浅述浓缩池溢流澄清水循环再利用的技术研究

中国的电力是以燃煤为主的发电结构,目前利用水力除灰系统将灰和渣送到灰场还是相当一部分电厂的一种除灰方式,将灰渣水用管道送到浓缩池后,经浓缩沉淀,浓缩的料浆经泵输送至灰场,其澄清后的水循环使用,继续冲灰,冲灰水水质就发生了很大的改变,如pH等指标也增大,不但进一步加剧管道结垢,也超出了国家规定的排放标准,使冲灰水成为燃煤电厂最大的水污染源。因此要对浓缩池澄清水更好的循环利用必须进行技术研究。

电力工业部在“九五”电力规划中也明确提出,到2000年投入运行和在建的脱硫设备对应装机容量将达10000MW。控制火电厂SO2排放已列入电力工业发展的议事日程。在众多SO2控制工艺中,湿法石灰石－石膏脱硫是火电厂应用最为普遍的烟气脱硫主导工艺。但其产生的脱硫废水呈酸性,如向外排入需加入碱性物质来中和污染物。因此脱硫废水也成了废水处理领域一个需要解决的新问题。利用目前电厂渣浆浓缩后澄清水和烟气脱硫所产生的废水的特点,二者相结合,以废治废,达到降低成本的目的。

1电厂浓缩池澄清水再利用现状

目前,火电厂冲灰系统多数采用水力冲灰,其最大缺点是用水量大并含有多种污染物。随着水资源的日益紧缺,环保力度的加大,以及电力改革促使发电成本的降低,电厂的冲灰系统成为了节水节能、降低成本的主要对象。对冲灰系统的节水改造,目前主要是进行冲灰水的循环利用。在电厂中,最普遍的灰水循环利用方式有两种:一种是灰场水经灰坝、回水泵、回水池返回到厂内进行循环冲灰;另一种是稀浆冲灰到浓缩池,其溢流澄清水进行再次冲灰,浓浆输送到灰场。不论哪种循环运行方式,由于灰与冲灰水都有复杂的理化性质,因此,在循环冲灰过程中,经过不断接触,容易造成循环系统的严重结垢。多年来,虽然对回水循环系统研究比较多,但对浓缩池澄清水冲灰系统的研究却比较少。

2浓缩池澄清水的形成

由渣浆泵输送来的含有细粒物体的浆料,经槽架给入浓缩池中心部分某一深度处,料浆做均匀辐射状态向周边缓慢流动,在漫游中料浆的固体颗粒自上而沉降,最初由于浓度较低颗粒基本上做自由沉降,沉速较快的继而沉入浓积带,沉速较慢最后沉到下部一沉积带,也是浓度较高的压缩区,水分以沉降颗粒间隙中不断析出,在耙架连续回转时,沉积物沿池底的锥形坡面逐级推向池底的中心处,最后由该处的排料口排出,在耙架推进沉积物时,也是刮板对沉积物的一个压缩过程,这也大大的促使析水作用的加强,因而排出的沉积物是经过浓缩的料浆,池上部是澄清带,澄清水由池边溢流槽流入回水箱,经回水泵输送至锅炉冲灰使用。

3浓缩池溢流澄清水的冲灰特点

浓缩溢流冲灰系统一般流程为:渣浆池—渣浆泵—浓缩池(溢流水)—回水箱—回水泵—渣浆池。经此流程后,灰水比可从稀浆输送的1∶15～1∶20降至1∶3～1∶5,灰水经浓缩池二级制浆后,浓浆送入灰场,而60％～70％的灰水经浓缩池澄清后循环冲灰。

由于机组运行参数、除尘器型式、除灰工艺流程、燃烧方式、燃煤种类、冲灰原水水质及粉煤灰的理化特性等参数的不同,致使水力冲灰系统的基本状况差异较大,循环利用系统出现的问题也不同,解决方法也不同。如在不同的除尘方式下,浓缩池溢流水的pH值可以从3～12,甚至超过12,波动范围很大,在处理上差别也很大。

4冲灰水的水质特点及对电厂的危害

燃煤电厂炉渣和除尘器收集的飞灰一般都含有活性氧化钙(FCaO)等碱性物质,这是灰渣在水力输送过程中,由于FCaO等碱性物质的溶出,使冲灰水质恶化,pH值升高,Ca2＋浓度增大,同时含有重金属等污染物质,其结果是由灰场排出冲灰水水质超出国家规定的《污水综合排放标准》(GB8978－96)中最高允许排放限值。

冲灰水中的pH、F-超标,使冲灰水废水成为燃煤电厂又一污染源,不但污染水体,而且电厂必须承担巨额排污和超标费用。除此之外,由于冲灰水pH升高和Ca2＋浓度增大,冲灰水中HCO3－转变为CO32－,使冲灰水中的CaCO3过饱和并析出CaCO3沉淀。当这些CaCO3沉淀附着于系统内壁时,即造成系统结垢。它是干灰中游离CaO和冲灰水在水力输送条件下相互作用的产物。干灰中游离CaO溶于水,发生如下反应。

CaO+H2O=Ca(OH)2

Ca(OH)2=Ca2++2OH-

游离氧化钙从煤粉中的碳酸钙转移到管壁的过程。使系统阻力增大,输灰动力消耗增加,严重时危及电厂生产安全,而且电厂每年要支付数十万乃至上百万的除灰系统清洗除垢费用。因此冲灰水必须进行处理。

