海水脫硫?qū)χ绷餮h(huán)冷卻水系統(tǒng)的影響

高坤華

(山東電力工程咨詢?cè)河邢薰?，山東 濟(jì)南 250013)

最近我院進(jìn)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(shè)計(jì)工作，這兩個(gè)工程均為采用海水脫硫的直流循環(huán)工程，在設(shè)計(jì)中遇到了海水脫硫與主體工程應(yīng)如何協(xié)調(diào)的問(wèn)題，目前尚無(wú)設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)可查。本文結(jié)合山東日照二期工程實(shí)例，介紹了海水脫硫時(shí)對(duì)循環(huán)水供水系統(tǒng)的影響，分析了脫硫曝氣池液面標(biāo)高分別按1%高潮位、10%高潮位確定時(shí)，引起的循環(huán)水系統(tǒng)的變化，并對(duì)此進(jìn)行了技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較。下面就日照電廠二期工程實(shí)例進(jìn)行詳細(xì)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(cè)，日照港西南4km處，在奎山嘴以北，山后村以南，汪家臺(tái)東南，廠址東側(cè)和南側(cè)均毗鄰黃海。

華能日照電廠一期工程為2×350MW燃煤機(jī)組，本期擴(kuò)建2×680MW超臨界燃煤機(jī)組，留有2×600MW級(jí)燃煤機(jī)組擴(kuò)建余地。

廠址靠近黃海海岸，電廠循環(huán)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(shè)計(jì)潮位見(jiàn)表1。

表1 廠址和取水口處設(shè)計(jì)潮位

2 循環(huán)水供排水系統(tǒng)

2.1 系統(tǒng)說(shuō)明

電廠循環(huán)水采用單元制海水直流供水系統(tǒng)，循環(huán)水系統(tǒng)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(jī)→側(cè)面進(jìn)水旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)→循環(huán)水泵→出口液控蝶閥→循環(huán)水壓力進(jìn)水管→凝汽器及閉式循環(huán)冷卻器→循環(huán)水壓力回水管→排水井→循環(huán)水排水溝→虹吸井→循環(huán)水排水溝→海水脫硫曝氣池→循環(huán)水排水溝→排水口→大海。

2.2 循環(huán)需水量

根據(jù)水工設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)范要求，本工程按照循環(huán)冷卻水取排水方案、電廠取水區(qū)域的水溫條件、汽輪機(jī)參數(shù)對(duì)汽輪機(jī)冷端進(jìn)行優(yōu)化，冷端設(shè)計(jì)優(yōu)化結(jié)果為循環(huán)水冷卻倍率為55倍，循環(huán)水量為68000m3/h，結(jié)合脫硫方案優(yōu)化，為滿足海水脫硫后海水恢復(fù)，使其滿足排放要求，這樣將循環(huán)水量由68000m3/h調(diào)為80000m3/h。

本期工程2×680MW機(jī)組額定工況凝汽量為1176t/h，夏季、春秋季循環(huán)冷卻倍率為64.9倍，冬季循環(huán)冷卻倍率為38.94倍，夏季、春秋季、冬季循環(huán)水量表分別見(jiàn)表2。

表2 夏季、春秋季、冬季循環(huán)水需水量

2.3 循環(huán)水系統(tǒng)水力計(jì)算

虹吸井尺寸計(jì)算見(jiàn)表3。循環(huán)水系統(tǒng)水力計(jì)算見(jiàn)表4。

表3 虹吸井尺寸計(jì)算

表4 循環(huán)水系統(tǒng)水力計(jì)算

2.4 海水脫硫?qū)ρh(huán)水系統(tǒng)影響的分析

循環(huán)水量由68000m3/h增至80000m3/h，循環(huán)水泵揚(yáng)程增加2m，電機(jī)功率由2800kW增加3700kW，初投資每臺(tái)循泵加電機(jī)費(fèi)用增加125萬(wàn)，四臺(tái)共計(jì)500萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用增加4×900×5500×0.22＝435萬(wàn)元。

曝氣池前面的排水溝道斷面設(shè)計(jì)為3.0m×3.0m(每臺(tái)機(jī)組1條，2臺(tái)機(jī)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(jì)1110m，初投資費(fèi)用增加440萬(wàn)。

