旁路煙道蒸發(fā)的脫硫廢水零排放技術(shù)在火電廠的應(yīng)用
編輯：瓏基機(jī)械 時(shí)間：2024-05-28
摘要：在河南焦作某電廠2x350MW機(jī)組脫硫廢水煙氣余熱蒸發(fā)零排放工程的運(yùn)行基礎(chǔ)上，進(jìn)行工藝的優(yōu)化與改進(jìn)，創(chuàng)造性地引入旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)：
在SCR脫硝裝置后、空氣預(yù)熱器前引出少量高溫?zé)煔?/span>(煙溫在330-350℃)至旁路煙道系統(tǒng)；旁路煙道出、入口通過(guò)電動(dòng)隔離擋板實(shí)現(xiàn)與主體煙道的隔離；旁路煙道入口加設(shè)電動(dòng)調(diào)節(jié)擋板以調(diào)節(jié)煙氣的流量、流速；旁路煙道內(nèi)設(shè)置高效雙流體霧化噴嘴，霧化液滴與引入的高溫?zé)煔膺M(jìn)行迅速傳質(zhì)、傳熱，實(shí)現(xiàn)液滴的高效蒸發(fā);旁路煙道出口連接在空氣預(yù)熱器后、除塵器前的煙道上，蒸發(fā)后的結(jié)晶物隨煙氣在除塵系統(tǒng)得到去除，水蒸氣在脫硫塔被冷凝后間接補(bǔ)充脫硫工藝用水，最終實(shí)現(xiàn)了脫硫廢水零排放，且對(duì)電廠原有系統(tǒng)影響較小。
0引言
已投運(yùn)的脫硫廢水零排放工程(河源電廠、恒益電廠、長(zhǎng)興電廠、萬(wàn)方電廠)的通用路線為：預(yù)處理單元、濃縮減量單元、固化單元。
預(yù)處理單元主要是去除脫硫廢水中固體懸浮物(SS)、重金屬離子、硬度離子(Ca2+、Mg2+)等，減弱后續(xù)系統(tǒng)的污堵、結(jié)垢傾向，是零排放的基礎(chǔ)。目前主要的預(yù)處理技術(shù)有石灰一碳酸鈉軟化、多孔陶瓷膜過(guò)濾、管式微濾等。
濃縮減量單元主要是通過(guò)濃縮，降低進(jìn)入固化單元的水量，以減小固化系統(tǒng)的投資、運(yùn)行成本，濃縮減量單元是零排放的保障。其主要方法包括蒸發(fā)濃縮(MED,MVR)，膜法濃縮(MF/RO,OF/RO,UF/NF,UF/RO/ED、OF/RO/FO,UF/RO/MD)等。
固化單元主要有蒸發(fā)塘(自然蒸發(fā))、機(jī)械霧化蒸發(fā)、多效強(qiáng)制循環(huán)蒸發(fā)、降膜機(jī)械蒸汽壓縮蒸發(fā)、低溫蒸發(fā)、煙道噴霧蒸發(fā)等，固化單元是零排放的核心。
國(guó)內(nèi)最早實(shí)現(xiàn)脫硫廢水零排放的技術(shù)是蒸發(fā)濃縮結(jié)晶技術(shù)，但投資、運(yùn)行費(fèi)用高，占地面積大等特點(diǎn)限制了其市場(chǎng)推廣。
河南焦作某電廠2x350MW機(jī)組前期采用脫硫廢水煙氣余熱蒸發(fā)零排放技術(shù)，該技術(shù)在投資運(yùn)行成本、占地面積等方面具有較大優(yōu)勢(shì)。
但隨著國(guó)家產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)的調(diào)整，火電廠負(fù)荷率降低，空氣預(yù)熱器排煙溫度降至110℃以內(nèi)，低溫影響液滴的蒸發(fā)效果及蒸發(fā)量；另一方面，低低溫(GGH)的強(qiáng)制普及，使得煙道蒸發(fā)可利用的有效煙道長(zhǎng)度減小，狹窄的空間限制了蒸發(fā)水量；煙道復(fù)雜結(jié)構(gòu)形式及內(nèi)部支撐杠增加了掛灰、結(jié)垢、腐蝕的風(fēng)險(xiǎn)。
