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一．工艺流程主要由海水输送系统，烟气系统，SO2吸收系统和海水水质恢复系统组成1.海水输送系统海水取自机组凝汽器的冷却用水，通过虹吸井的吸水池，经海水升压泵将海水送入吸收塔顶部。
2.烟气系统锅炉排出的烟气经除尘和引风机及GGH（烟气换热器）冷却后，从塔底送入吸收塔，出口的清洁烟气经GGH换热升温大于70℃，经烟囱排入大气。
吸收系统3.SO2从塔底送入吸收塔的烟气与由塔顶均匀喷洒的纯海水逆向流动，在相互接触中SO2被海水吸收生成亚硫酸根离子。
4.海水水质恢复系统脱硫后的海水自吸收塔底部，靠自身的液位差流入曝气池，池中注入大量海水(循环冷却水)和鼓入适量的压缩空气，使海水中的亚硫酸盐转化为稳定无害的硫酸盐，同时释放出CO2，使海水中pH值大于6.5，达标后排入大海。
二．设备及防腐蚀吸收塔是主要设备，大多为填料塔，塔体为钢筋混凝土结构。
漳州后石电厂最初是引进用于日本氧化镁脱硫工艺的直径12m，高38m的筛板塔，后来改用海水脱硫。
采用穿流筛板吸收塔的塔板数为4和塔板开孔率为37%的条件下，在液气比为10L/m3时脱硫率达90%。
塔板数为6时，脱硫率>95%。
也有采用将充填物插入于多孔板间间隙，即无堰式多孔板和充填物结合方式，使气液接触表面积最大化。
厦门嵩屿电厂采用了钢制高效喷淋空塔吸收塔。
孙雪雁、杨风林进行了膜吸收法海水脱硫研究，实验采用疏水性聚丙烯中空纤维膜组件为膜接触器，以清水、海水及与海水相同pH值的NaOH溶液作吸收液。
结果表明；与清水及相同pH值的NaOH溶液相比，海水是一种对二氧化硫缓冲能力大，资源丰富，脱硫效率较高的吸收剂，在气液两相压力差保持在穿透压范围内时，以较低流量的海水吸收液处理较高流量的低浓度(SO2体积分数≤2000×10-6)气体时，脱硫效率大于90%，因此，膜吸收法海水脱硫技术在沿海地区具有广阔的应用前景。
深层曝气能够让气液得到更充分的混合；提高空气流量(即气泡流速)，也能大大改善气液混合。
科技成果——海水脱硫技术成果简介海水烟气脱硫技术主要原理在于采用海水作为脱硫吸收剂，在吸收塔内，烟气与海水充分接触混合，烟气中的二氧化硫（SO2）、酸性气体、烟尘等被海水洗涤并溶解到海水中，与海水中的碱性物质发生中和反应，从而被脱除。
海水脱硫方法最早于20世纪60年代应用于挪威，此后陆续推广到全世界。
我国拥有较长的海岸线，沿海火电厂数量可观，而沿海地区经济发达，人口稠密，环境保护要求严格，大多数地区列在酸雨控制区和二氧化硫控制区内、同时淡水资源严重不足，这给适宜在海滨电厂应用的海水脱硫工艺提供了良好的发展空间与机遇。
“十一五”期间，在国家863计划课题“大型燃煤电站锅炉海水烟气脱硫技术与示范”（2007AA061801）的支持下，研制出了具有自主知识产权的海水脱硫技术，实现了核心设备国产化和成套装备的产业化应用，并进入了斯里兰卡、菲律宾、柬埔寨等海外市场。
其中，我国建成的1036MW机组海水烟气脱硫工程，是当前世界单台机组容量最大的海水烟气脱硫工程。
目前，国内海水脱硫工程已投运总机组容量超过了21404MW。
海滨电厂用于机组冷却的海水是一种天然碱资源，将其用于烟气脱硫取代对石灰石的消耗，既保护环境、减少资源浪费，又降低了能耗，是符合循环经济理念、实现节能减排的实用技术。
该技术的脱硫效率一般大于95%，可达98%以上；SO2排放浓度一般小于100mg/m3，可达50mg/m3以下，海水排放pH大于6.8、DO大于4mg/L；单位投资大致为150-250元/kW；运行成本一般低于1.5分/kWh。
该技术脱硫效率高，技术成熟、稳定，安全性、可靠性高，尤其适合于沿海布置的燃中、低硫含量煤的火电机组。
