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专业 | 燃煤烟气脱氯实现脱硫废水零排放技术及其影响

北极星电力网新闻中心  来源:《中国电机工程学报》  作者:杨建国  2018/5/16 10:08:12  我要投稿  
所属频道: 火力发电   关键词: 脱硫废水 燃煤发电 电除尘

北极星火力发电网讯脱硫废水零排放已成为环保的热点问题,燃煤烟气脱氯是一项实现脱硫废水零排放的新技术,其原理是将碱基溶液雾化喷入除尘器之前的烟道内,脱除烟气中的HCl等强酸性气体并固化到飞灰中,从而大幅度减少脱硫废水量。将减量后的脱硫废水作为碱基溶剂回喷入烟道,从而实现脱硫废水零流量排放。当采用NaOH作为碱基且Na/Cl摩尔比约为5时,脱氯效率可达到70%以上,一台300MW机组的脱硫废水量可由3.1m3/h降至0.88 m3/h。烟气脱氯不仅脱除烟气中的HCl,还会脱除部分SO3和SO2等酸性气体,对于预防烟道低温腐蚀和减轻大气污染具有重要意义,尤其对于超低排放下的防腐与控制更具有重要价值,对于电除尘和脱硫系统的运行也具有一定的积极意义。烟气脱氯实现脱硫废水零排放技术相比其它脱硫废水处理技术,具有系统简单、成本低、安全性好、适应性强、无二次污染等优点,具有良好的应用前景。

0引言

燃煤发电过程中,煤中氯等微量元素在锅炉燃烧区域内绝大部分会释放出来并进入烟气中。对于燃煤过程中氯的迁移机理而言,Takeda等人的研究显示,在煤的热解、燃烧和汽化过程中,氯元素主要以HCl的形式释放出来。

本文将介绍一种新型脱硫废水处理技术——半干法烟气脱除氯化氢实现脱硫废水零排放技术。其主要原理是向除尘器前烟道内喷入碱基溶液脱除烟气中HCl气体,降低脱硫塔入口烟气氯离子浓度,从而减少脱硫废水水量。再将减量后的脱硫废水作为碱基溶剂回喷入烟道,最终实现脱硫废水零排放,该技术有效解决了烟道蒸发技术所存在的脱硫废水量偏大所带来的问题。因为碱基溶液与HCl的反应过程介于干态和湿态之间,因此称为半干法烟气脱除氯化氢技术,简称烟气脱氯技术。基于烟气脱氯技术的特点,本文在已有机理研究成果的基础上,重点分析其对脱硫废水水量、尾部烟气温度、酸露点以及尾部大气污染物排放的影响,并与现有的其它脱硫废水零排放技术进行技术经济比较,为进一步工程应用提供参考。

01烟气脱氯实现脱硫废水零排放的理论基础1.1脱硫废水水量的计算及其影响因素

脱硫废水产生的根本原因是脱硫浆液的循环利用,导致脱硫塔内氯离子等富集。为维持脱硫塔内离子平衡,从而形成脱硫废水。脱硫浆液中氯离子浓度是脱硫系统运行过程中的控制指标,目前,燃煤电厂通常控制脱硫废水氯离子浓度为8000mg/m3一15000mg/m3。

烟气中绝大多数HCl可以在脱硫系统中被脱除。根据脱硫塔内氯离子平衡可得下式.

式(1)中:QP为工业水量,m3/h;QF为烟气流量,m3/h;Qw为废水流量,m3/h;Qg为石膏产量,kg/h;Cp工业水中氯离子浓度,mg/L;Cm为吸收塔进口烟气中氯离子浓度,mg/m3;  Cn为吸收塔出口烟气中氯离子浓度,mg/m3;  CW为废水中氯离子浓度,mg/L; Cg为石膏中氯离子质量分数。

由式(1)可知脱硫废水水量与烟气中HCl含量、脱硫塔内浆液氯离子浓度、脱硫工艺用水水质等因素有关。其中QP、Cp、QF由机组脱硫系统工艺所决定。

表1为某300 MW机组脱硫系统的运行参数,由其可知,脱硫塔工艺用水所带入的氯离子、吸收塔出口烟气和石膏所带走的氯离子对脱硫废水水量的影响可忽略不计。从而可将式(1)简化为:

表1 某300 MW机组脱硫系统运行参数

由式(2)可知,当进入脱硫塔内的烟气量一定,脱硫废水水量只与烟气中HCl的浓度和脱硫塔内氯离子的控制浓度有关。当氯离子控制浓度一定时,脱硫废水的水量直接取决于脱硫塔入口烟气中的HCl浓度。若大幅度减少脱硫塔入口烟气HCl浓度,则可大量减少脱硫废水的水量。

1.2系统设计

烟气脱氯技术以空预器至除尘器之间的烟道为反应器,利用喷嘴将碱基溶液雾化喷入烟道内,吸收烟气中HCl。碱基溶液液滴及反应生成物被烟气蒸发干燥,并被飞灰吸附随烟气进入除尘器,最后被除尘器脱除。如果HCl脱除效率能达到较高水平,脱硫废水水量将大幅度减小。将减量后的脱硫废水作为碱基溶剂回喷至烟道后,即可实现脱硫废水零排放,其系统流程如图1所示。

