燃煤電廠脫硫廢水零排放治理技術(shù)路線分析與選擇

李宏遠(yuǎn)

(國(guó)家能源投資集團(tuán) 火電產(chǎn)業(yè)運(yùn)營(yíng)管理中心，北京 100011)

脫硫廢水是電廠中污染物含量最多、最末端的一股廢水，不能再進(jìn)入發(fā)電工藝系統(tǒng)重復(fù)利用，其處理存在一些技術(shù)難點(diǎn)，一是廢水中污染組分受煤種、脫硫島工藝水質(zhì)、排放周期等因素的影響，不同地區(qū)電廠的差別很大；二是脫硫廢水為間斷排放，水量波動(dòng)較大；三是廢水中鈣離子、鎂離子、氯離子、硫酸根離子、溶解性固體含量非常高[3，4]，這些高濃度離子的存在，易造成深度處理系統(tǒng)工藝單元的結(jié)垢、腐蝕、磨損。

目前，大多數(shù)電廠處置脫硫廢水的方式是：首先采用“中和+絮凝+沉淀”三聯(lián)箱工藝進(jìn)行處理，然后在廠內(nèi)回用于干灰調(diào)濕、水力除渣、灑入灰場(chǎng)降塵、煤場(chǎng)抑塵等。但是，如果脫硫廢水排放量較大時(shí)，這些方式難以將水全部消耗，剩余廢水的處置成為難題。

隨著廢水治理技術(shù)的發(fā)展，越來越多的電廠開始嘗試通過膜法處理、干燥濃縮等技術(shù)對(duì)脫硫廢水進(jìn)行深度治理，爭(zhēng)取回收大部分凈水，實(shí)現(xiàn)脫硫廢水的零排放。

1 脫硫廢水零排放治理技術(shù)路線

進(jìn)行脫硫廢水零排放治理，是在常規(guī)達(dá)標(biāo)排放治理的基礎(chǔ)上進(jìn)一步開展深度處理，治理后實(shí)現(xiàn)脫硫廢水的零排放。整套工藝一般分為三部分，預(yù)處理單元、濃縮減量單元和尾水固化單元。技術(shù)路線就是通過組合預(yù)處理單元、濃縮減量單元、末端濃水蒸發(fā)干燥(尾水固化)單元的一種或者多種技術(shù)而形成的一套完整工藝流程的技術(shù)組合。

1.1 預(yù)處理技術(shù)

預(yù)處理的目的是通過加藥、過濾等方式降低脫硫廢水中的懸浮物及硬度，軟化水質(zhì)。主要技術(shù)有高效絮凝、CaCO3-Na2CO3(Na2SO4)軟化、NaOH-Na2CO3軟化、石灰-常溫結(jié)晶-納濾聯(lián)合軟化、納濾軟化、離子交換軟化等[5]。

1.2 濃縮減量技術(shù)

濃縮減量的目的是實(shí)現(xiàn)廢水濃縮，回收大部分水量，為下一階段的尾水固化打基礎(chǔ)，降低尾水固化單元處理負(fù)荷，提高系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性和穩(wěn)定性。濃縮減量技術(shù)主要分為熱法和膜法[6]。熱法技術(shù)有多效蒸發(fā)(MED)、機(jī)械蒸汽再壓縮(MVR)、熱力蒸汽再壓縮(TVR)、旁路煙氣蒸發(fā)濃縮塔、晶種法MVR降膜蒸發(fā)、空氣蒸餾等[7]；膜法技術(shù)有反滲透(RO)、正滲透(FO)、電滲析(ED)等。隨著技術(shù)發(fā)展，反滲透技術(shù)也多種多樣，有海水反滲透(SWRO)、碟片式反滲透(DTRO)、高鹽反滲透(HSRO)、高壓反滲透(HPRO)等等[8，9]。

1.3 尾水固化技術(shù)

