褐煤爐后煙氣回收水處理工藝探討

徐淑姣，賈丹瑤，周 軍，陶禎燕

(華北電力設計院有限公司，北京 100120)

1 概述

我國內蒙地區水資源貧乏，降低全廠耗水指標成為電廠生產運營中的重要目標。內蒙古的褐煤產量最高，約占全國的70%，開采的褐煤主要供應至內蒙東部、南部地區以及就近的東北地區的電廠。褐煤是一種煤化程度最低的礦產煤，其水分大(含水量約為20%～50%)，揮發分高，發熱量低，易氧化自燃，不便儲存和遠途運輸。若能提取褐煤中的水分并回收應用于火電廠工藝系統，可以有效實現節水的目標。

褐煤深度節水技術主要分為燃前褐煤預干燥提水和爐后煙氣提水。燃前褐煤預干燥提水，是利用外來熱源對褐煤進行干燥并進一步將蒸發水蒸氣凝結回收的技術。爐后煙氣提水是利用冷媒介質對脫硫除塵后的凈煙氣進行冷卻，將煙溫降低至露點以下，冷凝回收煙氣中的水蒸氣。鑒于褐煤儲存和運輸的安全性問題，褐煤預干燥提水工藝系統復雜、運行維護不便，且需要消耗外部熱源、僅能提取回收煤中的水分，回收水量少，目前國內僅有少數電廠采用了此工藝。爐后煙氣提水工藝運行維護方便，有效利用熱力系統內部熱源，可回收利用煤燃燒產生的水蒸氣和余熱，其效率更高，近年較多應用于火力發電廠褐煤節水技術中。

爐后煙氣提水工藝冷凝回收的水分主要有以下來源：(1)褐煤中含有的水分；(2)空氣中的水分；(3)褐煤在鍋爐燃燒過程中，氧氣和氫氣反應產生的水分；(4)脫硫工藝反應中外界引入的水分。

本文將結合近年的研究應用成果，就爐后煙氣回收水處理工藝進行探討。

2 煙氣提水工藝簡介

爐后煙氣提水工藝是針對脫硝、除塵及脫硫后的煙氣中的水分進行冷凝回收。目前，火力發電廠主流的脫硫工藝為石灰石－石膏濕法煙氣脫硫工藝，煙氣提水工藝主要針對濕法脫硫后的煙氣回收水分，本文簡稱為濕法煙氣提水工藝。

濕法煙氣提水工藝又分為表面式和混合式。表面式工藝，是指濕法脫硫后，采用表面式換熱器對濕煙氣進行冷卻，回收其中的水分。混合式工藝，是指濕法脫硫后，采用噴淋冷卻塔的方式對濕煙氣進行冷卻，回收其中的水分。兩種工藝的冷卻介質可采用機力塔或自然通風間接空氣冷卻。

3 煙氣回收水水質特點及處理工藝

3.1 煙氣回收水水質特點

搜集已開展煙氣提水試驗及安裝提水設施的兩個工程水質報告見表1。

由表1可看出，煙氣回收水水質差異較大，分析主要有以下原因：

(1)各工程燃用的褐煤煤質成分略有差異，導致煙氣及煙氣回收水中的各物質含量略有不同。

(2)脫硫工藝對SO2具有高效的脫除能力，但是對SO3等其他酸性氣體的脫除效率低，因而煙氣回收水中的含量較高。3份水質分析中的含量差異較大，可能與煙氣中SO3的含量有關，SO3主要在鍋爐燃燒時產生，另外煙氣中部分SO2在SCR脫硝的催化劑作用下也會轉化為SO3。

表1 煙氣提水回收水質報告

(3)煙氣凈化工藝中除塵器對煙氣中的煙塵具有較高的脫除能力，各工程除塵效率的差異會影響煙氣回收水中懸浮物的含量，另外脫硫工藝中除霧器未捕集而被煙氣攜帶出的液滴也會造成煙氣回收水品質的下降。

