作者 |晋银佳 李壮 唐国瑞 林敬民 王清东

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华电电力科学研究院有限公司

根据某火电厂湿法烟气脱硫工艺系统和其配套脱硫废水工艺系统的工程设计运行要求,从脱硫废水提取系统入手进行分析设计优化,在满足脱硫废水外排标准规范要求前提下,降低上游脱硫吸收塔内浆液氯离子浓度、下游脱硫废水处理工艺系统运行负荷及整个烟气脱硫工艺系统的运行故障缺陷率,从而提高脱硫系统运行经济性。

不断提高的排放要求对火电厂大气污染治理设施的运行、提出了较高的要求,我厂脱硫系统由华电工程总包,采用石灰石—石膏湿法脱硫技术,一炉一塔,吸收塔为喷淋空塔。自2013年随机组双投以来运行比较平稳,未发生长时间的环保排放超标。2016年1月、10月两台机组将相继进行超低排放。

华电潍坊发电有限公司

在湿式脱硫工艺系统运行中,浆液在脱硫吸收塔内反复循环,导致其中可溶性无机盐不断浓缩。为维持工艺系统的脱硫高效性,浆液需要不断补充更新,而含有大量重金属离子的“脱硫废水”则需要及时排放田。脱硫废水水质呈酸性,含有大量悬浮物、氯离子以及大量重金属离子,如不及时进行处理,将会对脱硫工艺系统设备(氯离子具有强腐蚀性)以及周边产生严重性影响,脱硫废水系统是火电厂湿式烟气脱硫工艺系统的重要组成部分之一,其设计优化运行关乎火电厂废水污染物减排及机组安全稳定高效运行。

本文主要重点介绍烟气脱硫系统投产以来遇到的一些问题的分析及处理,供大家探讨。

华电龙口发电股份有限公司

该电厂成立于2013年5月,总装机容量为2010MW,脱硫废水系统与电厂主设备同期建设,包括脱硫废水处理工艺系统、加药系统、污泥处理系统及脱硫废水提取系统等四部分。其中脱硫废水处理工艺系统设计流量为22m3/h,入口悬浮物浓度即含固率为1%,氯离子的含量为7000~20000mg/L。该机组各项技术和经济指标位于同类型机组前列,并同步建设电除尘系统、脱硫脱硝系统、海水淡化系统等,除尘、脱硫、脱硝效率位居国内领先水平。

我厂脱硫系统自投运以来,脱硫排放浓度能满足现阶段排放要求,但在部分设备和系统上相继出现过一些问题,对系统的运行造成了一些影响。1.1吸收塔搅拌器

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脱硫系统所处理废水水质与脱硫设计工艺、上游烟气成分、飞灰及脱硫剂种类等多种因素有关,脱硫废水的主要特征:呈弱酸性,含固率高但颗粒悬浮物直径较小,固体悬浮物中主要成分为灰尘和脱硫产物(CaSO4和CaS03),且其中无机盐含量高,并含铬、汞等重金属离子。

我厂每座吸收塔配备9台吸收塔搅拌器,投产半年左右2台机组共18台吸收塔搅拌器相继出现机封漏浆,对系统安全运行及现场文明卫生造成较大影响。经过分析主要是由于叶轮连接轴与机械密封安装部位轴套产生金属摩擦,造成轴和轴套磨损,产生间隙导致漏浆,经过更换后恢复正常。在超低排放中进一步对机封进行换型,改为无浮动摩擦阻力的机械密封装置提高密封效果、降低摩擦副发热量实现无冲洗水条件下运行,增强机械密封轴承的承载能力减轻减速箱轴承负荷,确保系统的稳定运行。

摘要:脱硫废水水量的确定不仅关系到烟气超低排放处理系统的运行,而且直接影响到脱硫废水处理工艺的选择以及投资、运行成本。脱硫废水水量的确定需要考虑脱硫浆液氯离子含量、石膏品质控制、脱硫工艺水水质、机组运行的煤质及烟气温度等多个因素。对影响脱硫废水水量的因素进行了深入分析,提出了减少脱硫废水水量的措施。

目前,该电厂脱硫废水经处理后主要易超标项目为pH值、悬浮物含量、重金属离子含量、氯离子含量以及氟离子含量等。该电厂脱硫废水处理工艺系统见图1。

石灰石浆液密度计采用管式密度计形式,安装在石灰石浆液泵出口管道上。投运后约半年左右#2石灰石浆液密度计出现测量数值偏差大,经检修检查后发现密度计磨损严重,主要是由于密度计进口石灰石浆液流量较大,密度计磨损加剧,导致密度计内元件损坏。为浆液进入密度计石灰石浆液流量,在密度计处设一浆液旁,在旁上安装调节阀,通过旁调节阀控制进入密度计石灰石浆液质量流量在10000KG/H—15000KG/H之间。通过,密度计测量准确性及使用时间有了大幅提高,截止目前,石灰石浆液密度计使用正常。

