如何选择合适的燃煤电厂脱硫废水零排放技术.docx

如何选择合适的燃煤电厂脱硫废水零排放技术我国燃煤电厂主流的烟气脱硫技术是采用石灰石-石膏法湿法脱硫。为了维持脱硫塔内的氯离子浓度低于20000mg/L需外排脱硫废水。外排的脱硫废水不仅包括脱硫过程产生的废水还包括锅炉冲洗水、机组冷却水等导致产生的废水水质最为恶劣。目前由于环保政策的严格要求尤其是从2022年4月14日发布的《水污染防治行动计划》（即“水十条”）提出禁止燃煤电厂脱硫废水外排；截至2022-05-06修编的《发电厂废水治理设计规范》规定了电厂废水处理设施的设计规范新增多条废水的设计要求逐步推进废水零排放的实现。针对废水零排放的要求许多专家学者通过分析国内外研究现状以及实际电厂案例运转结果提出了几种脱硫废水零排放的技术路线但技术的优劣仍需实践检验。为了更科学有效选择脱硫废水处理技术笔者对目前燃煤电厂脱硫废水处理技术进行汇总分析根据实际案例详细分析各处理技术的优缺点为燃煤电厂对脱硫废水零排放技术的选择提供参考。01脱硫废水技术路线选择的总原则可靠和经济性原则；一厂一策原则；协同性原则；无害化原则02脱硫废水预处理技术常见的脱硫废水的预处理技术是化学沉淀法如电厂普遍采用的三联箱技术、双碱法、石灰-烟道气法等。三联箱处理技术作为脱硫废水的预处理技术虽去除了废水中大量的钙镁易结垢离子但未能去除其中高浓度的Cl-需与其他处理技术相结合；同时其耗药量较大三联箱处理技术在电厂不同负荷、脱硫废水水质水量多变的情况下达不到预期的处理效果。双碱法可利用电厂原有的处理设施运转灵活性较高但由于该技术要在较高的pH下运转因此碱性药剂和纯碱（软化剂）投加量特别大污泥产生量高系统占地面积较大。03浓缩减量技术目前浓缩减量技术主要分为膜法浓缩和热法浓缩。膜法浓缩包括正渗透（FO）、反渗透（RO）、电渗析（ED）、纳滤（NF）、膜蒸馏（MD）等；热法浓缩主要是依靠蒸汽实现废水的蒸发包括机械蒸汽再压缩（MVR）、多效蒸发（MED）、蒸汽动力压缩式（TVR）、多级闪蒸、降膜蒸发等也可依靠电厂烟气余热进行废水的蒸发浓缩减量该技术无需引入大量蒸汽能源节约成本同时又能达到预期目标实现了电厂的废热再利用。膜法浓缩中的反渗透（RO）应用范围广但易发生膜污染与结垢堵塞问题；正渗透（FO）属自发过程能耗低无需额外压力设备简单其膜表面不易形成滤饼层膜污染可逆但需选取合适的汲取液汲取液的再生需额外能量同时正渗透膜存在严重的内部浓差极化现象。电渗析（ED）技术具备优异的处理效果、较低的运转能耗等优点。综上膜浓缩主要存在以下4个问题：①成本。投资成本和运转费用高包括能耗成本、清洗成本、膜元件更换成本、设备维修、维护成本等。②易结垢和堵塞。系统可靠性差。③前处理要求高。膜组件对进水要求较高需去除废水中悬浮物等杂质增加了废水前处理成本。④占地面积大。需提供专一的场地以搭建膜组件等设备。热法浓缩中的蒸汽浓缩是利用蒸汽进行废水蒸发常见技术包括机械蒸汽再压缩技术(MVR)、多效强制循环蒸发(MED)。MVR系统较成熟占地面积较小运转平稳自动化程度高。但在盐水浓缩过程当中MVR系统运转仍存在盐浆排放过程当中堵塞、风机叶轮易损坏等问题。流程上MVR技术比MED技术短设备少占地面积小蒸汽的消耗量较低但在一次性投资成本上MVR高于MED。利用蒸汽蒸发浓缩脱硫废水采用MVR或MED技术投资成本均偏高。利用低温烟气余热进行废水的浓缩减量使电厂的低温烟气余热得到有效利用无需引入其他蒸汽等能源；可去除预处理单元电厂也可自行收纳产生的浓盐水；附加处理设施可利用电厂现有的设备进行改造改造费用不高大幅减少了投资成本；由于浓缩塔可单独隔离与拆卸方便运转维护。该技术将成为废水浓缩减量的新趋势。04蒸发结晶技术将浓缩后少量较高浓度的脱硫废水进行蒸发结晶比较成熟的MVR蒸发结晶技术和多效蒸发结晶技术已得到普遍应用。目前利用电厂烟气余热进行蒸发结晶的技术如旁路烟道蒸发、烟道喷雾蒸发等日渐成熟。旁路烟道蒸发技术对电厂原有系统影响较小河南焦作万方2×350MW机组引入旁路烟道蒸发结晶器系统脱硫废水的体积流量减少4.3%工艺补充水体积流量减少14.6%。国内旁路烟道研究大多以数值模拟为主缺少与实际拟合度较高的动力学模型；气液两相流雾化喷头孔径小处理复杂的未经预处理的废水时易堵塞；同时雾化器密封件材料的耐温性有待提高；酸性脱硫废水在蒸发过程当中易腐蚀蒸发器需选择合理的脱硫废水前处理工艺或对蒸发结晶器内部涂防腐材料。除了利用旁路蒸发结晶器蒸发还可采用蒸发塔蒸发。虽然蒸发塔能较好实现废水的蒸发结晶但应用过程当中存在许多技术风险：结垢风险、维护困难、可利用率差、关键设备进口、占地面积大。烟道喷雾蒸发工艺简单、占地面积小、无需加药减少了投资运转维护费用对除尘器无明显影响不影响粉煤灰品质。但烟道蒸发受负荷的影响较大