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《【技术汇】火电厂团聚除尘协同脱硫废水零排放技术应用研究》

  • 来源专题：水体污染治理
  • 编译者： wangyang
  • 发布时间：2020-12-29

  • 鄂州电厂一期工程2×330MW机组于1999年正式投产，采用进口“W”型火焰锅炉，设计燃用山西无烟煤。为满足超低排放要求，鄂州电厂采用高频电源叠加脉冲电源等先进技术对原静电除尘器进行了改造，但因场地空间受到限制，改造后电除尘出口粉尘设计值只能达到50mg/m3。结合鄂州电厂的实际情况，烟尘超低排放仅靠常规脱硫协同除尘已不可能实现，在技术路线的选择上面临着较大的困难。同时其烟气脱硫采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺，脱硫废水的含盐量极高，pH值一般＜6，主要含有Ca2+、Mg2+、SO42－、Cl-等离子，具有成分复杂、高硬度、高腐蚀性等特点，也是燃煤电厂废水零排放中处理难度最大的废水。

    为解决脱硫废水零排放和烟尘超低排放这两个难题，结合自身特点，鄂州电厂于2019年采用了团聚除尘协同脱硫废水烟道蒸发技术，利用脱硫废水来配制团聚剂溶液，雾化喷入锅炉尾部烟道来实现电厂脱硫废水的无害化消纳利用。同时，团聚剂能够使烟气中PM2.5以下的细颗粒物絮凝、长大成为大颗粒，更加有利于电除尘设备对超细粉尘的捕获，从而提高电除尘的效率，再通过脱硫系统协同除尘实现烟尘超低排放。

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  • 《燃煤电厂脱硫废水零排放工程案例解析》
    • 来源专题：水体污染治理
    • 编译者：王阳
    • 发布时间：2020-07-03
    • 摘要：近年来，燃煤电厂废水的“零排放”技术的研究与应用，有效解决了电厂高污染脱硫废水中硫化物、氟化物、悬浮物、重金属离子、COD 等污染物对环境的严重污染。国电汉川电厂位于长江最大的支流汉江的下游，地处长江流域环境敏感区域，国电汉川电厂作为国内首批实践废水零排放的企业，建成了国内首个百万机组燃煤电厂零排放应用项目并实现平稳运行。开发的基于膜技术的零排放工艺路线成为目前应用最为稳定可靠的零排放技术。基于全膜法的废水零排放处理工程稳定运行 2 年期间，零排放系统的淡水回收率始终超过 93% ，同时实现了水、盐、泥的资源化回收利用，解决了当时淡水回收率低、产出杂盐副产物无法处置并存在二次污染风险等零排放技术的瓶颈问题。以汉川电厂零排放工程作为案例，从整体工艺、核心技术、运维管理及经济效益几个方面对汉川电厂的脱硫废水零排放工程进行解析，从工艺和经济角度总结汉川电厂脱硫废水零排放项目的成功经验，并探索未来废水零排放技术发展的可行之道。 关键词：零排放，全膜法，燃煤电厂，脱硫废水，资源化 我国能源结构中，煤炭仍将长期作为我国的主要能源，燃煤发电站在电力供应格局中占主导地位的状况短期内不会改变。燃煤电厂使用的脱硫系统中，近 90% 采用石灰石 － 石膏湿法烟气脱硫技术，因脱硫系统产生的废水呈弱酸性且悬浮物和盐含量极高，并含有多种重金属，是电厂废水处理中的难点与重点。由于脱硫废水污染成分的特殊性、复杂性和强腐蚀性，这部分废水能否达标处理成为制约燃煤电厂实现废水“零排放”的关键。