核电厂中水回用系统

2024-06-26

核电厂中水回用系统（精选3篇）

核电厂中水回用系统篇1

在火电厂生产过程中, 燃烧产生SO2或SO3, 当过量空气系数大于1时, 在完全燃烧的条件下, 约有0.5%~2.0%的SO2会进一步氧化生成SO3。另外, SCR装置在脱除烟气中NOx的同时, 也会不可避免地将SO2催化氧化为SO3。相关数据表明, 在加装SCR装置之后, SO3浓度会增加1倍左右。火电机组中高浓度的SO3将会给锅炉运行、大气环境和人身健康带来极大的危害, 如排放产生“蓝羽”现象进而产生酸雨。还有, 尾部烟道的腐蚀, 排烟热效率的降低, 积灰增多, 生成硫酸氢铵造成烟道堵塞, 甚至覆盖SCR催化剂表面, 从而严重影响催化剂效率等[1]。因此, 目前的火电机组基本上都采取了相应措施来控制烟气中SO3的浓度。

在燃煤电厂烟气的各类脱硫方法中, 石灰石-石膏湿法脱硫工艺以其高效、低成本、高适应性以及副产品的综合利用率高等特点, 被现行火电机组广泛采用。燃煤烟气中含有少量从原煤中带来的F-和Cl-, 进入脱硫吸收塔后被洗涤下来进入浆液。其中F-与浆液中的铝联合作用对脱硫吸收剂石灰石的溶解会造成屏蔽影响, 致使石灰石溶解性减弱, 脱硫效率下降;同时Cl-浓度过高对吸收塔系统和结构也有影响。脱硫废水是为了实现石膏的分离, 过滤出了浆液中的高浓度水, 并经过中和、絮凝及沉淀等环节后排出的废水[2]。虽然脱硫废水量一般不大, 但由于水质特别差, 不能直接排入火电厂工业废水处理系统处理, 需要设置单独处理系统。

脱硫废水的传统处理工艺, 工序繁复, 成本也较高, 而且还是不能除尽污染物质, 特别是最终的脱硫废水已是目前电厂实现废水零排放的最大障碍。烟道处理技术采用雾化喷嘴将电厂脱硫废水进行雾化[3], 喷入电厂空预器与电除尘器之间的烟道内, 利用烟道内高温烟气将雾化后的废水液滴蒸干, 形成细小固体颗粒结晶随烟气灰尘进入电除尘器被电极捕捉, 进入除尘器灰斗随灰外排, 达到脱硫废水近零排放的目的。

本文将通过在脱硫废水中添加Na2CO3, 并在不同喷射流量下, 分析省煤器后烟道中的烟气温度、含湿量及成分和烟尘成分的影响, 确定脱硫废水烟道喷射处理方法的可行性与效果。

1 测试与分析方法

1.1 测试装置

电厂的燃煤烟气由DN800旁路烟道从省煤器出口引出, 排至干式电除尘器入口烟道, 烟气流量为10 000 Nm3/h, 试验时间200 h。喷射蒸发装置布置在旁路烟道的水平段中间位置上, 在测试烟道中喷射点的出、入口过渡段上各布置一个采样口。因为加装喷射装置对其上游的流场影响要小于下游的流场, 为了保证下游采样口处的流场是稳定的, 喷射点出口稳定段上的采样口到喷射点的距离较入口稳定段上的采样口多出2.8 m。

喷射点附近的出、入口稳定段上的采样点, 主要用来分别同时测试烟气成分、烟气流量、烟气温度、灰尘取样等;烟气成分主要是采用烟气分析仪;烟气流量和温度及灰尘取样主要用等速采样仪来进行。烟气中氟离子、氯离子等采用氢氧化钠溶液吸收法, SO3采用异丙醇溶液吸收法, 取样后快速进行离子色谱仪进行测试。脱硫废水的p H值采用p H计现场测量。

1.2 脱硫废水及加入Na2CO3后的成分分析

脱硫废水的成分一般包括K+、Mg2+、Fe2+、Fe3+、Al3+、Na+、Cl-、NO3-、SO42-等, 可通过现场液体吸收法采样后进行离子色谱测量。具体的测试结果见表1。

