引言


在我國燃煤發電機組占據全部發電機組的70%以上,而燃煤發電機組因燃煤會產生大量含SO2煙氣,常用濕法脫硫來處理。但是,此法有較大的廢水處理問題。為了控制脫硫吸收塔石灰石循環漿液的Cl-、F-等有害元素的濃度和細小的灰塵顆粒濃度富集度,減少漿液對設備的腐蝕和堵塞,同時將煙氣中被洗滌下來的飛灰排出,必須從系統中排出一定量的廢水,從而保證FGD系統運行的安全可靠性。


1 排放脫硫廢水的實際特征


脫硫裝置的石灰石、石膏去濕法排放廢水量完全由工藝部水質、石灰石質量、鍋爐煙氣散發量、脫硫吸取塔內部的漿液CI濃度等因素決策。在具體運轉的過程中,電廠通常都利用對脫硫吸取塔內部的漿液CI-濃度標準進行控制才能明確具體的廢水排放量。本文將某個600兆瓦的機組為例,需要將所吸收的塔漿液CI-濃度合理的控制在20kg/m3的同時,排放脫硫廢水量應達到17.3m3/h。如果工藝水的質量較差或是必須合理的控制低于CI-的濃度,會在一定程度上增加排放脫硫的廢水量。


2 處理工藝


目前脫硫廢水處理方法為中和、沉降、絮凝以及澄清等工序,污泥由板框壓濾機脫水,泥餅外運。傳統脫硫廢水處理工藝通過在中和箱中加入石灰石,將pH調高至9.0以上,使得大部分的重金屬離子能夠生成難容的沉淀物;在沉降箱中加入有機硫,與Ca2+、Hg2+反應,生成難容的硫化物沉淀;在絮凝箱中加入復合鐵絮凝劑,使石膏顆粒、SiO2、以及金屬氫氧化物絮凝成大顆粒并進一步沉淀;經絮凝后的水進入到澄清濃縮池進一步濃縮,底部形成污泥,上部的清水進入到出水箱。傳統脫硫廢水處理工藝可以除去廢水中的一部分懸浮物和重金屬,但出水中仍含有大量的可溶性鹽,無論是排入到水體還是泥土,容易造成水體的惡化以及鹽堿地的形成;并且脫硫廢水不含有機物,排入到市政污水處理廠會造成微生物的死亡,從而導致出水惡化,無法達到回用的標準。


3 回用方式


因脫硫廢水成分復雜,處理困難,目前燃煤電廠中脫硫廢水回用方式也較少,主要為以下幾種方式:1)用于水力除灰渣系統。采用水力除灰渣的燃煤電廠將脫硫廢水回用到灰渣水系統,因灰渣水為堿性,可中和酸性的脫硫廢水,但脫硫廢水中懸浮物和Cl-含量高,易造成管路的堵塞和腐蝕,存在著一定的風險。2)用于煤場或灰場噴淋。該方式將脫硫廢水作為煤場、灰場抑塵噴灑水的補水,但同樣存在腐蝕的風險,并且脫硫廢水中的污染因子轉移到燃煤中,繼續進入到鍋爐,在整個燃煤系統中循環累積。3)用于干灰拌濕。該方式需要水量較小,且由于粉煤灰的外賣而逐漸不被采用。


4 燃煤電廠廢水零排放技術核心


廢水梯級利用是實現燃煤電廠廢水零排放的核心,廢水梯級利用的前提是充分了解電廠各用水系統的水質、水量情況,制定準確的水平衡圖,把全廠用水看作一個整體,統一規劃全廠的用排水水質、水量,協調各用水系統的用水分配,做好水量平衡。優化各用水系統的關系,根據其水質、水量要求,為廢水處理后的回用找到合適的系統,減少補水量,達到節水、零排放的目的。燃煤電廠廢水零排放技術核心可分為四個層次:1)加強水務管理:消除跑冒滴漏現象;定期進行水平衡測試及優化,降低設備的耗水量,增加水的梯級利用級數;2)減少系統耗水:對于循環冷卻機組,循環水排污水是電廠最大的排污水,節水減排的關鍵是提高循環水濃縮倍率,降低循環水排污水量;3)廢水綜合利用:按照“雨污分流、清污分流、分類回收、分質回用”的原則,建立經濟可靠的廢水處理設施,對全廠廢水進行處理及回用,使廢水量“最小化”;4)末端廢水治理:用水末端產生的高含鹽、腐蝕性廢水,主要是指濕法脫硫產生的脫硫廢水,是廢水零排放的難點,對該廢水通過蒸發結晶等方式治理,實現零排放。


5 脫硫廢水零排放處理工藝


5.1預處理+蒸發工藝


預處理系統采用“兩級反應+沉淀和澄清”處理,一級投加石灰,二級投加碳酸鈉軟化水質。蒸發結晶處理采用多效蒸發結晶或MVR蒸發工藝,結晶通過離心機和干燥床制得固體結晶鹽。


脫硫廢水經廢水緩沖池調節水量,均衡水質,在一級反應器,投加石灰乳、絮凝劑和助凝劑,大部分重金屬被生成沉淀,沉淀微粒物在絮凝劑和助凝劑的作用下凝聚成特大的顆粒物,最后流入一級澄清器,然后完成一系列的程序后實現固體和液體的分離。上清液進入二級反應器,為了確保后期的深度處理的部分能夠長期穩定,減少清洗次數,需要對容易結垢的物質進行直接處理。