伴随《水污染防治行动计划》( “水十条”)、《控制污染物排放许可制实施方案》、《火电厂污染防治技术政策》等一系列环保政策法规的相继出台，作为耗水大户的燃煤电厂，在水资源约束与排放限制方面的压力陡然上升: 环保政策要求 2005年后新建电厂的环境评估等级按照电厂废水“零排放”要求进行设计; 同时，水源地保护区及西北等富煤少水地区的电厂也相继要求实施废水零排放处理。我国的零排放技术自 2009 年开始进行工程实践，截止到2015年汉川电厂脱硫废水零排放工程建设时，国内的零排放工程案例较少，包括广东河源电厂和华能长兴电厂等，但整体水平仍处于技术起步和探索阶段，零排放系统的设计和运行经验不够成熟。国内已投运的两个电厂零排放项目均存在投资与运行费用过高的问题，而且淡水回收率低，产出杂盐副产物无法处置，存在二次污染风险。这些问题限制了零排放技术的发展应用，因此，同时实现燃煤电厂废水与杂盐的高效回收是电厂废水零排放技术的关键瓶颈问题。 目前，多数燃煤电厂以“废水分级、梯级利用、高盐废水最少化”的原则进行全厂水资源综合利用优化，脱硫废水成为火电厂最终末端高盐废水。一般根据脱硫废水的水质和水量情况进行分段处理，构成一套完整的脱硫废水零排放处理系统，其处理过程主要包括预处理，浓缩减量，末端固化三个部分。其中浓缩减量部分是最主要的环节，结合废水量、含盐量大小选择合适的浓缩设备，提高盐浓度，实现废水减量化，降低后续末端固化的投资和运行费用。目前，浓缩减量技术比较成熟的技术包括膜法浓缩和热法浓缩，其中膜法浓缩是现阶段的主流技术。浓缩减量处理后最终形成了高含盐浓水，这类废水通常采用末端固化处理。现阶段，脱硫废水末端固化的主流技术有蒸发塘、蒸发结晶、烟气蒸发干燥等。蒸发塘设备也具有占地面积较大、基建费用较高、蒸发的水分无法充分回收利用、蒸发过程中污染物易进入空气造成污染等缺点，从而限制了蒸发塘技术的广泛应用。近两年成为热点的烟气蒸发干燥技术利用烟气热量将末端废水进行汽化，固状形态物析出后随烟气进入除尘器被捕集脱除，烟气蒸发干燥技术分为主烟道烟气蒸发技术、旁路烟道烟气蒸发技术 2 种，但缺点是投资较大、占地面积较大、影响锅炉热效率等，目前仍未见长期稳定运行的案例。因此，现阶段稳定性高、适应性强的末端固化方法仍为蒸发结晶技术。 应用案例最多、稳定性最高的“全膜法 + 蒸发结晶”脱硫废水零排放处理工艺基于中国首例“百万机组废水零排放工程”国电汉川电厂脱硫废水零排放技术路线，有效提高了火电厂用水效率、节能降耗和减少废水，解决国内近零排放中杂盐固废难处理等环境问题，实现了水资源梯级利用以及盐资源的完全回收，吨水投资费用和运行成本均远低于现已运行的同类工程。汉川电厂零排放示范工程从2016 年 11 月开始正式投运，率先完成了国内首个百万机组脱硫废水零排放工程示范，处理量较已有零排放项目扩大 60% 以上，并通过高品质智能化运维管理，淡水产水率保持在 93% 以上，在运行费用、运行情况、资源化利用等多个方面取得了成功。笔者将从整体工艺、核心技术、运维管理及经济效益几个方面对汉川电厂的脱硫废水零排放工程进行解析，总结汉川电厂脱硫废水零排放项目的成功经验，探索未来废水零排放技术发展的可行之道。
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  • 《燃煤电厂废水零排放处理技术探讨》
    • 来源专题：水体污染治理
    • 编译者：王阳
    • 发布时间：2019-01-17