典型案例案例名称2×660MW机组海水烟气脱硫工程技术开发单位东方电气集团东方锅炉股份有限公司项目概况本项目海水脱硫系统于2008年1号机组开工建设，2009年1月脱硫项目与主机同步开始设计，2011年11月首套脱硫装置与1#主机同步完成72+24小时试运行，第2套脱硫装置正在安装过程中。
研究探讨海水烟气脱硫技术浅析任志强（中国华电集团贵港发电有限公司 广西贵港537100）[摘要]海水烟气脱硫工艺是利用天然海水作为烟气中SO2的吸收剂，无需添加任何化学药品，具有技术成熟、系统简单、运行可靠、投资少、不产生任何副产品等特点。
本文对海水烟气脱硫的工艺、原理、技术流派等问题进行了浅析。
[关键词]海水脱硫 烟气 技术流派海水烟气脱硫是利用海水的天然碱性吸收烟气中SO2的一种湿法脱硫工艺。
其具有以下优点：一是初投资少，直接引用凝汽器循环冷却所用海水；二是运行成本低，以天然海水作为吸收剂，不需要添加任何化学药品；三是脱硫效率高，一般可达90%以上；四是环保又安全，不产生任何废液及固体废物；五是技术成熟，系统简单，无结垢、堵塞隐患。
本文介绍了海水烟气脱硫的工艺、原理、当今主要技术流派，分析了各流派特点及适用条件。
1海水烟气脱硫工艺在脱硫吸收塔内，经除尘后的烟气与海水相向流动充分混合，烟气中的SO2等酸性气体被海水洗涤溶解到海水中，并与海水中的碱性物质发生中和反应，从而被脱除。
净烟气经GGH（气气换热器）加热后排放。
吸收塔排出的酸性海水自流至曝气池与其它新鲜海水混合，经曝气处理后使其水质恢复，达标排放。
2海水烟气脱硫技术目前，海水烟气脱硫技术仅由国外的Alstom（法国阿尔斯通公司）、Bischoff（德国鲁奇－比晓夫公司）、ABB（欧洲ABB公司）、Fujikasui（日本富士化水公司）、Mitsubishi （三菱重工）、Ducon（美国杜康公司）、荷兰霍高文公司、斗山公司、AE和国内的北京国电龙源公司以及东方锅炉厂等少数公司掌握，其中Alstom公司起步较早，在全球海水脱硫的市场占有率达到60%以上。
据不完全统计，国外从1968年首套海水脱硫装置投入商业运行以来，迄今已有50余套海水脱硫装置投运，装机总量超过19GW。
目前国内已有12个燃煤火电厂共47套海水脱硫装置投运或在建，总装机容量超过20GW，不仅总容量居世界首位，单台机组容量也创下世界最高水平，达到1000MW。
火力发电厂烟气海水脱硫工艺运行与调节摘要：黄岛电厂3号锅炉烟气采用海水脱硫工艺，在入口烟气量为860000Nm3/h（标态、干基、6%O2）入口SO2浓度为2529mg/Nm3（标态、干基、6%O2）烟气入口温度为105 ℃烟气入口烟尘含量为30mg/Nm3。
（标态、干基、6%O2）保证3号炉脱硫效率不低于98.6%。
出口烟气SO2含量低于35mg/Nm3，烟尘出口浓度小于5mg/Nm3。
按一炉一塔配置脱硫系统。
经曝气后的海水应达到：pH≥6.8、耗氧量CODMn≤4mg/L、溶解氧DO≥4mg/L，符合集团公司要求的污染物排放标准。
关键词：海水脱硫SO2浓度污染物排放标准1.主要系统组成：烟气脱硫系统主要有：烟气系统、吸收剂―海水供给系统、脱硫海水后处理系统、吸收塔、锅炉烟气在线监测系统、控制系统组成。
1.1烟气系统3号炉烟气经过除尘器除尘后的烟气自锅炉引风机出口烟道引出，进入脱硫系统。
两台引风机出口烟气（105 ℃）汇合后，进入吸收塔，从吸收塔下部自下而上流经吸收塔填料区、喷淋区、高效除雾器，在吸收塔内脱除烟气中的SO2。
经吸收塔处理后的净烟气为低温饱和烟气，为防止净烟气在排放过程中结露腐蚀，同时也增加净烟气排入烟囱后的抬升高度，在吸收塔出口处进入烟气换热器（MGGH）加热，升温20 ℃以上，经由烟囱排入大气。
烟气系统是指从锅炉引风机后水平烟道引出到脱硫后烟气进入烟囱（接口为单管烟囱的进口处）的整个烟风道、吸收塔以及附属设备。