关键词:脱硫废水;水量确定;氯离子;浆液品质;超低排放

石膏浆液为石膏及各种污染物的浓溶液,经过脱硫废水提取系统及后续处理系统处理后分离为脱硫塔回用水(储存于三个回用水箱)和外排污泥,同时由于脱硫塔有水损耗,因此需要在回用水箱II补充工艺水;经真空机产出的外排污泥主要为石膏旋流站固液分离得到的石膏,而污泥压滤机所产出污泥为经脱硫废水处理系统处理后得到的污泥(主要为石膏、氢氧化镁、重金属氢氧化物等)。

除雾器冲洗主要是为了冲洗粘附在除雾器叶片上的结垢,恢复除雾器叶片的洁净,除雾器除雾效果,防止除雾器差压增大。在运行中,特别是脱硫系统投运初期,由于除雾器冲洗水阀门安装调试的问题,导致除雾器冲洗水阀门内漏,

0引言

脱硫系统中的吸收塔浆液,通过管道输送至本装置脱硫废水处理工艺系统中,经过石膏旋流站将其中上清液管道输送至废水旋流站供水箱,并经过脱硫废水旋流站二级旋流后,获得脱硫废水进下游处理装置进一步处理。由烟气脱硫系统排放的其他脱硫废水管道输送至废水箱。

这一方面导致吸收塔液位较难控制;另一方面因为阀门内漏,导致除雾器冲洗水压力、流量无法满足要求,长期这样运行将导致除雾器除雾元件无法得到良好冲洗,除雾器结垢严重,除雾器差压上升,严重时将导致除雾器坍塌。

随着燃煤电厂烟气处理超低排放改造工程的推进,对烟气中SO2排放浓度的要求日益严格,对石灰石-石膏湿法脱硫系统的运行产生了重要影响。为保证湿法脱硫系统的稳定达标运行,须更为严格地控制脱硫浆液的品质,由此造成部分电厂湿法脱硫系统的脱硫废水排放量有所增加。与此同时,国务院于2015年4月正式发布的《水污染防治行动计划》,对各类污废水的处理和排放提出了更高的要求,部分地方政府也相继出台地方标准对外排废水的含盐量做出严格要求:河北省发布的DB13/831—2006《氯化物排放标准》增加了对废水排放中氯离子的限值;在DB37/599—2006《山东省南水北调沿线水污染物综合排放标准》与DB37/676—2007《山东省半岛流域水污染综合排放标准》等标准中规定,2016年1月1日起,外排水全盐量指标限值为1600mg/L,以城市中水或循环水为主要水源的企业,全盐量指标限值为2000mg/L;2013年,北京市出台的DB11/307—2013《水污染物综合排放标准》规定,排入地表水体的水污染物中可溶性固体总量小于1600mg/L。

在废水箱中,由于脱硫废水COD贡献成分主要为还原态无机盐,例如亚硫酸盐等,其降解过程主要是通过曝气氧化从而降低其含量,一般采用空气为氧化剂。经过曝气处理后送三联中和箱,在其中强碱Ca2将来水pH值调整到9. 0左右。

因此,在机组投运初期,一定要确保除雾器冲洗水阀门的开关正常,无内漏现象。

根据近年来国内外燃煤电厂废水“零排放”改造工程的实施情况来看,脱硫废水的“零排放”处理在整个工程投资中占比较大,直接关系到整个工程的投资和运行成本。脱硫废水的水量既要保证脱硫系统稳定达标运行,又要尽可能减少废水排放量,降低废水处理系统的投资和运行成本。合理降低脱硫废水排放量对于降低废水“零排放”改造系统投资和运行成本具有重要意义。

在三联箱中,废水中大部分二价及三价重金属离子与氢氧根形成难溶氢氧化物。同时,添加至三联箱的Ca2+与废水中的F-反应生成难溶的CaF2无机盐沉淀。经三联箱处理后的脱硫废水进浓缩分离器,在添加有机硫化物和一定量混凝剂后,进一步将不能以氢氧化物沉淀的重金属离子以难溶的硫化物形式脱除。

