循环水排污水用作脱硫工艺水的研究与应用

2018-03-21刘兴传

综合智慧能源 2018年2期

刘兴传

(山西潞光发电有限公司，山西长治 046699)

0 引言

我国是一个严重缺水的国家，人均水资源量只有2 300 m3，仅为世界平均水平的1/4，是全球人均水资源最贫乏的国家之一。然而，我国又是世界上用水量最多的国家，仅2002年，全国淡水取用量就达到5 497亿m3，约占全世界年淡水取用量的13%，约为美国1995年淡水供应量4 700亿m3的1.2倍[1]。

我国有300多个城市属于联合国人居署评价标准中的“严重缺水”和“缺水”城市；截至2013年，尚有1.1亿农村居民和1 535万农村学校师生存在饮水安全问题[2]。水，已经影响到了人们的生存和发展，所以，如何节约用水，实现水的重复利用，显得越来越重要。根据绿色和平组织公布的报告，燃煤发电造成大量的水资源损耗，每年全球燃煤产业的用水量，足以满足10亿人的用水需求[3]。

随着国家“水十条”的出台，对火电厂而言，如何实现水的重复利用，力争实现废水零排放，就显得尤为重要。采用敞开式循环水冷却系统的火电厂既是用水大户又是排水大户，其循环水排污水量占排水总量的70%～80%，因此，对循环水排污水进行重复利用就成为火电厂节水的重点。

某电厂安装6台350 MW燃煤发电机组，采用敞开式循环水冷却方式，每年新鲜水用量约为2 200万m3，排水量约为400万m3。该厂烟气脱硫采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺，每年脱硫用水量约为230万m3。如果能将循环水排污水用于脱硫，不但可节约用水而且可以减少废水排放。该电厂人员通过试验，成功地将循环水排污水用于脱硫生产，解决了这一问题。

1 脱硫用水情况

石灰石/石膏湿法烟气脱硫(FGD)工艺是将石灰石磨成粉，再配成浆液，喷入脱硫吸收塔中与烟气中的二氧化硫反应，最终生成石膏。该工艺具有运行稳定、脱硫效率高的优点，但用水量很大。湿法脱硫系统用水大体可分为4类：石灰石制浆用水、设备冲洗水、运转设备冷却水和废水处理系统用水。该电厂每台机组脱硫用水量为50～60 t/h，平均为55 t/h。

1.1 石灰石制浆系统用水

该电厂采用湿式球磨机自磨石灰石粉，将石灰石粉制成质量分数为25%～35%的浆液。制浆用水量占脱硫用水总量的20%～35%。

1.2 设备冲洗水

设备冲洗水主要是除雾器冲洗水和真空皮带机冲洗水，也有临时性冲洗水，如浆液输送设备及管道的冲洗水等。

1.2.1 除雾器冲洗水

脱硫除雾器安装在吸收塔顶部，其作用是除去脱硫后的尘雾及液滴，截留下来的灰尘、石膏颗粒和盐分会黏附在除雾器上，为保证除雾器长期高效运行，必须及时对其进行冲洗。冲洗水会落入吸收塔中，同时起到调节浆液密度和吸收塔水位的作用。这部分水用量较多，占脱硫用水总量的55%～65%。

1.2.2 真空皮带机冲洗水

为保持石膏滤布的清洁和减少石膏细灰杂质及可溶性盐类含量，在石膏脱水过程中，需对滤饼和滤布进行连续冲洗，冲洗水量占脱硫用水总量的10%～15%，但大部分会返回吸收塔重复使用，补充水量占脱硫用水总量的1%左右。

1.3 转动设备冷却用水

增压风机、浆液循环泵及其他泵运转过程中会发热，需进行冷却。这部分水量较少，占脱硫用水量的2%～4%。这部分水汇入吸收塔，几乎无损耗。

1.4 废水处理系统用水

脱硫系统运行过程中会产生废水，处理废水时需加入化学药剂。配制药剂时需消耗一部分水，这部分水占不到1%的脱硫用水量。

2 脱硫用水水质要求

国标和行业规范中均未对脱硫用水作出专门规定，现对各类用水分别说明。

2.1 制浆用水

因浆液最终会进入脱硫吸收塔中，所以，制浆水水质要综合考虑二氧化硫吸收、石膏氧化反应、设备防腐等的要求。

2.1.1 氯离子

氯离子质量浓度过高会引起金属部件的点蚀，所以，一般要求吸收塔内氯离子质量浓度控制在20 000 mg/L以内。对于制浆用水，应尽量控制氯离子质量浓度，以避免因氯离子质量浓度升高而被迫加大脱硫废水排放。

2.1.2 有机物(COD)

