DL-T 5609-2021火力发电厂烟气海水脱硫系统设计规程-PDF解密

火力发电厂烟气海水脱硫系统2021-04-26发布2021-10-26实施国家能源局发布中华人民共和国电力行业标准火力发电厂烟气海水脱硫系统Codefordesignofseawaterfluegasystemoffossilfiredpowerplant主编部门：电力规划设计总院批准部门：国家能源局施行日期：2021年10月26日2021年第3号国家能源局批准《水电工程建设征地企业处理规划设计规范》WindPowerProjects》等19项能源行业标准外文版(附件2),现2.行业标准外文版目录国家能源局附件1:行业标准目录标准编号标准名称代替标准采标号出版机构批准日期实施日期DL/T火力发电厂烟气海水脱硫系统设计规程中国计划出版社2021-04-262021-10-26…根据《国家能源局关于下达2016年能源领域行业标准制(修)腐设计要求以及对相关专业的要求等。 4.1一般规定 4.2系统设计 4.3布置设计 5.1一般规定 5.2系统设计 5.3布置设计 6.1一般规定 6.2系统设计 6.3布置设计 7.1一般规定 7.2系统设计 7.3布置设计 8.1一般规定 8.2系统设计 8.3布置设计 10对相关专业的要求 附录A海水升压泵选型计算 附录B曝气池所需海水量计算 附录C曝气风机选型计算 本标准用词说明 3Basicrequirements 6.1Generalrequirement 9Anticorrosiondesignrequire AppendixASelectioncalculationofseawaterboosterpump aerationbasin AppendixCSelectioncalculationofaeration Explanationofwordinginthisstandard Listofquotedstandards Addition:Explanationofprovisions 1.0.1为适应电力建设发展的需要，规范火力发电厂烟气海水脱1.0.2本标准适用于400t/h及以上容量锅炉的火力发电厂烟气海水脱硫系统的设计，包括系统拟定、设备选型、相关计算及布置设计等。1.0.3火力发电厂烟气海水脱硫系统的设计除应符合本标准的规定外，尚应符合国家现行有关标准的规定。2.0.1填料packing用于吸收塔内提供增加相接触的表面积，以促进液体与液体之间、气体与液体之间及气体与气体之间的能量传递、质量传递或2.0.2液气比liquid-gasratio吸收塔入塔海水流量与塔内实际饱和烟气量的比值，单位为L/m³。2.0.3海水总碱度totalalkalinityofseawater在温度为20℃时，单位体积海水中弱酸阴离子全部被释放时所需氢离子的毫摩尔数，单位为mmol/L。海水中的弱酸阴离子都是氢离子接受体。2.0.4中气泡型曝气器middleairbubbleaerator空气通过曝气器在水中产生气泡直径不小于3mm的气泡曝气器。2.0.5标准状态standardcondition温度为273.15K,压力为101325Pa本标准涉及的大气污染物浓度，如没有特别说明，均以标态下的干烟气、6%含氧量为基准。3.0.1烟气海水脱硫系统的设计应满足国家和地方的环保排放控制标准、环境影响评价批复意见对SO₂排放量及浓度的要求，同修和维护。3.0.2烟气海水脱硫系统的选用应符合下列规定：1位于沿海地区；2采用中低硫份燃料；3海水碱度符合工艺要求；4海域环境影响评价取得国家相关管理部门审查通过。3.0.3烟气海水脱硫系统应包括烟气系统、二氧化硫吸收系统、海水供应系统、海水恢复系统及工艺水系统等，各系统宜按下列原则划分：1烟气系统设计范围为：原烟气从引风机出口挡板门出口法兰至吸收塔烟气进口法兰处；净烟气从吸收塔烟道出口法兰至烟囱进口烟道上的接口处，如有脱硫旁路烟道则还应包括旁路烟道2二氧化硫吸收系统设计范围为：烟气侧从吸收塔烟道进口法兰处至吸收塔烟道出口法兰处；海水侧从吸收塔海水进口法兰处至吸收塔海水池排水接口处；工艺水进口在吸收塔除雾器冲洗水接口法兰处；3海水供应系统设计范围为：吸收塔海水供应部分从脱硫岛区域外循环水排水分界线经海水升压泵吸水前池至吸收塔海水进口法兰处；曝气池海水供应部分从脱硫岛区域外循环水排水分界线至曝气池混合前池；4海水恢复系统的设计范围为：海水恢复系统水侧从吸收塔海水池排水接口处和曝气池混合前池稀释海水进口至曝气池排水口处；海水恢复系统空气侧进口在曝气风机入口消音器进口；5工艺水系统设计范围为：从脱硫岛外1m至吸收塔除雾器冲洗水接口法兰处和烟气事故冷却水喷淋处。3.0.4脱硫装置可用率不应低于主机设备，脱硫系统寿命不应低于机组主要系统设计寿命或剩余寿命。3.0.5烟气海水脱硫系统设备、管道的保温油漆应符合现行行业标准《火力发电厂保温油漆设计规程》DL/T5072的规定。4.1.1烟气系统的设计计算和设计压力、防爆设计压力、设计温度应符合现行行业标准《火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程》4.1.2烟气系统设计应与引风机前烟气系统设计相匹配。4.1.3烟气系统流速选取、道体和支吊架设计应符合现行行业标准《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》DL/T5121的规定。4.2.1烟气系统流程可采用下列方案：1增压风机与引风机合并设置、不设烟气旁路，吸收塔后设有湿式电除尘器和管式烟气换热器(图4.2.1-1)。图4.2.1-1取消增压风机和烟气旁路，设置烟气换热器和湿式电除尘器的烟气系统图5—管式烟气加热器；6—烟囱2增压风机和引风机分开设置、不设烟气换热器和烟气旁路(图4.2.1-2)。图4.2.1-2设置增压风机，取消烟气换热器和烟气旁路的烟气系统图1—引风机；2—进口挡板门；3—增压风机；4—吸收塔；5—烟囱3增压风机和引风机分开设置、设置回转式烟气换热器、不设烟气旁路(图4.2.1-3)。图4.2.1-3设置增压风机、回转式烟气换热器，取消烟气旁路的烟气系统图1—引风机；2—进口挡板门；3一增压风机；4—回转式烟气换热器；5—吸收塔；6—烟囱4增压风机和引风机分开设置，且设置回转式烟气换热器和烟气旁路(图4.2.1-4)。图4.2.1-4设置增压风机、回转式烟气换热器和烟气旁路的烟气系统图6-回转式烟气换热器；7-吸收塔；8—烟囱4.2.2烟气系统设计应符合下列规定：1按超低排放设计的海水脱硫装置不应设置烟气旁路和回转式烟气换热器；2新建工程脱硫增压风机与锅炉引风机宜合并设置，改建工程根据具体工程情况可设置增压风机；3湿式电除尘器、管式烟气换热器等设备的设置应根据当地环保烟气排放控制要求确定。4.2.3当烟气系统设置排烟升温换热装置时，管式烟气-热媒水换热器、回转式烟气-烟气换热器的选型应符合下列规定：1回转式烟气-烟气换热器控制泄漏率不应超过1%,并应采取措施防止换热元件腐蚀、堵塞；2管式烟气-热媒水换热器应根据换热管材料耐腐蚀性能、换热端差及脱硫系统运行水平衡等因素确定降温段换热器的烟气降温幅度，降温段换热器回收的原烟气余热不足时，应采用机组辅助蒸汽作为辅助热源，换热器换热介质宜采用热媒水。