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对该废水蒸干后的黑色晶状物进行了焙烧,经检测,黑色烘干晶状物焙烧渣溶于水,水溶液呈碱性,对烧渣进行了 X 射线衍射分析,结果见表 3。
2 制浆过程
现场共2台棒磨机,单台处理干煤能力30 t/h;2台立式超细研磨机,容量5 000 L,单台处理干煤能力2.5 t/h;煤浆储罐3套;水煤浆锅炉2台(100 t/h)。为了消除棒磨机及水煤浆锅炉自身工况可能对试验产生的影响,只选取了1号棒磨机、1号超细研磨机及1号锅炉进行试验。
分别利用普通生产用水和印染废水与 2 种煤制浆,采用分级研磨工艺,四川煤和贵州煤的制浆质量分数分别控制在 64% 和 61%,添加剂加入量(w) 为 0.6%( 干基 / 干基 ),生产中添加剂配制成质量分数为 9.5% 溶液加入至煤浆中。所有试验细浆采用立式超细研磨机研磨,平均粒径为 15~30 μm,细浆的质量分数设定为 38%。
制浆过程主要分为 4 个阶段,即分别制备四川煤样清水煤浆、四川煤样废水煤浆、贵州煤样清水煤浆、贵州煤样废水煤浆。试验中棒磨机上部煤仓分 2 个批次依次装入 2 种高硫煤,首先向煤仓中放入四川高硫煤,当四川高硫煤制浆完成后,待煤仓中的煤到达低位临界值时,打开输煤放料阀,向煤仓中放入贵州高硫煤,在工艺参数调整完毕后再延迟 2 h 取样,排除前一种煤剩余部分对试验数据的影响。2 种煤制浆过程中工艺参数分别见表 4 及表5。
由表 4 及表 5 可见 :利用印染废水制浆后,煤浆表观黏度明显降低,2 种煤的废水煤浆表观黏度与清水煤浆表观黏度相比,均降低了 150~200 mPa·s。一方面是由于印染废水中含有一些残余的表面活性物质,该物质起到了类似添加剂的分散作用;另一方面由于废水中含有大量碱性物质,这些物质影响了煤颗粒表面的电位,使其疏水性减弱亲水性增强,进一步降低了内摩擦,使表观黏度降低。表观黏度的降低可有效提高水煤浆燃烧时喷嘴的雾化效果,且有利于泵送,同时也减少了储槽的搅拌能耗。
3 结果与讨论
利用1号锅炉对制备好的4种水煤浆进行试烧试验。该锅炉为NG-100/9.81-M型,单锅筒、自然循环Ⅱ型,室外半露天布置。锅炉前部为炉膛,四周布置膜式水冷壁,水平烟道布置低温过热器和高温过热器,尾部交错布置两级省煤器及两级空气预热器,该锅炉额定出力100 t/h,最低稳燃负荷50 t/h,锅炉效率大于或等于91%。4种水煤浆试烧过程中锅炉的主要运行参数见表6。由表6可见:在4种煤浆的试烧过程中,相同锅炉负荷条件下的主蒸汽流量、主蒸汽温度、排烟温度、排烟氧量及炉渣含碳量相近;但不同锅炉负荷条件下的运行参数存在一定差异,其中排烟温度的差别较大。这是由于锅炉负荷增大时,瞬时产生的热量较大,烟气流速也相应增大,经换热后,烟气中残余的热量也相应增加。3种锅炉负荷状态均符合常规生产参数要求,应由后续的SO2排放量进一步确定更有利于脱硫的锅炉负荷更优。
3.1 不同锅炉负荷对烟气中SO2质量浓度的影响
在每组试验过程中,利用烟气分析仪对烟道前段和后段测点的烟气成分进行测定,每阶段内取 4组数据,再求其平均值,得到每阶段烟气中 SO2质量浓度的测定平均值,再根据各自的过量空气系数得到相应的 SO2质量浓度,结果见表 7 和表 8。
表7 不同锅炉负荷下烟道前段4种煤浆试烧时的SO2质量浓度的变化
表8 不同锅炉负荷下烟道后段4种煤浆试烧时的SO2质量浓度的变化
由表 7 可见 :在烟道前段,2 种高硫煤的废水煤浆燃烧后的SO2产生浓度均比清水煤浆有小幅度降低,该段混合气体中SO2质量浓度的减少是燃烧阶段脱硫作用的结果。当锅炉负荷为100%时,四川高硫煤用废水制浆燃烧后烟道前段SO2产生质量浓度由2624 mg/m3降至2452 mg/m3,降低率为6.6%;贵州高硫煤用废水制浆后烟道前段SO2产生质量浓度由2248 mg/m3降至2091 mg/m3,降低率为7.0%。同时,2种高硫煤废水煤浆在不同锅炉负荷条件下的SO2产生浓度相近,此结果表明不同锅炉负荷下,废水煤浆在燃烧阶段的脱硫效果相近。
由表 8 可见 :在烟道后段,2 种高硫煤的废水煤浆燃烧后的 SO2产生浓度均比清水煤浆有较大幅度降低,该段混合气体中 SO2的减少是燃烧阶段和烟道阶段综合脱硫作用的结果。当锅炉负荷为 100% 时,四川高硫煤用废水制浆燃烧后烟道后段 SO2产生质量浓度由 2611 mg/m3降至 1984mg/m3,降低率为24%;贵州高硫煤用废水制浆后烟道后段SO2产生质量浓度由2238 mg/m3降至1 731 mg/m3,降低率为22.7%。同时,随着锅炉负荷的不断增加,2种废水煤浆试烧过程中的SO2产生浓度呈降低趋势。
