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燃煤电厂脱硫废水零排放技术现状与展望

2024-12-26 47 上传者：管理员

摘要：燃煤电厂脱硫废水成分复杂，是废水零排放的最难环节。介绍燃煤电厂脱硫废水水质特点、常规处理技术及利用途径；结合生态环保政策要求的提高和水处理技术的进步，重点分析了脱硫废水零排放中预处理、浓缩减量和末端固化等关键阶段主流技术优缺点，总结了脱硫废水零排放技术选择应考虑的主要因素，并展望了未来发展方向。

关键词：
燃煤电厂
电力供应
脱硫废水
近零排放
零排放
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2023年,煤电发电量占总发电量的 50%以上,煤电仍是当前我国电力供应的主力电源[1] ｡燃煤电厂 90% 以上(容量占比)采用石灰石-石膏湿法脱硫,产生的脱硫废水污染物含量高､成分复杂,若未经妥善处理直接排放,将对环境造成不良影响｡国家发展改革委《火电厂污染防治可行技术指南》(HJ2301— 2017)指出,火电厂废水近零排放的关键是脱硫废水零排放[2] ;国家发展改革委等部门《关于推进污水资源化利用的指导意见》(发改环资〔2021〕13 号)中提出,实施污水近零排放科技创新试点工程,打造污水资源化技术､工程与服务｡实施脱硫废水零排放有助于燃煤电厂节约水资源､保护水环境,提高绿色可持续发展水平｡

1、脱硫废水处理与回用常规技术

1.1 脱硫废水水质特点

燃煤电厂脱硫废水成分与煤种､烟尘浓度､石灰石品质､脱硫工艺用水等多种因素有关,具备的特点有:①pH值较低,一般在4.5~6.5;②悬浮物高,一般为 20~60 g/L;③含盐量高,一般在 20~50 g/L;④氯离子含量高,腐蚀性较强;⑤硬度高,有较高结垢风险｡为达到脱硫废水零排放目的,需组合多种技术进行分段处理｡

1.2 脱硫废水常规处理技术

依据排污许可等相关要求,脱硫废水应在车间或车间处理设施排放口达标,通常采用三联箱或一体化工艺处理｡

三联箱工艺通过加石灰乳､有机硫(TMT)等沉淀去除废水中大部分重金属,再添加絮凝剂使沉淀物浓缩为污泥,从而降低废水中悬浮物､氟离子､重金属等浓度｡三联箱工艺应用广泛､运行费用低,但自动控制水平低､出水回用难｡

一体化处理工艺涵盖了沉淀池､一体化处理装置､澄清池等所有功能,整个处理过程只加1 种药剂, 可高效去除废水中的悬浮物､部分 COD 等并调整 pH 值｡一体化工艺流程短､自动化程度高,运行费用较三联箱工艺高,但同样存在出水回用难点｡

1.3 脱硫废水常规利用途径

脱硫废水中氯离子质量浓度较高,处理达标后利用的场景相对单一,利用过程中要密切关注对设备造成的结垢腐蚀等,并采取必要措施防止二次污染｡

(1)作为干灰调湿水源,可改善灰的流动性,但会影响干灰品质｡

(2)作为锅炉捞渣机底渣系统补充水,长期使用会导致氯离子富集,腐蚀捞渣机及相关系统设备｡

(3)引入输煤系统清水池用于煤场喷淋,长期使用管道及含煤废水设备有腐蚀风险,且氯离子等进入煤中通过锅炉燃烧重新回到脱硫系统｡

(4)用于灰场的抑尘喷洒,需要灰场进行防渗处理｡

2、脱硫废水零排放技术

脱硫废水零排放主流技术路线采用“预处理+浓缩减量+末端固化”,即先采用三联箱等传统工艺进行预处理,再采用膜法或热法等缩减废水量,最后通过蒸发固化､结晶分盐等末端固化技术实现零排放｡

2.1 预处理

预处理的目的是去除悬浮物､钙镁等离子,实现脱硫废水软化,避免后续系统结垢､堵塞等问题｡

2.1.1 常规预处理工艺

化学沉淀法通过投加化学药剂使废水中钙镁离子沉淀,但污泥量大,常用的有石灰-碳酸钠法､氢氧化钠-碳酸钠法｡

混凝沉淀法通过投加混凝剂使经过化学沉淀后的废水中胶体和悬浮物混凝形成絮凝体沉淀,常用混凝剂有聚合氯化铝和聚硅酸铁,后者效果显著｡

过滤常与混凝沉淀单元联用,通过多介质过滤､微滤､超滤､纳滤等过滤装置降低浊度,满足后续系统进水水质要求｡部分末端固化技术直接进行浓缩减量､蒸发结晶,可以不进行预处理｡