4.2.4当烟气系统设置湿式电除尘器时，湿式电除尘器的选型应符合现行行业标准《湿式电除尘技术规范》DL/T1589的规定。4.2.5当烟气系统设置增压风机时，增压风机的配置、型式应符合下列规定：1增压风机宜选用轴流式；2600MW级以下机组每台炉宜设置1×100%容量的增压风机；600MW级机组宜设置1×100%容量的增压风机，经技术经济比较合理时，也可设置2×50%容量的增压风机；1000MW级机组宜设置2×50%容量的增压风机。4.2.6烟气挡板门的配置应符合下列规定：1脱硫装置进、出口处应设置烟气挡板门；一台炉设置2台增压风机时，应在每台增压风机出口设置挡板门；设置脱硫旁路烟道时，应设置旁路挡板门；不设置旁路烟道且2台炉或多台炉公用1根烟囱内筒时，每座吸收塔靠近烟囱入口的净烟道上应设置检修隔离挡板门；2烟气挡板门型式宜采用双百叶型；旁路烟道挡板门的挡板应分组设置，且每组分别设置执行机构；3烟气挡板门应采取密封措施；挡板门宜采用带密封风系统的挡板门，密封风系统管道上的切换门宜选用蝶阀，也可选用其他密封性好的风门；4旁路挡板门应有快开功能，其事故开启时间应满足脱硫装置故障不引起锅炉跳闸的要求；5烟气挡板门挡板应能满足烟道防爆设计压力的要求，且不应有变形。4.2.7净烟道不宜设置内撑杆。当大截面的防腐烟道加固肋选型困难时，可设置内撑杆，内撑杆的防腐设计应符合本标准第9章的规定。4.2.8脱硫烟道补偿器宜采用非金属补偿器，应根据烟气特性和布置条件设计保温措施及排水措施。4.3.1烟气系统的布置设计应符合下列规定：1烟道布置应避免出现“袋形”“死角”以及局部流速过低的2当有烟道汇合或分支时，各截面处的流速不宜有显著差3烟道的布置设计应有利于减小烟道系统的压降；4当设置增压风机时，增压风机宜设置在吸收塔上游。4.3.2吸收塔入口烟道的水平投影长度不应小于5m,进入吸收塔的烟道宜向下倾斜布置，倾斜面与水平面的夹角可按15°设计。4.3.3有可能出现冷凝液聚集的烟道低点、补偿器和挡板门应设置排水口，排水坡度不应小于0.003。4.3.4增压风机噪声控制应符合现行国家标准《工业企业噪声控制设计规范》GB/T50087的规定。采用露天布置时，当区域噪声综合治理需要时可进一步采取降噪措施。4.3.5增压风机叶轮及电机、驱动装置上方应设置检修起吊设施；烟气换热器宜设置检修起吊设施。4.3.6增压风机电机和烟气换热器应设置运行操作和检修维护的平台扶梯。筛板(若需要)除雾器层吸收塔顶部净烟气出口填料层除雾器层吸收塔顶部净烟气出口吸收塔原烟气入口喷淋层喷嘴来自海水升压泵的海水→筛板(若需要)除雾器层吸收塔顶部净烟气出口填料层除雾器层吸收塔顶部净烟气出口吸收塔原烟气入口喷淋层喷嘴来自海水升压泵的海水→5二氧化硫吸收系统5.1.1海水脱硫吸收剂应采用机组凝汽器循环冷却海水的排水。当机组既有冷却海水量不能满足脱硫工艺需求时，应补充不足的海水量。5.1.2二氧化硫吸收系统设计工况应满足脱硫设计煤种在锅炉最大连续蒸发量(BMCR)工况下对二氧化硫的脱除要求，并应能在锅炉全负荷工况下连续安全运行。5.2.1根据吸收塔类型，二氧化硫吸收系统宜采用下列工艺流程：1采用填料塔时，海水侧宜采用图5.2.1-1所示工艺流程；烟气侧宜采用图5.2.1-2所示工艺流程。 来自海水升压泵的海水一分配器层填料层吸收塔底部池曝气池 2采用喷淋塔时，海水侧宜采用图5.2.1-3所示工艺流程；烟气侧宜采用图5.2.1-4所示工艺流程。筛板(若需要)吸收塔底部池曝气池图5.2.1-3海水侧流程喷淋层喷淋层图5.2.1-4烟气侧流程5.2.2吸收塔入口原烟气设计温度应采用锅炉最大连续蒸发量工况下从主机烟道进入吸收塔接口处的正常运行烟气温度加15℃,且最高不应超过180℃。5.2.3吸收塔吸收剂海水pH不宜低于7.5,总碱度不宜低于5.2.4满足超低排放要求的海水脱硫系统入口烟气二氧化硫浓度不宜大于2000mg/m³。5.2.5吸收塔入口烟气含尘浓度不宜大于30mg/m³。5.2.6设计工况下塔内液气比参数应结合海水pH、总碱度、入塔海水温度与二氧化硫浓度、脱硫效率及吸收塔类型等因素确定。5.2.7设计工况下塔内烟气流速应符合下列规定：1填料塔宜为2m/s～3m/s;2喷淋塔宜为3m/s～4m/s。5.2.8海水脱硫工艺吸收塔可采用喷淋塔、填料塔等塔型，塔内烟气流向宜采用气液逆流方式。5.2.9吸收塔宜按1炉1塔配置。当设置旁路烟道时，最大连续蒸发量670t/h级及以下容量锅炉可2炉或多炉配1塔。5.2.10吸收塔塔体的制作可采用钢筋混凝土结构或钢结构。5.2.11不同吸收塔型其填料层或喷淋层的配置层数应根据脱硫及技术特点等因素设置，并符合下列规定：1采用填料塔时，填料层宜设置1层；2采用喷淋塔时，喷淋层不宜少于2层，层间距不宜小于1.8m。5.2.12填料塔宜采用高效低阻型填料，填料应符合现行行业标5.2.13吸收塔内部海水分配系统的设计应能满足海水流量均匀分配，吸收塔内烟气流场均匀度应满足脱硫效率的要求。5.2.14吸收塔喷淋管应符合下列规定：1喷淋管应具有足够的强度和刚度；2喷淋管之间可采用法兰、对接式、承插式或焊接方式连接。5.2.15吸收塔喷嘴主要技术要求应符合下列规定：1喷嘴型式可选用切线空心锥型、切线实心锥型或螺旋型等型式；2喷嘴与喷淋管的连接方式可采用直接粘接方式，也可采用法兰连接方式或卡箍连接方式。5.2.16吸收塔应装设除雾器，可采用屋脊式、平板式或管式，不宜少于2级，出口烟气中的雾滴浓度不应大于75mg/m³,除雾器选型设计应符合现行行业标准《湿法烟气脱硫设备除雾器》JB/T10989的规定。5.2.17吸收塔应设置人孔门，人孔门的尺寸不应小于DN800,且易于开启及关闭。5.2.18吸收塔系统应设置吸收塔液位、温度、除雾器压差等测点。5.2.19吸收塔应具备停运后塔底排空的措施。5.2.20吸收塔的设计应符合现行行业标准《塔式容器》NB/T47041和《塔器设计技术规定》HG20652的规定。5.3.1吸收塔宜布置在锅炉引风机后区域且靠近烟囱附近，脱硫工艺其他主要设备宜毗邻吸收塔布置。5.3.2吸收塔入口烟道与吸收塔内部垂直壁面相交处宜设置挡水环。5.3.3吸收塔人孔门附近应设置走道或平台，吸收塔外应设置平台和扶梯，平台设计荷载不应小于4kN/m²,平台宽度不宜小于1.2m。吸收塔平台扶梯设计应符合现行国家标准《固定式钢梯及平台安全要求》GB4053的规定。吸收塔内部不应设置固定式的检修平台。5.3.4吸收塔喷淋层应采取检修维护措施。6海水供应系统6.1.1海水供应系统供水量应包括吸收塔的脱硫用水量和海水恢复系统用水量，总供水量应满足这两部分系统用水的要求。6.1.2管沟水力计算和海水供应系统的管道组件设计应符合国家现行标准《火力发电厂水工设计规范》DL/T5339和《室外给水6.2.1海水供应系统应与吸收塔的设置相对应。对于锅炉最大连续蒸发量670t/h级以上锅炉，每台炉宜设置独立的海水供应系统；锅炉最大连续蒸发量670t/h级及以下锅炉，可设置共用的海水供应6.2.2海水供应系统的设计应符合下列规定：1当曝气池出口堰可以保证机组虹吸利用高度，即凝汽器真空不被破坏时，曝气池可与虹吸井合并设置，工艺流程如图6.2.2-1吸收塔海水升压泵海水升压泵吸水前池曝气池(虹吸井)排水池排水机组循环水进水一凝汽器曝气池旁路(如有)2当曝气池出口堰无法保证机组虹吸利用高度，或有其他情况必须采用虹吸井时，工艺流程如图6.2.2-2所示。