燃煤电厂脱硫废水处理工艺路线探讨-undefined

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摘要：随着社会的发展，我国的燃煤电厂发展迅速。本文研究了脱硫废水经过药剂软化预处理+管式超滤+碟管式反渗透(DTRO)浓缩+蒸发结晶工艺的技术可行性，摸索了各工艺段的关键运行参数。试验结果表明:预处理投加石灰阶段，pH控制在10.5～11时，水中镁离子去除效果较好，且可以去除水中大部分重金属及F-。管式超滤和DTRO抗污堵性较好，能够将废水进行减量化处理，回收率控制在65%～70%。系统稳定运行，浓水可以进入蒸发结晶系统，使蒸发水量减少50%～60%，投资和运行成本都有所降低。

关键词：脱硫废水;管式超滤;碟管式反渗透;膜浓缩;蒸发结晶;零排放

1 脱硫废水处理工艺

1.1三联箱工艺

三联箱技术作为国内的脱硫废水处理应用最多的一种工艺技术，包含“絮凝—沉淀—中和”，具体工艺流程如图1所示。脱硫废水经加碱(氢氧化钠或氢氧化钙)中和后，再加入有机硫、硫酸氯化铁等絮凝剂以及助凝剂等药品将脱硫废水中的悬浮物及重金属沉淀去除。沉淀的污泥经脱水处理后运至渣场进行综合处理，处理出水则经pH调节后进行排放。三联箱技术是国内普遍采用的脱硫废水处理工艺，废水含固量大成为制约该工艺发展的重要因素，不仅导致设备故障率高，运行稳定性差，而且需要添加大量药剂，增加运行成本。

1.2蒸发结晶工艺

1.2.1MED技术

MED技术可以通过多次的重复利用蒸汽热能进行热能的消耗，从而降低运行的成本。MED技术的工艺流程如图2所示，将一系列的管段与膜蒸发器串联起来，分为几个效组，以新鲜蒸汽进入的一效作为第一效，第一效产生的二次蒸汽作为加热蒸汽进入第二效，依次类推。为了保证每一效的传热动力，必须逐级降低各效的操作压力，使得各效的蒸汽沸点和二次蒸汽压强依次降低，实现效与效之间热能的多次利用。高盐废水则在各效加热蒸汽的作用下逐渐蒸发，进入结晶器产生晶体盐，然后通过分离器实现固液分离，淡水回收利用，固体盐外售。虽然MED技术将前一效的二次蒸汽用作后一效的加热蒸汽，重复利用热能，但第一效需要补充大量的新鲜蒸汽(蒸发处理1t水约需要0.5～1.5t蒸汽)，并且最后一效产生的二次蒸汽也需要进行冷凝，增加了整个系统的复杂性。此外，由于加热蒸汽的温度逐效降低，多效蒸发器一般只做到四效，四效之后蒸发效果较差。

1.2.2MVR技术

MVR系统主要由蒸发器和结晶器组成，废水首先经过蒸发器系统进行浓缩，然后将循环结晶器进一步的强制浓缩结晶。通过固液分离将盐和水分开后分别进行回收利用。MVR技术的原理和工艺流程如图2所示。高盐废水进入蒸发器中的进料罐，调节pH值至弱酸性后被送至逆流板式蒸馏水换热器进行加热，温度升至接近沸点时，进入除氧器。在除氧器内，喷洒在填料上的废水逐级向下流动，与逆流而上的蒸汽相接触，脱除不凝气体，然后从底部排出，进入蒸发器底槽，与循环的浓盐水混合。混合后的浓盐水被送至蒸发器的顶部管箱并进入垂直管道，沿管道内壁均匀地呈薄膜状下降。在这个过程中，一部分水吸收管外蒸汽释放的热能蒸发，产生的蒸汽与未蒸发的浓盐水一起下降至蒸发器底槽。蒸馏水流经换热器时，对新进的高含盐废水加热。为控制蒸发器内浓盐水的总溶解固体含量，浓缩器底槽内的部分浓盐水被排放至结晶系统中进行结晶处理。

结晶器的闪蒸罐通过循环管连接1台管壳式换热器，罐内浓盐水由循环泵送至换热器进行加热，然后返回闪蒸罐，发生闪蒸。在加热和闪蒸过程中，水蒸发出来，浓盐水变成过饱和状态，盐分析出，逐渐在闪蒸罐内形成混盐晶体。部分浓盐水从循环管道上排至离心机进行液固分离，离心母液返回结晶器，固体废物进行填埋处置。对于利用蒸汽作为热能的多效蒸发技术，蒸发1kg水需要热能2.32MJ，而采用机械压缩蒸发技术时，蒸发1kg水仅需0.12MJ或更少的热能，即单一的机械压缩蒸发器的效率，理论上相当于20效的多效蒸发系统。当增加多效蒸发器的效数时，虽然可以提高效率，但增加了设备的投资和操作的复杂性。MVR工艺只在首次启动时需要外源蒸汽，正常运转后，仅需提供驱动蒸发器内废水、蒸汽、冷凝水循环和流动的水泵、蒸汽压缩机和控制系统所需要的电能，而废水蒸发所需的热能主要由蒸汽冷凝时释放的热能来提供。该技术虽然能够实现脱硫废水的零排放，但也存在不足之处，如系统较复杂、投资运行成本高、占地面积大等。

2 方案对比

脱硫废水是由2种处理工艺进行比较，结果如表1所示。由表1发现，三联箱工艺虽然目前能够实现达标排放，但满足不了零排放的要求;MVR蒸发结晶工艺能够实现废水零排放，但投资太高且占地面积较大;烟道雾化蒸发工艺则通过根据已有案例的运行经验，脱硫废水雾化喷入烟道蒸发过程中，未出现烟道腐蚀、盐分结垢堵塞喷射系统等问题，废水蒸发系统投运后未见对后续电除尘造成影响，对煤灰品质及输灰系统运行也未见影响。虽然在系统运行中曾间断性出现喷射系统压力不稳定、烟道底部积灰等问题，但通过完善喷射系统等相关设备选型和加装蒸汽吹灰器的方法可以解决。

结语

综上所述，根据目前已实施案例的运行情况来看，仍有许多地方需要进行改善。

a.做好脱硫废水预处理，尽量去除固体悬浮物，避免雾化喷射系统堵塞。

b.加装吹灰器，避免废水雾化系统运行异常时，飞灰在烟道支架上集结。

c.监测烟气温度，保证废水雾化蒸发烟气温度不低于110℃。

d.控制废水的雾化粒径，保证雾化效果，避免雾化后的废水液滴蒸发不完全。

e.雾化喷射系统下游部分烟道做防腐处理，避免系统故障时因废水不能彻底蒸发而造成烟道壁腐蚀。

参考文献：

[1]王岩，孙伟，许鹏.火电厂石灰石—石膏湿法脱硫特点及效率的影响因素[J].东北电力技术，2011，32(8):48-52.

[2]李超，刘建民，吕晶.湿法脱硫系统增效节能研究[J].东北电力技术，2012，33(5):4-13.

[3]蔡向东，陈志良，李永和.脱硫废水处理系统的改造与优化[J].华北电力技术，2012，33(5):33-37.

原标题：燃煤电厂脱硫废水处理工艺路线探讨

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