2.1.2 预处理新技术

电絮凝技术将电极通过电解生成金属离子,与溶液中氢氧根生成氢氧化物胶体,通过混凝作用捕集悬浮物而去除污染物[3] ,其占地面积小,可适应来水水质波动较大的情景｡

磁混凝技术在普通混凝沉淀工艺中加入磁粉,以加强混凝､絮凝的效果,磁粉可通过磁鼓回收循环使用[4] ,具有速度快､效率高､占地面积小､投资小等优点｡

常温结晶-纳滤技术采用成本更低的硫酸钠代替碳酸钠,利用硫酸根去除水中的钙离子,并配套反渗透或纳滤单元以回收水,再将浓水中过饱和的硫酸钠以结晶盐形式回收[5] ｡

2.2 浓缩减量

采用膜法浓缩､热法浓缩等工艺对预处理后的废水浓缩,可减少后续处理成本,是实现脱硫废水零排放的关键｡

2.2.1 膜法浓缩膜法浓缩具有水质适应性强等优点,但工艺流程较长､需定期更换膜,实际应用时常将多种膜技术组合使用｡

正渗透(FO)通过致密型半透膜,利用溶液间渗透压差使水从低渗透压侧渗透至高渗透压侧｡FO 能耗低､浓缩倍率高,但受水质波动影响较大､对预处理要求高,用于处理含盐量 6%~12% 的脱硫废水,可减量60%~80%｡

反渗透(RO)通过反渗透膜,在一定压力下使溶剂与溶质分离｡RO 运行稳定､能耗低,但对进水水质要求较高,用于处理含盐量≤3% 的脱硫废水,可减量 30%~60%｡RO包括碟管反渗透(DTRO)､高盐反渗透 (HSRO)等类型｡DTRO采用开放式流道,可有效避免膜堵塞和浓差极化,延长膜的使用寿命,适用于处理高浓度废水｡HSRO成本低､能耗低,无需提高常规反渗透操作压力,可将浓缩极限由传统的 70 000 mg/L 提高到100 000~200 000 mg/L[6] ｡

电渗析(ED)利用离子交换膜的选择透过性,通过直流电场下阴阳离子定向迁移,实现电化学分离､浓缩｡ED 常与 RO 联用,用于处理含盐量≤10% 的 RO 浓水,可减量60%~80%,但产水水质较差｡

膜蒸馏(MD)利用仅能让水蒸气透过的过滤膜,使含有非挥发性溶质的溶液减量,用于处理含盐量≤20% 的脱硫废水,可减量 50%~90%｡MD 可利用电厂丰富的低品质余热,但透过速率较低､能耗较高｡

振动膜滤是一种新型高效的动态膜分离技术,通过机械高频振动,在滤膜表面产生高剪切力[7] ,可有效解决膜污染､堵塞等,大大增加过滤效率,降低膜清洗频率,但运行电耗高且不够稳定｡

华能南京电厂装机容量2×320 MW,采用预处理+膜浓缩方案,废水设计排放量为2×4 m3 /h,运行费用约22.68 元/t水,浓缩段产水返回脱硫塔,浓缩液中水在干燥段直接进入烟气中,增加烟气适度｡

2.2.2 热法浓缩

热法浓缩采用自然蒸发､蒸汽蒸发､烟气蒸发等方式,将废水加热浓缩实现结晶固化｡

自然蒸发利用太阳辐射进行废水的浓缩减,一般指蒸发塘,适用于具有良好光照､蒸发等自然条件的地区｡因蒸发塘蒸发速度慢且有二次污染隐患,目前已经很少采用｡

蒸汽蒸发是以蒸汽为热源的浓缩工艺,常见的技术有多效蒸发(MED)和机械蒸汽再压缩(MVR)｡MED 将蒸汽通入一效蒸发器加热蒸发废水,其产生的二次蒸汽作为二效蒸发器热源;MVR 利用蒸汽压缩机压缩废水蒸发产生的二次蒸汽,将电能转换为热能,二次蒸汽进入蒸发室作为热源加热废水｡MED和 MVR 技术成熟､热利用率高､传热系数大,可将废水浓缩到较高的浓度,但投资和运行成本相对较高,且不适合易结垢物料｡

烟气蒸发使用电厂烟气为热源,如烟气余热闪蒸工艺和低温烟气蒸发工艺,不需额外的蒸汽,具有节能优势｡烟气余热闪蒸浓缩可将脱硫废水盐质量浓度浓缩至150 000 mg/L以上,通过晶种法防垢而不需软化预处理｡华能兰州电厂(2×350 MW)采用烟气余热蒸发浓缩,废水设计排放量 2×5 m3 /h,运行费用为 28.1 元/t水｡

载气萃取是通过空气的增湿去湿实现废水脱盐, 主要包括增湿塔､除湿塔设备｡载气萃取不受废水的渗透压和沸点升高等物理参数限制,对废水的浓缩倍率较高,操作维护简单,但能耗高､空间占用大,实际运行过程中需要严格控制载气流速和废水污染物浓度[8] ｡