由表1可看出, 在脱硫废水中加入Na2CO3以后, p H值由6.2增加到8.83, 碱性增强, 这对脱除SO3、HF和HCl等酸性气体是有利的。另外加入Na2CO3以后, Na+浓度显著增大, 其它离子浓度变化不明显。

1.3 试验方案

试验是在保证锅炉运行工况稳定的前提下进行的, 在将固液比为35 g/L的Na2CO3脱硫废水以三种不同流量雾化喷射入试验管道时, 主要测试喷射点前后烟气的成分变化 (主要是SO3, HF, HCl浓度) , 以及烟气中飞灰成分的变化。

1.3.1 反应机理

脱硫废水加入Na2CO3后被雾化喷入烟气管道, 立即与烟气中的SO3、HCl、HF气体迅速反应生成盐类物质。其反应路径如下

但是脱硫废水中的Ca2+浓度较高, 会与F-直接反应生成Ca F2[4]。Ca F2是一种难溶物, 会存在于最后干燥形成的飞灰中, 这将是F离子存在的主要形式。其反应路径如下

1.3.2 采样方法

本次试验的重点在于:针对加碱脱硫废水的喷射点前后, 进行烟尘采样, 以及烟气成分的测试。在测试期间, 要求机组在额定负荷下运行, 并保持稳定的具体要求如下:

锅炉负荷波动范围为±5 t/h, 蒸汽压力波动范围为±0.1 MPa;送风、引风系统完整, 风机挡板两侧开度一致, 且固定不变, 风量、烟气量保持稳定;保持锅炉燃煤煤质稳定, Aar波动不超过±1%, War波动不超过±1%, Sar波动不超过±0.1%;试验过程中不打焦、不吹灰;喷射量保持稳定。

(1) 烟尘采样

利用便携式微电脑烟尘平行等速采样测试仪进行采样试验, 选择皮托管自动跟踪等速采样。采样时, 将采样枪由采样孔插入烟道, 采样嘴的中心轴线和烟气流方向之间的夹角应小于5°。为收集粉尘样品进行等速采样时, 单点采样时间为60 s, 每一遍要求将烟道所有布点采完。滤筒收集的粉尘倒入磨口瓶中, 总采样量不少于50 g。

(2) 烟气成分

采用烟气分析仪测定O2、CO2、NOx、SO2等气体成分浓度;烟气含湿量的测定利用便携式微电脑烟尘平行等速采样测试仪自带功能进行测试。

烟气成分测试时, 选择在烟道测量截面的中间测孔进行, 采样头在烟道的中心位置, 测试时要消除测孔的空气漏入。烟气在抽气泵的作用下, 经过石英棉过滤后, 进入伴热采样器, 然后由玻璃管进入置于冰浴中的第一级吸收瓶, 经过滤器过滤后的烟气随即进入第二级吸收瓶, 最后烟气经由气泵排出。经测试结果稳定后, 每隔1 min读取一组数据, 然后取平均值。采用自制微量气体液相吸收采样装置 (见图1) 定量吸入一定体积的烟气, 烟气中HCl、HF、SO3等气体经过吸收瓶时被液体吸收, 吸收液样品处理后封存待测。

在进行SO3浓度测试时, SO3采样装置的核心是冰浴箱以及配套的管道。这是一套根据美国环保所的Method 8改造设计的采样装置[5,6]。冰浴箱中设置有2个250 m L冲击吸收瓶。装有100 m L的80%异丙醇水溶液, 用来吸收SO3;在两个吸收瓶之间设置一个过滤器, 过滤未来得及溶解的硫酸酸雾。过滤器由三部分组成, 沿烟气流动方向分别为玻璃熔渣 (粉) 、硅胶垫圈及玻璃熔渣 (粉) 。抽样管道采用内径为6 mm, 厚2 mm的玻璃管, 连接器采用硅胶。设定抽气流速1 L/min, 采样时间20 min。具体形式如下图1。吸收液样品用80%异丙醇溶液定容250 m L, 采用液相离子色谱仪测定。