尾水固化是將經(jīng)預(yù)處理、濃縮減量后的濃水進(jìn)行干燥處理，實(shí)現(xiàn)水與溶解鹽的分離，最終實(shí)現(xiàn)脫硫廢水零排放。尾水固化技術(shù)主要分為蒸發(fā)結(jié)晶制鹽和煙道蒸發(fā)。蒸發(fā)結(jié)晶制鹽技術(shù)，包括多效蒸發(fā)(MED)、機(jī)械蒸汽再壓縮(MVR)和熱力蒸汽再壓縮(TVR)[10]；煙道蒸發(fā)技術(shù)分為直接煙道蒸發(fā)和高溫旁路蒸發(fā)兩種[11，12]，高溫蒸發(fā)工質(zhì)可以用熱二次風(fēng)，也可以用高溫?zé)煔狻?/p>

1.4 主要技術(shù)路線

這些技術(shù)通過組合可以形成多條技術(shù)路線。經(jīng)過近幾年的工程示范和探索，目前示范工程應(yīng)用的典型技術(shù)路線有：“預(yù)處理+膜濃縮減量+蒸發(fā)結(jié)晶”技術(shù)路線、“低溫?zé)煔庵苯訚饪s+高溫?zé)犸L(fēng)旁路干燥”技術(shù)路線、“煙氣余熱閃蒸自結(jié)晶+高溫?zé)煔馀月犯稍铩奔夹g(shù)路線。第一條技術(shù)路線屬于膜法處理路線，第二、三條技術(shù)路線屬于熱法處理技術(shù)路線。

2 典型技術(shù)路線的工程應(yīng)用

2.1 技術(shù)路線1——預(yù)處理+膜濃縮減量+蒸發(fā)結(jié)晶

A廠應(yīng)用該技術(shù)路線的示范工程建于2016年，系統(tǒng)設(shè)計(jì)處理能力36t/h，蒸發(fā)結(jié)晶系統(tǒng)設(shè)計(jì)處理能力8t/h?？偼顿Y8600萬元。主要工藝流程如圖1所示。

圖1 A廠膜法技術(shù)路線工藝流程圖

1)脫硫廢水進(jìn)入預(yù)處理軟化系統(tǒng)，通過添加石灰和絮凝劑，部分金屬離子、硫酸根離子與所加藥劑進(jìn)行反應(yīng)，在澄清器進(jìn)行絮凝沉淀，底部污泥排至污泥壓濾系統(tǒng)進(jìn)行壓濾；上清液進(jìn)入三聯(lián)箱，在第一反應(yīng)箱中加入氫氧化鈉提高pH值，再在第二反應(yīng)箱加入碳酸鈉去除Ca2+，最后進(jìn)入濃縮槽，濃縮槽底部污泥排至污泥壓濾系統(tǒng)。用于脫硫廢水的軟化處理及一二價(jià)鹽的分離，系統(tǒng)采用了“化學(xué)加藥軟化+管式膜過濾(TUF)+納濾(NF)分鹽”的處理工藝，經(jīng)處理后，懸浮物、鈣鎂硬度、二氧化硅、氟離子等會(huì)對(duì)膜運(yùn)行造成污堵的因子均得到去除，并且將廢水中的氯化鈉和硫酸鈉進(jìn)行分離，納濾膜產(chǎn)水送往后續(xù)的濃縮處理單元。

2)廢水經(jīng)過納濾分鹽膜處理之后，分成兩股水，一股水以氯化鈉為主，進(jìn)入膜濃縮減量系統(tǒng)；另一股水以硫酸鈉和部分氯化鈉為主，返回原脫硫廢水處理系統(tǒng)。以氯化鈉為主的廢水經(jīng)過“高壓抗污染反滲透膜(SCRO)+超高壓碟管式反滲透膜(DTRO)”的濃縮處理后，淡水返回電廠鍋爐補(bǔ)給水系統(tǒng)，濃縮液去蒸發(fā)結(jié)晶系統(tǒng)。

3)濃縮液經(jīng)過MVR蒸發(fā)器濃縮、結(jié)晶，析出結(jié)晶鹽，結(jié)晶鹽經(jīng)干燥處理可以工業(yè)應(yīng)用，實(shí)現(xiàn)資源回收。