不同的锅炉燃烧工况、不同的燃煤品种对脱硫运行都有不同的影响,这就要求运行人员根据经验结合各方面的因素进行判断处理。运行人员根据系统参数变化,判断系统的运行情况,确保设备的安全运行,使系统达到设计的参数下正常运转。现在,就运行中经常性出现的几个问题来分析。2.1吸收塔浆液PH值控制

1脱硫废水水量的确定

废脱硫水在脱硫废水箱、废水箱、三联箱和浓缩分离器内停留时间分别约为45min,浓缩分离器完成固液分离的操作,浓缩分离器上部分清水通过澄浓缩分离器周边溢流口流至下游废水处理装置进一步处理;浓缩分离器设备下部分沉淀浆液由机械旋转式刮泥刀刮出,管道输送至污泥缓冲池。污泥缓冲池浆液经过下游污泥压滤机压滤成泥饼,泥饼由电厂自备车送至灰场,所回收的脱硫废水浆液由污泥循环泵泵送至脱硫废水箱,以提供上游各箱中结晶沉淀所需要的晶种。

为了脱硫系统运行时能达到设计的参数要求,必须使吸收塔中的浆液PH值在一定的范围之内,在这种情况下既能额定钙硫比下的脱硫率,又能石膏副产品的质量;既要控制长期运行情况下酸腐蚀在正常范围内,又要防止结垢。

脱硫废水由于具有含固量高、重金属离子超标、含盐量高、水质复杂等特点,成为废水处理中的重点和难点。常规的“中和—絮凝—沉淀”等工艺能够处理以脱硫废水、酸碱再生废水为代表的高含盐废水(含盐量>2000mg/L)中的固体悬浮物、重金属离子等,但是对降低其含盐量没有明显的作用,常规工艺处理后仍然难以达到新的排放标准;而含盐量<2000mg/L的废水可以用作脱硫工艺水、循环水补水、灰渣系统补水等,不需要外排,即部分地区对燃煤电厂外排水含盐量的要求间接达到了废水“零排放”。

该电厂脱硫废水处理工艺系统自投产后一直存在废水排放指标超限的问题,因此针对此问题对脱硫废水工艺处理系统的工艺运行数据进行统计与分析,结果见表1。

在机组投运初期,我厂吸收塔石灰石进浆采用蝶阀,设定控制PH值的上下限,蝶阀根据PH值自动开关。在这种控制方式下,吸收塔浆液PH值无法维持在一恒定值附近,SO2排放浓度也随着PH值的变化而变化,不适应目前低排放浓度要求下的吸收塔浆液PH值控制。

1.1氯离子含量控制

从表1可以看出在第3次化验分析所测得的悬浮物的含量值甚至高达2.63wt%(脱硫废水工艺系统设计悬浮物的含量为Iwt%),并且脱硫废水化学需氧量COD和氯离子含量较高。

2014年陆续将两台机组石灰石进浆蝶阀更换为调节阀,根据排放浓度、入口SO2浓度、机组负荷、吸收塔浆液PH值等参数调节供浆量大小,维持较稳定的排放浓度。

总体来讲,脱硫废水的水量可以根据脱硫浆液中氯离子的质量浓度来确定。根据DL/T5196—2016《火力发电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统设计规程》,脱硫吸收塔浆池运行氯离子质量浓度按不超过20000mg/L设计,接触吸收塔浆液的部件材料防腐能力应按氯离子质量浓度不超过40000mg/L设计。不过在实际运行中,脱硫浆液氯离子质量浓度的控制还需要考虑浆燃煤煤质、液品质、石膏品质等因素。脱硫浆液中的氯离子主要来自燃煤烟气氯元素的溶解以及脱硫工艺水的携带。

脱硫废水处理工艺系统废水悬浮物的含量高,超过其脱硫废水处理工艺系统的设计处理能力,造成系统处理后出水的水质超标及系统相关处理设备故障率激增。脱硫废水中的大部分污泥通过浓缩分离器沉淀下来,然后经由污泥压滤机进行压泥后送往灰厂进行暂时储存。由于污泥量大,下游污泥压滤机来不及进行处理,造成浓缩分离器内污泥过量,污泥泥位过高,经常导致浓缩分离器刮泥机电机过载损坏,脱硫废水处理系统退出运行。另外,沉积的污泥在废水箱堵塞曝气管道孔,使管道内量不足,既影响脱硫废水出水的COD值,也使曝气风机经常过载,甚至造成风机电机烧坏。