5浓缩池溢流水再利用途径

根据浓缩池溢流澄清水的特点,为了解决其pH值波动大、回水利用系统易腐蚀、结垢及堵塞等问题,国内外常用方法有以下几种。

(1)溢流水箱进行隔绝大气处理,即无碳水处理。首先,将回水与冲灰补充水在机械搅拌澄清池中进行混合、反应,然后进入无碳水池,通过无碳水泵进行冲灰。此法投资大,对运行的要求比较严格,且占地面积大,运行维护费用高。

(2)加酸中和pH。

加酸方式来中和灰水的碱性是根据酸碱中和的原理。虽然这是一种成熟工艺,处理工艺简单,但由于灰水量大,耗酸量多。加酸地点根据管道除垢地方不同,有的加到去灰场的排放口,有的为了方便起见,加在渣浆泵入口灰浆池中。不管在何地方加都要掌握一个量的问题,避免管道腐蚀洗漏。尤其在渣浆泵入口加酸时,当加酸量大时,一方面易造成渣浆泵的腐蚀,另外稍有不慎还易造成渣浆池中垢块的脱落,堵塞渣浆泵进口,给设备正常运行带来隐患;当加酸量小时灰场出口排水以及浓缩池澄清水又难于控制在排放标准规定的pH值范围内。加酸用量,宜以排水pH＝8．5左右来控制,即加酸中和至灰水中全部OH-碱度和1/2CO32-碱度为宜,以酚酞为指示剂时,中和到无色为止。所用的酸可以是HCl,也可以利用其它废酸来中和灰水碱度,达到以废治废的目的。不过要注意的是,废酸中所含杂质较多,选用前要作详细分析调查,以免一些重金属有毒元素随冲灰水一起排入水体,污染自然水源。加酸处理废水,除耗费大量酸外,还会增加灰水中SO42-和Cl-含量,即增加了水体的含盐量,这无疑对排放水体是不利的。

(3)在回水池前或回水管中加入阻垢剂,即阻垢剂法。该法具有投资少、易操作且效果明显的优势,但在浓缩池溢流水中的应用研究却比较少。这是因为一般的阻垢剂对水质中pH值要求比较苛刻,而浓缩池溢流水的pH值容易波动。为解决这一问题,通常的做法是先絮凝再阻垢,但这样处理的成本就比单纯阻垢高出几倍,而且已建电厂的场地也是一个制约因素。

(4)炉烟处理灰水。

用炉烟处理灰水有两种方式:一是采用炉烟中SO2;二是采用炉器中的CO2,但目的是相同的,都是利用它们吸收水的酸性来中和灰水的碱度,使之冲灰水pH值达到环保排放标准要求。

①炉烟SO2处理。

SO2+H2O=H2SO3=H++HSO3-=2H++SO32-

2H2SO3+O2=2H2SO4=4H++2SO42-

用炉烟中SO2处理冲灰水有一定的条件,燃煤要有一定含硫量,烟气中SO2含量低不行。

②炉烟CO2处理灰水也是利用酸碱中和的原理,影响处理效果的因素很多,它取决于烟气中CO2含量,又取决于CO2与灰水接触时间气水比、搅拦程度、水温和液面上CO2平衡分压。

因此,寻求一种既能适合浓缩池溢流澄清冲灰水特点又能阻止管道设备结垢并具有投资少、成本低的方法就成为一种研究方向。

6经以上分析

随着我国火电厂SO2排放治理工作的深入,大多数燃煤电厂均要上脱硫、脱硝系统,以除去烟气中的SO2、NOX等有害气体。因此可以利用脱硫形成的酸水去中和灰水中的碱性,以达到降低PH值的目的。

脱硫形成的酸水中和灰水的工艺原理为。

在除灰系统中,飞灰中碱性物质是通过冲灰水而造成环境污染和系统结垢的,如果在冲灰水中加入中量的酸性物质中和飞灰溶出的碱性物质,则除灰系统的冲灰废水水质超标和系统结垢问题便解决了。而通过脱硫塔的吸收液含有一定量的H2SO4和H2SO3。若用脱硫塔排出的吸收液作为冲灰水,当吸收液中含有的酸量与飞灰中含有碱量相等时,除灰系统的问题就解决了。另外,经过冲灰过程的吸收液,酸性物质被中和,可送回脱硫塔继续吸收烟气中SO2。这样相当灰中的碱性物质在脱硫系统中得到利用。在工艺流程中为满足除灰系统冲灰水的水质要求,脱硫吸收液的pH值控制较低。通过控制可以保持输灰过程中灰浆pH＜8．5和灰场排水pH＜9．0,达到防止除灰系统结垢和冲灰废水达标排放的目的。

脱硫形成的酸水中和灰水的特点为如下。

在实现烟气脱硫的同时,解决了除灰系统长期无法解决的系统结垢和排水pH超标的问题。这样,既利用了飞灰中的碱性物质,也利用了烟气中的酸性物质,以废治废,降低了运行成本。

目前,我单位在浓缩池澄清水再利用方面虽然达到了利用量,但灰水PH值仍然很高,除灰管道结垢严重,两年结垢有的管段就可达到50mm,必须花费大量资金进行全面酸洗以达到除垢目的,因此也可利用烟气中的酸根离子来中和灰水以达到防垢和水质处理的目的,不但可以脱硫还可节约费用,一举两得。

7结语

燃煤电厂浓缩池澄清水处理虽然有很多种方法,但每种方法都有一定的利弊,如中和法,虽然简单,但耗酸量大,同时增加水质中的含盐量,对水体不利。而利用烟气中的酸根离子来中和灰水的方法,来解决燃煤电厂灰水pH与结垢问题,值得深入研究并推广应用。

参考文献

[1] 输灰工程[J].华北电力学院.

[2] 电厂锅炉[M].水利电力出版社.