2.2 技術(shù)路線2——低溫?zé)煔庵苯訚饪s+高溫?zé)犸L(fēng)旁路干燥

B廠應(yīng)用該技術(shù)路線的示范工程建于2017年，系統(tǒng)設(shè)計(jì)處理能力15t/h，用于處理一臺(tái)1000MW發(fā)電機(jī)組脫硫廢水，總投資3100萬元。

主要工藝流程是：首先脫硫廢水經(jīng)過濃縮單元：利用引風(fēng)機(jī)后約110℃的低溫?zé)煔庾鳛闊嵩?，在濃縮塔內(nèi)對(duì)脫硫廢水進(jìn)行高倍率濃縮蒸發(fā)，濃縮倍率可達(dá)到10～15倍，濃縮過程中蒸發(fā)出的濕煙氣返回脫硫塔中，濃縮液Cl-濃度達(dá)到150000～300000mg/L，其中固體成分主要是石膏、飛灰等。然后濃縮液進(jìn)入調(diào)質(zhì)單元：濃縮后的漿液中加入消石灰調(diào)整pH值，經(jīng)過固液分離后，污泥摻入煤中混燒或外運(yùn)處理，上清液進(jìn)入后續(xù)干燥段。干燥固化單元：抽取少量空預(yù)器出口250～300℃左右的熱二次風(fēng)，在旁路干燥床中將約1t/h的濾液干燥，實(shí)現(xiàn)廢水固化，最終固體通過氣力輸送噴入靜電除塵器前，被收集入粉煤灰中。

該技術(shù)路線在濃縮前不需要對(duì)廢水進(jìn)行預(yù)處理，工藝流程如圖2所示。

圖2 B廠煙氣直接濃縮熱法技術(shù)路線工藝流程圖

2.3 技術(shù)路線3——煙氣余熱閃蒸自結(jié)晶+高溫?zé)煔馀月犯稍?/h3>

C廠應(yīng)用該技術(shù)路線的示范工程于2017年11月投運(yùn)，系統(tǒng)設(shè)計(jì)處理能力30t/h(設(shè)有兩套并行流程，每套2×15t/h)，用于處理四臺(tái)300MW級(jí)發(fā)電機(jī)組脫硫廢水。濃縮單元總投資3000萬元，干燥單元總投資1000萬元。該路線濃縮技術(shù)屬于多效蒸發(fā)(MED)技術(shù)的一種。主要工藝流程如圖3所示。

圖3 C廠煙氣多效蒸發(fā)熱法技術(shù)路線工藝流程圖

抽取脫硫塔入口約110℃的部分煙氣，煙氣進(jìn)入氣-水換熱器，通過水介質(zhì)取出煙氣中的熱量。熱水進(jìn)入三效閃蒸系統(tǒng)，在真空條件下，熱水沸騰蒸發(fā)，產(chǎn)生的蒸汽加熱脫硫廢水。在每效的加熱器與分離器組合作用下，使脫硫廢水中水分子蒸發(fā)、鹽離子結(jié)晶，廢液得以逐級(jí)濃縮。蒸發(fā)出的水蒸汽冷凝回收利用，第三效最終高濃度濃縮液經(jīng)真空脫水后進(jìn)入尾水固化單元。固化單元采用高溫?zé)煔馀月犯稍锛夹g(shù)，將最終濃縮廢水分2路，選取2臺(tái)鍋爐實(shí)施干燥。每路對(duì)應(yīng)一臺(tái)鍋爐和一臺(tái)干燥塔，抽取空預(yù)器入口約320℃的熱煙氣，在旁路干燥塔中將約1.5t/h的濾液干燥，實(shí)現(xiàn)廢水固化，最終固體通過氣力輸送噴入靜電除塵器前，被收集入粉煤灰中。

本技術(shù)路線在濃縮前也不需要對(duì)廢水進(jìn)行預(yù)處理。脫硫廢水中含有石膏晶體、亞硫酸鈣、石灰石顆粒等形狀不規(guī)則固體微粒，為鹽類離子的吸附和結(jié)晶提供了條件。取樣脫硫廢水蒸發(fā)結(jié)晶后的產(chǎn)物，分別在顯微鏡下觀察固體的表面特性，并與脫硫廢水中的固體表面特性進(jìn)行比較，如圖4所示。