    • 摘要：电厂废水处理零排放系统在实际运行过程中，具有出水水质稳定、达标，在投资、运行、管理等方面与常规技术相当的特点。废水处理零排放系统能够有效的解决电厂废水排放与废水回收再利用的问题，具有一定的经济和环保价值，符合当前节能环保的理念，满足当前环保政策要求。 关键词：燃煤电厂;废水零排放;废水处理;工艺 引言 随着水污染控制技术的进步和污染物排放标准的日益提高，废水直接排放将受到限制。火电厂生产过程中产生的废水，如辅机冷却水、冲洗水、再生酸碱废水、含煤废水、生活污水等经处理后进行回收利用，因此，火电厂废水零排放的重点和核心是高含盐量废水的终端处理。本文介绍了高盐废水零排放处理技术研究和应用现状，重点分析了各种处理技术的优缺点和适用条件，以期为相关研究和工程项目的实施提供参考。 1 燃煤式发电厂废水处理面临的问题 1.1 老旧燃煤式发电厂排水废水改造费用高、难度大 近些年，新建的燃煤发电厂从设计、建设、运行等方面均考虑了废水问题，并且取得的效果显著，但对于部分老旧燃煤式发电厂，其废水改造费用高、难度大。较早建立的燃煤式发电厂，在设计时没有考虑废水方面的问题，所采用的工艺技术也比较落后，已不能满足当前环保要求。电厂在废水改造时需要整体更新原有设备，改造费用较高，电厂承担的经济负担重。此外，由于电厂基建资料严重缺失和地下管网系统复杂，也增加了改造的难度。 1.2 废水处理产生的盐类急需解决 在燃煤式发电厂废水处理过程中，通常把废水中的盐类与水进行分离，分离后得到的纯净水可重复利用。得到的盐类大致有两种处理方法。一是分离后盐类处理达到工业盐的标准进行使用。二是与灰渣进行混合使用。但第一种处理方法通常由于品质不稳定、产量不高等原因，无法稳定使用;第二种方法中灰渣可能混有盐中水份，影响灰渣的利用。目前电厂还没有更好处理盐类的方法，相关部门也没有对此部分盐类做出明确规定，随着我国环保政策的出台，将有明确的方法和技术来处理这部分盐类。 2 废水减量化处理技术 2.1 反渗透膜技术 反渗透膜技术是20世纪60年代兴起的一门新型分离技术，是目前最为先进的分离技术之一，应用广泛。反渗透是渗透的逆过程，它主要是在压力的推动下，借助半透膜的截留作用，迫使溶液中的溶剂与溶质分开的膜分离过程。反渗透膜技术具有净化效率高、成本低和环境友好等优点，使得它在近几十年的时间里发展非常迅速，已经广泛应用于海水和苦咸水淡化纯水和超纯水制备、工业或生活废水处理等领域。反渗透膜技术的主要缺点在于废水中杂质沉积造成的膜污染和膜氧化，而且膜的截留性能仍需进一步提高。 2.2 正渗透膜技术 正渗透膜技术属于膜分离过程。水从高水化学势区通过选择性渗透膜向低水化学势区进行转移。选择性渗透膜分隔的高水化学势区和低水化学势区所存在的渗透压差是正渗透过程的驱动力。正渗透技术具有低能耗、较高的水通量和回收率、不易结垢和可处理高浓盐水等优点。 在废水处理方面，正渗透的高水化学势区为待处理的废水，低水化学势区为待定选择的汲取液。正渗透技术的难点则在于高水通量、良好的耐酸碱性和机械性能的选择性渗透膜以及能产生较高渗透压及水通量的汲取液的选择。华能长兴电厂引进了正渗透膜技术处理脱硫废水，18m3/h的脱硫废水可以浓缩至3～4m3/h，浓水中污染物质可全部以结晶和污泥的形式分离，废水100%回用。运行中蒸汽、药剂、电的消耗量大大降低，处理1t废水的能耗由传统蒸发结晶法的20～40kW•h降低到10kW•h，运行成本降低30%。 2.3 膜蒸馏技术 膜蒸馏是一种新型的分离技术，是以疏水性微孔膜两侧蒸汽压差为传质推动力的膜分离过程。 其特征是：膜是微孔膜;膜不能被所处理的液体浸润;膜孔内无毛细管冷凝现象发生;只有蒸汽能通过膜孔传质;膜不能改变操作液体中各组分的汽液平衡;膜至少有一侧要与操作液体直接接触;对每一组分而言，膜操作的推动力是该组分的气相分压梯度。 膜蒸馏技术具有不易被污染、操作压力低、预处理简单、产水品质高和可处理高浓度盐水等优点。