吸收塔吸收塔海水升压泵海水升压泵吸水前池曝气池排水池排水机组循环水进水·凝汽器虹吸井曝气池旁路(如有)图6.2.2-2海水供应系统(虹吸井单独设置)工艺流程6.2.3在机组循环水供水系统计算中，应核算不同工况下海水供应系统运行参数，当特定工况循环水系统循环水排水量不能满足海水脱硫系统总需水量时，应增设脱硫海水补给水系统。6.2.4海水升压泵选型应符合下列规定：1对于填料塔，当设置脱硫旁路烟道时，海水升压泵可不设备用泵，可按2×50%配置；当未设置脱硫旁路烟道时，海水升压泵应设备用泵，宜按3×50%配置，也可按2×100%配置；2对于喷淋塔，当设置脱硫旁路烟道时，海水升压泵可不设备用泵；当未设置脱硫旁路烟道时，每个吸收塔宜设置1台海水升压泵备用泵；3海水升压泵的选型可按本标准附录A的方法计算。6.2.5当增设海水脱硫补给水系统时应符合下列规定：1海水脱硫补水系统总出力应等于该机组扣除凝汽器排水量后的最大计算用水量，2台或多台机组宜共用1套海水补给水2当脱硫补给水系统年度中部分时段运行时，脱硫补给水泵可配置1台；当常年经常运行时，宜设置多台；3海水补给水泵选型应符合现行行业标准《火力发电厂水工6.2.6海水供应系统管道应符合下列规定：1管道流速宜按现行行业标准《火力发电厂水工设计规范》DL/T5339的规定选取；2海水供应系统管道宜采用玻璃钢管，也可选用碳钢衬胶管道或采用了阴极保护措施的碳钢管道等；3海水供应系统管道应设置排空措施。6.2.7海水升压泵应符合下列规定：1海水升压泵应在取水前池入口处设置滤网；2海水升压泵出口应设防水锤的措施，可在泵出口处设置缓闭蝶阀；3泵内壳应采用耐腐蚀材料制造，叶轮等与海水直接接触的部件的材质应有防腐蚀和防磨损的特性。6.3.1海水升压泵布置位置宜靠近吸收塔，海水升压泵吸水前池宜与曝气池混合前池合并设置。6.3.2海水管道宜埋地敷设，当海水管路需要穿过道路等设施时，在可能承压的埋地管道上方应采取保护措施，并符合现行行业标准《火力发电厂水工设计规范》DL/T5339的规定。6.3.3海水升压泵采用室内布置时，海水升压泵房布置应符合现行国家标准《室外给水设计标准》GB50013的规定。6.3.4海水升压泵及驱动电机上方应设置检修起吊设施。6.3.5当增设海水脱硫补给水系统时，海水脱硫补给水泵宜安装在循环水泵房内，其布置要求应与循环水泵一致，设计应符合现行行业标准《火力发电厂水工设计规范》DL/T5339的有关规定。7海水恢复系统7.1.1海水恢复系统应能把吸收塔排水的pH、水温、化学需氧量以及溶解氧等指标恢复到项目环评批准的控制指标。7.1.2海水恢复系统设计应取得以下烟气和海水的特性参数：烟气污染物成分至少包括二氧化硫浓度、三氧化硫浓度、氧气浓2吸收塔脱硫效率；4海水供应条件至少包括不同季节机组循环水供水的海水的水温和压力等资料；5循环水供排水高程系统及循环水供排水建(构)筑物布置资料。7.2.1当采用部分机组循环水排水进入曝气池时，海水恢复系统基本工艺流程如图7.2.1所示。吸收塔排水一吸收塔排水一曝气池混合前池机组循环水排水曝气池+曝气器排水池曝气池旁路电厂循环水排水口图7.2.1海水恢复系统基本工艺流程(一)7.2.2当采用全部机组循环水排水进入曝气池时，海水恢复系统基本工艺流程如图7.2.2所示。吸收塔排水吸收塔排水→曝气池混合前池机组循环水排水大气-曝气风机曝气管网电厂循环水排水口曝气池+曝气器排水池图7.2.2海水恢复系统基本工艺流程(二)7.2.3海水恢复系统宜采用纯塔外曝气池曝气的方式。7.2.4曝气池混合前池注入的海水量宜将吸收塔排放的酸性海水稀释至pH达到5以上。曝气池所需注入的最低海水量可按本标准附录B的方法估算。7.2.5曝气池设计应符合下列规定：1当电厂循环水排水口的排放海水pH要求达到不低于6.8时，曝气池内曝气区域海水停留时间不宜低于3min;2曝气池位置及有效曝气区域的容量应根据脱硫场地条件、脱硫装置入口烟气参数、脱硫效率、海水供水水质、循环水排水高程系统、受纳水体环保要求等因素综合确定；3曝气池池顶的设计标高应结合总平面布置确定，且应符合现行行业标准《火力发电厂水工设计规范》DL/T5339中有关水工建(构)筑物±0.00m层标高确定原则及要求；当曝气池池顶设计标高不能满足上述要求时应有防洪措施；4当曝气池与虹吸井合并布置时，曝气池排水堰设计应符合现行行业标准《火力发电厂水工设计规范》DL/T5339中虹吸井设计的有关规定；5当曝气池与虹吸井独立布置时，曝气池排水堰堰顶标高应结合虹吸井堰顶标高、从虹吸井至曝气池排水堰之间的水力损失、曝气池排水堰堰后至排水口之间的水力损失及受纳海水水体潮位确定；6曝气池排水堰为淹没式溢流堰时，曝气池曝气系统设计应考虑壅水影响；7曝气池应考虑曝气池排空和检修措施。7.2.6曝气风机的选型可按本标准附录C的方法计算。曝气风机的型式、台数和容量的选择应符合下列规定：1每个曝气池宜设置1台备用曝气风机；2曝气风机宜选用离心式风机；3曝气系统设计风量应根据吸收塔设计工况二氧化硫的脱除量、海水供水总碱度、海水水质排放标准中的溶解氧和化学需氧量等指标确定；风机选型风量裕量不宜小于基本风量的10%,另加温度裕量，宜按夏季通风室外计算温度确定；4曝气系统设计压头应包括曝气风机进出口管道及零部件阻力、曝气器处最高海水深度产生的静压、曝气装置阻力，风机选型压头裕量不宜小于基本压头的20%;5曝气风机吸风口应设置消音器。7.2.7曝气器设计选型应符合下列规定：1每个曝气池宜为一个曝气单元，应分组设置曝气管网及曝气器；2曝气器宜选用中气泡型曝气器。7.2.8每台曝气风机出口管道上宜设电动阀门或止回阀，电动阀门宜选用V型球阀或对夹式电动碟阀，止回阀宜选用蝶式止回阀。7.2.9海水恢复系统中海水管道组成件选择设计应符合现行国家标准《室外排水设计标准》GB50014的相关规定。7.2.10海水恢复系统空气管道的流速宜控制在10m/s～15m/s。空气管道组成件设计应符合现行行业标准《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》DL/T5121的相关规定。7.3.1曝气池应靠近循环水排水沟布置。7.3.2曝气池周围应设置适用的栏杆、防滑梯等安全措施和检修维护通道。7.3.3曝气风机宜布置在曝气池附近，采用高位布置，保证曝气池空气管道的阀门比曝气池高液位高0.3m以上。7.3.4曝气风机及驱动电机应在其上方设置检修起吊设施。7.3.5曝气风机宜采用室内布置。7.3.6曝气池排水堰后宜采取消减泡沫产生的措施，可采用淹没式溢流堰出水方式。8工艺水系统8.1.1火力发电厂脱硫工艺水宜采用机组工业水。8.1.2工艺水管道设计应符合现行行业标准《火力发电厂汽水管8.2.1工艺水系统工艺流程宜为：厂区工业水→工艺水箱→工艺水泵→至各工艺用水点。8.2.2工艺水箱宜为2台及以上机组公用，其有效容量宜为锅炉燃用脱硫设计煤种、在BMCR工况下脱硫系统工艺水总耗量的0.5h～1h。工艺水箱设计应符合现行行业标准《钢制焊接常压容8.2.3工艺水泵型式、台数和容量的选择应符合下列规定：1宜选用离心式；2每2台机组可按2×100%或3×50%配置工艺水泵，其中1台备用；3泵流量裕量不宜小于10%;4泵扬程应按工艺水箱最低运行液位至用水压力要求最高的用水点的管道系统阻力设计，裕量不宜小于15%。