燃煤电厂的脱硫废水零排放工艺研究.docx

燃煤电厂的脱硫废水零排放工艺研究燃煤电厂在生产过程中会产生大量含SO2的烟气，一般情况下采用湿法脱硫来处理，湿法脱硫需从烟气脱硫系统中外排部分废水以保证FGD(FlueGasDesulfurization)的安全性和可靠性。由于脱硫废水属于燃煤电厂的末端废水，具有高含盐量、高腐蚀性等特性，对其进行安全、稳定处理十分必要。介绍了脱硫废水的传统处理以及各种新兴的零排放工艺，重点阐述了蒸发结晶工艺实现脱硫废水零排放的原理和优点，介绍了多效和MVR蒸发结晶工艺在国内外零排放领域的应用现状，分析结果表明对于燃煤电厂产生的脱硫废水，预处理后进入MVR蒸发结晶系统是一种较优的处理方法。燃煤电厂(火电厂)因燃煤而产生大量含SO2的烟气，常用湿法脱硫来处理。湿法脱硫是一种典型的气液反应，其效率较高、反应速度快、脱硫剂利用率高，工程上常用石灰石做脱硫剂，当Ca/S(质量比)为1时，即可达到90%的脱硫率，适合燃煤电厂的烟气脱硫。但是，此法有较大的废水处理问题。湿法脱硫废水的杂质主要来自烟气和脱硫剂，其中前者杂质来源于煤的燃烧，后者杂质来源于石灰石的溶解和反应(目前石灰石－石膏湿法是火电厂烟气脱硫工程中使用最广泛的一种方法)。石灰石－石膏湿法脱硫的原理是:石灰浆液在吸收塔内喷淋，与烟气中的SO2反应生成CaSO3、CaSO4，从而去除烟气中SO2。为了控制脱硫吸收塔石灰石循环浆液的Cl－、F－等有害元素的浓度和细小的灰尘颗粒浓度富集度，减少浆液对设备的腐蚀和堵塞，同时将烟气中被洗涤下来的飞灰排出，必须从系统中排出一定量的废水，从而保证FGD(FlueGasDesulfu-rization)系统运行的安全可靠性。笔者在分析脱硫废水性质和零排放必要性的基础上介绍了脱硫废水的传统处理以及各种新兴的零排放工艺，重点阐述了蒸发结晶工艺实现脱硫废水零排放的原理和优点，分析了其在国内乃至全球的应用前景。1脱硫废水的性质及零排放的必要性1)含盐量高。脱硫废水中的含盐量很高，变化范围大，一般在30000～60000mg/L。2)悬浮物含量高。脱硫废水中的悬浮物大多在10000mg/L以上，并且由于受煤种的变化和脱硫运行工况的影响，在某些极端情况下，悬浮物质量浓度甚至可高达60000mg/L。3)硬度高导致易结垢。脱硫废水中的Ca2+、SO2－4、Mg2+含量高，其中SO2－4在4000mg/L以上，Ca2+在1500～5000mg/L，Mg2+在3000～6000mg/L，并且CaSO4处于过饱和状态，在加热浓缩过程中容易结垢。4)腐蚀性强。脱硫废水中的盐分高，尤其是Cl－含量高，且呈酸性(pH为4～6.5)，腐蚀性非常强，对设备、管道材质防腐蚀要求高。5)水质随时间和工况不同而变化。废水中主要含有Ca2+、Mg2+、Cl－、Na+、K+等各种重金属离子，并且组分变化大。目前，火力发电厂依然担负着中国70%以上的电力供应，燃煤机组的SO2排放量很大，国家要求电厂进行强制脱硫主要是为了降低酸雨对环境的破坏。石灰石－石膏湿法脱硫的废水含有大量固体悬浮物、过饱和亚硫酸盐、硫酸盐、氯化物以及微量重金属，其中很多物质为国家环保标准中要求严格控制的第一类污染物。根据DL/T5196—2004火力发电厂烟气脱硫设计技术规程的规定，在有脱硫废水产生的电厂，应单独设置脱硫废水处理系统，脱硫废水必须经过处理才能进行排放。但是，即使经过了传统处理，脱硫废水依然具有高含盐量、高腐蚀性等特征，无论直接排放还是并入市政污水厂都会对环境造成不利的影响，另外受国家环保政策的影响，近年来国内对脱硫废水的处理越来越重视。基于上述原因，脱硫废水零排放将是未来脱硫废水处理的主要方向。2脱硫废水处理方法2.1脱硫废水传统处理方法脱硫废水的传统处理工艺主要以化学处理为主，其处理系统可分为废水处理系统和污泥处理系统。废水处理系统又可分为中和、沉降、絮凝、浓缩澄清等工序。具体流程如图1所示。图1传统脱硫废水处理流程1)中和。在中和箱加入5%左右的石灰乳溶液，将废水的pH值提高至9.0以上，在此环境下，大多数重金属离子会生成难溶的氢氧化物并沉淀。2)沉降。加重金属离子形成难溶的氢氧化物的同时，石灰乳中的Ca2+与废水中的部分F－反应，生成难溶的CaF2，从而达到除氟的作用。但经中和处理后的废水中Ca2+、Hg2+含量仍然会超标，基于此，在沉降箱中加入有机硫化物(TMT15)，使其与残余的离子态的Ca2+、Hg2+反应并生成难溶的硫化物从而沉积下来。3)絮凝。脱硫废水中的悬浮物主要成分为石膏颗粒、SiO2、Fe和Al的氢氧化物。在絮凝箱中加入絮凝剂FeClSO4，使其中的小颗粒凝聚成大颗粒从而沉积，并且在澄清池入口加入聚丙烯酰胺(PAM)来进一步强化凝聚过程，使絮凝体更容易沉积下来。4)浓缩和澄清。絮凝后的出水进入澄