发电厂烟气海水脱硫系统设计与应用

2011年第1期

DesignandApplicationofSeawaterFlueGasDesulphurizationSysteminPowerPlantsYANGZhen-li1，SHENXiao-qun2

（1.ZhoushanLangxiPowerGenerationCo.,Ltd,ZhoushanZhejiang316012，China；2.ElectricalandMechanicalEngineeringCollege，ZhejiangOceanUniversity，ZhoushanZhejiang316004，China）

舟山朗熹发电有限责任公司（舟山发电厂）现有装机容量为260MW，是舟山电网主力发电厂，每年消耗标准煤60万t以上，所排放的SO2占舟山市总排放量的70%左右。为减少硫化物排放，利用发电厂位于海边的优点，在浙江省内首次对现有的2台机组配套建设海水脱硫装置。1海水脱硫工艺原理与传统湿法烟气脱硫工艺相比，海水脱硫工艺的洗涤介质是海水而不是石灰石或碳酸钠等浆液。海水通常呈弱碱性，具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力，烟气大面积与海水接触，使烟气中的SO2溶于水，从而降低其含量。舟山发电厂的烟气脱硫采用海水脱硫工艺，用海水作为脱硫剂，不设置气-气换热器（GGH），2台炉共用1座钢筋混凝土吸收塔，1座曝气池，

脱硫效率≥90％。整套脱硫装置主要包括：烟气系统、SO2吸收系统、海水供应系统、海水恢复系统及与之配套的电气、仪表及控制系统，如图1如示。

从冷凝器过来的海水由升压泵升压后，通过喷淋系统在吸收塔里喷洒形成雾状液滴，与含有SO2的烟气充分接触、混合，可溶解的SO2被海

水吸收形成亚硫酸根离子（SO32-）和氢离子（H+

），

吸收塔排出的海水依靠重力流入海水恢复系统。在曝气池中，利用曝气风机向吸收了SO2的海水

发电厂烟气海水脱硫系统设计与应用杨震力1，沈晓群2

（1.舟山朗熹发电有限责任公司，浙江舟山316012；2.浙江海洋学院机电工程学院，浙江舟山316004）

摘要：介绍了舟山发电厂烟气海水脱硫工艺原理、脱硫分散控制系统（DCS）的总体设计方案、控制范围和控制功能，分析了运行情况及存在的问题。实践表明，海水脱硫具有脱硫效率高、无添加物、无固态废弃物、成本低等优点，DCS控制方案简单，运行、维护方便，在沿海电厂具有广阔的应用前景。关键词：发电厂；烟气；海水脱硫；DCS控制中图分类号：TP273∶X773文献标志码：B文章编号：1007-1881（2011）01-0027-04

Abstract:TheseawaterfluegasdesulfurizationtheoryinZhoushanPowerPlantisintroduced.Theoverallde-signplan,controlrangeandcontrolfunctionsofdesulfurizationdistributedcontrolsystem（DCS）arepresent-ed.Andtheoperationandproblemsareanalyzed.Thepracticeshowsthatseawaterdesulfurizationhasthead-vantagesofhighdesulfurizationefficiency,noadditives,nosolidwasteandlowcost.Havingthecharacteristicsofsimplicity,convenientoperationandmaintenance,DCScontrolschemehasabroadapplicationprospectincoastalpowerplants.Keywords:powerplant；fluegas；seawaterdesulfurization；DCScontrol

浙江电力ZHEJIANGELECTRICPOWER272011年第1期

中通入大量空气，使亚硫酸根离子（SO32-）和空气中的氧气（O2）反应生成稳定的硫酸根离子（SO42-），海水中的碳酸根离子（CO32-）和重碳酸根离子（HCO3-）则与氢离子（H+）反应，海水pH值得以恢复。最后，将符合污水排放标准的海水排回大海。在吸收塔中：SO2+H2O→SO32-+2H+在曝气池中：SO32-+12O2→SO42-CO32-+H+→HCO3-HCO3-+H+→CO2（气+液）+H2O海水吸收SO2最终生成的硫酸盐，是一种无害物质，是海水中盐分的主要成分，对海水生物来说是不可缺少的。2脱硫DCS控制系统2.1控制方案的选择脱硫系统控制方式有2种方案：一是采用独立的PLC控制系统，需单独设置PLC电子室、操作员站和工程师站；二是共用1，2号机组的DCS控制系统，可不设独立的脱硫控制室，相关操作和监视在集控室1，2号机组操作员站上完成。共用1，2号机组电子设备间和工程师站。脱硫系统的烟气环节是锅炉引风机之后的烟道延伸，其控制直接影响锅炉运行的可靠性，采用与主系统相同的DCS，就便于与主系统之间数据共享、控制系统优化、减少运行人员，也便于维护。因此海水脱硫的控制系统采用了第二种方案，选用了与1，2号机组相同的NETWORK-6000分散控制系统（DCS），硬件构成由系统网络、

