大型燃煤电厂脱硫废水烟气利用技术研究
关键词：烟气余热;脱硫废水;烟气利用;蒸发;零排放;
近年来, 国家对燃煤电厂产生的水环境影响提出了更高的要求———实现全厂废水零排放, 以期达到良好的环境效益和社会效益。燃煤电厂废水回收基本上是经过全厂水务管理及梯级利用后回用至脱硫用水, 因此如何处理脱硫系统产生的高含盐量废水是全厂废水零排放的关键。
1 脱硫废水零排放现状
1.1 脱硫废水水质特点
目前燃煤电厂主要采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺。该工艺中脱硫循环浆液由于不断吸收来自烟气及石灰石中的氯化物, 导致氯离子浓度不断增高, 其浓度的增高会带来诸多不利影响, 如:抑制石灰石的溶解, 使浆液的p H值降低, 影响二氧化硫的吸收效果, 使硫酸钙 (CaSO4) 易于结垢, 还易导致金属材料的腐蚀等。此外, 氯离子浓度过高也会影响脱硫副产物石膏的品质。为保证脱硫系统的正常运行, 一般应控制吸收塔中氯离子含量低于20000mg/L。另外, 与氯离子一样, 粉尘也会在循环浆液中不断积累, 脱硫系统的微细粉尘主要来自烟气中携带的粉尘、石灰石中的惰性物质、停止生长的小石膏晶体及工艺水中的杂质等。为保证商用石膏的纯度和系统浆液正常的物理化学性质, 需要对系统内的微细粉尘浓度进行控制。
因此, 为了保证脱硫系统的正常运行和脱硫副产物石膏的品质, 必须排放一定量的脱硫废水。脱硫废水水量、水质受煤质和脱硫系统工艺用水的水质影响很大, 且水质和水量随上述影响因素的变化而出现较大变化, 基本上是一厂一水量、水质。
1.2 国内脱硫废水零排放现状
根据调研, 目前国内已实施脱硫废水零排放的发电厂共有23家, 处理水量0.5~47 t/h, 其中, 目前已建成并且正式投运的大型燃煤电厂脱硫废水项目情况如表1所示。
相对于传统的蒸汽蒸发技术, 烟气利用技术由于利用了烟气余热蒸发脱硫废水, 系统简单, 节约占地, 已越来越受到关注。
2 脱硫废水烟气利用技术
烟气利用技术主要有旁路烟道喷雾干燥、烟道直接喷雾干燥、烟气余热浓缩蒸发等方法, 其与机组烟气系统热平衡和各工艺段参数密切相关, 以下分析这3种烟气利用的详细工艺特点。
2.1 旁路烟道喷雾干燥工艺
该工艺原理是从脱硝系统出口引出热烟气, 经旁路烟道送至喷雾干燥塔;脱硫废水经管路进入干燥塔, 经过高速旋转的雾化器雾化为细小液滴群后与烟气进行充分的热交换, 利用烟气余热瞬间干燥脱硫废水, 蒸发产生的大部分固体物质从喷雾干燥塔底部的排放口排出;经喷雾干燥塔干燥后的尾气返回电除尘器进口。该工艺流程如图1所示。
蒸发废水需要的能量计算公式为:
式中:Mmst为需蒸发废水的质量;T为环境温度;T1为蒸发后蒸汽温度;rw为水的汽化潜热, 取2262kJ/kg;cw为水的比热容, 4.187kJ/ (kg˙℃) 。废水温度T取25℃, 蒸汽温度T1取125℃, 可得干化1t废水所耗能量为3.11×106 kJ。
由于脱硝出口烟气原用于加热进入空预器的冷风, 以回收热量, 用于废水干燥后会造成热量损失, 空预器传热效率按95%计, 干燥1 t废水所耗热量折合标煤100.8 kg, 按标煤价900元/t计, 干燥1 t废水消耗的热量折算费用约90.7元。
因此全厂脱硫废水量较大时, 可考虑先将脱硫废水浓缩减量后再进入旁路烟道喷雾干燥, 以降低整套系统的能耗。
脱硝出口烟气约为350℃, 干燥废水后降至约125℃, 烟气焓降约200kJ/kg, 经计算, 干燥1 t废水所需烟气量约为15550kg, 采用此工艺的各类型机组干燥脱硫废水所需烟气质量和占总烟气的比值见表2 (单台机组) 。
从表2可以看出, 理想状态下300MW, 600MW和1000MW机组单台脱硫废水量分别为4t/h, 7t/h和12t/h。各类型机组 (单台机组) 干燥脱硫废水所需的烟气占总烟气量比值均接近5%。机组额定负荷时, 从脱硝出口抽取约5%的烟气会有空预器硫酸氢氨结露区跨层的风险。如采用该工艺, 需要对空预器进行改造, 增加镀搪瓷段的长度。当机组处于50%THA (机组热耗保证工况) 负荷以下运行时, 旁路烟气量会相应减少, 干燥塔中流场被破坏而导致废水接触干燥塔表面引起结垢、腐蚀, 所以机组低于50%THA负荷运行时该系统需停运。而机组实际脱硫废水量超过理想值, 干燥脱硫废水所需的烟气比例超过5%, 则需要经过浓缩再进行旁路烟气干燥。