摘要：在介绍脱硫废水处理技术应用现状及已投运项目存在的问题的基础上,对某2×1 000 MW超超临界机组工程设计提出了一种新的脱硫废水深度处理工艺。脱硫废水预处理系统采用2级Ca(OH)2-Na2SO4-Na2CO3软化澄清工艺,产水进入蒸发结晶系统深度处理,蒸发结晶器利用热法分盐原理实现氯化钠结晶盐的分离和提纯,并回收冷凝水。结晶盐满足GB/T 5462—2015《工业盐标准》中精制工业盐(工业干盐)二级标准的要求,可实现资源化利用。
关键词：脱硫废水;蒸发结晶;水处理;
随着国家对环境保护的加强, 火力发电厂燃煤机组烟气必须脱硫后排放, 因此也面临脱硫废水的处理问题, 北方某电厂建设规模为2台1 000 MW国产超超临界燃煤发电机组, 2台机组脱硫废水的产生量为24 m3/h, 如采用常规的脱硫废水絮凝、沉淀、澄清处理工艺, 处理后的脱硫废水仍然具有很高的含盐量, 电厂内无法回用, 而其排放会增加下级污水处理厂的运行负荷, 因此本工程设计中提出了一种2级软化澄清预处理+蒸发结晶深度处理的新工艺, 对脱硫废水进行深度处理并回收利用。
1 脱硫废水处理技术应用现状及分析
1.1 国内脱硫废水投运项目概况
目前国内脱硫废水采用深处理工艺的电厂有深能源河源电厂、佛山市三水恒益电厂、华能长兴电厂、湖北国电汉川电厂、焦作万方铝业热电厂等。
深能源河源电厂一期工程为2台600 MW超临界燃煤机组, 脱硫废水深度处理工程于2009年12月投入运行。系统处理水量为22m3/h, 采用2级软化预处理+四效蒸发反渗透 (MED) +盐干燥打包技术。
佛山市三水恒益电厂为2台600 MW超超临界燃煤机组, 脱硫废水处理系统2011年9月调试并投入运行。系统处理水量为20m3/h, 采用2级卧式过滤 (MVC) 蒸发器+2级卧式MED+结晶+盐干燥系统, 没有设置深度预处理软化防垢设施。
华能长兴电厂为2台660 MW超超临界燃煤机组, 2015年4月废水处理系统投入运行。该电厂产生的最终废水主要由两部分组成:一是脱硫废水, 水量为18 t/h;二是混床再生排水, 水量为4 t/h。脱硫废水处理工艺为:2级软化预处理→过滤→弱酸树脂软化→一级反渗透→正渗透→结晶干燥→打包系统, 副产品结晶盐中NaCl和Na2SO4总质量分数大于95%, 含水率小于0.5%, 外运结晶盐产量为418~711 kg/h。
湖北国电汉川电厂三期扩建工程为2台1 000MW超超临界燃煤机组, 脱硫废水处理系统设计处理水量为36m3/h, 采用2级软化预处理+纳滤分盐+反渗透浓缩减量+蒸汽机械再压缩技术 (MVR) 蒸发结晶工艺实现分盐, 其结晶盐为纯度高于97.5%的NaCl。
焦作万方铝业热电厂装机为2台350 MW机组, 首台脱硫废水烟气蒸发处理系统于2015年8月投入运行。进系统的水量为20 t/h, 采用的工艺流程为:2级软化预处理+双膜 (微滤、反渗透) 法浓缩减量处理+反渗透浓水雾化喷烟道蒸干。系统运行2个月后对烟道进行结垢和腐蚀检测, 在烟道内没有出现结垢和烟道积灰现象。
1.2 各投运项目比较分析
河源电厂采用彻底软化+多效蒸发结晶工艺, 结晶盐为混盐, 系统运行稳定可靠, 但投资、运行成本高;三水恒益电厂采用不软化蒸发结晶工艺, 结晶盐为杂盐, 运行成本较低, 但蒸发结晶系统结垢严重, 清洗频繁, 影响系统正常运行;华能长兴电厂采用彻底软化+正渗透浓缩+蒸发结晶工艺, 结晶盐为混盐, 系统复杂, 运行成本高;汉川电厂采用彻底软化+纳滤分盐+超滤 (DTRO) +蒸发结晶, 运行成本较高, 但其结晶盐为纯盐, 解决了混盐处置的难题;焦作万方铝业热电厂采用彻底软化+膜法浓缩后的浓盐水喷烟道蒸发, 大大降低了喷入烟道的脱硫废水量, 目前运行正常, 但有待进一步检验。
目前国家没有对结晶混盐制定统一的标准, 其性质没有明确界定, 结晶混盐普遍存在处置困难的问题, 因此结晶盐资源化利用成为很好的解决办法。采用烟道蒸发处理的电厂应对脱硫废水进行减量化处理, 以减少烟道蒸发对电厂热力系统的影响, 另外脱硫废水喷烟道对后续系统以及粉煤灰综合利用有一定的风险, 有待进一步的验证。
2 本工程脱硫废水水量及水质