河南焦作萬(wàn)方電廠在脫硫廢水煙氣余熱蒸發(fā)零排放技術(shù)工程運(yùn)行的基礎(chǔ)上，進(jìn)行工藝的優(yōu)化與改進(jìn)，引入旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)，在實(shí)現(xiàn)脫硫廢水零排放的基礎(chǔ)上保障了電廠運(yùn)維的安全性。
1基于旁路煙道蒸發(fā)的脫硫廢水零排放技術(shù)介紹
基于旁路煙道蒸發(fā)的脫硫廢水零排放技術(shù)主要包括二級(jí)沉淀預(yù)處理系統(tǒng)、雙膜法濃縮減量系統(tǒng)、旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)(圖1)。其中二級(jí)沉淀預(yù)處理系統(tǒng)分別加入石灰乳、液堿、PAC和PAM，Na2CO3,PAC和PAM，分步進(jìn)行絮凝沉淀；石灰乳、液堿的混合加入方式以及二級(jí)分步沉淀方式可有效降低藥劑成本，高效去除懸浮固體顆粒和重金屬等，并充分軟化水質(zhì)，降低雙膜法濃縮減量系統(tǒng)膜結(jié)垢風(fēng)險(xiǎn)。
圖1 脫硫廢水零排放技術(shù)系統(tǒng)
雙膜法濃縮減量系統(tǒng)包括多介質(zhì)過(guò)濾機(jī)、超濾膜組件、反滲透膜組件。多介質(zhì)過(guò)濾機(jī)和超濾膜組件可有效去除水中的固體微粒雜質(zhì)，降低廢水濁度，經(jīng)超濾系統(tǒng)處理后廢水SDI<3，達(dá)到反滲透膜進(jìn)水水質(zhì)要求。反滲透膜組為海水淡化膜，系統(tǒng)脫鹽率≥97%；產(chǎn)生的淡水回用至脫硫工藝水系統(tǒng)，只將濃水引入旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)進(jìn)行蒸發(fā)，充分減小進(jìn)入旁路煙道的水量負(fù)荷，降低對(duì)鍋爐效率的影響。
旁路煙道入口位于SCR后、空氣預(yù)熱器前煙道，出口位于空氣預(yù)熱器后、除塵器前煙道。旁路煙道入、出口通過(guò)電動(dòng)隔離擋板實(shí)現(xiàn)與主體煙道的隔離，保障電廠的穩(wěn)定運(yùn)行。旁路煙道入口加設(shè)電動(dòng)調(diào)節(jié)擋板以調(diào)節(jié)煙氣的流量、流速，保障液滴的高效蒸發(fā)。
反滲透濃水經(jīng)廢水管道輸送至旁路煙道內(nèi)的雙流體高效霧化噴頭，通過(guò)空壓機(jī)調(diào)節(jié)氣液比控制霧化液滴粒徑在100μm以內(nèi)。霧化液滴與高溫?zé)煔?/span>(330-350℃)在旁路煙道內(nèi)充分混合，在不斷的傳質(zhì)、傳熱過(guò)程中實(shí)現(xiàn)液滴的高效蒸發(fā)。霧化液滴中所含的鹽類物質(zhì)在蒸發(fā)過(guò)程中持續(xù)析出，并附著在煙氣中的粉塵顆粒上經(jīng)旁路煙道出口進(jìn)入除塵器，被除塵器捕集；蒸發(fā)后的水蒸氣隨煙氣進(jìn)入脫硫塔，在脫硫塔經(jīng)冷凝后間接補(bǔ)充脫硫工藝用水，最終實(shí)現(xiàn)脫硫廢水零排放。
2旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)的運(yùn)行效果
圖2為電廠單爐單側(cè)旁路煙道安裝示意圖。