高浓度氯离子一方面会造成设备的腐蚀加剧,另一方面会对脱硫效率产生不利影响。

1.1.1燃煤煤质

因废水处理系统含固率高,其系统加药量和污泥压滤机处理量同时增大。脱硫废水处理工艺系统脱硫废水箱泥浆淤积严重,其清理需长时间停运。脱硫废水处理工艺系统的无法正常投运,使脱硫废水得不到及时进行下游处理,只能返回上游吸收塔系统,最终造成脱硫吸收塔内浆液氯离子含量超标,严重脱硫系统设备的正常运行。前吸收塔浆液氯离子化验结果见表2。

脱硫废水系统仅能处理脱硫废水中重金属离子,对氯离子无法去除,处理后废水回用脱硫系统后浆液中氯离子浓度不断增大,严重影响了脱硫系统的正常运行。

燃煤烟气中氯元素主要来自煤中携带的氯元素在燃烧过程中形成的HCl以及以灰分中携带的NaCl,KCl,CaCl2,化学反应方程式为

由表2可知,前脱硫吸收塔内平均氯离子的含量在18000mg / L以上。脱硫塔吸收液氯离子的含量过高将会对脱硫系统各相关设备产生严重腐烛,并且对吸收塔内吸收液脱硫反应有作用。

目前我厂将处理后脱硫废水排至捞渣机,通过炉渣将氯离子排至系统外,降低脱硫系统氯离子含量。

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一是锅炉在运行过程中投油、燃烧不充分,未燃尽成份、飞灰中有部分碳颗粒或焦油随锅炉尾部烟气进入吸收塔,造成吸收塔浆液有机物含量增加。

我国煤中氯的质量分数一般较低,通常在0.01%~0.20%之间,平均为0.02%,绝大部分在0.05%以下,少部分在0.05%~0.15%之间。灰分越高,煤中氯的质量分数越高。以1台300MW机组为例,机组每小时燃煤120t,假定燃煤的氯元素质量分数为我国煤中氯元素质量分数的平均值、煤完全燃烧且燃烧后所含的氯元素全部进入浆液并通过排出脱硫废水的形式排出,那么随脱硫废水排放的氯元素应为24kg/h。在脱硫废水水量控制在5t/h的情况下(300MW机组正常脱硫废水排放量),由燃煤携带的氯离子的贡献约为4800mg/L。在实际应用中,需要根据煤质情况(氯元素质量分数、灰分)、机组运行情况等多个因素进行调整。

二是脱硫脱水系统或废水处理系统不能正常投入,致使吸收塔浆液品质逐渐恶化。

1.1.2工艺水

三是运行过程中浆液循环泵短时间内频繁启停,吸收塔浆液气液平衡被,致使吸收塔浆液大量溢流。吸收塔浆液一旦出现起泡溢流现象后,必须及时采取妥善的处理方式,以免造成严重事故。

石灰石-石膏湿法脱硫工艺需要消耗大量的工艺水,工艺水在脱硫系统内与烟气进行换热而不断蒸发,工艺水中溶解态的氯化物也被不断浓缩。因此,工艺水的携带也是脱硫浆液氯元素的一个重要来源。调研结果显示,1台600MW机组的脱硫系统蒸发水与石膏结晶水总计约为100t/h,这部分水可以看作纯净水。在脱硫废水量控制在10t/h时,脱硫浆液中的氯离子质量浓度相当于脱硫工艺水被浓缩了11倍(110/10=11)。根据脱硫工艺水中氯离子质量浓度可以粗略计算出脱硫工艺水中氯元素携带对脱硫浆液中氯元素质量分数的贡献值。例如,脱硫工艺水中氯离子质量浓度为1000mg/L,脱硫工艺水中氯元素对脱硫浆液中氯元素的贡献值约为11000mg/L。

在氧化效果的前提下,适当降低吸收塔工作液位,减小浆液溢流量;避免频繁切换浆液循环泵,短时间内气液平衡。如果有必要也可以适当加入消泡剂。

脱硫工艺水在脱硫系统中的浓缩倍数的计算是基于脱硫系统的水平衡数据,与脱硫系统的运行状况和烟气参数密切相关,在计算中需要综合考虑实际情况。

随着环保要求的提高,对火电厂脱硫等环保设施的运行提出了更高的要求。今年我厂2台机组将分别完成超低排放,我们将继续对后脱硫系统运行遇到的问题进行分析、总结,努力确保环保达标排放,能耗指标最优。

