烟气脱硫是控制燃煤工业SO₂排放的重要途径，其中海水脱硫是其中一种新型技术，它工艺流程简单、效率高、造价低，对环境影响小。它的主要特点就是能够直接利用海水作为吸收剂，该技术最早由BromleyL.A在上世纪60年代提出。近年来，更多的海水脱硫装置应用在燃油、燃煤电厂中，最早在印度的Trombay电厂中应用该技术。国内外学者对海水脱硫技术研究^[1-6]，主要涉及如何提高脱硫效率、减小爆气池占地面积、提高排水pH、脱硫设备抗腐性等。针对取水口水质受河流影响导致有效离子浓度(或pH)发生变化，从而对脱硫效率产生的影响研究较少。参考以往研究^[7]，影响海水脱硫效率的主要因素为海水碱度、盐度、脱硫时温度和产生的SO₂浓度，而海水天然酸碱度是最重要的影响因素。海水pH的正常范围在7.3~8.6之间，海水中所含的HCO₃^－离子是决定海水pH的重要因素^[8]。由于滨海电厂的选址多在河口区域，因此内河淡水下泄肯定会对电厂脱硫取水区域的酸碱度造成影响，进而影响电厂脱硫效率。为评估运河开通对该电厂海水脱硫有效离子浓度的影响程度，本文利用Mike21中Transport模块对淡水下泄进行数值模拟，为后续电厂设计提供依据。

1   材料与方法

1.1   工程概况

越南沿海燃煤电厂工程，位于湄公河流域河口三角洲水网区，工程地理位置为9°34′16.88″N，106°31′52.85″E。电厂已建成两道防波堤工程，形成宽阔的港池区域，电厂取水口位于港池内，电厂排水口则均位于东侧防波堤外侧区域。电厂港池附近于2016年开通运河，入海口位于东、西防波堤环抱水域内，靠近西防波堤位置，在取水口南侧不足2 km。该运河另一端连接湄公河下游汊流后江(见图 1)。随着运河的开通，电厂取水口附近水质可能受到淡水下泄的影响，HCO₃^-离子浓度会有所降低，进而影响电厂的海水脱硫效率。

图  1  电厂工程和新开通运河位置关系图

Fig.  1  The locations of the power plant and the newly built canal

下载: 全尺寸图片 幻灯片

1.2   数学模型及验证

1.2.1   潮流数学模型基本方程

平面二维潮流数学模型的控制方程组采用平面二维非恒定流方程组，基本方程包括连续性方程和动量方程。

笛卡尔坐标系下的连续控制方程形式如下：

x向和y向动量方程：

式中:t为时间；x、y为笛卡尔坐标的两坐标轴；η为水面高程；d为水深；h=η+d为总水深；u、v为对应于x、y的垂线平均速度分量；f=2Ωsinϕ为科氏力(ϕ为经度)；g为重力加速度；ρ为密度；ρ₀为相对密度；τ_sx、τ_sy为x、y方向的风应力；τ_bx、τ_by为底部切应力；T_xy、T_yy为侧向应力；S为源汇项的流量(u_s、v_s为源汇项对应的速度分量)。

在控制方程的求解过程中使用有限体积法进行离散，采用三角形网格；时间积分采用显式欧拉格式；计算中采用干湿网格方法对浅滩进行考虑。

1.2.2   水质扩散数学模型基本方程

水体交换采用示踪剂扩散模拟方法进行研究，在潮流数学模型基础上，采用对流扩散数学模型(MIKE 21 Transport模块)进行模拟计算^[9-10]，其控制方程可表示为：

式中:D_x，D_y分别为x，y方向的扩散系数；c为示踪剂浓度，内河径流取HCO₃^－12个月各月份不同浓度数值(具体见表 1)；F为衰减系数，取定值1.3889e^-001/s；s表示为s=Q_s(c_s-c)，其中Q_s为排污口的流量，即为电厂排水流量，模型中源流量取204 m³/s；c_s-c为示踪剂的相对浓度；其它变量含义同潮流数学模型控制方程。

扩散系数D_x、D_y采用方法^[11]，即假定水平流速沿垂向为对数分布，由水动力HD模块计算输出结果计算x、y方向的单宽通量p、q，进而确定扩散系数D_x，D_y，具体公式如下：

式中：p、q分别为流体在x、y方向的单宽通量(m³/s/m)；k_l为水深平均的纵向离散系数，k_t为水深平均的侧向湍动扩散系数，k_l、k_t的取值分别为k_l =5.93，k_t=0.23^[12-13]。

1.2.3   初始条件和边界条件

初始条件：采用本次工程2017年实际现场测量资料，模型中海域HCO₃^－离子浓度的初始值取测量均值101.70 mg/L；内河HCO₃^－离子浓度初始条件和内河流量计算参数采用2015—2016年上游径流实测水质测量结果，见表 1。

