燃煤电厂湿法烟气脱硫废水零排放蒸发浓缩工艺应用综述.docx

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1、燃煤电厂湿法烟气脱硫废水零排放蒸发浓缩工艺应用综述燃煤电厂脱硫吸收塔产生的脱硫废水具有高含盐量、高硬度、高C1-的特征，具有较强的腐蚀性和结垢性，目前，国内外燃煤电厂脱硫废水“零排放”技术主要采用热蒸发处理工艺，该工艺包括蒸发浓缩工艺和烟道蒸发工艺。1、常规处理方法与回用途径1. 1脱硫废水的排放量燃煤电厂运行中，一般通过控制脱硫吸收塔内浆液C1-浓度来确定废水排放量。以某2x600MW机组为例，脱硫废水排放量为17.3m3h（吸收塔浆液C1-质量分数20kgm3）若工艺水水质较差或者需要控制更低的C1-质量分数，则脱硫废水排放量会有所增加。12脱硫废水的水质特征脱硫废水中的污染物成分及含量与

2、煤种、脱硫工艺与运行方式、烟尘量、石灰石品质、石膏脱水效果、SCR系统氨逃逸率等多种因素有关。通过多个电厂的监测数据发现，脱硫废水的水质特点主要有：DPH值为46.5,呈酸性；2）悬浮物含量高，一般在IoOO（TI5000mg1之间；3）含有微量的汞、铅、辂等重金属离子和碑、硒、氟化物等污染物;4）含有大量Ca2+Mg2+阳离子和C1-、HSO3-、Heo3-等阴离子，溶解性固体总量（TDS）一般在2500060000mg1之间，其中CI-含量一般在50002000(g1之间。由此可见，脱硫废水具有高含盐量、高硬度、高C1-的特征，具有较强的腐蚀性和结垢性。1.3 常规处理方法和水质国内脱硫废

3、水常规处理工艺一般采用加石灰中和(碱化)、絮凝、沉降处理后，经澄清/浓缩、PH调整达标后回用或排放。该工艺主要去除了悬浮物和大部分重金属、氟化物。出水水质到达火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标(DI/T99720*)标准。但系统出水仍具有含盐量高、C1-,F-含量高和痕量重金属的特点。废水中还可能存在的硒、硝酸盐、有机物等成分不能通过常规处理工艺去除，仍可能对水体造成一定污染。1.4 传统的回用途径(1)用于水力冲灰或灰场喷洒：对于采用水力冲灰系统的燃煤电厂，可以将经过常规处理的脱硫废水排水作为冲灰水。例如西柏坡发电厂于2000年6月投运的全厂废水处理系统，其所有厂区废水均用于水力除灰

4、，实现厂内闭式循环使用，也有部分采用干除灰的电厂，将脱硫废水用于干灰调湿、灰场喷洒，但消耗水量小。(2)用于除渣系统：对于采用水力除渣或湿式除渣系统的燃煤电厂，有电厂尝试将脱硫废水作为除渣系统补水。但据报道，这种回用途径受到渣系统闭式循环水量的限制，还会引起系统堵塞、设备及管道腐蚀问题而影响系统可靠性。燃煤电厂目前已普遍采用干除灰、灰渣综合利用等措施,除灰、除渣系统已不具备回用大部分废水的能力。2、脱硫废水“零排放”技术废水“零排放”又称零液体排放(Z1D),一般是指电厂不向外部水域排放任何废水，所有离开电厂的水都是以蒸汽的形式蒸发到大气中，或是以少量的水分包含在灰和渣中。目前，国内外燃煤电厂

5、脱硫废水“零排放”技术主要采用热蒸发处理工艺，该工艺包括蒸发浓缩工艺和烟道蒸发工艺。烟道蒸发工艺是将脱硫废水用泵送到除尘器前烟道，经喷嘴雾化后在烟道内蒸发，废水中不溶物与盐类与飞灰一起被除尘器捕集而到达不排废水的目的。烟道蒸发技术要求除尘器前烟气温度较高，存在雾化效果差、运行不稳定等问题,对机组和煤种的适用性缺陷。蒸发浓缩工艺是利用蒸发器将脱硫废水开展浓缩，产品水回用，而浓缩水可通过结晶、干燥工艺转化为固体盐开展处置。这类技术对废水水质、机组和煤种的适用性广，具备较广的应用前景。2. 1蒸发工艺概述由于蒸发工艺可以到达浓缩溶液、获得固体溶质、制取纯净溶剂等目的，在化工、食品、海水淡化等行业得到

6、广泛应用。蒸发过程中溶剂汽化需要吸收大量汽化热，因此蒸发操作是大量耗热的过程。目前，在化工行业主要采用多效蒸发(MED)工艺来提高加热蒸汽的利用率和改善传热条件，从而降低蒸发单元的能耗。为减小蒸汽耗量，又研发出采用机械蒸汽再压缩(MVR或MVC）技术的蒸发器。MVR（MVC）技术是将二次蒸汽经机械驱动的压缩机绝热压缩后送入蒸发器的加热室，二次蒸汽经压缩后温度升高，与蒸发器内沸腾液体形成足够的传热温差，故可重新作为加热剂用。这样，只需补充一定量的压缩功，便可将二次蒸汽的大量潜热加以利用。通常使用电动机作为压缩机的驱动装置。2.3 国外应用情况美国国家环境保护局（EPA）于20*年4月发布的用于蒸

