褐煤炉后烟气回收水处理工艺探讨

徐淑姣，贾丹瑶，周 军，陶祯燕

(华北电力设计院有限公司，北京 100120)

1 概述

我国内蒙地区水资源贫乏，降低全厂耗水指标成为电厂生产运营中的重要目标。内蒙古的褐煤产量最高，约占全国的70%，开采的褐煤主要供应至内蒙东部、南部地区以及就近的东北地区的电厂。褐煤是一种煤化程度最低的矿产煤，其水分大(含水量约为20%～50%)，挥发分高，发热量低，易氧化自燃，不便储存和远途运输。若能提取褐煤中的水分并回收应用于火电厂工艺系统，可以有效实现节水的目标。

褐煤深度节水技术主要分为燃前褐煤预干燥提水和炉后烟气提水。燃前褐煤预干燥提水，是利用外来热源对褐煤进行干燥并进一步将蒸发水蒸气凝结回收的技术。炉后烟气提水是利用冷媒介质对脱硫除尘后的净烟气进行冷却，将烟温降低至露点以下，冷凝回收烟气中的水蒸气。鉴于褐煤储存和运输的安全性问题，褐煤预干燥提水工艺系统复杂、运行维护不便，且需要消耗外部热源、仅能提取回收煤中的水分，回收水量少，目前国内仅有少数电厂采用了此工艺。炉后烟气提水工艺运行维护方便，有效利用热力系统内部热源，可回收利用煤燃烧产生的水蒸气和余热，其效率更高，近年较多应用于火力发电厂褐煤节水技术中。

炉后烟气提水工艺冷凝回收的水分主要有以下来源：(1)褐煤中含有的水分；(2)空气中的水分；(3)褐煤在锅炉燃烧过程中，氧气和氢气反应产生的水分；(4)脱硫工艺反应中外界引入的水分。

本文将结合近年的研究应用成果，就炉后烟气回收水处理工艺进行探讨。

2 烟气提水工艺简介

炉后烟气提水工艺是针对脱硝、除尘及脱硫后的烟气中的水分进行冷凝回收。目前，火力发电厂主流的脱硫工艺为石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺，烟气提水工艺主要针对湿法脱硫后的烟气回收水分，本文简称为湿法烟气提水工艺。

湿法烟气提水工艺又分为表面式和混合式。表面式工艺，是指湿法脱硫后，采用表面式换热器对湿烟气进行冷却，回收其中的水分。混合式工艺，是指湿法脱硫后，采用喷淋冷却塔的方式对湿烟气进行冷却，回收其中的水分。两种工艺的冷却介质可采用机力塔或自然通风间接空气冷却。

3 烟气回收水水质特点及处理工艺

3.1 烟气回收水水质特点

搜集已开展烟气提水试验及安装提水设施的两个工程水质报告见表1。

由表1可看出，烟气回收水水质差异较大，分析主要有以下原因：

(1)各工程燃用的褐煤煤质成分略有差异，导致烟气及烟气回收水中的各物质含量略有不同。

(2)脱硫工艺对SO2具有高效的脱除能力，但是对SO3等其他酸性气体的脱除效率低，因而烟气回收水中的含量较高。3份水质分析中的含量差异较大，可能与烟气中SO3的含量有关，SO3主要在锅炉燃烧时产生，另外烟气中部分SO2在SCR脱硝的催化剂作用下也会转化为SO3。

表1 烟气提水回收水质报告

(3)烟气净化工艺中除尘器对烟气中的烟尘具有较高的脱除能力，各工程除尘效率的差异会影响烟气回收水中悬浮物的含量，另外脱硫工艺中除雾器未捕集而被烟气携带出的液滴也会造成烟气回收水品质的下降。

(4)脱硫工艺过程中会引入外界工艺生产水，烟气在脱硫过程中与工艺生产水发生接触，从而使烟气中携带部分工艺生产水分，因而外界工艺水的水质也会影响烟气回收水水质。

(5)湿法脱硫后的烟气具有一定腐蚀性，可能会造成后续金属设施的腐蚀，继而增加了湿法烟气回收水中的铁离子含量。

(6)烟气回收水质受机组负荷影响也较大，机组负荷高、烟气量高时，相对回收水水质较差。

根据上述水质资料及水质差异分析，归纳湿法烟气回收水水质具有以下特点：pH低(呈较强酸性)、铁离子含量较高、含盐量及悬浮物含量差异较大、SO42－含量较高。

3.2 烟气回收水处理工艺

烟气回收水处理工艺应依据提水工艺、回收水质特点、回收水量、回用去向等因素确定。

烟气回收水量受机组负荷、冷却介质温度和流量影响，据了解，单台600 MW机组的湿法烟气提水回收水量约为70～100 t/h。目前烟气提水回收水经处理后主要用于脱硫工艺系统补水、全厂工业用水等。

脱硫工艺用水水质按照DL/T 5196－2016《火力发电厂石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统设计规程》要求设计，详见表2。

表2 FGD系统工艺水水质要求

全厂工业用水水质应结合全厂水量平衡，明确烟气提水回收水的回用去向，并根据具体水源用途确定用水水质要求。

综上，烟气回收水处理工艺推荐设计方案如下：

(1)湿法烟气提水(表面式)回收水处理工艺

湿法烟气提水表面式换热工艺仅处理回收水量。

按照A工程水质作为设计水质，若回用于脱硫工艺水，仅pH不合格，采用中和处理法即可满足脱硫工艺水水质要求；若回用于全厂工业用水，采用中和处理法可满足一般回用水质要求，若水质要求较高，可辅以絮凝澄清、过滤处理工艺降低水中悬浮物含量。