2.2.3 烟气脱氯减量

脱硫废水水量一般由脱硫浆液中的氯离子浓度确定,降低烟气中氯含量可减少脱硫废水水量｡通过向空气预热器后烟道内喷入碱液,碱液与烟气中HCl 反应的产物被吸附到飞灰上,在除尘单元随飞灰一起脱除｡烟气中 HCl 浓度降低后,脱硫废水产生量也降低,可减量为70%[9] ｡

2.3 末端固化

末端固化是将经过浓缩减量的脱硫废水蒸发结晶或固化,从而实现真正的零排放,是脱硫废水零排放的核心,分为蒸发结晶､烟道蒸发和直接固化｡

2.3.1 蒸发结晶

蒸发结晶的过程是溶液过饱和形成晶核,晶核生成晶体与母液分离｡结晶常与蒸发联用,涉及的技术主要也是 MED 和 MVR｡蒸发结晶可将废水浓缩至结晶状态,实现盐分和水分的物理分离,最终得到的结晶盐可以回收利用｡深能河源电厂采用多效蒸发结晶技术,产生杂盐,对粉煤灰不产生影响｡

2.3.2 烟道蒸发

烟道蒸发利用主烟道或旁路烟道烟气对废水进行蒸发干燥,不需额外能源输入,处理过程简单,但受烟气温度､湿度影响较大,需要考虑对除尘设备的影响,此外某些组分可能无法彻底去除｡

采用主烟道烟气蒸发时,将浓缩后的废水雾化喷入空气预热器与除尘器之间的主烟道内,雾化液滴在 110 ℃~130 ℃烟气作用下蒸发,析出的结晶盐附着在烟尘表面被除尘器捕集｡

采用旁路烟道烟气蒸发时,将浓缩后的废水雾化喷入旁路烟气蒸发器内,雾化液滴被从主烟道引入的烟气蒸发,析出的结晶盐附着在烟尘表面被除尘器捕集,包括双流体雾化技术､机械旋转雾化技术和流化床干燥技术等类型｡旁路烟气蒸发系统结构简单,烟气流量流速可控,对主烟道影响较小｡

华电扬州､华能铜川､包头铝业､大唐延安等电厂均采用高温烟气旁路烟道蒸发技术｡其中,华电扬州､华能铜川采用旋转喷雾技术,包头铝业采用高温烟气旁路+双流体技术｡

结合低温烟气余热浓缩和高温烟气旁路干燥的工艺优势,高低温耦合脱硫废水零排放技术对空气预热器､粉煤灰品质等影响较小[10] ｡

2.3.3 直接固化

直接固化是指将脱硫废水转化为不易分散的稳定固化物,如通过低温烟气蒸发与固定化技术的耦合,适用于中等水量燃煤电厂的水泥固化脱硫废水工艺[11-13] ｡

3、结论与展望

燃煤电厂脱硫废水因其成分复杂,以及盐分高､氯离子高､硬度高等特点,实现零排放的处理难度较大｡随着环保要求的提高和处理技术的进步,通过预处理､浓缩减量和末端固化,多种脱硫废水零排放技术得到成功应用｡

选择脱硫废水零排放技术时,需要综合评估水质特性､场地条件､能耗物耗､副产品或固废合规性处理等,遵循技术成熟､可靠､先进,改造措施经济､合理､有效,改造后设备运行稳定､安全的原则,综合比选最优技术方案｡

脱硫废水零排放技术的研发重点关注:①优化和组合现有工艺,提高处理效率和降低能耗;②研发具有更高分离效率､更好抗污染性能和更长使用寿命的新型膜材料,在提高废水处理效率时降低处理成本; ③发挥智能化和自动化技术的作用,对脱硫废水处理过程实时监控和自动调整,确保处理效果达到最佳状态;④紧跟脱硫废水治理技术前沿,关注和研究新兴

技术,如纳米技术[14] ､生物技术[15] 等在脱硫废水处理中的应用潜力[16] ,为脱硫废水零排放提供技术参考｡

参考文献:

[1]中国电力企业联合会 .2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告[J].中国电力企业管理,2024(6):6-7.

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[3]傅承.电絮凝技术在煤气化废水处理中的应用研究[D].北京:北京化工大学,2017.

[4]贾伯林,杨志宏,王亚,等.磁介质混凝沉淀技术的进展与创新[J]. 广东化工,2020,47(2):98-100.

[5]吴优福,刘捷,海玉琰,等 .超超临界 1000MW 机组脱硫废水零排放技术[J].热力发电,2017,46(5):108-114.

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[7]章小园.燃煤电厂脱硫废水零排放工艺路线分析[J].中国资源综合利用,2024,42(1):159-161.

[8]张江涛,曹红梅,李海燕,等 .火电厂脱硫废水浓缩技术研究进展 [J].水处理技术,2022,48(10):26-32.

[9]刘畅,赵虹,滕卫明,等.n(Na+ )/n(Cl- )对烟气脱氯及脱硫废水零排放的影响[J].煤炭转化,2017,40(3):70-75.

[10]马丙军,刘全军,张野虎,等.高低温耦合脱硫废水零排放技术研究及应用[J].电力科技与环保,2023,39(4):331-337.