由圖可以看出：該旁路煙道可充分利用電廠原有煙道間的空間，占地面積小，且易于在現(xiàn)有機(jī)組上改造。
圖2 旁路煙道現(xiàn)場(chǎng)安裝位置
該旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)采用PLC控制(圖3)，實(shí)現(xiàn)運(yùn)行參數(shù)、設(shè)備狀況在線遠(yuǎn)程監(jiān)控，遠(yuǎn)程指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)操作，提高系統(tǒng)維護(hù)檢修效率和發(fā)現(xiàn)缺陷的能力。
圖3 旁路煙道控制界面
圖4匯總了旁路煙道蒸發(fā)過(guò)程中各個(gè)參數(shù)的變化：旁路煙道的入口、中間、出口處分別設(shè)置溫度傳感器，以監(jiān)測(cè)蒸發(fā)過(guò)程中煙氣的溫度變化，初步判斷蒸發(fā)效果。
圖4 旁路煙道蒸發(fā)過(guò)程中各參數(shù)的變化
從圖4a可以看出：旁路煙道入口處煙溫基本維持在330℃左右，濃水霧化液滴與高溫?zé)煔饨?jīng)過(guò)迅速的傳質(zhì)傳熱過(guò)程，中間段溫度下降為270℃左右，旁路煙道出口煙溫基本維持在135℃左右，與空氣預(yù)熱器出口煙溫基本一致。
從圖4b可以看出：旁路煙道內(nèi)霧化裝置的氣體壓力和液體壓力均在0.5MPa左右，在該氣液比條件下，霧化液滴的直徑在100μm以內(nèi)，具有較大的比表面積，保障了液滴的高效蒸發(fā)。
從圖4c可以看出：蒸發(fā)0.9t/h的脫硫廢水濃水，需要引出的高溫?zé)煔饬吭?/span>9000m3/h左右。
在旁路煙道底部設(shè)置的測(cè)試桿根部出現(xiàn)部分浮灰，浮灰較干，未出現(xiàn)結(jié)垢現(xiàn)象；通過(guò)檢修口觀察旁路煙道內(nèi)壁，未發(fā)現(xiàn)有積灰情況，說(shuō)明旁路煙道在上述參數(shù)條件下運(yùn)行時(shí)，實(shí)現(xiàn)了脫硫廢水的高效蒸發(fā)。
3旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)對(duì)電廠的影響
3.1旁路煙道蒸發(fā)對(duì)空氣預(yù)熱器的影響
旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)利用脫硝裝置后、空氣預(yù)熱器前的高溫?zé)煔鈱?shí)現(xiàn)RO濃水的蒸發(fā)。該工藝抽取少量高溫?zé)煔夂?，使進(jìn)入空氣預(yù)熱器的高溫?zé)煔饬坑兴鶞p少。在空氣預(yù)熱器換熱效率不變的前提下，一次風(fēng)和二次風(fēng)通過(guò)空氣預(yù)熱器得到的熱量都將減少。為此，委托國(guó)網(wǎng)河南省電力公司電力科學(xué)研究院對(duì)該工藝對(duì)空氣預(yù)熱器的影響進(jìn)行分析計(jì)算，結(jié)果如表1所示。
表1 旁路煙道蒸發(fā)對(duì)空氣預(yù)熱器的影響
由表1可知：
鍋爐BMCR工況下，按照設(shè)計(jì)蒸發(fā)1t/h脫硫廢水，抽取煙氣量占鍋爐總煙氣的比例為0.6189%，空氣預(yù)熱器出口一、二次風(fēng)溫較設(shè)計(jì)下降0.4173℃；蒸發(fā)3.5t/h脫硫廢水，其比例為2.1654%風(fēng)溫較設(shè)計(jì)下降1.5188℃。在這2種工況下，該旁路煙道蒸發(fā)工藝對(duì)空氣預(yù)熱器影響較小。