圖4 蒸發(fā)結(jié)晶前(左圖)后(右圖)固體表面對(duì)比

從圖4中可以看出，蒸發(fā)結(jié)晶后的固體顆粒粒度明顯增大，且表面不規(guī)則性增大。蒸發(fā)后的產(chǎn)物顆粒粒徑在第三效后明顯增大，當(dāng)密度為1150mg/m3時(shí)，顆粒的平均粒徑約在22μm，當(dāng)密度達(dá)到1370mg/m3時(shí)，顆粒的平均粒徑約在31μm，為后續(xù)固液分離、脫除鹽離子提供了條件。

3 各技術(shù)路線對(duì)比分析

三個(gè)技術(shù)路線由于采用的技術(shù)不同，所以在工藝系統(tǒng)設(shè)計(jì)、參數(shù)選取、設(shè)備運(yùn)行狀況、處理成本等方面各有不同，也各有優(yōu)點(diǎn)和不足。

3.1 綜合處理成本對(duì)比分析

噸水綜合處理成本是體現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性的主要指標(biāo)，也是選擇技術(shù)路線的重要依據(jù)之一。主要包括直接運(yùn)行成本、固定資產(chǎn)折舊、檢修維護(hù)費(fèi)、人工費(fèi)四大部分。對(duì)于脫硫廢水零排放處理工程，直接運(yùn)行成本主要包括設(shè)備運(yùn)行電耗、熱耗(煙氣和蒸汽消耗)和加入的藥劑成本。經(jīng)過統(tǒng)計(jì)測(cè)算，在A廠的工程應(yīng)用中，噸水綜合處理成本達(dá)81元/t；B廠工程噸水綜合處理成本67元/t；C廠工程噸水綜合處理成本45元/t。

3.2 運(yùn)行優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比分析

技術(shù)路線1在A廠投運(yùn)已3a，運(yùn)行基本平穩(wěn)，回收水質(zhì)好，結(jié)晶鹽為高純度的NaCl，可作為工業(yè)鹽出售，尾水固化段采用機(jī)械蒸汽再壓縮(MVR)設(shè)備效率高。但是，系統(tǒng)流程長(zhǎng)，轉(zhuǎn)動(dòng)設(shè)備多，占地面積大(1400m2)，預(yù)處理加藥量大，污泥產(chǎn)生量大，運(yùn)行費(fèi)用較高。預(yù)處理和濃縮段主要通過膜元件來實(shí)現(xiàn)，膜元件對(duì)水質(zhì)波動(dòng)的適應(yīng)性較差，預(yù)處理管式膜污堵頻率較高。

技術(shù)路線2的優(yōu)點(diǎn)是系統(tǒng)流程少，占地面積小(360m2)，無需加藥預(yù)處理；濃縮段采用的是低溫?zé)煔猓挥绊戝仩t效率，但為保持合理設(shè)備電耗水平，煙氣溫度一般要求100℃以上；濃縮倍率高；尾水固化段將脫硫廢水中離子帶入粉煤灰，無固體廢物產(chǎn)生。缺點(diǎn)是濃縮塔及干燥塔可能出現(xiàn)腐蝕結(jié)垢問題，需要采取防范措施[13]；該技術(shù)路線濃縮熱源來自低溫?zé)煔?，?duì)于小容量機(jī)組受負(fù)荷影響較大。

技術(shù)路線3的優(yōu)點(diǎn)是無需加藥預(yù)處理；濃縮段的設(shè)計(jì)巧妙運(yùn)用了熱力學(xué)原理，負(fù)壓工況下使用的低溫?zé)煔鉁囟瓤傻椭?5℃，既顯著降低了運(yùn)行成本投入、綜合利用了低溫?zé)煔?，又可降低脫硫裝置入口煙溫約4～5℃，減少脫硫塔內(nèi)水分蒸發(fā)量，進(jìn)而降低排出煙氣的帶水量。缺點(diǎn)是濃縮倍率比技術(shù)路線2略低，更適用于脫硫廢水產(chǎn)生量較小的機(jī)組；占地面積較大(714m2)。

