湿法脱硫烟气冷凝水处理与利用试验研究

2019-08-13李健

发电设备 2019年3期

李健

(上海发电设备成套设计研究院有限责任公司，上海 200240)

火电厂是水资源消耗大户，全国燃煤电厂水资源消耗量约占工业用水量的30%～40%。2012年，国家修订了取水定额标准，将火力发电取水定额在2002年的基础上下调30%以上[1]，2015年4月国务院正式发布的《水污染防治行动计划》，要求火电行业促进再生水利用、控制用水总量、提高用水效益。与此同时，我国很多燃煤机组处于极度缺水地区，节水需求迫切，经济有效的节水降耗措施对我国节能环保具有重要意义。

我国绝大多数燃煤电厂采用湿法脱硫工艺，在脱硫过程中会有大量水分蒸发。经过湿法脱硫后，烟气中水蒸气体积分数由约6%上升至11%左右。锅炉排烟中的水蒸气及低温余热是燃煤电厂水资源和能量消耗的重要组成部分，对于百万燃煤机组来说，脱硫后烟气携带的水分超过300 t/h。脱硫后烟气显热的比例由63%降至25%，而水蒸气潜热的比例由37%升高至75%[2]。目前，利用冷凝法回收湿烟气水分已在国内数个机组成功运行，冷凝法回收的水分通常都直接回到脱硫系统中，而国内燃煤电厂普遍安装有烟气余热回收装置，脱硫塔蒸发量大幅减少，所有冷凝水直接进入脱硫系统会破坏脱硫系统水平衡，造成浆液溢出、除雾器冲洗不足等问题。因此，研究如何有效处理与利用湿法脱硫烟气冷凝水是非常必要的。

近年来，利用冷凝法回收燃煤电厂烟气中水蒸气的研究逐步增加。国内已有不少学者针对湿法脱硫烟气的冷凝换热做了大量研究并取得了一定的研究成果：雷承勇等[3]模拟褐煤锅炉排烟，进行了烟气水分冷凝回收技术的实验室研究；熊英莹等[4]在某 600 MW燃煤机组湿法脱硫后烟道中加装改性氟塑料换热器，采用冷凝法实现高水分烟气的深度凝结。但是国内研究方向主要集中在传热分析与热量回收、污染物收集及抗腐蚀材料方面，对收集到的冷凝水如何处理和利用的研究还比较少。

1 试验系统

笔者在某600 MW亚临界机组中进行了试验研究，试验系统见图1。该系统安装于湿法脱硫塔后，在脱硫塔出口水平烟道开孔抽取部分烟气，依次通过烟气冷凝换热器、烟道除雾器，对湿烟气进行冷凝并将凝结水收集到水箱中，再经过烟气加热器加热，利用抽风机将烟气从临时烟囱排出。为解决低温腐蚀问题，换热元件采用TA2钛管。

图1 试验系统图

该试验系统设计烟气体积流量为50 000 m3/h，设计流速为5.6 m/s。烟气冷凝换热器为管式换热器，使用循环冷却水作为冷源，将脱硫塔后湿烟气从50 ℃冷却至40 ℃，安装烟道除雾器提高冷凝水收集率，收集冷凝水质量流量约为2 t/h。冷凝水收集管路上安装取样口，可使用浊度仪连续侧监测浊度(溶液对光线通过时所产生的阻碍程度)。烟道除雾器进出口安装有差压变送器，用于监测除雾器阻塞情况。烟道除雾器内安装有冲洗系统，防止除雾器结垢堵塞。采用蒸汽热源，使用管式烟气加热器将烟气加热至55 ℃，消除白烟后，由抽风机将烟气从临时烟囱排放至大气中。

2 数据采集与分析

为了有效处理和利用收集到的冷凝水，使用浊度仪连续检测冷凝水的浊度，将烟气冷却5～10 K时，冷凝水的浊度始终<1 NTU(浊度单位)。冷凝水的浊度满足工业水和循环冷却水水质要求。通过取样口对收集的冷凝水取样进行水质分析，结果见表1。

表1 冷凝水水质分析

3 试验方案

试验方案一：使用收集的冷凝水作为试验系统中除雾器的冲洗水。冲洗频率为8 h一次，连续使用1个月后，未出现烟道除雾器阻塞现象。该机组除雾器外部冲洗水管路和冲洗水泵均为碳钢材质，采用工业水冲洗。由于冷凝水pH较低，若使用烟气冷凝水作为脱硫除雾器冲洗水源，须更换外部原冲洗水管路和冲洗水泵材质。原冲洗水管路可采用衬塑管，冲洗水泵过流部件可采用2205双相不锈钢或衬氟处理。

试验方案二：使用收集的冷凝水作为工业水补水。根据水质分析结果，在收集的冷凝水中添加NaOH溶液，将pH控制在8.5～9.5，然后补充至工业水中。连续运行两周后，工业水系统运行正常，工业水水质无明显变化。

试验方案三：使用收集的冷凝水作为冷却塔补水，同时代替硫酸降低循环冷却水pH。由于排污总量限制，该机组将循环冷却水循环倍率提高至8倍左右，此时水质参数见表2。