(4)脫硫工藝過程中會引入外界工藝生產水，煙氣在脫硫過程中與工藝生產水發生接觸，從而使煙氣中攜帶部分工藝生產水分，因而外界工藝水的水質也會影響煙氣回收水水質。

(5)濕法脫硫后的煙氣具有一定腐蝕性，可能會造成后續金屬設施的腐蝕，繼而增加了濕法煙氣回收水中的鐵離子含量。

(6)煙氣回收水質受機組負荷影響也較大，機組負荷高、煙氣量高時，相對回收水水質較差。

根據上述水質資料及水質差異分析，歸納濕法煙氣回收水水質具有以下特點：pH低(呈較強酸性)、鐵離子含量較高、含鹽量及懸浮物含量差異較大、SO42－含量較高。

3.2 煙氣回收水處理工藝

煙氣回收水處理工藝應依據提水工藝、回收水質特點、回收水量、回用去向等因素確定。

煙氣回收水量受機組負荷、冷卻介質溫度和流量影響，據了解，單臺600 MW機組的濕法煙氣提水回收水量約為70～100 t/h。目前煙氣提水回收水經處理后主要用于脫硫工藝系統補水、全廠工業用水等。

脫硫工藝用水水質按照DL/T 5196－2016《火力發電廠石灰石－石膏濕法煙氣脫硫系統設計規程》要求設計，詳見表2。

表2 FGD系統工藝水水質要求

全廠工業用水水質應結合全廠水量平衡，明確煙氣提水回收水的回用去向，并根據具體水源用途確定用水水質要求。

綜上，煙氣回收水處理工藝推薦設計方案如下：

(1)濕法煙氣提水(表面式)回收水處理工藝

濕法煙氣提水表面式換熱工藝僅處理回收水量。

按照A工程水質作為設計水質，若回用于脫硫工藝水，僅pH不合格，采用中和處理法即可滿足脫硫工藝水水質要求；若回用于全廠工業用水，采用中和處理法可滿足一般回用水質要求，若水質要求較高，可輔以絮凝澄清、過濾處理工藝降低水中懸浮物含量。

按照B工程水質作為設計水質，若回用于脫硫工藝水，除pH不合格外，硬度及懸浮物均較高，應采用中和處理、石灰軟化澄清－過濾處理工藝方可滿足脫硫工藝用水水質要求；若回用于全廠工業用水，采用上述方法基本可滿足一般回用水質要求，若水質要求較高，可輔以除鹽處理工藝進一步凈化回收水質。

(2)濕法煙氣提水(混合式)回收水處理工藝

濕法煙氣提水混合式換熱工藝，煙氣提水與冷卻水混合，處理的回收水量為二者之和。

由于混合式工藝為煙氣提水與冷卻水混合，運行一段時間會造成某些物質的富集，因而應考慮對于混合水采取旁流處理。旁流處理建議采用石灰軟化澄清－過濾處理工藝凈化處理水質。

按照A工程和B工程水質為設計水質，若回用于脫硫工藝水和全廠工業用水，均應采用中和處理、旁流處理工藝，結合具體提水水質確定旁流處理水量。

4 煙氣回收水處理方案比較

某工程采用煙氣濕法脫硫工藝，預計煙氣回收水量約為70 t/h，回收水水質暫按表1中B工程水質設計，處理后擬作為脫硫工藝用水補水。

根據褐煤煙氣提水的2種方式，表面式和混合式，回收水處理方案對比如下：

4.1 表面式煙氣提水回收水處理系統

表面式煙氣提水工藝是利用表面換熱器與循環冷卻水換熱，回收水與冷卻水不混合，此工藝需要大量的冷卻水，約為15300 t/h，但處理的水量小，只需處理提水回收水量，考慮一定裕量，回收水處理系統出力按2×70～2×80 t/h設計。