8.2.4吸收塔入口设置事故高温烟气降温系统时，应符合下列1事故降温喷嘴可选用实心锥喷嘴或空心喷嘴；2烟气事故降温系统供水应保证不小于5min的事故喷淋用水量；3喷嘴喷淋压力不宜小于0.2MPa.8.2.5除雾器冲洗水母管宜设置恒压阀，母管冲洗水压力不宜小8.3.1除雾器冲洗水母管恒压阀宜靠近除雾器冲洗水接口布置。8.3.2吸收塔事故降温喷嘴应布置在吸收塔入口烟道内，距离吸收塔入口法兰接口水平投影长度宜大于5.0m。8.3.3在严寒地区，工艺水箱和工艺水泵应室内布置。9防腐设计要求9.1.1烟气海水脱硫系统所有设备、烟道、管道的外表面及附属钢结构、池、沟等均应有防海边盐雾腐蚀的措施，应符合现行行业标准《火力发电厂保温油漆设计规程》DL/T5072的规定。9.1.2烟气海水脱硫防腐的设计范围应包括以下部分：1烟气系统的烟气换热器、风门、烟道及其组成件；2二氧化硫吸收系统的吸收塔本体及内部件；3海水供应系统的海水升压泵、池、沟、管道及其组成件；4海水恢复系统的池、沟、管道及其组成件。9.2.1脱硫烟气系统工艺设备及部件的防腐材料选取应符合下列规定：1净烟气挡板门和旁路挡板门叶片及轴宜选用DIN1.4529合金材料或碳钢贴衬不小于2mm厚的DIN1.4529合金材料，挡板门的密封片和连接件宜选用C276合金钢，密封片厚度不宜小2回转式烟气-烟气换热器的换热元件宜选用耐腐蚀的碳钢冷镀搪瓷材质，搪瓷厚度不宜小于0.13mm;与脱硫后的烟气接触的壳体也应考虑防腐；3旁路烟道和烟气温度低于酸露点的原烟气烟道及其附件宜采用耐高温玻璃鳞片树脂防腐或其他等同效果的防腐措施；所有净烟气烟道及其附件宜采用标准玻璃鳞片树脂防腐或其他等同效果的防腐措施；防腐材料应满足烟道运行温度的要求；4烟道非金属补偿器的蒙皮宜选用氟橡胶、聚四氟乙烯、玻璃纤维布等复合组成的材料；5烟道内的冲洗及喷淋管道应采用耐酸蚀的合金钢或双相不锈钢材料。9.2.2吸收塔及其内部件的防腐设计应符合下列规定：1吸收塔底板及底板以上2m高度海水池的内壁、塔内支撑件及人孔等部位严重腐蚀区域宜采用标准玻璃鳞片加玻璃钢增强层的复合结构耐磨防腐或其他等同效果的防腐措施；2吸收塔原烟气入口烟道宜采用碳钢贴衬厚度不宜小于2mm的C276合金钢或其他等同效果的防腐措施，贴衬烟道长度距吸收塔壁最短距离不宜小于2m;3吸收塔原烟气入口至高温区填料层下区域宜采用耐高温玻璃鳞片加玻璃钢增强层的复合结构防腐或其他等同效果的防腐措施；4填料层或喷淋层上部至吸收塔出口区域的吸收塔内壁宜采用标准玻璃鳞片防腐或其他等同效果的防腐措施；5填料层或喷淋层支撑梁宜采用耐高温玻璃鳞片加玻璃钢增强层的复合结构防腐或其他等同效果的防腐措施；6喷淋层宜采用耐海水腐蚀的玻璃钢材料；喷淋层喷嘴宜选用耐海水腐蚀的碳化硅材料或陶瓷内衬等材料；喷嘴与喷淋层支管采用法兰及螺栓方式连接时，连接件宜采用高镍合金材料；7除雾器组件及其塔内冲洗管路等附件、喷嘴宜选用加强聚丙烯、玻璃钢或其他等同效果的材料。9.2.3海水供应系统的海水升压泵、沟、管道及其附件均应有防腐措施，其防腐措施与防腐材料宜与机组循环冷却水系统一致。9.2.4海水恢复系统中工艺设备及部件的防腐材料选取，应符合下列规定：1所有接触一次海水的沟、曝气池等混凝土结构应使用耐海水腐蚀的混凝土，外表面宜采用环氧煤沥青涂料或其他等同效果的防腐措施；2对接触脱硫后的海水水道、曝气池体内壁，应采取耐酸腐蚀防腐设计；3曝气风管及曝气器宜采用玻璃钢或其他等同效果的材料制作。9.2.5防腐材料的使用寿命应符合下列规定：1由镍及合金制造或高镍基合金包裹和衬里的部件，保证使用寿命不应少于42000h;由合金钢、不锈钢制造或合金钢、不锈钢包裹和衬里的部件，保证使用寿命不应少于30000h;2钢衬橡胶或钢衬鳞片树脂保证使用寿命不应少于30000h;4碳化硅部件保证使用寿命不应少于60000h;5非金属补偿器保证使用寿命不应少于30000h。10对相关专业的要求10.0.1烟气海水脱硫装置布置在临近海岸时，应采取措施防止海浪冲刷及滑坡。10.0.2脱硫场地的标高不应受洪水影响。脱硫装置在主厂房区环形道路内，防洪标准与主厂房区相同；在主厂房区环形道路外，防洪标准与其周围场地相同。10.0.3进入吸收塔、曝气池的海水管道及各类沟道不宜平行布置在道路行车道下面。10.0.4海水管道宜埋地敷设，在可能承压的直埋管道上方应采取保护措施。10.0.5对于不设脱硫旁路烟道的系统，全部吸收塔海水升压泵跳闸时，锅炉应主燃料跳闸，并应联锁启动事故高温烟气降温系统。10.0.6对于设置脱硫旁路烟道的系统，全部吸收塔海水升压泵跳闸时，应联锁快开脱硫旁路挡板门，旁路挡板门不能快开时，锅炉应主燃料跳闸，并应联锁启动事故高温烟气降温系统。10.0.7当出现锅炉尾部空气预热器着火燃烧等事故造成吸收塔入口烟气温度超温时，应联锁启动事故高温烟气降温系统。10.0.8烟气海水脱硫烟气系统的入口和出口均应设置在线烟气分析仪。环保监测所需的烟气排放连续监测系统(CEMS)的性能和安装位置应满足环保规范的要求。10.0.9海水排放出口监测和取样的要求应符合现行国家标准《燃煤烟气脱硫设备第3部分：燃煤烟气海水脱硫设备》GB/T10.0.10除雾器冲洗水压力应控制为恒定。A.0.1海水脱硫吸收塔所需海水量最终应由脱硫装置物料平衡提供，在项目前期设计时可按下式估算：Mso₂——脱硫前烟气中的二氧化硫含量，按现行行业标准《火力发电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统设计规程》DL/T5196第3.0.6条规定计算(t/h);7so,——脱硫效率(%);A——海水总碱度，宜按最小海水碱度来估算水量(mmol/L);pH₁——吸收塔底部海水的pH,采用超低排放时宜为2.0~2.5。A.0.2海水升压泵的流量可按下式估算：k₄——单台海水升压泵流量占单台脱硫吸收塔所需海水量的百分比，由海水升压泵配置方案确定。如配置2台运行海水升压泵时，则k;为50%(%)。A.0.3海水升压泵的扬程应按照回路总阻力计算，回路总阻力可按下式计算：H₃=(hs₁+hs₂+hs₃+hs₄)(A.0.3)h₁——泵进口管道阻力(MPa);h₂——泵出口管道阻力(MPa);h₃——吸收塔最高海水供应管道与泵吸水前池最低工作液位间的静压(MPa);h₄——吸收塔海水供应管道接口处所要求的压力(MPa)。A.0.4海水升压泵设备选型时，流量、扬程参数不应考虑其他裕量。B.0.1曝气池所需海水量最终应由脱硫装置供货商提供。在项式中：Q₂——曝气池配水区所需海水量(m³/h);Mso,——脱硫前烟气中的二氧化硫含量，按现行行业标准《火力发电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统设计规程》DL/T5196第3.0.6条规定计算(t/h);pso₂——脱硫效率(%);A——海水总碱度(mmol/L);pH₂——曝气池出口达标排放时的pH;Q₁——吸收塔排出的海水量，近似等于进入吸收塔海水量，可按本标准附录A计算(m³/h)。C.0.1曝气风机基本风量应根据吸收塔SO₂脱除量、海水碱度、海水水质排放标准中要求的溶解氧和化学需氧量指标确定。