技術(shù)路線2和3中的高溫旁路蒸發(fā)干燥技術(shù)由于使用了高溫工質(zhì)，經(jīng)核算，對(duì)鍋爐效率的影響情況是：技術(shù)路線2高溫?zé)犸L(fēng)旁路干燥技術(shù)在B廠示范應(yīng)用中，1t/h的濃縮漿液，干燥固化需要9000Nm3/h的熱二次風(fēng)，占鍋爐總熱二次風(fēng)比例0.4%，影響鍋爐效率下降約0.02%，折算鍋爐煤耗增加0.07g/(kW·h)。技術(shù)路線3高溫?zé)煔馀月犯稍锛夹g(shù)在C廠示范應(yīng)用中，1.5t/h的濃縮漿液，干燥固化需要19000Nm3/h的高溫?zé)煔?，影響鍋爐效率下降約0.025%，折算鍋爐煤耗增加0.14g/(kW·h)。所以，總體看，高溫旁路蒸發(fā)干燥技術(shù)對(duì)鍋爐效率影響很小。

三條技術(shù)路線優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比見表1。

表1 三條技術(shù)路線優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比

4 脫硫廢水零排放治理工程技術(shù)路線選擇

結(jié)合上述技術(shù)路線和工程應(yīng)用分析，燃煤電廠脫硫廢水零排放治理工程技術(shù)路線的選擇可以從投資及運(yùn)行成本、工藝復(fù)雜程度、運(yùn)行穩(wěn)定性、外部條件要求、處理效果等方面綜合考慮，結(jié)合脫硫廢水水質(zhì)、空間大小等現(xiàn)狀，分單元選擇成熟可靠、投資運(yùn)行成本低、運(yùn)行穩(wěn)定性高、管理維護(hù)簡(jiǎn)單的技術(shù)，并考慮三個(gè)單元的技術(shù)銜接。

4.1 預(yù)處理單元的技術(shù)選擇

預(yù)處理單元的設(shè)置應(yīng)與后續(xù)濃縮減量工藝相銜接。當(dāng)采用熱法工藝濃縮減量時(shí)，可根據(jù)其具體工藝要求確定是否設(shè)置預(yù)處理系統(tǒng)。當(dāng)采用膜法濃縮減量工藝時(shí)，應(yīng)設(shè)置預(yù)處理軟化單元。預(yù)處理技術(shù)的選擇宜根據(jù)進(jìn)水水質(zhì)水量情況和后續(xù)濃縮減量或蒸發(fā)固化工藝的要求進(jìn)行確定。比較常用的有高效絮凝、化學(xué)加藥軟化、納濾軟化等技術(shù)[14，15]。

4.2 濃縮減量單元的技術(shù)選擇

濃縮減量單元的設(shè)置應(yīng)與后續(xù)尾水蒸發(fā)固化工藝相銜接。采用煙道噴霧蒸發(fā)固化的技術(shù)路線，為防止噴入過量廢水對(duì)煙道煙氣參數(shù)、后續(xù)煙氣系統(tǒng)設(shè)施、運(yùn)行效率產(chǎn)生不良影響，當(dāng)300MW級(jí)、600MW級(jí)、1000MW級(jí)單臺(tái)機(jī)組脫硫廢水量分別大于3t/h、6t/h、8t/h時(shí)，應(yīng)設(shè)置廢水濃縮減量單元。當(dāng)采用蒸發(fā)結(jié)晶制鹽的固化技術(shù)路線時(shí)，為降低蒸發(fā)結(jié)晶器處理水量，減少投資和運(yùn)行費(fèi)用，也宜先對(duì)廢水濃縮減量。