分析认为,用印染废水制浆可有效降低高硫煤水煤浆燃烧后的 SO2排放,SO2的脱除可分为炉内的燃中脱除和烟道阶段的排烟脱除,其中 SO2的燃中脱除效果基本不随锅炉负荷的变化而变化,但排烟脱除效果随锅炉负荷的增加而变得更有利。SO2的浓度越低,净化系统的消耗就越低,因此,从 SO2排放的角度分析,燃烧过程中的最优负荷为最大蒸汽蒸发量,即 100% BMCR,不仅能实现设备的高效利用,还能降低后续烟气净化系统的处理负担。
分析上述试验数据,印染废水的脱硫作用较为明显,在较高锅炉负荷下 (100%),四川煤和贵州煤 2 种高硫煤浆均具有较好的脱硫效果,SO2的总脱除率分别为 24% 和 22.7%,其中四川煤废水煤浆的燃中脱硫率为 6.6%,排烟脱硫率为 17.4%,贵州煤废水煤浆的燃中脱硫率为 7%,排烟脱硫率为 15.7%。因此可判断 :2 种废水煤浆的脱硫过程主要发生在烟道阶段的排烟脱除,两者的排烟脱硫率分别占总脱硫率的 72.5% 和 69.2%。这是由于印染废水中的无机成分主要是 NaOH 等碱性物质,与烟气充分接触时,与其中的 SO2发生了复杂的化学反应,生成耐高温的硫酸盐类复合物,减少了 SO2的排放。
3.2 脱硫机理探讨
采用废水制浆,水煤浆燃烧后产生的 SO2在系统中主要参与了与碱性物质的反应,生成硫酸盐或亚硫酸盐,该过程可认为是在燃烧和排烟 2 个阶段进行的。由上述的试验结果可知 :2 种高硫煤废水煤浆的脱硫过程更多的是在排烟阶段进行,而由表6 数据可以看出,不同的锅炉负荷会造成排烟温度有较大差别,由于较大的锅炉负荷下中心燃烧区有较高的温度,会造成排烟温度的升高。利用红外测温装置得到 2 种废水煤浆在试烧过程中的锅炉不同部位的温度分布情况,结果见图 1 及图 2。
图1 四川煤印染废水煤浆试烧过程中锅炉内部温度分布情况
图2 贵州煤印染废水煤浆试烧过程中锅炉内部温度分布情况
由图 1 及图 2 可见 :在不同锅炉负荷条件下,其内部温度分布不同。总体分析,锅炉负荷对炉膛温度的影响较为明显,负荷越高,炉温也越高 ;负荷越低,炉温越低且下降速率越快,因此排烟温度也随之相应变化。
综上分析,温度可能是造成 SO2质量浓度不同的主要原因之一,由于 SO2的脱除主要发生在水煤浆燃烧后混合烟气沿烟道输送的过程中,而不同的烟气温度决定了脱硫机理的不同。
1) 较高温度下的脱硫机理。在较高的排烟温度(130~150 ℃ ) 下,烟气中的水主要以水蒸气的形式存在,对脱硫反应具有促进作用 :①烟气中的氧化钠等碱性物质与水蒸气反应生成氢氧化钠,提高了碱性物质的反应活性,此时烟气温度高于露点温度而低于氢氧化钠的分解温度,与氧化钠相比,氢氧化钠更易与 SO2发生反应生成硫酸盐 ;②在氧化钠与水蒸气反应生成氢氧化钠晶核的过程中,可能会在产物层产生裂隙或局部发生剥落,粉碎成更细的颗粒,或者形成的新的氢氧化钠晶核与原有的氢氧化钠母核接触不够紧密,产生“剥落现象”,即产生粉化现象,该粉化作用增加了碱性物质的比表面积,更有利于其与 SO2反应。
2) 较低温度下的脱硫机理。在较低的烟气温度下,烟道烟气温度接近露点温度,氧化钠颗粒表面可能存在水膜,氧化钠遇水迅速反应生成氢氧化钠,同时 SO2与水反应生成硫酸或亚硫酸。氢氧化钠与硫酸或亚硫酸在水膜中通过接触发生反应,生成硫酸钠或亚硫酸钠,即因水滴或水膜的存在,通过液固反应达到了脱硫效果。较高温度下的脱硫属于气 - 固反应,且由于粉化现象,提高了脱硫反应的接触碰撞几率 ;而较低温度下的脱硫反应是液 - 固反应,脱硫速率可能略低于较高温度下脱硫速率,烟气中的 SO2产生浓度偏高。因此,高负荷燃烧条件下的排烟温度较高,脱硫效果也较好。
4 结论与展望
1)利用分级研磨制浆工艺,在添加剂加入量为0.6%的条件下,将四川煤和贵州煤分别与普通生产用水和印染废水制成清水煤浆和废水煤浆,废水煤浆的表观黏度比清水煤浆的表观黏度有明显降低。
2) 与清水煤浆相比,2 种印染废水煤浆在最优燃烧条件下 ( 锅炉负荷为 100% 时 ) 燃烧后的 SO2质量浓度分别由 2 611 mg/m3和 2 238 mg/m3降低至 1 984 mg/m3和 1 731 mg/m3,总脱硫率分别为24% 和 22.7%,其中排烟脱硫率分别占总脱硫率的72.5% 和 69.2%,具有很好的脱硫效果。
3) 高硫煤浆燃烧脱硫主要与排烟温度有关,排烟温度越高,SO2脱除率越高。
4) 利用印染废水代替普通生产用水制备高硫煤水煤浆的方法是可行的,不仅能有效降低浆体的表观黏度,还可在燃烧过程中有效脱除 SO2。因此,利用高硫煤与印染废水制浆既解决了高硫煤和印染废水的利用难题,又有利于后续的烟气脱硫工艺,具有广阔的应用前景。
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