曝气基本风量可按下列公式估算：(C.0.1-1)(C.0.1-2)(C.0.1-3)(C.0.1-4)(C.0.1-5)(C.0.1-6)个标准大气压下曝气风机基本风量(m³/h);Ko₂——20℃、1个标准大气压下每立方米空气中含氧量，常规取值为0.28(kg/m³);N₀——标准供氧速度(kg/h);EA——曝气器氧利用率，根据曝气器类型选取，海水脱硫中通常选用中气泡型曝气器，氧利用率一般为0.04~N——理论供氧速度，根据SO₂脱除量及SO3-转化率确定C₂——20℃、1个标准大气压下新鲜海水表面处饱和溶解氧值，文献资料C₃=7.3866(mg/L);为0.8～0.85;0.9～0.97;Cm曝气管在水下深度处至池表面的平均溶解氧值C₀——混合海水剩余溶解氧值(mg/L);T——混合海水温度(℃);mso,——脱除的SO₂量(mol/h);pso?-——SO3~转化为SO?-的转化率(%);O——曝气池逸出气体中的含氧量(%);P₀——曝气管处的绝对压力(MPa);g——重力加速度(m/s²);C.0.2曝气风机基本压头可按下式估算：(C.0.2)(C.0.2)式中：H——曝气风机基本风压(Pa);h₁风机进口前管道及零部件阻力(Pa);h。风机出口后管道及零部件阻力(Pa);h₃曝气器处最高海水深度产生的静压(Pa);h₄——曝气装置阻力(Pa)。C.0.3曝气风机的所有参数最终应由脱硫装置供货商提供。当气风机选型计算可按本标准第C.0.1条和第C.0.2条的计算方本标准用词说明1为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：1)表示很严格，非这样做不可的：2)表示严格，在正常情况下均应这样做的：3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……引用标准名录《工业企业噪声控制设计规范》GB/T50087《燃煤烟气脱硫设备第3部分：燃煤烟气海水脱硫设备》GB/T《火力发电厂汽水管道设计规范》DL/T5054《火力发电厂保温油漆设计规程》DL/T5072《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》DL/T5121《火力发电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统设计规程》DL/T《火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程》DL/T5240《火力发电厂水工设计规范》DL/T5339《湿法烟气脱硫设备除雾器》JB/T10989中华人民共和国电力行业标准火力发电厂烟气海水脱硫系统《火力发电厂烟气海水脱硫系统设计规程》DL/T5609—2021,经国家能源局2021年4月26日以第3号公告批准发布。本标准制定过程中，编制组进行了有关火电厂烟气海水脱硫系统设计、运行以及维护的调查研究，总结了国内外火电厂烟气海水脱硫系统工程建设的实践经验，同时参考了国外有关火电厂烟气海水脱硫系统工程建设的先进技术标准。为便于广大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本标准时能正确理解和执行条文规定，编制组按章、节、条顺序编制了本标准的条文说明，对条文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明。但是，本条文说明不具备与标准正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握标准规定的参考。 4烟气系统 5二氧化硫吸收系统 6海水供应系统 7海水恢复系统 8工艺水系统 9防腐设计要求 10对相关专业的要求 附录A海水升压泵选型计算 附录B曝气池所需海水量计算 附录C曝气风机选型计算 1.0.2个别火力发电厂海水脱硫系统在海水水质条件不满足脱硫需要的情况下，通过在海水中加入添加剂改变海水特性以达到脱硫目标，这种情况极为少见且不具备代表性，因此本标准不涉及采用添加剂的相关技术要求。4.2.1由于机组容量不同，电厂所在地环保要求不同，海水脱硫烟气系统方案也不尽相同。根据脱硫系统是否设置增压风机、是否设置烟气换热器、是否设置烟气旁路，常见有4种组合设计方案。根据我国目前的环保政策要求和烟气排放控制的实践经验，推荐采用图4.2.1-1所示的烟气系统，不设脱硫烟气旁路，不另设置增压风机，若需满足更高的烟尘排放要求则需设置湿式电除尘装置，若要达到烟囱出口消除“白烟”的要求则采用管式烟气换热器或其他消除“白烟”的工艺设备。其余系统流程根据具体项目的要求执行。4.2.2关于烟气旁路的设置，随着我国环保政策的日益严格，为保证火力发电厂烟气污染物的达标排放，国家环境保护总局于2008年1月发布了《关于修改<火电厂烟气脱硫工程技术规范烟气循环流化床法>(HJ/T178—2005)等两项国家环境保护标准的公告》,对《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰-石膏法》HJ/T179—2005进行修改，将原标准第5.3.2.5条修改为“新建发电机组建设脱硫设施或已运行机组增设脱硫设施，不宜设置烟气旁路，如需设置的，应保证脱硫装置进出口和旁路挡板门具有良好的操作和密封性能。”2010年6月，国家环境保护部下发了《关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知》(环办新建燃煤机组不得设置脱硫旁路烟道”,新建机组均不得设置脱硫旁路烟道。因此烟气脱硫系统取消旁路烟道已是大势所趋，对国内新建机组和改造机组不应设置脱硫旁路烟道。另外回转式烟气换热器由于漏风率大，难以满足日益严格的污染物排放要求，对国内项目不推荐采用回转式烟气换热器。但鉴于一些国外项目或明确要求设置脱硫旁路烟道或回转式烟气换热器的工程，海水脱硫烟气系统中仍保留相关系统流程供参考，是否设置应根据具体的项目要求确定。关于脱硫增压风机的设置，随着我国环保政策的日益严格，目前除尘器出口粉尘浓度达到30mg/Nm³以下，低低温除尘器出口的粉尘浓度甚至达到20mg/Nm³以下，除尘器后风机运行条件大为改善，脱硫增压风机与引风机工作条件基本相同，且脱硫增压风机与引风机合并后具有一定的经济效益，国内采用烟气海水脱硫系统的已建电厂大多数采用脱硫增压风机与引风机合并，运行效果良好。本标准推荐对新建机组的增压风机宜与锅炉引风机合并设置。对于改造机组，可单独设置增压风机，也可根据工程实际采用合并风机。鉴于一些国外项目合同要求设置脱硫增压风机，或允许执行我国相关设计标准，可参照本标准执行。关于管式烟气换热器的设置，2019年10月生态环境部《京津冀及周边地区2019—2020年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》(环大气〔2019〕88号)指出：对于稳定达到超低排放要求的电厂，不得强制要求治理“白色烟羽”。脱硫后净烟气是否设置烟气加热措施消除“白烟”,应根据环境影响评价报告及国家及地方烟气排放要求确定。4.2.5国产动叶可调和静叶可调脱硫增压风机已应用于几百个300MW、600MW、1000MW级机组的脱硫工程，总体运行情况良好。除风机轴承及部分1000MW级机组风机液压缸、液压油站需要进口外，全部设备均已实现国产化。