1.2浆液起泡的控制

湿法脱硫系统的运行过程中,浆液起泡情况也是影响浆液品质和脱硫效率的重要因素。

脱硫吸收塔正常运行过程中,通过氧化风机向脱硫吸收塔内鼓入氧化空气,将亚硫酸钙氧化为硫酸钙。在这一过程中,在搅拌器和喷淋浆液的作用下,氧化空气进入液相内部并在液面形成气泡。在浆液黏性较大时,黏性力对液膜中液体流动的阻碍较大,泡沫相对稳定而形成泡沫层。随着脱硫浆液的循环,浆液不断吸收烟气中的表面活性剂、粉尘、重金属离子、油滴等杂质,表面与内层溶液的表面张力差增大。当局部液膜变薄时,里层表面张力较大的液体裸露出来,在液面处形成张力梯度,周围张力较小的液体会运动到该处阻止其进一步变薄,因此液膜具备较强的稳定性,泡沫维持时间较长。

脱硫浆液起泡会对脱硫系统造成不同程度的影响:如机组启动或事故状态下燃烧不充分,部分具有表面活性杂质进入吸收塔,可能造成浆液气泡、甚至石灰石“致盲”,导致浆液中毒,进而影响脱硫效率;脱硫吸收塔内浆液气泡量较大时,吸收塔内实际液位偏低,造成石膏氧化时间不足,亚硫酸盐含量偏高,也会导致脱硫效率降低;若脱硫系统设置有增压风机,浆液气泡严重时可能造成部分浆液溢流至增压风机内,严重时会造成叶片断裂,影响整个脱硫系统安全运行。

有研究表明,浆液中SO42-,As,Cr,Pb,Ni的含量与浆液起泡程度呈正相关关系,与浆液中重金属总量呈正相关关系。增加脱硫废水排出量是控制浆液起泡的有效手段。在实际操作中,为了控制脱硫废水排出量,可以通过添加消泡剂等手段控制浆液起泡,保证脱硫系统的稳定运行。

1.3石膏品质的控制

石膏中氯离子的质量浓度通常是石膏销售和综合利用中的一个重要指标,JC/T2074—2011《中华人民共和国建材行业标准烟气脱硫石膏》对石膏中氯离子做出了限定:一级石膏中氯离子质量浓度不超过100mg/kg;二级石膏中氯离子质量浓度不超过200mg/kg;三级石膏中氯离子质量浓度不超过400mg/kg。有研究表明,石膏中氯离子质量浓度过高会使石膏脱水性能急剧下降。另外,浆液氯离子浓度较高容易导致石膏结晶性变差、强度降低,严重影响脱硫石膏的性能。脱硫石膏中氯离子的控制主要有2个途径:

将脱硫浆液中的氯离子质量浓度控制在一定的范围内;

脱硫真空皮带脱水机上的石膏冲洗工艺可通过控制石膏冲洗水中的氯离子质量浓度、增加真空皮带脱水机的冲洗面积等方法降低石膏中氯离子质量浓度。后者作用相对有限,需要适当增加脱硫废水的排出量来保证脱硫石膏氯离子质量浓度达到要求。

2降低脱硫废水排放的途径

在实际操作中,可以通过优化机组运行方式、调整脱硫系统运行工艺参数等,尽可能维持脱硫浆液品质,从而降低脱硫废水的排出量。

机组启停过程中,控制投油量,并提高燃烧效率,避免不完全燃烧,减少进入脱硫系统的油滴含量,降低浆液起泡量。

尽可能提高脱硫补充工艺水水质,采用循环水作为脱硫工艺水时,循环水系统尽量少用含表面活性剂性质的杀菌剂,减少脱硫浆液起泡溢流。

提高除尘系统的除尘效率,减少进入脱硫吸收塔的粉尘颗粒量,避免由于微小固体颗粒黏结在泡沫表面而提高泡沫的稳定性。

严格控制脱硫石灰石的品质,降低杂质含量(如控制MgO质量分数<2%),提高脱硫浆液品质。

对脱硫石膏脱水系统进行扩容改造,提高石膏冲洗水水质,尽可能提高石膏冲洗效果。

在保证氧化效果的前提下减少氧化空气用量,避免剩余空气以气泡的形式从氧化区底部溢至浆液表面而导致吸收塔浆液泡沫的增加。

适当投入消泡剂。

3结论

脱硫废水排放量的确定是一个系统性的论证过程,需要多方面考虑、论证,在实际操作中,需要从全厂整体着眼,统筹考虑,在保证脱硫系统的安全稳定运行的前提下,尽可能减少脱硫废水排放量。通常可以通过使用消泡剂调节浆液品质,减少浆液和脱硫废水排放量。

此外,建议测量脱硫系统入口烟气中氯元素含量,准确测得由烟气携带的氯元素对浆液氯离子含量的贡献.

本文章发表于《华电技术》

作者简介:晋银佳,男,河南偃师人,工程师,博士,从事火电厂化学水处理技术研究开发工作。