表1中B工程水質分析，懸浮物含量高，水質呈酸性，采用石灰軟化澄清－過濾處理工藝處理回收水，工藝流程見圖1。

圖1 石灰軟化澄清－過濾處理工藝流程

根據脫硫工藝水水質要求，煙氣提水回收水經上述處理設施處理后可直接供給脫硫系統使用。

回收水處理工藝布置由機械澄清池、室外水箱、水泵間、加藥間等組成，總占地面積約為35 m×28 m。本方案回收水處理設備投資估算約為400萬(不含土建費用)。

4.2 混合式煙氣提水回收水處理系統

混合式煙氣提水工藝是利用循環冷卻水直接與煙氣換熱回收其中的水分，回收水與冷卻水混合，故需要的冷卻水量小，約為7000 t/h，但此工藝需要處理的水量大。

表1中B工程水質分析，懸浮物含量高(414 mg/L)。根據GB 50050－2007《工業循環冷卻水處理設計規范》中規定的間冷開式系統循環冷卻水水質指標，懸浮物要求控制在≤10 mg/L，循環冷卻水需要旁流過濾處理，經計算需要旁流過濾的處理水量為5656 m3/h,考慮一定裕量，系統出力按6000 m3/h設計，工藝流程見圖2。

圖2 澄清－過濾處理工藝流程

回收水處理工藝布置由機械加速澄清池、V型濾池、室外水箱、水泵間、加藥間等組成，總占地面積約為124 m×80 m。本方案回收水處理設備投資估算約為5600萬(不含土建費用 )。

4.3 比較結果

通過上述方案對比可看出，表面式煙氣提水工藝回收水處理水量小，處理工藝系統相對簡單、占地面積小、基建投資費用低。但表面式提水工藝采用表面式換熱器，換熱器面積大，換熱器材質要求高，提水工藝設備投資較高，混合式提水工藝采用噴淋冷卻塔，提水工藝設備投資較低。因此，綜合煙氣提水工藝及水處理方案比較，表面式煙氣提水工藝和混合式煙氣提水工藝的設備總投資相當。

5 結論和建議

從現階段國內外相關的試驗研究及機組投運情況來看，褐煤爐后煙氣提水回收水作為發電機組脫硫工藝用水及全廠工業用水，從技術上是可行的，對缺水區域電廠的節水、降低耗水指標有重要意義。但爐后煙氣提水技術尚處于起步階段，設計、調試、運行等各階段均需漸進研究，建議煙氣提水回收水的處理工藝應從以下幾方面進一步研究：

(1)已搜集的煙氣提水水質報告中水質指標差別較大，經分析煙氣提水回收水質受機組運行負荷影響較大，機組負荷高、煙氣量高時，相對提水回收水質較差。應對機組不同負荷下的回收水質情況進行深入監測分析，找出機組運行負荷或煙氣量與回收水質的關系，從而得到滿足適應各類負荷工況下的處理工藝方案。

(2)在開展煙氣提水回收水處理工藝設計時，依據的水質數據往往是從其他工程搜集的資料，對于本工程實際的回收水質須等到機組投運后才能獲得。由于不同工程的褐煤煤質，脫硫工藝用水水質，煙氣凈化處理工藝(脫硝、脫硫、除塵)的設計參數、設備處理效率的差異，會導致實際煙氣提水水質與設計水質存在較大差異。建議在以設計水質擬定水處理工藝時，應留有實際投運水質惡化情況下的備選處理工藝措施，備選處理工藝應盡量利用全廠現有的水處理設施，留有接口，以便水質惡化時，及時切換處理工藝。

(3)煙氣提水工藝調試及投運時，應定期監測回收水質情況，與設計水質進行對比分析，根據實時水質情況，調整處理工藝的加藥量，以滿足處理水質要求。

(4)煙氣提水回收水作為脫硫工藝補水，長期循環使用，水質的變化對石膏質量的影響尚需進一步研究。

(5)煙氣提水(混合式)水處理工藝采用旁流處理，長期循環使用，水質會發生變化，應定期檢測循環水水質，以便調整旁流處理量。