在第10天旁路煙道蒸發(fā)RO濃水時(shí)，通過(guò)電廠DCS系統(tǒng)記錄蒸發(fā)前后空氣預(yù)熱器的溫度變化如圖5所示。
圖5 噴霧前后空氣預(yù)熱器溫度變化
可以看出：旁路煙道噴霧后對(duì)空氣預(yù)熱器進(jìn)、出口煙溫幾乎無(wú)影響；噴霧后空氣預(yù)熱器一、二次風(fēng)溫略微降低，但波動(dòng)范圍基本在噴霧前的范圍內(nèi)，對(duì)空氣預(yù)熱器的影響較小。
3.2旁路煙道蒸發(fā)對(duì)脫硫塔內(nèi)離子濃度的影響
第10天開(kāi)始濃水旁路煙道蒸發(fā)。圖6為噴霧前后脫硫塔內(nèi)Cl-,Mg2+的濃度變化。
圖6 噴霧前后脫硫塔內(nèi)Cl-、Mg2+的濃度變化
可知：由于每天脫硫廢水排放量不同，在濃水旁路煙道噴霧前(第1~10天)，脫硫塔內(nèi)ρ(Cl-)為15000-20000mg/L，ρ(Mg2+)為12000-16000mg/L；濃水旁路煙道蒸發(fā)后(第10天后)2種離子的波動(dòng)范圍與噴霧前無(wú)太大變化。
3.3旁路煙道蒸發(fā)對(duì)粉煤灰的影響
經(jīng)旁路煙道蒸發(fā)后，RO濃水中的鹽分隨煙氣中的粉塵一起被除塵器捕捉，最終進(jìn)入粉煤灰中。設(shè)定該2x350MW機(jī)組處理脫硫廢水水量為150t/d，原水ρ(Cl-)在17000mg/L左右，則每天Cl-的產(chǎn)生量為2550kg；每臺(tái)鍋爐產(chǎn)生粉煤灰為30.23t/h，2臺(tái)鍋爐日產(chǎn)生粉煤灰為1451.04t，粉煤灰按20%的比例作為原料摻做水泥，則Cl-在水泥中的占比為0.036%，低于GB175-2007《通用硅酸鹽水泥》要求的0.06%。因此，旁路煙道蒸發(fā)不會(huì)影響粉煤灰的資源化。
綜上，該旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)對(duì)空氣預(yù)熱器、脫硫塔內(nèi)Cl-、Mg2+濃度以及粉煤灰的影響均較小。
4結(jié)論
（1）基于旁路煙道蒸發(fā)的脫硫廢水零排放技術(shù)具有可行性，該技術(shù)中預(yù)處理是基礎(chǔ)，膜減量是保障，旁路煙道蒸發(fā)是核心。應(yīng)用該技術(shù)時(shí)應(yīng)根據(jù)允許蒸發(fā)水量反推膜濃縮倍數(shù)，設(shè)計(jì)合理的預(yù)處理工藝參數(shù)。
（2）基于旁路煙道蒸發(fā)的脫硫廢水零排放技術(shù)適應(yīng)于電廠新常態(tài)，利用高溫?zé)煔鈱?shí)現(xiàn)脫硫廢水的高效蒸發(fā)，無(wú)需額外熱源，運(yùn)行能耗低；且旁路煙道可充分利用煙道間空隙，占地面積小，工程投資省。
（3）旁路煙道蒸發(fā)的脫硫廢水零排放技術(shù)具有的優(yōu)點(diǎn)是：自動(dòng)化程度高、操作方便，提高了系統(tǒng)的運(yùn)維水平；旁路煙道入、出口隔離門的設(shè)計(jì)可實(shí)現(xiàn)與電廠主體的隔離，不影響電廠的日常運(yùn)作。
（4）該技術(shù)實(shí)現(xiàn)了燃煤電廠真正意義上的脫硫廢水零排放，對(duì)空氣預(yù)熱器、粉煤灰品質(zhì)等影響較小，是一種低耗高效的脫硫廢水零排放技術(shù)，具有廣泛的推廣應(yīng)用價(jià)值。
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