目前除尘器出口粉尘浓度达到30mg/Nm³以下，低低温除尘器出口的粉尘浓度甚至达到20mg/Nm³以下，因此风机叶片抗磨损寿命可以显著提高；另外，国内风机制造厂改进了叶片制造工艺，提高耐磨寿命的方法是在叶轮叶片和后导叶上再喷熔镍基碳化钨材料耐磨材料，硬度为HRC55～60,可以大幅度提高动叶可调轴流风机的耐磨性能；无论是动叶可调轴流风机还是静叶可调轴流风机，其设备的可靠性能够完全满足电厂长期稳定运行的要求，因此本条提出增压风机宜选用轴流风机。4.2.7脱硫防腐烟道采用鳞片树脂防腐时，要求烟道内壁光滑平整，使得鳞片树脂便于涂刷和不易破损。设置内撑杆时，内撑杆与烟道壁衬板之间以及内撑杆之间连接处的鳞片树脂易脱落，造成腐蚀，因此宜尽量减少内撑杆的设置以减少烟道腐蚀的机会。4.3.2与吸收塔入口连接的烟道宜采用适当斜坡式入口，适当的宽高比使得烟气能够均匀地进入吸收塔，同时当脱硫系统运行时可以优化烟气进入塔内的流态，当脱硫系统停运时能防止烟气倒流。4.3.4可根据当地气象条件及设备状况等因素确定增压风机是采用露天布置还是室内布置，并且应符合现行国家标准《工业企业噪声控制设计规范》GB/T50087的相关要求。5二氧化硫吸收系统5.1.2锅炉燃用设计煤种和校核煤种时，燃煤含硫量或其热值范围可能偏差较大，为了满足锅炉负荷及燃煤含硫量的设计范围要求，二氧化硫吸收系统设计时应以锅炉最大连续蒸发量工况下对脱硫装置烟气处理能力最不利的烟气条件为设计条件，此时对应的煤种为脱硫设计煤种，脱硫系统应按该工况下烟气参数进行设计。5.2.1二氧化硫吸收系统主要包括吸收塔本体和塔内设备。吸收塔型式可选用填料塔或喷淋塔，也有少量采用液柱塔型式，采用气液逆流方式。采用填料塔时，吸收塔内包含海水分配器、填料、除雾器等设备或组件。来自海水升压泵的海水进入海水分配器，通过海水分配器在吸收塔截面上均匀地流经填料层。未处理烟气则由塔下底进入，逆流向上通过填料层，在填料层中与海水进行充分接触，脱采用喷淋塔时，来自海水升压泵的海水通过雾化喷嘴形成雾化液滴，与逆流向上流动的烟气充分混合接触，吸收SO₂。部分技术流派为提高烟气分布均匀性，强化气液接触，在塔内设置一层或多层筛板。液柱塔目前在国内外海水脱硫项目中应用业绩不多。液柱塔为空塔塔型，采用母管制配置，海水升压泵将吸收塔中的海水送至母管中，再分散到各个平行支管中向上喷出，将原烟气卷入液柱，液柱上升过程中与原烟气充分接触，塔内海水与烟气发生吸收反应；液柱到达顶部后分散成细小的液滴下降，液滴在下降的过程与上升的液滴互相碰撞形成高密度液滴层，又与上升的烟气再次进行吸收反应。液柱塔有单塔和双塔两种类型。5.2.2吸收塔入口的烟气设计参数应采用与主机烟道接口处的数据。吸收塔上游设置烟气余热回收装置时，还应对烟气余热回收装置停运工况时的设计参数进行校核。对于改造项目，吸收塔设计工况和校核工况宜根据运行实测烟气参数确定，并考虑煤源变化趋势。吸收塔内所有部件应能承受最高进口烟气温度的冲击，高温烟气不应对任何系统和设备、部件和防腐层造成损害。在温度变化时，应考虑配管的膨胀，吸收塔内部件及材料(包括防腐材料)选择要与此相适应。事故状态下，烟气脱硫装置的进烟温度最高不得超过180℃;当温度达到180℃时，开启喷淋冷却装置使烟气降到正常设计温度，保证脱硫装置运行可靠。5.2.3在海水脱硫系统中，海水的pH主要由海水中的大量CO}-和HCO₃离子所构成的缓冲体系控制，该体系具有较强的抗pH变化的缓冲能力。碱度值直接影响系统的脱硫效率和SO3氧化过程，以及脱硫系统的外排水水质。海水pH及总碱度是影响脱硫效率的主要因素，这些指标偏离正常值会引起脱硫水量的增加。中国四大海域pH范围为7.59～8.4,平均约为8.09。根据调研情况，神华国华舟山电厂海水(东海海域)pH约为7.9,海水碱度约为2.08mmol/L;秦皇岛秦热电厂海水(渤海海域)pH约为8.1,海水碱度约为2.15mmol/L。对于国外项目，若项目所在地环保排放标准要求不高时，海水pH及总碱度可结合项目实际情况考虑，譬如越南沿海二期2×660MW机组海水脱硫项目，二氧化硫出口排放浓度按小于300mg/m³控制，海水pH约为6.98,海水碱度约为1.28mmol/L。5.2.4海水脱硫适用于中低硫份的海滨燃煤电厂，为满足超低排放要求的国内海水脱硫项目，限于单台机组凝汽器的冷却海水量有限，并考虑到技术经济性，脱硫系统入口烟气二氧化硫浓度不宜大于2000mg/m³(标准状态、干基、6%含氧量)。在一定的海水水质条件下，海水脱硫装置的脱硫效率可达95%以上。国内目前已投运的海水脱硫超低排放项目，二氧化硫排放浓度小于35mg/m³,其脱硫效率大于98%。根据调研情况，神华国华舟山电厂海水脱硫系统设计工况时，吸收塔入口烟气二氧化硫浓度为950mg/m³;华能海门电厂海水脱硫系统设计工况时，吸收塔入口烟气二氧化硫浓度为1960mg/m³;秦皇岛秦热电厂二期工程海水脱硫系统设计工况时，吸收塔入口烟气二氧化硫浓度为2046mg/m³。对于国外项目，若项目所在地环保排放标准要求不高时，吸收塔入口烟气二氧化硫浓度可根据脱硫效率情况适当提高，譬如印度尼西亚爪哇2×1050MW燃煤机组海水脱硫项目，吸收塔入口烟气二氧化硫浓度为2748mg/m³,出口二氧化硫排放浓度按小于495mg/m³控制，脱硫效率性能保证值为82%。5.2.5控制海水脱硫吸收塔入口烟气含尘浓度，一方面减少脱硫后的海水对海域环境的影响，另一方面可降低吸收塔协同除尘的负荷。5.2.6吸收塔液气比是影响脱硫性能的关键参数之一，液气比增大使气液接触概率增大，传质面积明显增加。在相同液气比下，低碱度海水比高碱度海水对二氧化硫的吸收能力低。这种差别在液气比较小时尤为明显，但当液气比大于12.0L/m³时，碱度的影响将不再突出。高碱度海水在较宽的液气比范围内都能起到很理想的脱硫效率。建议在实际工程中，海水取水口选择时应尽可能远离海岸线，特别要避开有淡水注入的河口及排污口。另外取水口也尽可能离海平面较近，这样能够保证海水较高的碱度。在此条件下液气比与工程实际应用液气比(如填料塔为6.8L/m³)相近时，海水碱度每提高0.3mmol/L,吸收效率将有6%左右的提高。在一定液气比范围内，液气比对脱硫效率的影响呈线性变化，液气比越大，吸收效率越高；另外，入塔海水温度的变化能显著影响海水脱硫的效率，由于二氧化硫的溶解度随水温的升高而降低导致了二氧化硫吸收率的减小，但液气比增大到一定程度后，二氧化硫在海水中的溶解度不再成为制约吸收率的因素。当入塔海水温度降低时，塔内吸收液面上的二氧化硫的平衡分压也降低，有助于气液传质，脱硫效率增加。在不同季节时，可以通过适当调整海水的液气比来消除因温度(季节)变化带来的脱硫效率改变，但是这种调节存在一个液气比约为6L/m³的下限值。在同等条件下，喷淋塔液气比要高于填料塔5%～10%。表1为部分国内外火力发电厂海水脱硫吸收塔液气比参数调研统计情况，吸收塔入口不同二氧化硫浓度、不同吸收塔类型及脱硫效率条件下，液气比参数均各不相同。表1部分国内外火力发电厂海水脱硫吸收塔液气比参数情况表参数B厂C厂D厂E厂F厂G厂吸收塔入口烟气量吸收塔入口SO₂浓度(mg/Nm³)脱硫效率(%)吸收塔型式填料塔填料塔填料塔填料塔填料塔填料塔填料塔喷淋塔液气比(L/m³)75.2.8吸收塔型式应根据吸收塔技术特点、脱硫效率要求、运行能耗、场地布置条件和长期稳定运行性能等因素确定。