图中:①-烟气挡板;②-烟道壁;③-连接器;④-雾滴过滤器;⑤-真空表;⑥-检漏阀;⑦-石英过滤棉;⑧-采样枪;⑨-冰水浴;⑩及11-冲击吸收瓶

在进行HCl、HF浓度测试时, HCl和HF的采样装置类似SO3的采样装置。只是其液相吸收部分只设置一瓶250 m L的冲击吸收瓶。

在工作平台上连接好采样系统, 启动烟气分析仪的定流量抽气泵, 将伴热采样枪 (150℃以上) 插入烟道中心, 烟气中的HCl、HF被Na OH溶液吸收, 烟气经采样泵排入大气。设定抽气流速1 L/min, 采样时间20 min。吸收液样品用1 mol/L的Na OH溶液定容250 m L, 采用液相离子色谱测定。HCl与HF采样装置的Na OH吸收液冰浴部分见图2。

2 结果与讨论

2.1 对烟气温度和含湿量的影响

试验采用耦合了温度测量和含湿量测量的等速采样测试仪, 测量不同喷射流量下喷射点前后烟气温度和含湿量的变化, 结果发现烟气脱硫废水的烟道喷射对这两项参数的影响甚小。

由表2可看出, 脱硫废水的烟道喷射对烟气含湿量影响几乎没有, 对烟气温度的影响也很小, 这是由于脱硫废水喷射流量相对很低的缘故。存在的温度降可能更多与雾化废水所使用的空气量有关。

2.2 对SO3的脱除效果

通过自制的异丙醇吸收液系统和定量抽气泵, 对烟气内的SO3进行液相吸收采样固定后, 然后通过液相离子色谱测定其浓度。在进行烟气采样时, 因为该机组燃烧采用的低硫煤, 使得SO3的酸露点温度在130℃左右[7], 所以需要保证采样枪以及吸收瓶之前的承受温度在130℃以上。80%的异丙醇水溶液对SO3可进行有选择性地吸收[8,9], 能有效分离SO3和SO2。但是样品必须在2 h内进行SO42-的液相离子检测, 否则样品中的溶解氧会氧化样品溶液中溶解中的SO2, 造成所测SO3的数值虚增, 严重影响检测的SO3准确性。

由表3可看出, 只喷射脱硫废水时 (45 L/h) , 对SO3脱除效率只有1.56%。脱硫废水中加入Na2CO3以后, 随喷淋量由32 L/h增大到43 L/h、56 L/h, SO3脱除效率由12.44%分别增加到15.28%直至19.20%, 这表明不添加碱性吸附剂对SO3几乎没有脱除作用;同时也说明加入Na2CO3对SO3的脱除是有利的;且随加碱脱硫废水的喷淋量增加, SO3的脱除效率增加。

2.3 对HCl和HF的脱除效果

通过自制的Na OH吸收液系统和定量抽气泵对烟气中的HCl和HF进行液相吸收固定后, 然后通过液相离子色谱测定其浓度。HCl和HF的采样需要保证采样器和吸收瓶之间的管道温度在烟气露点以上, 以防止在管道内形成水滴, 并影响HCl和HF的测量准确性。

由图3可看出, 不添加Na2CO3的脱硫废水在喷淋量为45 L/h时, HCl和HF脱除效率分别已经达到40.24%和41.22%, 表明只喷射脱硫废水对HCl和HF都具有较好的脱除作用。脱硫废水中加入Na2CO3以后, 随喷淋量由32 L/h增大到43 L/h、56L/h, HCl和HF脱除效率增加了15%~20%, 这表明加入Na2CO3对HCl和HF的脱除有良好的作用;且增大喷淋量, HCl和HF脱除效率的增加也比较明显。

2.4 对烟气中的其他气体浓度的影响

无论是在何种喷射流量下, 脱硫废水的烟道喷射对SO2、CO2、O2、NOx的浓度影响几乎不存在 (见图4) , 图中的横坐标含义都为:1表示45 L/h脱硫废水;2为加碱的32 L/h脱硫废水;3为加碱的43 L/h脱硫废水;4为加碱的56 L/h脱硫废水。但是添加Na2CO3后, 脱硫废水对减少SO2和NOx的浓度有一定的作用 (见图4 (a) ) , 如在加碱脱硫废水的喷淋量为56 L/h时, SO2由842 mg/Nm3降为829 mg/Nm3;NOx由141 mg/Nm3降为127 mg/Nm3。SO2的减少值为13 mg/Nm3及NOx的减少值14 mg/Nm3。