人机界面MMI（包括操作员站和工程师站）、控制网络、分散处理单元（DPU）、I/O网络和I/O模件等组成，软件体系包括操作系统、组态软件（人机界面MMI组态软件和控制策略组态软件）和应用软件。支持完整的三级网络体系，即系统网络、控制网络、I/O网。脱硫控制系统采用集中控制方式。1，2号机组的电子设备室设置1套FGD-DCS机柜，在爆气风机房电子室设置1套远程I/O机柜。不设独立的脱硫控制室，所有脱硫系统的相关操作和监视在集控室完成。2.2DCS控制网络

整个网络采用客户站结构，每个操作员站都有数据库并具有数据处理能力，操作站正常运行不依赖于服务器或工程师站。操作员站、服务器、工程师站都采用工控机，工控机配置无特殊要求，操作员站和服务器采用WindowsNT操作系

图1烟气海水脱硫系统

浙江电力282011年第1期

统。工程师站采用Windows2000操作系统，便于使用更多的应用软件，如CAD、光盘刻录、GPS对时等。服务器采用冗余配置，每台机组2对服务器共4台，分别对应锅炉和汽机控制层，如此分配可以使服务器负荷均匀、负荷率低，即使机组在非正常工况下，也不会由于数据大量交换而引起服务器死机。1，2号机组公用系统也分配1对服务器，服务公用系统的控制层。2.3脱硫控制系统的配置为使脱硫系统不影响1，2号机组控制系统，保证机组安全、可靠地运行，将脱硫系统与1，2号机组控制系统分开，接入公用服务器中，但独立于现有公用系统控制网。在公用系统服务器中增加数据采集卡用于连接脱硫系统，通过公用系统服务器把脱硫系统数据发布到1，2号机组操作站，实现运行人员对脱硫系统的操作和监视。脱硫系统DCS与机组DCS联系的重要控制信号通过硬接线连接。除启停阶段的部分准备工作需由辅助运行人员协助检查外，脱硫系统的启动、停止、正常运行和异常工况处理均可在主体控制室内完成。为保证在脱硫系统故障情况下主机组仍能安全运行，在操作台上分别单独设置1，2号炉旁路烟气挡板门紧急操作按钮，在脱硫DCS失控而不能打开旁路烟气挡板门时，可手动操作按钮打开。电气系统监控（ECS）也纳入了脱硫DCS控制系统。2.4脱硫DCS控制系统功能DCS控制系统功能包括数据采集和处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）和开关量顺序控制系统（SCS）。控制系统功能总的设计原则为：当烟气脱硫系统（FGD）发生异常、故障或事故时，能通过联锁保护自动切除有关设备及系统；同时进行事故记录，并对异常参数或状态进行事故追忆；当锅炉主燃料失去（MFT）动作时，自动停止FGD系统的运行。3海水脱硫系统运行情况及存在问题海水脱硫系统于2008年9月投运，2009年10月进行了大修，运行总体情况正常，但也发生过一些问题，经处理得到解决。3.1脱硫效率高带来厂用电量增加2009年1-10月，1号机组脱硫投运率为99.77%，脱硫效率97.15%；2号机组脱硫投运率97.15%，脱硫效率97.59%。说明海水脱硫系统可利用性很高，实际效率高于90％的设计值，虽对环保有利，但因为脱硫效率提高，SO2溶于海水量增大，使海水的酸性增大，为了使海水达标排放，必须开大曝气风机的风量，从而使厂用电增加。对此进行运行调整，发现若脱硫效率太高，而曝气风机风量开大后海水pH值仍不能达标时，可停运1台海水升压泵，略降低脱硫效率，使海水排放达标。实际证明运行1台海水升压泵，脱硫效率仍能达到95%，说明原来设计的裕量较大。3.2喷淋管小孔堵塞引起脱硫效率下降

2009年4月发现脱硫效率下降，最低至

89%，停用脱硫系统进行检查，发现吸收塔内的

喷淋管小孔有堵塞现象，经处理后脱硫效率恢复正常，8月20日再次发生同样问题，进行了相同的处理。喷淋管小孔容易堵的原因是小孔太小，海水的脏物容易堵塞小孔，针对这种现象，在新建机组的海水脱硫系统中，建议增大喷淋管小孔，并在小孔外加装雾化片，以解决小孔容易堵的问题。3.3净烟气烟道积水

脱硫系统投入运行后，发现原设计的排水口较容易堵塞。经分析，其原因是净烟气的排烟温度接近海水温度，净烟气湿度大，造成净烟气烟道及烟囱底部凝结大量海水，而海水中又混有大量的灰份，且排水口口径较小。解决方法是加大排水口的口径，在排水口处加装法兰，有堵塞时拆除法兰人工疏通，另外增大排水引出管的坡度，增大水和灰的排出流动性。3.4烟囱防腐

机组投运不久发现，旁路烟道与烟囱接口、净烟道与旁路烟道接口处及烟囱本体均有不同程度的渗漏现象。在脱硫系统大修时检查发现烟囱内的防腐涂层有弓起与开裂现象。分析原因是，当烟气不经脱硫系统时，烟气温度超过100℃，而脱硫后的净烟气温度只有10℃~30℃，经过冷热烟气的变换，防腐涂层和烟囱本体热胀冷缩，两者变化速率不一致，从而引起防腐涂层的弓起

杨震力，等：发电厂烟气海水脱硫系统设计与应用29