根据海水脱硫技术流派不同，吸收塔可选用喷淋塔或填料塔。喷淋塔是湿法烟气脱硫工艺中应用最广的洗涤器。塔体的横断面可以是圆形或矩形。烟气从塔的下部进入吸收塔，然后向上流动，在塔内的较高处布置了数层喷淋管网，泵将海水经喷淋管上的喷嘴喷射出雾状液滴，形成吸收烟气二氧化硫的液体表面。每层喷淋管布置了足够数量的喷嘴，相邻喷嘴喷出的水雾相互搭接覆盖，不留空隙，使喷出的液滴完全覆盖吸收塔的整个断面。各层喷淋管可以采用母管制，也可采用单元制，即1台海水升压泵对应1个喷淋层。这样可以根据机组负荷，燃煤含硫量以及不同工况下所要求的脱除效率来调整喷淋泵的投运台数，从而达到节能效果。喷淋塔的优点是压损小，海水雾化效果好，塔内结构简单，不易结垢和堵塞，检修工作量少。不足之处是脱硫效率受气流分布不均匀的影响较大，喷淋泵能耗较高，除雾较困难，对喷嘴制作精度、耐磨和耐蚀性要求较高。与喷淋塔相比，填料塔最大区别在于塔内设置有填料层。塔内一般设置1层～2层填料层，填料一般采用结构空隙较大的填料，材质多选用聚丙烯(PP)材料。由于填料塔是依靠湿化填料表面来获得吸收二氧化硫的液体表面积，因此可以采用母管制供给海水，塔内顶部的分支喷管和喷嘴的数量比喷淋塔少得多，喷嘴的结构简单，但要求喷出的海水均匀，有一定的重叠度，确保能覆盖整个填料层。海水的均匀性直接影响脱硫效率。填料塔具有较高的气液接触面积，气液间的传质效率高，在保证脱硫效率的前提下，可降低吸收塔的高度和减少喷淋量，降低海水升压泵的流量和扬程，有利于降低投资和能耗。5.2.9从运行灵活性、可靠性角度考虑，对于小型机组或特定情况下可采用2炉或多炉1塔配置方案，对于大、中型机组宜采用1炉1塔配置方案。根据调研情况，目前规模最大的1000MW级燃煤机组也采用1炉1塔配置方案。譬如华能海门电厂百万机组，由于烟气量较大，采用1炉1塔配置时，方形吸收塔的内部被分隔为对称的两部分，分隔墙从顶部一直延伸下来，至吸收塔液面以下回水管标高位置，回水管标高位置下面吸收塔两边连通，形成一体化结构的吸收塔。5.2.10海水法脱硫吸收塔可采用钢筋混凝土结构或钢结构。填料塔采用混凝土结构较多，喷淋塔采用钢结构较多。在同等条件下，钢筋混凝土结构吸收塔比钢结构吸收塔经济性较优、承载能力较强。吸收塔通流截面有圆形和方形两种形式。圆形吸收塔塔内流场分布更加均匀，当脱硫效率要求达到98%以上时，推荐采用圆形吸收塔。根据调研情况，神华国华舟山电厂#1、#2机组脱硫吸收塔为方形混凝土填料塔，#3、#4机组脱硫吸收塔为圆形混凝土填料塔；华能海门电厂一、二期工程均采用方形混凝土填料塔；秦皇岛秦热电厂#1、#2机组2炉1塔设置，#3、#4机组1炉1塔设置，除了#4机组为方形混凝土填料塔外，其余为圆形混凝土填料塔。5.2.12填料是填料塔的核心构件，是气液两相进行热和质交换的场所，它为气液两相间热、质传递提供了有效的相界面，可分为规整填料和散装填料两大类。规整填料是一种在塔内按均匀几何图形排布、整齐堆砌的填料。规整填料塔以其处理能力大、效率高、压降低、能耗小等特点，在填料塔的应用及塔盘的改造中得到广泛的应用。散装填料是具有一定几何尺寸的颗粒体，在塔内以散装方式堆积。散装填料及其塔设备主要用在吸收、解吸、精馏、干燥和萃取等气-液或液-液接触的传质传热过程。近年来，一些新型高效散装填料也在行业中成功应用。填料的选取应结合传质用高效低阻型填料。5.2.13吸收塔内部海水分配系统的设计应能均匀分配要求的分布流量，并确保海水与烟气充分接触和反应，可用均方根差评定吸收塔内烟气气流分布均匀性。5.2.14吸收塔喷淋管材质主要有玻璃钢(FRP)和碳钢双面衬胶两类。玻璃钢管常用的连接方式为对接式连接、承插式胶接及法兰连接等。其中，前两种方式多用于管道与管道之间的固定连接，法兰连接用于经常拆卸的部位。碳钢双面衬胶喷淋管各管件的连接采用平焊法兰连接；弯头、三通等有方向变化处其改变方向的一端可以采用活套法兰连接，连接紧固件材料采用耐腐蚀合金钢。若喷淋管采用耐腐蚀不锈钢材质时，采用焊接方式连接。5.2.15喷淋塔中海水通过喷淋管引入吸收塔后，通过喷嘴对海水进行雾化，形成粒径较为均匀的液滴，提高海水覆盖率，有利于保障稳定的高脱硫效率。相比于喷淋塔而言，填料塔是依靠湿化填料表面来获得吸收二氧化硫的液体表面积，早期海水脱硫效率要求不高时，填料塔也有采用布水器而不采用喷嘴的方案，后期随着脱硫效率要求的提高，填料塔也采用了喷嘴方案，但塔内顶部喷嘴的数量比喷淋塔少得多，喷嘴的结构相对简单，但要求喷出的海水均匀，有一定的重叠度，确保能覆盖整个填料层。5.2.16脱硫后的烟气中携带有细小固态物或可溶物液滴，主要是海水吸收二氧化硫后的生成物、过剩的海水以及未被捕集的烟响系统的稳定运行，同时游离的液滴也会加剧烟羽现象，造成二次污染。工程中常采用屋脊式、平板式、管式或烟道除雾器对脱硫后的烟气进行汽水分离。除雾器的性能取决于塔内烟气特质以及其自身的结构形式。在设计的流速下，平板式除雾器极限粒径约为28μm～32μm,屋脊式除雾器极限粒径约为22μm～24μm,烟道除雾器极限粒径约为18μm。根据净烟气中液滴含量，确定除雾器型式。净烟气中液滴含量设计值小于20mg/Nm³时，宜设置多级屋脊式或其他组合形式(如在2级屋脊式除雾器上游再设置1级管式除雾器等),每级除雾器配置一层冲洗水，除雾器清洗周期频率可以调节，保持除雾器表面清洁，降低烟气压头力损失。装在吸收塔内的除雾器应考虑检修维护措施。5.2.19考虑停机检修的需求，吸收塔底面设计应能完全排空海水。5.3.1吸收塔区域宜布置在室外烟囱附近，其建(构)筑物根据工艺流程确定。在烟囱后区域布置有吸收塔、烟道支架、烟气换热器(若有)支架、增压风机(若有)基础及检修支架、电控楼、烟气排放连续监测系统(CEMS)小间等建(构)筑物。5.3.2在吸收塔入口的塔内部分设计防雨罩，一方面可以对烟气进入吸收塔起到导流作用，另一方面截断了海水在吸收塔壁形成的壁流和防止烟气由涡流产生的倒流。5.3.4吸收塔喷淋层检修时可在喷淋管上部铺设临时平台，除雾器支撑梁可作为检修维护通道。6海水供应系统6.2.1海水升压泵从吸水前池吸取海水，升压后送至吸收塔洗涤烟气中的SO₂,洗涤烟气后的酸性海水从吸收塔底部靠重力流至海水恢复系统的曝气池。经调研，对于670t/h级以上锅炉，与每台锅炉设置1台吸收塔对应，均为每台炉设置1套独立的海水供应系统，如舟山电厂#4机组、华能海门电厂、秦皇岛电厂#3、#4机组等；对于670t/h级及以下锅炉，与吸收塔的设置相匹配，可设置公用的海水供应系统，如秦皇岛电厂#1、#2机组，每台容量为215MW级抽汽凝汽供热机组，锅炉最大连续蒸发量为670t/h,其海水脱硫系统采用2炉1塔，#1、#2机组共用1套海水供应系统。6.2.2在电厂的循环水系统中，虹吸井能够维持凝汽器出水管水封，避免大气进入破坏虹吸，对减少水泵扬程、节约电耗、稳定循环水系统上下游流态有重要的作用。对于海水脱硫电厂，当曝气池出口堰可以保证机组虹吸利用高度，且经过计算不破坏凝汽器真空时，可取消虹吸井。舟山电厂#4机组海水供应系统采用的就是来自#4机组凝汽器出口的循环水，不设虹吸井；而秦皇岛电厂、华阳后石电厂等电厂的海水供应系统都采用了“凝汽器-循环水排水管-虹吸井-循环水排水沟-前池”的供水方案；部分电厂当布置条件允许时，可直接利用虹吸井作为海水升压泵前池，如华能海门电厂就是这种设计方案。