2.5 对飞灰成分的影响

采用烟尘平行等速采样测试仪以等速采样方法抽取喷射点前后的飞灰样本, 送检得到测试结果如图5所示。由图5 (a) 可看出, 在烟气中喷射脱硫废水后, 烟气飞灰中Ca O含量增加;加入Na2CO3以后, 飞灰中Na的含量随喷淋量增大而增加。飞灰中的SO3和Cl增加显著, 见图5 (b) 和图5 (c) , 且随喷淋量的增大而明显增加。其他化合物变化无明显规律。

3 结论

(1) 省煤器后的尾部烟气中喷射脱硫废水的流量在32~56 L/h内时, 脱硫废水的烟道喷射技术对喷射点前后的烟气温度和含湿量影响很小, 可以认为在此流量范围内, 采用烟道喷射技术, 对尾部烟道烟气的热力学性质影响可以忽略不计;

(2) 喷射流量在32~56 L/h内, 采用脱硫废水的烟道喷射技术会使得飞灰中的Ca O含量和Cl含量明显增加;添加Na2CO3后, Na含量增加显著。但是这些化合物或单质的增加, 并不影响ESP的正常运行, 所以可以认为在此流量范围内, 采用脱硫废水的烟道喷射, 对锅炉的正常运行影响不大;

(3) 在脱硫废水的喷射流量在32~56 L/h内时, 通过添加35 g/L的Na2CO3改进的脱硫废水后, 发现该烟道中喷射加碱的脱硫废水, 可以有效地减少烟气中SO3、HCl、HF的浓度。在此流量范围内, 通过增加喷射流量, 可以提高相应的脱除效率。

摘要：针对燃煤电厂脱硫废水问题, 通过采用烟道喷射处理技术来实现电厂废水的最终零排放问题。结合某电厂300 MW机组进行了相关技术方案的试验研究。结果表明:喷射时加入碱性吸附剂, 烟气中的HCl最大可脱除68.21%;HF最大可脱除65.79%, SO3最大可脱除19.20%。脱硫废水的烟道喷射方法可实现电厂脱硫废水的回用处理, 同时还可实现脱除烟气中HF、HCl以及SO3, 减少了对尾部烟道的腐蚀。

关键词：脱硫废水,回用技术,碱性吸附剂,三氧化硫,烟气成分

参考文献

[1]王宏亮, 薛建明, 许月阳, 等.燃煤电站锅炉烟气中SO3的生成及控制[J].电力科技与环保, 2014, 30 (5) :17-20.

[2]王智, 贾莹光, 祁宁.燃煤电站锅炉及SCR脱硝中SO3的生成及危害[J].东北电力技术, 2005 (9) :1-3.

[3]魏宏鸽, 程雪山, 马彦斌, 等.燃煤烟气中SO3的产生与转化及其抑制对策探讨[J].发电与空调, 2012, 33 (2) :1-4.

[4]徐宏建, 王书芳, 潘卫国, 等.脱硫废水深度降氟机理及工艺优化的试验研究[J].动力工程学报, 2012, 32 (8) :647-653.

[5]肖雨亭, 贾曼, 徐莉, 等.烟气中三氧化硫及硫酸雾滴的分析方法[J].环境科技, 2012, 25 (5) :43-48.

[6]李壮, 王海涛, 董鹤鸣, 等.湿法脱硫对660 MW煤粉炉PM2.5排放影响的实验研究[J].节能技术, 2015, 33 (5) :398-402.

[7]魏书洲, 刘喆, 邵建林, 等.燃煤电站中加装低温省煤器的节能环保分析[J].节能技术, 2015, 33 (5) :432-435.

[8]康梅强, 邓佳佳, 陈德奇, 等.脱硫废水烟道蒸发零排放处理的可行性分析[J].土木建筑与环境工程, 2013, 35 (S) :238-240.

[9]郭阳, 李媛, 汪永威, 等.SCR脱硝系统烟气SO3测试采样方法对比研究[J].电力建设, 2013, 34 (6) :69-72.