脫硫部分：根據(jù)脫硫島設(shè)計(jì)方北京國(guó)電龍?jiān)喘h(huán)保工程有限公司方面數(shù)據(jù)，循環(huán)水量為68000m3/h相對(duì)水量為80000m3/h，每臺(tái)機(jī)組曝氣池面積增加2100m2，曝氣頭增加約180臺(tái)。單脫硫初投資增加：曝氣池征地增加116萬(wàn)元；曝氣池防腐增加 2×2100×300＝126萬(wàn)元；曝氣頭增加 2×180×8000＝288萬(wàn)元；每臺(tái)機(jī)組配1套吸收塔，每套吸收塔的曝氣風(fēng)機(jī)增加電耗2×300kW，年增加電耗2×600×5500×0.22＝145萬(wàn)元。

海水脫硫?qū)ρh(huán)水系統(tǒng)影響的年費(fèi)用比較見(jiàn)表5。

表5 海水脫硫前后年費(fèi)用比較表

3 循環(huán)水供排水系統(tǒng)方案的確定

從海水脫硫?qū)ρh(huán)水系統(tǒng)影響的年費(fèi)用比較表可以看出，循環(huán)水量80000 m3/h相對(duì)68000 m3/h年費(fèi)用要高出342萬(wàn)元，初投資費(fèi)用高410萬(wàn)元，本工程只所以采用循環(huán)水冷卻倍率64.9倍，循環(huán)水量80000m3/h，是因?yàn)楸竟こ淌菙U(kuò)建場(chǎng)地受限，海水脫硫還沒(méi)有比較成熟的經(jīng)驗(yàn)，脫硫島采用國(guó)外技術(shù)，曝氣頭等設(shè)備也由國(guó)外采購(gòu)，主體工程與脫硫島同步進(jìn)行，為滿足海水排放的要求，循環(huán)水供排水系統(tǒng)的設(shè)計(jì)方案完全滿足現(xiàn)狀脫硫?qū)ρh(huán)水系統(tǒng)的影響。

從循環(huán)水系統(tǒng)水力計(jì)算表4中數(shù)據(jù)可以看出，在滿足每臺(tái)機(jī)組80000m3/ h的循環(huán)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(biāo)高相差1.21m，反應(yīng)到虹吸井堰上水位僅差0.16m，對(duì)于新建工程來(lái)說(shuō)，循環(huán)水泵揚(yáng)程的變化不足于影響到電機(jī)的改變。單就脫硫島來(lái)說(shuō)，由于本工程脫硫曝氣池布置在地勢(shì)較低處，不足以引起脫硫塔和引風(fēng)機(jī)增高。據(jù)脫硫島設(shè)計(jì)單位介紹，脫硫曝氣池液面標(biāo)高應(yīng)如何確定，目前尚無(wú)設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)。國(guó)內(nèi)以往設(shè)計(jì)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(biāo)高。投運(yùn)后一般電廠均未反映運(yùn)行中出現(xiàn)過(guò)問(wèn)題，單日照電廠反映一期脫硫技改工程今年投運(yùn)后遇到過(guò)3次高潮位時(shí)曝氣池水位超高造成短時(shí)不能正常運(yùn)行的問(wèn)題。為了保證二期脫硫系統(tǒng)可靠運(yùn)行，日照電廠二期脫硫曝氣池液面標(biāo)高按1%高潮位確定。

4 結(jié)語(yǔ)

隨著海水脫硫技術(shù)的不斷成熟，脫硫曝氣池的曝氣頭及防腐處理日趨國(guó)產(chǎn)化，從加大曝氣強(qiáng)度入手，如增加曝氣池面積，增加曝氣頭數(shù)量等措施，來(lái)減少海水取水量，根據(jù)采用海水脫硫的直流循環(huán)工程的特點(diǎn)，在循環(huán)水冷卻倍率為55倍，循環(huán)水量為68000m3/h和循環(huán)水冷卻倍率為64.9倍，循環(huán)水量為80000m3/h之間，找出一個(gè)比較經(jīng)濟(jì)的適合的數(shù)值，在滿足海水排放要求的同時(shí)，可使電廠的年費(fèi)用進(jìn)一步減少，可見(jiàn)其經(jīng)濟(jì)效益、社會(huì)效益和環(huán)境效益是十分顯著的。