1.2吸收剂―海水供给系统3号炉脱硫系统的水源来自4号机组循环水泵，在4号虹吸井前提升后一部分进入海水增压泵前池，由海水增压泵送至脱硫吸收塔顶部，与烟气接触，洗涤烟气并吸收SO2，反应后的海水排至海水恢复系统；另一部分通过4号排水沟及3号排水沟汇合后依次自流至一期取水泵房阀门间、一期取水泵房至海水恢复系统（曝气池），与脱硫海水在海水恢复系统中混合。
脱硫排水达标后由电厂的循环水排水口排入大海。
海水脱硫工艺
1、电厂概述
xxx电厂设计装机容量为6×600MW。
主机采用xxx公司产品，锅炉设备选用为xxx造船厂设计制造的MO-SSRR型超临界直流锅炉。
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。
2.烟气海水脱硫工艺流程
电厂烟气海水脱硫系统是由xxx公司设计。
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（海水或海水+氢氧化钠）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，2-2-，重碳酸根中和氢离子并释放氧化为通过氧化风机进行曝气使海水中SOSO43二氧化碳，使海水PH值达标后排入大海。
基本工艺流程图见下图1：
3.海水脱硫设计基础参数
海水脱硫系统介绍及工艺特点4.初期先采用纯海水脱硫方氢氧化钠方法，电厂设计脱硫系统采用海水+ xxx法，设备的安装及调试工作按照纯海水系统的设计进行。
电厂海水脱硫系统可吸收系统、海水供排水系统和海水恢复系统、电气及控制以分为烟气系统、SO2: 系统等组成，下面就各系统的工艺特点及有关设备的情况等做一个介绍 4.1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于石内衬，由KOKA100℃。
预冷却器的结构为一段扩充的圆形烟道，采用碳钢加每个烟道设置一台预冷器。
预冷器内部设由公司制造。
预冷器安装有两台,xxx预冷却器工业水设计喷淋流工业水由喷嘴喷入预冷器内对烟气降温，8个喷嘴，3台。
冷却后的烟气自下而上流经脱硫吸收塔和除雾器，脱硫后的量为11 m/h/3 / 8
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。
4.2 SO吸收系统2吸收塔为SO吸收系统的关键设备。
每台机组设两座吸收塔。
吸收塔设2H，吸收塔内部采用玻璃鳞片树脂内衬ф12m×38m计为喷淋塔，吸收塔的尺寸为防腐，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3/h0-23000 m；下部喷淋分配喷淋分配管采用喷淋管喷淋，设计喷淋流量范围3/h0-2600m；上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。
4.3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xxx公司生产的海水升压泵，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。
4.4海水恢复系统
xxx电厂海水恢复系统由氧化槽和曝气系统组成。
氧化槽容积为：
3。
氧化槽分为混合池、曝气池和排水池，来自虹吸井的65m×43m×11m=17100m 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4 / 8
酸根离子中和氢离子并释放出二氧化碳，使海水排放恢复达标后通过排水池经排水沟排入大海。
曝气系统主要由曝气风机、空气分配管和喷嘴组成。
每台炉3/min。
风机出口配有安190 m配有三台曝气风机。
单台曝气风机的设计流量为：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。