表  1  水质扩散模型各月份计算参数

Tab.  1  Calculation parameters for each month in the Mike 21 transport module

下载: 导出CSV 

| 显示表格

边界条件：开边界采用Mike Global Tide计算提取边界水位；HCO₃^－离子浓度采用实际测量均值101.70 mg/L。以海域和工程周边岸线作为闭边界。

模型漫滩处理中参数采用Mike推荐值，干水深h_dry=0.005 m，淹没水深h_flood=0.05 m，湿水深度h_wet=0.01 m，CFL取值0.8。

1.2.4   网格划分

数模计算范围见图 2，东西距离约355.4 km，南北距离约369.5 km。模型约23312个计算节点，网格42017个，网格最大空间步长约1000 m，最小空间步长约10 m。

图  2  计算区域及网格剖分图

Fig.  2  Calculation area and meshing map

下载: 全尺寸图片 幻灯片

1.2.5   模型验证

分别选取大、小两个潮型对模型进行验证，用于潮位验证的有2个站点(WL1—WL2)，用于流速和流向验证的有6个站点(CS1—CS6)，部分测站验证曲线如图 3和图 4所示。与实测结果相比，流向流速计算值的变化过程也基本一致。部分验证结果不理想与工程所在位置有关，本工程位于湄公河三角洲沿岸，处于两大主流入海口Dinh An Estuary和Cunghua Estuary之间，海底地形发生变化影响模型验证结果。总的来看，二维潮流数学模型能较好地反映工程海域潮流场的时空分布，可以进一步为分析工程后流场、水质扩散提供必要的水流动力条件，满足现行模拟技术规程要求^[14-15]。

图  3  WL1测站潮位验证

Fig.  3  Verification for tidal level at WL1

下载: 全尺寸图片 幻灯片

图  4  大潮流速、流向验证

Fig.  4  Verification for tidal velocities and directions of the spring tide

下载: 全尺寸图片 幻灯片

2   结果与讨论

根据全年各月份的径流流量变化，选取径流流量最小的3月、径流流量最大的8月为代表，大潮最小、最大、平均HCO₃^－离子扩散情况见图 5，表 2为模型全潮运行时不同天数时不同特征点处(特征点P1—P5位置见图 1)的特征浓度值，从图 5离子浓度分布的形状上看，HCO₃^－离子浓度基本呈与地形等深线平行的带状分布。

图  5  3月、8月大潮最小、平均、最大HCO₃^－扩散图

Fig.  5  HCO₃^－ statistical diffusion map in March and August

下载: 全尺寸图片 幻灯片

表  2  3月和8月不同天数时不同特征点处的HCO₃^－特征浓度值计算结果

Tab.  2  Results of HCO₃^－at different locations of the power plant during March and August

下载: 导出CSV 

| 显示表格

工程水域周围HCO₃^－离子扩散主要受水动力环境、地形条件和上游径流流量的影响。与新开通的运河相比，后江原有河道是潮汐水流的主要通道，涨落潮与径流共同促使HCO₃^－离子往复扩散，因此后江河道水域水体中离子扩散速度要远远大于新开通运河内水域。

由于3月上游流量较少，因此后江内HCO₃^－离子浓度小于80.0 mg/L(图 5中红色部分)扩散最远范围距离河口仍有段距离，新开通运河和工程港池内HCO₃^－离子浓度达到95 mg/L左右。8月上游径流流量突增，径流作用远大于潮波往复运动，后江内HCO₃^－离子浓度小于80.0 mg/L扩散最远已经超出河口，新开通运河和工程港池内HCO₃^－离子浓度也都降到80.0 mg/L以下，且港池内较为封闭，外海含有高HCO₃^－离子浓度的海水也较难进入，因此水体置换较慢。

本文电厂工程循环水采用直流循环冷却系统，由图 5可以看出，工程东侧防波堤外侧排水口排放的水体中的HCO₃^－离子也会扩散到周围水域中。从潮流场计算结果得到，工程堤头附近最大大潮流速可达到1.60 m/s，最大小潮流速可达到1.34 m/s，潮流动力很强。

根据图 6流场图可以看出，由于工程近岸受到季风影响，6—10月(代表月份8月)呈NE-SW单向流，11—次年5月(代表月份3月)呈SW-NE单向流，因此3月时排水口处排放的HCO₃^－离子会快速绕过工程防波堤堤头，8月时排水口处排放的HCO₃^－离子更多的会向NE向扩散，均对港池内离子浓度影响较小。

图  6  3月、8月大潮涨急流场图

Fig.  6  Current speed filed map of flood max during the spring tide in March and August

下载: 全尺寸图片 幻灯片

当上游径流流量较小时，新开通的运河向电厂港池输送的HCO₃^－离子较少，取水口处受径流和运河淡水下泄影响较小，取水口HCO₃^－离子平均浓度为95.73 mg/L，最大浓度为97.09 mg/L，最小浓度为95.08 mg/L，与海水HCO₃^－离子浓度初始值相差较小。当上游径流流量较大时，新开通的运河向电厂港池输送的HCO₃^－离子较多，取水口处受径流和运河淡水下泄影响较大，取水口HCO₃^－离子平均浓度为78.32 mg/L，最大浓度为82.08 mg/L，最小浓度为60.71 mg/L，与海水HCO₃^－离子浓度初始值相差较大。