图1烟气脱氯实现脱硫废水零排放技术系统图

1.3 HCl脱除效率

SO2等酸性气体在烟气脱氯的过程中与HCl之间存在着复杂的相互影响和竞争关系。文献通过对垃圾焚烧电厂烟气脱酸的数值模拟及实验研究表明,HCl的脱除效率要远高于SO2。其主要原因是HCl的酸性强于SO2,且其相对SO2更易溶于水。在反应过程中,HCl的传质阻力要比SO2小,从而保证碱基溶液喷入烟道后必然会优先脱除大量HCl气体。

烟气脱氯的效率与化学当量比(碱基物质与烟气中HCl的摩尔比)、浆液液滴粒径和碱基溶液浓度等密切相关。文献研究表明烟气温度和烟气中HCl浓度对HCl的脱除效率影响较小,解海卫等实验研究表明,吸收液浓度的变化对于SO2的脱除影响较大,对HCl影响很小,可忽略不计。减仁德等对垃圾与煤混烧烟气脱酸进行模拟及实验研究,其结果表明,随着吸收液液滴粒径的增大,脱酸效率逐渐降低,但在粒径小于270 μm的范围内,HCl的脱除效率仍高于70。文献中研究证明当钙氯化学当量比大于2,烟气温度不高于225℃,HCl脱除效率均达70%以上。反应温度越低,气液反应时间越长,HCl的脱除效率越高。

不过,目前有关烟气脱氯的研究基本上都是针对高氯含量的垃圾焚烧烟气,所以本文作者首先针对低氯浓度燃煤烟气的脱氯进行了数值模拟及实验研究,其结果见图2(其中实验气氛中没有加入SO3,采用NaOH作为碱基,当Na/Cl摩尔比为5左右时,虽然相对高浓度的SO2对脱除HCl有干扰,但氯化氢的脱除效率仍可达到70%以上,同时对SO3的脱除效率也可达到50%以上。虽然随着Na/Cl继续增人,脱氯效率逐渐提高,但上升趋势趋于平缓。当Na/Cl增至8,脱氯效率升至80%与Na/Cl为5相比,需要多消耗60%氢氧化钠,脱氯效率才提高10%。综合反应效率及运行成本,选取Na/Cl=5较为成合适。

图2  Na/Cl摩尔比对脱氯效率的影响

02烟气脱氯对机组的影响

基于以上对烟气脱氯技术的研究,仍以表1所对应的300MW机组作为研究对象,得出烟气脱氯技术对机组的影响,主要包括对脱硫废水水量、烟温、酸露点、静电除尘器和脱硫系统的影响。

2.1对脱硫废水水量的影响

由式(2)可知,脱硫废水水量与脱硫塔入口烟气中氯离子的浓度密切相关。根据式(2)计算烟气脱氯效率对脱硫废水水量的影响,结果如图3所示。当脱除效率达到70%时,脱硫废水水量从3.1 m3/h降至0.88 m3/h,下降幅度达71.61%。由此可见,随着脱氯效率的提高,脱硫废水水量大幅度减少。将减量后的脱硫废水作为碱基溶剂回喷入烟道,则喷入烟道中的碱液浓度为4.73mol/L,碱液流量为0.88 m3/h。此时可最终实现脱硫废水零排放,避免湿法脱硫技术所引起的二次污染。

图3脱氯效率对脱硫废水水量的影响

2.2 对烟温的影响

碱基溶液及其反应生成物的蒸发干燥会吸收烟气热量,导致烟气温度下降。根据热量平衡计算公式研究烟气脱氯技术对烟气温度的影响,结果如图4所示,其中烟道蒸发技术是指将原脱硫废水直接全部喷入烟道内干燥。烟道蒸发技术引起的烟温降幅达到6.69℃,而采用烟气脱氯,当脱氯效率达70%时,烟温降幅仅有1.91℃。

图4喷入烟道内的溶液流量对烟气温度的影响

2.3对尾部烟气酸露点的影响

大多数研究者认为影响烟气酸露点的主要因素是烟气中SO3的含量,SO2, NOX, COX, HCl对酸露点温度的影响可忽略不计。文献对SO3脱除技术的研究表明,在除尘器前喷入碱性物质或碱基溶液可脱除一定量的SO3。本文作者研究表明,在脱除烟气中HCl气体的同时也会脱除SO3气体,如图2所示。根据烟气酸露点的计算公式一Okkes A G公式和图2的结果计算分析烟气脱氯技术对烟气酸露点的影响,结果如图5所示。当Na/Cl摩尔比为5时,SO3脱除效率为52.72%,烟气酸露点温度由125.27℃降至119.64℃,而烟道蒸发技术却会使烟气酸露点增加(125.75℃)。因此,烟气脱氯技术可以有效降低烟气酸露点,减少积灰和低温腐蚀,尤其对当前装有烟气冷却器的超低排放机组更具有重要意义。

图5 SO3脱除率对酸露点的影响

同时,由于烟气进入脱硫塔后烟温被迅速降至烟气酸露点以下,导致形成人量的SO3酸雾。而湿法脱硫系统对SO3酸雾的脱除效率仅为35 %~55 %,导致部分SO3逃离脱硫塔进入烟囱,对尾部烟道和人气环境产生不利影响。烟气脱氯技术可以有效降低脱硫塔入口SO3浓度,这对脱硫后烟道及设备的防腐和减轻人气污染具有重要意义。

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