島來說，由于本工程脫硫曝氣池布置在地勢較低處，不足以引起脫硫塔和引風機增高。據脫硫島設計單位介紹，脫硫曝氣池液面標高應如何確定，目前尚無設計標準。國內以往設計的海水脫硫工程(包括日照電廠一期)，均按10%高潮位確定脫硫曝氣池液面標高。投運后一般電廠均未反映運行中出現過問題，單日照電廠反映一期脫硫技改工程今年投運后遇到過3次高潮位時曝氣池水位超高造成短時不能正常運行的問題。為了保證二期脫硫系統可靠運行，日照電廠二期脫硫曝氣池液面標高按1%高潮位確定。

4 結語

隨著海水脫硫技術的不斷成熟，脫硫曝氣池的曝氣頭及防腐處理日趨國產化，從加大曝氣強度入手，如增加曝氣池面積，增加曝氣頭數量等措施，來減少海水取水量，根據采用海水脫硫的直流循環工程的特點，在循環水冷卻倍率為55倍，循環水量為68000m3/h和循環水冷卻倍率為64.9倍，循環水量為80000m3/h之間，找出一個比較經濟的適合的數值，在滿足海水排放要求的同時，可使電廠的年費用進一步減少，可見其經濟效益、社會效益和環境效益是十分顯著的。