在二級反應器中加入軟化劑后,使水中鈣離子生成沉淀,沉淀微粒物在絮凝劑和助凝劑的作用下凝聚成特大的顆粒物,最后流入二級澄清器,上清液經過濾器再次過濾,確保廢水滿足深度處理進水要求。


蒸發器一般分為2種,一種是多效蒸發裝置,一種是MVR蒸發裝置。多效蒸發裝置分為4個單元:熱輸入單元、熱回收單元、結晶單元、附屬系統單元。熱輸入單元即從主廠區接入蒸汽,經過減溫減壓后成為低壓蒸汽,再將蒸汽送至加熱室對廢水進行加熱處理。熱交換后的冷凝液則進到冷凝水箱中。預處理后的脫硫廢水排水,經多級蒸發室的加熱濃縮后送至鹽漿箱,由鹽漿泵輸送至旋流器,將大顆粒的鹽結晶進行旋流并進入離心機,分離出鹽結晶體,然后再經螺旋輸送機送往各類干燥床干燥塔進行干燥。旋流器和離心機分離出的漿液返回至加熱系統中再進行蒸發濃縮,最終干燥出的鹽結晶包裝運輸出廠。


MVR蒸發裝置原理是利用高能效蒸汽壓縮機壓縮蒸發產生的二次蒸汽,提高二次蒸汽的焓,被提高熱能的二次蒸汽打入蒸發室進行加熱,以達到循環利用二次蒸汽已有的熱能,從而可以不需要外部鮮蒸汽,通過蒸發器自循環來實現蒸發濃縮的目的。從理論上來看,使用MVR蒸發器比傳統蒸發器節省80%以上的能源,節省90%以上的冷凝水,減少50%以上的占地面積。預處理+蒸發工藝,投資成本較高,所有廢水進入蒸發系統,運行費用高。


5.2預處理+膜濃縮+蒸發工藝


考慮蒸發裝置的投資成本和運行成本,新興的脫硫廢水零排放工藝在預處理之后,加入膜濃縮工序,對脫硫廢水進行減量化,降低后續蒸發裝置的處理規模。降低脫硫廢水零排放工藝的整體投資成本和運行成本。膜濃縮工序一般采用高壓反滲透、DTRO和正滲透3種工藝。高壓反滲透主要采用海水淡化膜對預處理后的脫硫廢水進行濃縮,提高脫硫廢水含鹽量至80000mg/L,降低進入后續蒸發裝置的處理規模。DTRO采用碟管式膜組件對預處理后的脫硫廢水進行濃縮,DTRO膜可耐受120MPa超高壓,能夠使脫硫廢水含鹽量濃縮至12000mg/L。正滲透是采用正滲透膜,利用具有高滲透壓的汲取液,將水分子自發的由低滲透壓的原水側汲取出來,而且將原水中的其他溶質截留,然后再采用其他工藝將水從被稀釋的汲取液中分離出來,最終獲得純凈的水,汲取液可以循環利用。正滲透可以使脫硫廢水含鹽量濃縮至15000mg/L。


5.3預處理+膜濃縮+煙道蒸發工藝


此種工藝主要在末端濃水處理采用煙道蒸發系統代替多效蒸發系統或MVR蒸發系統,大大降低了脫硫廢水零排放系統的投資成本和運行成本。濃水煙道蒸發系統利用霧化噴嘴將濃水進行霧化,并且噴入除塵器和空預器之間的煙道中,利用高溫煙氣將廢水液滴蒸干,然后形成微顆粒結晶,進入除塵器中外排,以期達到脫硫廢水零排放的目的。


6 國內燃煤電廠廢水零排放案例


6.1廣東河源電廠


廣東河源電廠(2×600MW)采用“二級預處理+多效蒸發結晶”工藝,系統投資9750萬元,于2009年投入運行,是國內第一家真正意義上實現廢水零排放的電廠。預處理系統采用“兩級反應+沉淀、澄清”處理工藝,一級加石灰、二級加碳酸鈉對廢水進行軟化,出水鈣離子濃度小于5mg/L;蒸發結晶系統采用“四效立管強制循環蒸發結晶”工藝,出水TDS小于30mg/L,回用于電廠循環水補水,產生的固體結晶鹽達到二級工業鹽標準。該系統運行情況良好,水質較穩定,設備結垢量小,但該系統無濃縮,蒸發水量大,運行能耗高,處理1t廢水消耗蒸汽約300kg,耗電約30kWh[36]。


6.2華能長興電廠


華能長興電廠(2×600MW)廢水零排放工藝由預處理單元、膜濃縮單元及蒸汽壓縮蒸發結晶單元組成,總投資約8000萬元[5],于2015年4月投運,工藝流程如圖6所示。其反滲透單元產水水質良好,回用于鍋爐補給水,蒸發結晶析出的固體鹽中NaCl和Na2SO4質量分數大于95%。該系統處理1t廢水,耗電10.4kWh,消耗蒸氣203kg。


結束語


總而言之,目前,我國脫硫廢水零排放技術仍處于廣泛研究與初步應用探索階段?,F有零排放技術的投資成本普遍較高且運行費用較大。如何組合現有工藝,揚長避短,實現低成本脫硫廢水零排放,提高廢水和礦物鹽的綜合利用率,將是今后脫硫廢水零排放研究的重點。