相比市政污水處理廠、其它工廠污水處理廠等，燃煤電廠具備余熱利用的先天優(yōu)勢(shì)條件，因此，濃縮減量單元宜優(yōu)先選擇熱法工藝[16，17]。熱源可來自于蒸汽或低溫?zé)煔?。?dāng)脫硫塔前煙氣溫度高于105℃時(shí)，可考慮選擇取用脫硫塔前煙氣作為直接熱源的旁路煙道蒸發(fā)塔工藝(如技術(shù)路線2的濃縮減量技術(shù))對(duì)脫硫廢水進(jìn)行濃縮減量。當(dāng)脫硫塔前煙氣溫度低于105℃高于85℃時(shí)，可考慮選擇取用脫硫塔前煙氣作為換熱熱源的低溫多效閃蒸自結(jié)晶技術(shù)(如技術(shù)路線3的濃縮減量技術(shù))。

當(dāng)脫硫廢水含鹽量較低，尤其是硬度較低且水量較大時(shí)，采用熱法濃縮方式消耗的煙氣量比較大，從技術(shù)經(jīng)濟(jì)性、運(yùn)行穩(wěn)定性和減少對(duì)發(fā)電系統(tǒng)影響的角度考慮，采用膜法濃縮工藝比較具有優(yōu)勢(shì)，可采用膜法濃縮減量技術(shù)[18](如技術(shù)路線1的濃縮減量技術(shù))。

4.3 尾水固化單元的技術(shù)選擇

考慮到燃煤電廠的熱力條件，在評(píng)估對(duì)粉煤灰中氯離子含量增加程度和綜合利用的影響后[19，20]，宜優(yōu)先選擇高溫?zé)犸L(fēng)或熱煙氣旁路蒸發(fā)技術(shù)。熱風(fēng)取自空預(yù)器出口，采用惰性載體流化干燥床設(shè)備；熱煙氣取自空預(yù)器入口，采用噴霧干燥塔設(shè)備?？紤]到設(shè)備運(yùn)行安全穩(wěn)定性，一般單臺(tái)流化床處理能力為1t/h，噴霧干燥塔處理能力為3t/h。同時(shí)，應(yīng)盡量減少對(duì)鍋爐效率的影響。高溫旁路煙道出口煙氣溫度應(yīng)高于酸露點(diǎn)10℃以上[21，22]。對(duì)于廢水量小的小容量機(jī)組，為降低投資成本，可采用直接煙道蒸發(fā)技術(shù)，一般在機(jī)組負(fù)荷大于75%的條件下，每100MW發(fā)電容量對(duì)應(yīng)煙道可蒸發(fā)廢水量約為1t/h。而選用蒸發(fā)結(jié)晶制鹽的技術(shù)，應(yīng)提前確認(rèn)結(jié)晶鹽消納渠道穩(wěn)定可靠且合規(guī)合法，并綜合研究結(jié)晶鹽品質(zhì)要求、投資和運(yùn)行成本等因素來選擇是否進(jìn)行分鹽。

5 結(jié) 論

經(jīng)過對(duì)已具有工程應(yīng)用的三條典型脫硫廢水零排放治理技術(shù)路線的研究分析，可以得出以下結(jié)論：

1)燃煤電廠脫硫廢水零排放治理可以分為預(yù)處理、濃縮減量和尾水固化三個(gè)工藝單元。三個(gè)單元在不同技術(shù)路線中可以根據(jù)水質(zhì)條件、系統(tǒng)功能等進(jìn)行適當(dāng)選擇組合應(yīng)用。

2)三條典型技術(shù)路線均在實(shí)踐中得到良好應(yīng)用，各自具有優(yōu)點(diǎn)和缺點(diǎn)。

3)技術(shù)選擇應(yīng)本著運(yùn)行穩(wěn)定可靠、低成本、管理維護(hù)簡(jiǎn)單的原則，并應(yīng)結(jié)合外部條件，每個(gè)工藝單元應(yīng)能夠良好銜接。

4)燃煤電廠具有的熱力條件為使用熱法技術(shù)路線提供了基礎(chǔ)，一般情況下，熱法技術(shù)路線處理成本低于膜法技術(shù)路線成本。

隨著今后膜元件國(guó)產(chǎn)化率的提高和性能的改善，預(yù)計(jì)膜法技術(shù)路線成本將進(jìn)一步下降。