但该技术也存在能量利用率较低、膜通量较小和膜污染与膜润湿等问题。目前，该技术在大规模应用上仍然不成熟，包括大规模应用下的安装、长期运行、经济效益和结垢污染等情况仍需要进一步探究。 3 废水终端处理技术 3.1 蒸发塘技术 蒸发塘技术是依靠太阳能在自然状况下蒸发地面上的高盐水，使其浓缩达到饱和后结晶析盐。该技术适用于西北干旱少雨的地区，具有成本低、运营维护简单、使用寿命长和抗冲击负荷好等优点。但该技术的缺点同样明显，原浓水中所含挥发组分直接进入空气易造成空气污染，应做好防渗透和防溢流处理措施，占地面积大且淡水无法回收利用等。 鉴于蒸发塘技术的自然蒸发效率较低，并容易产生满塘的危险，研究人员开发了机械雾化蒸发技术。在蒸发塘中安装适当数量的机械雾化蒸发器，通过高效雾化喷嘴向空气中喷洒，加速水分的蒸发。这种技术可以将蒸发效率提高14倍以上。目前，该技术已在内蒙古一家废水处理公司成功投运。 3.2 多级闪蒸技术 多级闪蒸技术是将原料海水加热后依次引入到若干压力逐级降低的闪蒸室中，使其逐级蒸发降温，热盐水逐级浓缩，温度也逐级降低到接近天然海水温度，所产生的蒸汽冷凝后即为所需的淡水。该技术可靠性高、防垢性能好、易于大型化，但也存在设备腐蚀快、能耗高、传热效率低和操作弹性小的缺点。多级闪蒸技术投资成本较高，只有在大规模使用的情况下才具有较高的经济效益。因此，目前该技术一般应用于海水淡化处理，在电厂废水处理方面尚没有应用先例。 3.3 多效蒸发结晶技术 多效蒸发技术是在单效蒸发的基础上发展起来的蒸发技术，分低温和高温多效蒸发。低温多效蒸发是指盐水的最高蒸发温度不超过70℃，其特征是将一系列的管道与膜蒸发器串联起来，分为若干效组，用一定量的蒸汽通过多次的蒸发和冷凝，从而得到多倍于加热蒸汽量的过程。低温多效蒸发主要优点是操作温度低，可充分利用电厂的低温废热(50～70℃的低品位蒸汽均可作为理想的热源);热效率高;动力消耗小，只有0.9～1.2kW•h/m3左右;操作弹性大。然而，该技术设备体积一般较大，投资成本较高，系统往往比较复杂。 3.4 烟道蒸发技术 烟道蒸发技术是通过高温烟气的加热，将废水固液分离，气态水蒸汽随烟气进入脱硫吸收塔利用;废水中的污染物随水分结晶为固态颗粒，同烟气中飞灰一起被除尘器捕捉、收集，进入烟尘干灰中，分为主烟道蒸发和旁路烟道蒸发。该技术优点是系统简单、投资成本和运行成本较低，无新增固废产生;缺点是抽取的烟气占煤耗比重。目前，该技术已在华能上都电厂、焦作万方自备电厂成功应用。 结束语 当前，我国废水排放标准的要求日益严格，尤其是最新颁布的《水污染防治行动计划》(简称“水十条”)，更是将水环境保护上升到了国家战略层面。火电企业作为用水、排水大户，其用水量占工业用水总量的20%，从经济运行和保护环境出发，节约发电用水，提高循环水的重复利用率，实现火电厂废水“零排放”意义重大。 参考文献： [1]钱感，关洪银.燃煤电厂脱硫废水综合处理工艺[J].水处理技术，2017，43(02)：136-138. [2]李兵，张其龙，王学同，周灿.燃煤电厂废水零排放处理技术[J].水处理技术，2017，43(06)：24-28+33. [3]单涛.电厂废水零排放工艺路线探究[J].中国环保产业，2017(07)：59-62. [4]曹蕃.燃煤电厂废水零排放技术路线研究[J].华北电力术，2017(12)：56-62. [5]张利权.火力发电厂废水零排放设计监理[D].华北电力大学(北京)，2017.
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