有机物含量过高时，运行过程中吸收塔上部会发生起泡现象。如某电厂工艺水COD达到40 mg/L时，吸收塔产生大量气泡，不得不通过添加消泡剂来抑制气泡的生成。此外，也有实验证实，大多数有机物对于亚硫酸钙的氧化有抑制作用。综合考虑，制浆用水COD控制在30 mg/L以下是很有必要的。

2.1.3 悬浮固形物

悬浮固形物会覆盖在石灰石表面，影响二氧化硫吸收反应，降低脱硫效率，所以将工艺水中悬浮固形物质量浓度控制在一定范围内也是很有必要的，但脱硫的标准和技术规范中均未见到此控制值。该电厂多年的运行经验表明：悬浮固形物质量浓度控制在200 mg/L以内，对脱硫运行无明显不良影响。

2.1.4 油类

与一般有机物对亚硫酸钙的氧化抑制作用相比，油类物质对亚硫酸钙的氧化抑制作用则快速得多，油类物质进入吸收塔会使浆液品质迅速变差，所以必须将工艺水中的油类物质质量浓度控制在一定范围内。该厂多年的运行经验表明：油类物质质量浓度控制在5 mg/L以内，对脱硫运行无不良影响。

2.1.5 有机膦

有机膦水处理剂对亚硫酸钙的氧化也有一定程度的抑制作用，但当有机膦质量浓度控制在5 mg/L以下时，其对亚硫酸钙的氧化作用影响不明显。

2.2 除雾器冲洗水

湿法脱硫系统中，对于除雾器冲洗水的水质，既要防止除雾器冲洗水喷嘴因工艺水中的悬浮物杂质含量过高而引起堵塞，也要防止因硬度离子含量过高而引起喷嘴结垢现象。JB/T 10989—2010《湿法烟气脱硫装置专用设备除雾器》中建议的冲洗水水质要求为[4]：pH值，7～8；Ca2+质量浓度，≤200 mg/L； SO42-质量浓度，≤400 mg/L；SO32-质量浓度，≤10 mg/L；总悬浮固形物质量浓度，<1 000 mg/L。可见，除雾器冲洗水对水质要求不高，一般的工业水可满足要求。

2.3 转动设备冷却水

为尽可能减缓转动设备冷却系统的结垢、腐蚀、堵塞，对转动设备冷却用水水质提出了相对较高的要求，根据DL 5000—2000《火力发电厂设计技术规程》的规定，转动设备冷却水水质应符合以下要求[5]：pH值，6.5～9.5；硬度(以CaCO3计)，≤250 mg/L；总悬浮固形物质量浓度，<50 mg/L(300 MW以上机组)，<100 mg/L(其他机组)。

3 循环水排污水水质

该电厂循环水采用加硫酸、加阻垢剂处理工艺，地表水作补充水，浓缩倍率控制在4～5。循环水排污水水质见表1。常用朗格利尔饱和指数(L.S.I)来判断水质结垢情况：L.S.I>0，结垢；L.S.I=0，不结垢不腐蚀；L.S.I<0，腐蚀。

表1 该电厂循环水排污水水水质

经计算，该排污水的L.S.I为1.83～2.18，属结垢型水。朗格利尔指数没有考虑水中悬浮杂质和腐蚀产物对结晶的诱导作用，也没有考虑阻垢剂对结晶成长的阻碍和分散作用，由于水质自身和外界条件变化往往要产生平衡稳定点的漂移，所以该指数的应用具有局限性，只能作为判断水质的参考，但该指数仍不愧为指数判定法中具有权威性的基本方法[6]。

4 循环水排水用作脱硫工艺水

经分析，该电厂人员认为：循环水排污水水质基本可满足制浆用水和废水处理用水水质要求；用作冲洗水和冷却用水虽然存在结垢的风险，但因循环水中加有缓蚀阻垢剂且在流动的状态下，不易成垢。首先在一台机组进行试验，运行3个月后，发现无不良影响，随后在全厂推广应用，效果良好。

循环水排污水作为脱硫工艺水时，水中的碳酸盐硬度会参与二氧化硫吸收反应，在节水的同时还可节约石灰石用量；但循环水排污水作为除雾器冲洗水和转动设备冷却水存在结垢风险，需在机组停运时对设备进行检查。

5 经济性分析

将循环水排水用作脱硫工艺水需增加管道、阀门及施工费用，但可节约水费、排污费等。每年可节约新鲜水230万m3，节约水费和电费共计390万元；每年减少排水230万m3，减少排污费15万元；每年少用碳酸钙810 t(相当于石灰石900 t)，减少石灰石购置费5.5万元；减少磨煤机及循环泵电费、维护费共计1万元；增加管道、阀门及施工费用总计10万元：该电厂用循环水排水作为脱硫工艺水后，需增加投资10万元，但每年可节约费用约411万元。