按照B工程水质作为设计水质，若回用于脱硫工艺水，除pH不合格外，硬度及悬浮物均较高，应采用中和处理、石灰软化澄清－过滤处理工艺方可满足脱硫工艺用水水质要求；若回用于全厂工业用水，采用上述方法基本可满足一般回用水质要求，若水质要求较高，可辅以除盐处理工艺进一步净化回收水质。

(2)湿法烟气提水(混合式)回收水处理工艺

湿法烟气提水混合式换热工艺，烟气提水与冷却水混合，处理的回收水量为二者之和。

由于混合式工艺为烟气提水与冷却水混合，运行一段时间会造成某些物质的富集，因而应考虑对于混合水采取旁流处理。旁流处理建议采用石灰软化澄清－过滤处理工艺净化处理水质。

按照A工程和B工程水质为设计水质，若回用于脱硫工艺水和全厂工业用水，均应采用中和处理、旁流处理工艺，结合具体提水水质确定旁流处理水量。

4 烟气回收水处理方案比较

某工程采用烟气湿法脱硫工艺，预计烟气回收水量约为70 t/h，回收水水质暂按表1中B工程水质设计，处理后拟作为脱硫工艺用水补水。

根据褐煤烟气提水的2种方式，表面式和混合式，回收水处理方案对比如下：

4.1 表面式烟气提水回收水处理系统

表面式烟气提水工艺是利用表面换热器与循环冷却水换热，回收水与冷却水不混合，此工艺需要大量的冷却水，约为15300 t/h，但处理的水量小，只需处理提水回收水量，考虑一定裕量，回收水处理系统出力按2×70～2×80 t/h设计。

表1中B工程水质分析，悬浮物含量高，水质呈酸性，采用石灰软化澄清－过滤处理工艺处理回收水，工艺流程见图1。

图1 石灰软化澄清－过滤处理工艺流程

根据脱硫工艺水水质要求，烟气提水回收水经上述处理设施处理后可直接供给脱硫系统使用。

回收水处理工艺布置由机械澄清池、室外水箱、水泵间、加药间等组成，总占地面积约为35 m×28 m。本方案回收水处理设备投资估算约为400万(不含土建费用)。

4.2 混合式烟气提水回收水处理系统

混合式烟气提水工艺是利用循环冷却水直接与烟气换热回收其中的水分，回收水与冷却水混合，故需要的冷却水量小，约为7000 t/h，但此工艺需要处理的水量大。

表1中B工程水质分析，悬浮物含量高(414 mg/L)。根据GB 50050－2007《工业循环冷却水处理设计规范》中规定的间冷开式系统循环冷却水水质指标，悬浮物要求控制在≤10 mg/L，循环冷却水需要旁流过滤处理，经计算需要旁流过滤的处理水量为5656 m3/h,考虑一定裕量，系统出力按6000 m3/h设计，工艺流程见图2。

图2 澄清－过滤处理工艺流程

回收水处理工艺布置由机械加速澄清池、V型滤池、室外水箱、水泵间、加药间等组成，总占地面积约为124 m×80 m。本方案回收水处理设备投资估算约为5600万(不含土建费用 )。

4.3 比较结果

通过上述方案对比可看出，表面式烟气提水工艺回收水处理水量小，处理工艺系统相对简单、占地面积小、基建投资费用低。但表面式提水工艺采用表面式换热器，换热器面积大，换热器材质要求高，提水工艺设备投资较高，混合式提水工艺采用喷淋冷却塔，提水工艺设备投资较低。因此，综合烟气提水工艺及水处理方案比较，表面式烟气提水工艺和混合式烟气提水工艺的设备总投资相当。

5 结论和建议

从现阶段国内外相关的试验研究及机组投运情况来看，褐煤炉后烟气提水回收水作为发电机组脱硫工艺用水及全厂工业用水，从技术上是可行的，对缺水区域电厂的节水、降低耗水指标有重要意义。但炉后烟气提水技术尚处于起步阶段，设计、调试、运行等各阶段均需渐进研究，建议烟气提水回收水的处理工艺应从以下几方面进一步研究：

(1)已搜集的烟气提水水质报告中水质指标差别较大，经分析烟气提水回收水质受机组运行负荷影响较大，机组负荷高、烟气量高时，相对提水回收水质较差。应对机组不同负荷下的回收水质情况进行深入监测分析，找出机组运行负荷或烟气量与回收水质的关系，从而得到满足适应各类负荷工况下的处理工艺方案。

(2)在开展烟气提水回收水处理工艺设计时，依据的水质数据往往是从其他工程搜集的资料，对于本工程实际的回收水质须等到机组投运后才能获得。由于不同工程的褐煤煤质，脱硫工艺用水水质，烟气净化处理工艺(脱硝、脱硫、除尘)的设计参数、设备处理效率的差异，会导致实际烟气提水水质与设计水质存在较大差异。建议在以设计水质拟定水处理工艺时，应留有实际投运水质恶化情况下的备选处理工艺措施，备选处理工艺应尽量利用全厂现有的水处理设施，留有接口，以便水质恶化时，及时切换处理工艺。

(3)烟气提水工艺调试及投运时，应定期监测回收水质情况，与设计水质进行对比分析，根据实时水质情况，调整处理工艺的加药量，以满足处理水质要求。

(4)烟气提水回收水作为脱硫工艺补水，长期循环使用，水质的变化对石膏质量的影响尚需进一步研究。

(5)烟气提水(混合式)水处理工艺采用旁流处理，长期循环使用，水质会发生变化，应定期检测循环水水质，以便调整旁流处理量。