7、汽动力发电厂的废水控制指南建议，给出了美国145个采用湿法烟气脱硫工艺的发电厂所使用的脱硫废水处理工艺，见图Io其中，物理沉淀池有63个，占44%；化学沉淀法有36个，占25%；生物处理法有6个，占4%；其他方法12个，占8%；而零排放系统有28个，占19队美国145个电厂的脱硫废水处理工艺分布欧美国家的燃煤电厂废水“零排放”系统应用较多的是MVR降膜蒸发器，蒸发器可回收废水中75%95%的水。根据HPD公司资料，蒸发浓缩每吨水耗电量为18-35kWh0剩余含量5%25%的浓缩液可以掺入飞灰至灰场或进人结晶器制得固体。典型的蒸发器布置如下列图所示。Aquatech公司在意大利ENE1电力公司实

8、施的5个电厂（单台机组最大容量660MW）脱硫废水“零排放”项目，均采用预处理软化+蒸发浓缩+强制循环结晶工艺。美国1atan燃煤电站2号机组（容量850MW）米用Aquatech公司提供的2x3OgPm（并列运行，总量为13.6m3h）的蒸发器。蒸发器进水水质:TSS为30000mg1,其中Ca2+含量4250mg1,Mg2+含量950mg1,C1-含量1OOOOmg/1,硫酸根1320mg1;蒸发器出水TDS小于10mg1o2.4 国内应用情况截至目前，国内已投人脱硫废水“零排放”系统的燃煤发电厂主要有*电厂和恒益电厂(机组容量均为2x600W),均投产1年以上。这2家电厂均选择蒸发浓缩+

9、结晶工艺，分别采用“二级预处理+蒸发结晶”和“两级卧式MVC+两效MED工艺二*电厂脱硫废水“零排放”系统处理量为22m3h,系统投资9750万元。预处理系统采用两级反应+沉淀和澄清处理，一级投加石灰，二级投加碳酸钠软化水质。蒸发结晶处理采用四效立管强制循环蒸发结晶工艺，结晶通过离心机和干燥床制得固体结晶盐。蒸发器管程列管采用纯钛管，蒸发室采用钛/Q235复合板。系统工艺流程见下列图。蒸发器一次蒸汽来自电厂，蒸汽参数：温度13515(C,压力0_30_5MPa(a)。一效、二效、三效、四效的二次蒸汽参数分别为：温度120130C,压力0.20.3MPa(a);温度100110oC,压力0.10

10、.15MPa(a);温度507(C,压力压力0.00.03MPa(a)o运行中，控制脱硫系统吸收塔氯离子浓度控制800015000mg1;系统水质见表1,预处理系统出水悬浮物小于5mg1,蒸发系统出水TDS小于30mg1,回用于电厂循环冷却水系统，蒸发浓缩液TDS达300g1,氯离子到达饱和浓度；产生的固体结晶盐到达二级工业盐标准，以约80元/t的价格出售。该系统运行情况良好，水质较稳定，设备结垢量小。*电厂蒸发系统水质数据该系统运行能耗高，处理It废水消耗蒸汽约0.28t,综合费用约为180元n3（药耗、能耗、设备折旧与人工费用等对混凝澄清系统的运行控制要求严格，特别要防止澄清池翻池现象的发

11、生。恒益电厂脱硫废水“零排放”系统设计处理量为20m3h,系统总投资约6000万元。引进美国卧式薄膜喷淋MVC蒸发/结晶处理系统，由两级MVC+两效MED+卧式圆盘结晶器组成，换热管和蒸发器外壳均采用钛材；卧式MVC蒸发器换热管水平设置，废水走管外，加热蒸汽走管内，液体经喷嘴喷淋到换热管的外面形成薄膜，经加热后产生蒸汽。恒益电厂系统工艺流程图蒸发器进水为常规处理，除去悬浮物。蒸发系统水质见表2,出水回用至电厂工业用水。两级卧式MVe蒸发器设有2台蒸汽压缩机（可一用一备，也可同时运行），系统只需开机时提供生蒸汽，压缩机实际运行温升可达18T,卧式MVC蒸发器浓水温度达110,两效MED蒸发器主体

12、设计与MVC类似，需要生蒸汽量为0.59th;卧式圆盘结晶器需要生蒸汽量为0.33th;系统设置有在线刮刀和除垢清洗单元。系统能耗相对较低,处理It水,耗电20-25kWh,耗蒸汽0.05006to恒益电厂蒸发系统水质数据该系统的能耗与多效工艺相比大幅下降。但由于蒸发系统进水未经软化处理，水质结垢倾向严重，投入除垢清洗次数较多。同时，未软化的废水经浓缩后CaC12含量高，引起溶液沸点升高幅度大，增加了系统能耗。系统产生的结晶固体盐含有重金属成分，需按照固体废物处理，处理费用高，增加了成本。据了解，该电厂正在实施改造，增加预处理软化系统。2.5 2种蒸发工艺的比较与分析实践证明，在蒸发系统前设置水质软化系统降3、结论综合考虑脱硫废水水质、能耗与系统可靠性的因素，建议采用蒸发浓缩工艺的脱硫废水“零排放”系统的技术路线如下：(1)预处理系统：石灰和碳酸钠两级澄清软化+过滤处理；(2)蒸发浓缩系统:采用机械蒸汽再压缩(MVR)技术；(3)结晶部分：可以因地制宜地采用强制循环结晶器或利用蒸发塘、拌灰等降低成本的方式；(4)固体废弃物处置部分:预处理污泥抛弃到灰场或送至垃圾填埋场，结晶盐作为工业盐再利用。