本工程脱硫废水深度处理系统的设计水量为24m3/h。脱硫废水的水质受煤种、脱硫系统的运行控制参数等影响很大, 本工程为电厂二期工程, 脱硫废水深度处理系统同整个二期工程同步建设, 设计阶段无法实测脱硫废水中污染物的含量, 通过理论计算并结合该电厂一期工程脱硫废水水质指标类比, 脱硫废水p H值为6~9、色度 (稀释倍数) 为30~50、溶解性固体总量 (TDS) 20 000~30 000其他水质指标见表1。该水质为经过脱硫岛内废水曝气、混凝澄清初步处理后的排水水质, 主要污染物浓度满足DL/T 997—2006《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》。
3 本工程脱硫废水深度处理系统
3.1 脱硫废水预处理系统
脱硫废水预处理系统采用2级软化澄清、过滤处理工艺。废水在1级软化池与Ca(OH)2、Na2SO4、聚合硫酸铁、聚丙烯酰胺 (PAM) 药剂充分混合后, 形成易沉淀的絮体, 通过1级澄清池沉淀, 去除废水中悬浮物、镁及部分钙等结垢因子。1级澄清后的出水溢流至1级澄清水箱, 通过提升泵输送至二级软化池, 与Na2CO3反应生成CaCO3沉淀, 与聚合硫酸铁、聚合氯化铝 (PAC) 进行絮凝, 出水经2级澄清池沉淀后溢流进入2级澄清水箱, 最终经过多介质过滤器过滤后进入蒸发预换热器。预处理工艺流程见图1。
该工艺的特点:在一级软化池内投加Ca(OH)2可有效去除废水中的镁离子, 而先使用Na2SO4去除水中的部分钙离子, 可减少二级软化单元Na2CO3的用量;一级软化中投加的Na2SO4首先来自于蒸发结晶器的回流母液, 不足部分投加硫酸钠药剂补充, 可大大减少药剂的投加量, 降低运行成本。该系统为Ca(OH)2+Na2SO4+Na2CO3软化加过滤工艺, 能够将脱硫废水的硬度降低到100 mg/L (以CaCO3计) 以下, 浊度小于1 MTU, 从而可保证结晶盐的纯度。
3.2 脱硫废水蒸发系统
3.2.1 热法 (蒸发结晶) 分盐原理
热法分盐是基于不同温度下、不同比例的NaCl、Na2SO4、CaSO4、KCl等物质在混合溶液中的溶解度不同, 通过对温度、压力、各组份浓度等因素的精确控制实现物质的分离。
蒸发结晶器分盐的核心设备为旋流器、离心机母液回流, 将饱和NaCl和高浓度的Na2SO4溶液回流至脱硫废水预处理最前端, SO42-通过同Ca2+反应生成沉淀, 不断得以去除, NaCl以结晶盐的形式从系统分离。
3.2.2 蒸发结晶工艺流程
蒸发结晶装置由进水单元、循环单元、蒸汽补充单元及回收单元4个单元组成, 废水进入蒸发结晶装置进行闪蒸浓缩结晶处理, 其工艺流程见图2。
2级软化后的脱硫废水进入次换热器与闪蒸罐内蒸发出来的蒸汽冷凝液进行初次换热, 升温后进入循环单元, 进水流量依据闪蒸罐内水位可调节。加热后的新进废水进入循环管道, 与内部循环的超浓缩液混合, 混合浓液经过主换热器进行换热升温 (热媒为压缩蒸汽或外界补充蒸汽) , 通过循环不断升温, 当循环介质温度达到闪蒸温度、闪蒸罐顶部压力达到一定值时, 启动蒸汽压缩机将闪蒸的蒸汽绝热压缩后送入主换热器, 与循环液进行热交换, 使循环的料液温度升高并始终保持在沸点以上, 而蒸汽通过主换热器和预换热器作两次换热降温后变成冷凝水作为系统净化水产水。循环液在保持循环的同时进行闪蒸, 循环的介质不断被浓缩, 当系统结晶以后, 开启浓缩物排放阀外排盐浆, 进水量和排水量依据TDS值进行调节, 保证平衡。
浓盐浆后续进入旋流器、离心机, 进行离心脱水后进入干燥流化床得到产品盐, 满足GB/T 5462—2015《工业盐标准》中精制工业盐 (工业干盐) 二级标准。该系统需定期排出少量结晶母液以保证结晶盐的纯度。
3.3 系统运行成本
脱硫废水深度处理处理系统占地58 m×22 m, 设备、土建、安装全部初投资约5 500×104元。系统处理每吨废水电耗35 kW·h, 电价0.5元/ (kW·h) , 成本17.5元;蒸汽消耗0.08 t, 120元/t蒸汽, 成本9.6元。脱硫废水深度处理系统运行药品消耗及成本见表2。
4 结束语
本工程脱硫废水预处理系统采用2级Ca(OH)2+Na2SO4+Na2CO3软化澄清工艺;蒸发结晶系统采用具有分盐功能的蒸发结晶器, 实现NaCl结晶盐的分离和提纯, 并回收冷凝水, 为热法分盐技术在百万千瓦机组脱硫废水深度处理系统的首次应用。脱硫废水不经膜法浓缩直接进入蒸发结晶系统, 可耐受少量的钙镁结垢性离子, 相对于膜法工艺对预处理产水水质要求不是非常苛刻, 可简化工艺流程, 降低运行成本, 利用热法实现分盐。
原标题：火力发电厂脱硫废水深度处理工艺的应用
