燃煤电厂脱硫超低排放后废水零排放工艺.docx

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燃煤电厂脱硫超低排放后废水零排放工艺
1、脱硫废水的危害分析从燃煤电厂运行实际来说，脱硫废水中含有主要危害物质，包括重金属离子和钙离子等，随着设备的持续运转，脱硫废水水质会连续恶化，程度较大，极易造成水污染。以石膏脱水系统为例，在实际运行的过程中，将10%~20%的石膏反应产物利用脱水机，排出系统，部分回经溢流箱，旋流后，将固体含量＜1.2%的废水，送到废水系统排出。废水的不达标排放，会造成水污染，长期以往，会造成不行逆转的危害。当化学物质蒸发后，极易造成大气污染问题，形成酸雨。基于此，实现废水零排放，有着重要的意义。2、燃煤电厂脱硫超低排放后废水零排放工艺应用实例2.1案例概述以某电厂为例，其践行烟气超低排放和深度节能综合技术路线以及相关实施方案，协同脱除烟气SO3以及PM2.5等，达到了节能以及减排双重目标。现结合此厂工艺升级实践，总结脱硫超低排放后废水零排放工艺的详细应用。2.2改造前状况概述在进行工艺改造升级前，使用的是2×600MW的超零界锅炉，型号为HG-1795/26.15-YMI，实行兀型布置，为单炉膛。使用的是改进型低主燃烧器以及分级送风燃烧系统，实行墙式切圆燃烧方式，一次中间再热。煤种以神华和中煤等为主，变化较大。改造前，脱硫系统使用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，使用AEE喷淋塔，实行一炉一塔的设置，塔径为15.5m。设置了3层喷淋层，浆液循环泵流量参数为9800m3/h。2.3超低排放方案对于脱硫系统的改造，详细方案如下：①对PM燃烧器进行改造，实现NOx的浓度。对烟气脱硝装置，进行优化，强化催化剂寿命管理，在实际运行中，定期喷氮优化调整，进而实现超低排放。②运用托盘类技术，将脱硫塔内部的烟气流厂，提高脱硫和除尘效率。适当增加浆液喷淋量，增加脱硫塔的适应性能。使用MGGH，替代回转式GGH，以免消失泄漏短路问题，实现超低排放。③使用MGGH烟气冷却器，将干式电除尘器入口烟气温度，掌握在酸露点之下，使得电除尘器都保持在低温工况，提高除尘效率，去除一些SO3。使用MGGH再热器，把烟囱出口位置的烟气温度把控在72℃左右，以免产生烟囱雨。利用凝聚水加热器，回收MGGH系统中多余的热量。2.4湿式电除尘及其废水零排放技术在脱硫塔后部烟道设置湿式电除尘器，使用金属板卧式结构，设计双室两电厂，阴极线和阳极板使用316L材质。本体结构使用玻璃鳞片进行防腐，阳极总投影收尘面积为11742m2，比集尘面积总计15.9m2/（m3/s）。喷淋循环水量总计150m3/h，喷淋前利用清洗过滤器以及袋式保安过滤器，加入碱，进行pH调整。使用废水处理以及复用系统，废水经过处理后，再次用于脱硫系统，不排放出来。湿式电除尘器产生的废水直接排放到顶澄清器开展物理沉降处理。经过沉降后，下部浆液直接排放到汲取塔集水坑，用于汲取塔液池，作为补充水。上部清水溢流到清水箱，经过过滤处理后，用作汲取塔除雾器冲洗水，实现水资源再利用。除雾器不足的冲洗水，使用脱硫系统工艺水补充。燃煤电厂脱硫工艺水，是工业废水，pH值为9.0~9.5；电导550~650μS/cm；CI浓度55~80mg/L。从实际运行角度来说，喷淋循环水水质掌握指标如下：1）pH值为6~7；2）固体悬浮物SS＜500mg/L；3）CI-≤200mgL-1；总硬度＜200mg/L。补充水量以及排水量掌握在15~18t/h，保证水质平衡。经过过滤后的废水，可以达到脱硫除雾器喷淋要求。经过运行6个月后，对其进行检查，没有发觉极板和板线路腐蚀的问题。湿式电除尘器性能测试结果如下：1）粉尘。湿式电除尘器入口位置29.96mg/m3（6.4+）；出口位置2.62mg/m3（0.46+）；脱除效率为90.37%（92.8+）。2）SO3。湿式电除尘器入口位置23.4mg/m3；出口位置3.32mg/m3；脱除效率为85.8++。3）PM2.5。湿式电除尘器入口位置7.29mg/m3；出口位置1.09mg/m3；脱除效率为85.16%。4）雾滴。湿式电除尘器入口位置39.91mg/m3；出口位置3.65mg/m3；脱除效率为90.85%。
1、脱硫废水的危害分析从燃煤电厂运行实际来说，脱硫废水中含有主要危害物质，包括重金属离子和钙离子等，随着设备的持续运转，脱硫废水水质会连续恶化，程度较大，极易造成水污染。以石膏脱水系统为例，在实际运行的过程中，将10%~20%的石膏反应产物利用脱水机，排出系统，部分回经溢流箱，旋流后，将固体含量＜1.2%的废水，送到废水系统排出。废水的不达标排放，会造成水污染，长期以往，会造成不行逆转的危害。当化学物质蒸发后，极易造成大气污染问题，形成酸雨。基于此，实现废水零排放，有着重要的意义。2、燃煤电厂脱硫超低排放后废水零排放工艺