4.5电气及控制系统设备
FGD系统的用电电压为6KV和380V，大于或等于200KW的电动机用6KV供电，共有5台。
其余设备用380V供电。
海水脱硫控制系统采用两套ALLEN-BRADELY的可编程控制器进行程序控制，并设有两台工控工作站。
所有设备的启停、顺控、连锁保护等都可从工作站上软手操实现，设备启停还可通过MCC盘柜硬手操。
对脱硫系统重故障信号实现中控室报警光字牌显示。
脱硫系统所有的监测数据都可以在CRT上监视，系统连续采集和处理反映FGD系统运行工况的重要测点信号，如FGD系统进出口烟气的SO、烟温、海水流量、吸收塔出口和曝气2池出口PH、吸收塔内压差等。
5.海水脱硫的调试介绍
xxx研究院承担了xxx电厂机组的启动调试工作。
xxx电厂的海水脱硫调试工作随整套机组启动调试进行。
通过对#1、#2机组海水脱硫系统的调试，此套海水烟气烟脱硫系统在不同负荷下运行, 系统自动化程度高,系统运行稳定，总脱硫效率达到了设计值>90%,出口浓度<82ppm的要求。
下面以1号机组为例，介绍调试期间系统的试运情况。
有关调试数据及结果请参见后面的表格：
排烟脱硫吸收塔A调试试运参数记录表
序号参数名称单位数据
450MW 300MW
600MW
35.8-6.2 /h 预冷器冷却水流量1 5.8-6.2 5.8-6.2 m134-140 120-124
120-125 ℃2 吸收塔入口烟温159-370
187-210
浓度3
吸收塔入口SO201-370
ppm
23/h 1900-5500 m吸收塔海水上层喷淋流量4 1900-5500 1900-5500
5 / 8 3390-620 390-620 m/h 390-620 5 吸收塔海水下层喷淋流量
22.5 kg/cm 2.5 2.5 海水甲侧入口管压力6
3.6-3.7 吸收塔水位 3.6-3.7 3.6-3.7 m 7
26-27
20-23 ℃吸收塔出口烟温 8 23-25
16.1-38.9 6.7-9.2 ppm SO吸收塔出口9 浓度 10.5-14.8 25.1-5.2 10 5.6-5.7 5.4-5.5
吸收塔出口海水PH值 94-96
%89.5-92
11
吸收脱硫效95-96.5
:1.以上调试数据栏中显示值为此项目运行中变化的范围。
注二氧化硫在线FGD 入口和出口SO浓度值及脱硫效率的计算均是依据 2.FGD2监测仪表读数而得。
海水脱硫调试评价6系统运行稳系统自动化程度高,电厂排烟脱硫系统在不同负荷下运行6.1 xxx,
的要求。
<82ppm定，总脱硫效率达到了设计值>90%,出口浓度，所以一台脱硫泵)(0.35%左右在调试试运期间由于燃烧煤种的含硫量很低6.2开启时的脱硫效率可达设计要求，并且可避免两台泵运行海水流量过大造成烟温大幅下降和烟气带水量增大等问题。
100℃由于吸收塔内防腐内衬不能长时间承受6.3xxx电厂脱硫系统无旁路烟道，且要求脱硫系统随机组正常以上高温，所以脱硫系统在锅炉点火前即要求投入,小时内检修恢复投1投运，在高负荷下若两台脱硫泵同时故障，脱硫系统应在运，如果整套脱硫系统由于故障停运且预冷却器工业冷却水不能保证烟气冷却7 / 8
效果的化，要求机组停运。
6.4 xxx电厂海水脱硫系统同深圳西部电厂海水脱硫系统相比主要有以下几点不同：
（1）xxx电厂海水脱硫系统一台机组安装两座吸收塔，各处理一半的烟气量。
（2）吸收塔采用喷淋塔结构，吸收塔内运行阻力小，系统不另设增压风机，而是利用引风机的压头。
脱硫系统的阻力在锅炉整体设计中已考虑在内。
（3）脱硫系统未设计气-气换热器，烟气的冷却通过预冷却器实现。
（4）脱硫后的烟气温度较低（30℃左右），对脱硫系统及尾部烟道和烟囱的内部防腐都有更严格的设计和施工要求。
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