本工程前期HCO₃^－浓度测量采用的主要仪器为PXJ-1B型精密毫伏·pH·离子活度计。pH变化和HCO₃^－浓度有如下关系：

式中：R=8.314 J/(K·mol)为气体常数；T为溶液的绝对温度；F=9.65×10⁴ C/mol为法拉第常数。由读取的电位值可以计算出溶液的CO₂浓度。溶液中游离的CO₂、CO₃^2-和HCO₃^-存在着离解平衡，一级离解常数为K₁，二级离解常数为K₂，在25℃时K₁和K₂的值为：

式(7)中，H₂CO₃^2-*=H₂CO₃+CO₂。

根据结果可知(见表 3)，7—9月径流流量突增引起淡水下泄影响较大，取水口HCO₃^－平均浓度小于90 mg/L，最小平均浓度为78.32 mg/L，其余月份平均浓度均在95 mg/L左右。因此，为了电厂能够正常进行海水脱硫，7—9月HCO₃^－代表平均浓度为78.32 mg/L，其余月份HCO₃^－代表平均浓度为95 mg/L，相对应的海水pH均为6.98。电厂取水口全年HCO₃^－离子浓度大于94 mg/L的状态概率是60.00%，大于91 mg/L的状态概率是70.50%，大于88 mg/L的状态概率是80.17%，大于80 mg/L的状态概率是90.50%，大于48 mg/L的状态概率是100%。取水口HCO₃^－浓度为78.32 mg/L时，对应的时间概率为93.5%；取水口HCO₃^－浓度为95 mg/L时，对应的时间概率为60%。

表  3  电厂取水口处HCO₃^-离子浓度各月份计算结果

Tab.  3  Results of HCO₃^- for each month at the intake of the power plant

下载: 导出CSV 

| 显示表格

电厂脱硫系统煤炭通常有2种选择，设计煤和校核煤。根据合理排放要求，两个煤种的主要区别为设计煤的SO₂设计排放浓度≤100 mg/Nm³，校核煤的SO₂设计排放浓度≤150 mg/Nm³。设计煤为含硫量少的煤种，校核煤为含硫量较高的煤种。当电厂采用设计煤，此时，此时排放海水pH应≥6.8。

根据电厂海水脱硫合理排放要求、上述计算结果和不同煤种的SO₂设计排放浓度可知在HCO₃^－浓度为78.32 mg/L时(7—9月份)，如果电厂采取2台泵同时脱硫、燃用校核煤，则SO₂设计排放浓度＜300 mg/Nm³，不符合校核煤的排放要求。如果电厂采取3台泵同时脱硫、燃用校核煤，SO₂排放浓度＜150 mg/Nm³，符合校核煤的排放要求。

在HCO₃^－浓度为95 mg/L时(其他月份)，如果3台脱硫泵和补水掺混水泵全开(满足补水量要求)、燃用设计煤，符合设计煤的排放要求。

上述电厂取水口附近水域全年不同月份的HCO₃^－浓度计算结果对于海水脱硫系统的设计有非常重要的指导作用，具体主要为：

(1) 在7—9月，上游河流径流流量突增，海水HCO₃^－浓度受淡水下泄影响大，电厂运行应该增加脱硫泵数量，脱硫泵数量应该可以由2台增至3台，才能满足海水充分吸收SO₂的排放要求，且可以提前购入含硫量较低的煤，在海水HCO₃^－浓度受淡水下泄影响大时改用低硫煤，避免脱硫系统效率低而影响周边海域生态环境安全。

(2) 其他月份，上游河流径流流量较小，海水HCO₃^－浓度受淡水下泄影响小，电厂运行可以斟酌减少脱硫泵运行数量，且可以使用价格低廉、含硫量稍高的煤，海水有充分的吸收排放的SO₂的缓冲能力，避免脱硫系统裕量过大造成浪费。

3   结语

本文采用Mike 21 Transport模块对越南某电厂淡水下泄对脱硫系统的影响进行了数值模拟分析。由计算结果可知，7—9月径流流量突增引起淡水下泄影响较大，取水口HCO₃^－平均浓度小于90 mg/L，最小平均浓度为78.32 mg/L，其余月份平均浓度均在95 mg/L左右。因此，为了电厂能够正常进行海水脱硫，7—9月海水HCO₃^－代表平均浓度为78.32 mg/L，其余月份海水HCO₃^－代表平均浓度为95 mg/L。根据不同月份的海水HCO₃^－浓度，通过改变电厂脱硫泵数量、选用不同含硫煤等措施，既能保证电场海水脱硫效率又能控制工程造价得以实现。