6.2.3海水供应系统的用水量包括二氧化硫吸收系统用水量和海水恢复系统用水量。循环水量随机组负荷及季节变化会有明显的变化，海水供应量的计算应考虑机组负荷及季节变化的影响，按最大用水量计算。海水量除了机组负荷、季节变化等影响因素外，还需考虑机组冷却水系统具体运行方式、含硫量、循环泵的改造、循环泵旁路以及其他水源补水、海水pH等因素。根据调研，秦皇岛电厂不同季节的海水pH变化较大(pH=7.7～8.2),对海水供应量有比较大的影响；而海水温度(最低15.2℃、最高35.4℃)对海水供应量的影响有限。考虑设备运行的可靠性，运行时海水升压泵的流量一般不调整。当机组循环水量随机组负荷及季节变化较大时，在机组不同负荷及季节时可能存在供需不平衡。因此在机组循环水供水系统计算中，应将冬季循环水泵的运行方式同脱硫海水供应系统、曝气池所需的稀释水量结合起来进行优化计算。6.2.4海水脱硫吸收塔所需海水量最终由脱硫装置物料平衡提供，其总出力等于该机组吸收塔的最大计算用水量。在项目前期设计时，单台脱硫吸收塔所需海水量可按本标准附录A估算。在确定海水供应系统流量时，已经考虑了各个情形下的最大用水量，因此海水升压泵选型不考虑裕量。6.2.5当燃煤含硫量较高或海水碱度较低时，海水脱硫吸收塔所需含水量较大，机组循环水量无法满足海水脱硫的要求，或由于不同季节机组循环水量差别较大，导致冬季机组循环水量无法满足海水脱硫工艺的要求时，需要增设补给水系统。对于大中型机组，可2台机组设置1套脱硫海水补给水系统；对于小机组可多台机组设置1套脱硫海水补给水系统。如印度尼西亚宾坦岛项目一期工程，该工程燃煤收到基含硫量S=1.0%,海水总碱度为1.20mmol/L,海水脱硫水源有两部分，一部分为凝汽器排水，另一部分为脱硫补给水泵取水。一期工程循环水泵房规划包括一期工程(4×25MW+2×30MW)3台循环水泵、3台补给水泵。在一期工程的循泵房内，海水由补给水泵提升，一部分经管道送至曝气池，另一部分送至海水升压泵房前池，二次升压后进入吸收塔，脱硫后自流到曝气池最终经排水明渠送至排水口。2座曝气池配套3台补给水泵，不设备用泵，选型参数为：流量Q=5.05m³/s,扬程H=10.4m,电机功率N=710kW,电压U=6000V。水泵形式：单6.2.6从海水升压泵到吸收塔的供水管以及从吸收塔到曝气池的排水管的管道材质，通过调研通常采用加强型玻璃钢管(FRP),也可选用碳钢衬胶管道或采用了阴极保护措施的碳钢管道等，具体可根据技术经济性比较确定。6.2.7为过滤水源中的虫、草及杂物，保证水泵的正常运行，规定海水升压泵取水前池入口处设置滤网。根据工程需要，必要时海水升压泵出口也可设置滤网或过滤器。6.3.3海水升压泵是采用露天布置还是室内布置，可根据当地气象条件及设备状况等因素确定。7海水恢复系统7.1.1我国现行国家标准《海水水质标准》GB3097—1997按照海域的不同使用功能和保护目标，将海水水质分为四类：第一类，适用于海洋渔业水域、海上自然保护区和珍稀濒危海洋生物保护区；第二类，适用于水产养殖区、海水浴场、人体直接接触海水的海上运动或娱乐区，以及与人类食用直接有关的工业用水区；第三类，适用于一般工业用水区、滨海风景旅游区；第四类，适用于海洋港口水域、海洋开发作业区。各类水质标准如表2所示(仅列出与海水脱硫水质变化有关的部分)。表2各类海水水质标准序号第一类第二类第三类第四类1漂浮物质海面不得出现油膜、浮沫和其他漂浮物质海面无明显油膜、浮沫和其他漂浮物质2味海水不得有异色、异臭、异味海水不得有令人厌恶和感到不快的色、臭、味3悬浮物质人为增加的量≤10人为增加的量≤100人为增加的量≤1504水温人为造成的海水温升夏季不超过当时当地1℃,其他季节不超过2℃人为造成的海水温升夏季不超过当时当地4℃序号第一类第二类第三类第四类57.8～8.5;同时不超出该海单位6.8～8.8;同时不超出该海单位6溶解氧65437化学需氧量23458生化需氧量13459无机氮非离子氨活性磷酸盐汞≤0.000050.00020.0005镉≤序号第一类第二类第三类第四类铅≤六价铬≤总铬≤砷≤铜≤锌≤硒≤镍≤氰化物≤同时我国沿海各省、自治区、直辖市环境保护机构，按照海洋环境保护的需要，对所保护的水域范围及其水质类型也有具体规定。在其他海域排放污染物时必须符合国家和地方规定的排放标准。对工业废水、生活污水和其他废弃物，禁止直接排入规定的风景游览区、海水浴区、自然保护区和水产养殖场水域。在沿海和海上选择排污地点和确定排放条件时，应考虑与规定保护的海域位置的特点、地形、水文条件和盛行风向及其他自然条件。控制标准为7.8~8.5,同时不超出该海域正常变动范围的0.2pH单位。采用海水脱硫工艺，曝气池出口的海水不可能出现大于或等于7.0的情况，所以海水脱硫工艺只适用于第三、四类海水的水质标准。7.2.1吸收塔内洗涤烟气后排出的海水呈酸性，其pH约为2.0~3.0,且水中含有大量不稳定的SO-离子，不能直接排回大海，必须与来自虹吸井后的大量海水混合，并进行曝气，使海水中的溶解氧达到排放海水水质要求，并将容易分解的亚硫酸盐氧化成稳定的硫酸盐。通过曝气还可以使海水中的CO3-和HCO₃与吸收塔排出的H+加速进行中和反应，释放出CO₂,使海水的pH、化学需氧量、溶解氧等满足排放海域的功能区水质标准。水质恢复合格的海水最终排回大海。根据现阶段已投运的火力发电厂烟气海水脱硫系统中海水恢复系统的配置情况，主要存在部分海水曝气系统和全部海水曝气系统两种方案。是否采用旁路系统，与机组燃煤的含硫量、SO₂脱除效率、海水总碱度、海水温度、机组循环水供水量等密切相关。当机组煤质含硫量较低时，部分海水进入曝气池就能达标排放，可以采用设曝气池旁路的方案，以降低曝气风机的参数，减少运行费用。7.2.2全部海水曝气系统可以一定程度上适应火力发电厂燃煤含硫量的波动。7.2.3根据现行国家标准《燃煤烟气脱硫设备第3部分：燃煤烟气海水脱硫设备》GB/T19229.3—2012第4.5.2条规定，海水恢复系统可采用纯塔外曝气、塔内辅助曝气加塔外曝气、塔内一体式曝气等方式。目前只有嵩屿电厂在海水脱硫系统设计时采用的是塔内辅助曝气加塔外曝气池曝气的方式。近期因为环保超低排放的要求，原曝气系统改为纯塔外曝气的方式。还没有电厂采用塔内一体式曝气的方式。但从理论上分析，如果吸收塔需要脱除的二氧化硫量较少，当曝气风机能把吸收塔设计工况脱除的二氧化硫氧化成稳定的硫酸根离子，且吸收塔内的海水量能把吸收塔浆池内pH调整到海水水质标准时，可采用塔内一体式曝气的方式，具体需要根据吸收塔脱硫二氧化硫的量和塔内喷淋海水量等综合确定。另外塔内一体式曝气的方式受限于塔底部空间及其掺混均匀度，其曝气效率偏低，能耗可能偏高，且不能完全避免二氧化硫的溢出情况。7.2.4根据国电环境研究院研究报告《pH值对湿法海水脱硫吸收及氧化系统的影响分析》中的分析可知：曝气初始区pH控制在5以上，可以加快亚硫酸根离子氧化速率；当曝气核心区pH控制在4～6时，曝气系统才能获得较好氧化效果和氧化速率。7.2.5本条对曝气池的设计做出了规定。1从目前实际投运的采用海水脱硫工艺的燃煤电厂，只有2个电厂的曝气池内曝气区域海水停留时间小于3min,其余的均不小于3min,有的甚至达13min,具体与需要脱除的二氧化硫绝对量、不同的脱硫工艺有很