火电厂全厂末端废水分盐处理工程实例

摘要：以某发电厂全厂末端废水处理工程为例,介绍了化学软化-管式微滤-纳滤-(反渗透)-碟管式反渗透-蒸发结晶工艺在再生水水源发电厂全厂末端废水处理中的应用。经纳滤处理后,末端废水被分成两部分,一部分经碟管式反渗透浓缩后进入混盐结晶系统,另一部分经反渗透-碟管式反渗透浓缩后进入精制盐结晶系统。整套工艺的产水全部回收作为循环水补充水,实现全厂废水不外排,精制盐结晶系统产生的结晶盐中NaCl质量分数达98.75%,外售处理。废水处理总运行费用约33.89元/m³,低于同类型处理工艺,可以为相关电厂的改造提供参考。

0 引言

火力发电厂作为我国工业的耗水大户,用水量约占工业总用水量的40%,同时也产生大量的废水。为提高用水效率,火力发电厂开展了积极有效的节水工作,脱硫废水作为煤场喷淋水、捞渣机补充水和干灰拌湿水等。2000～2016年,全国火力发电厂单位发电量耗水量下降68%,单位发电量废水排放量降低95.7%。但是随着废水梯级利用次数的增加,水质不断劣化,受水质及消纳用户用水量影响,依然有大量末端废水无法继续回用。火力发电厂末端废水难以完全消纳与废水不得外排的矛盾凸显,对末端废水完全消纳处理的需求非常迫切。

火力发电厂末端废水来源及产生量随机组类型、机组数量和容量、生产用水水源及水质、烟气处理工艺、水务管理水平等不同而存在较大差异,来源主要有脱硫废水、树脂再生废水、反渗透浓水、循环水排污水等。目前火力发电厂主要进行脱硫废水的零排放消纳处理,由于其废水量较少,一般在20m³/h左右,主要采取蒸发结晶或烟道雾化蒸发处理,工艺流程相对简短。但随着越来越多的火力发电厂将循环冷却水补充水或全厂生产用水水源替换为再生水,其面临着废水重复利用率降低,无法利用的末端废水量增加等问题,产生的末端废水量可达几百吨,废水中含有的全盐量、氯离子、有机物等是脱硫废水的数倍,完全消纳处理难度更大,本文探讨了全再生水水源火力发电厂末端废水处理消纳情况,可以为相关电厂的改造提供参考。

1  工程概况

某火力发电厂建有2×600MW亚临界纯凝湿冷燃煤机组,原生产用水水源为地表水和某钢铁公司综合废水处理站再生水,其中地表水作为锅炉补给水水源,钢铁公司再生水作为循环冷却水系统补充水及其他工业用水水源。电厂引入城镇污水处理厂再生水,与钢铁公司综合废水处理站再生水一起作为电厂生产用水水源,并配套建设再生水石灰处理系统和循环水排污水深度处理系统,锅炉补给水水源由地表水替换为循环水排污水深度处理系统反渗透产水。电厂进行了排水的梯级利用,主要是将循环水排污水深度处理系统超滤反洗排水回收入工业废水处理系统处理后回用,反渗透浓水回用作为脱硫系统工艺水补充水,脱硫废水作为渣冷却水补水等。但是依然有部分循环水排污水深度处理过程中的反渗透浓水、脱硫废水及树脂再生废水等无法再次利用。该厂对难以完全消纳的废水进行处理,采用的工艺为化学软化-管式微滤-纳滤-(反渗透)-碟管式反渗透-蒸发结晶,工艺流程如图1所示。末端废水水质如表1所示。

2 主要构筑物及设计参数

(1)调节池。2座,由原机械加速澄清池改造而成,钢筋混凝土结构,玻璃钢防腐,单池尺寸29m×8.75m,有效容积2500m³,主要进行水质均衡和水量调节。为抑制微生物滋生,调节池内可投加次氯酸钠进行杀菌。

(2)第一反应池。1座,碳钢结构,内衬树脂陶瓷,尺寸为6.4m×3.2m×3.8m,有效容积70m³,HRT30min,池内投加液碱和纯碱,用于降低钙镁离子、二氧化硅等易结垢组分的含量。

(3)第二反应池。1座,碳钢结构,内衬树脂陶瓷,尺寸为6.4m×3.2m×3.8m,有效容积70m³,HRT30min,池内投加液碱,精调pH,使得钙镁离子、二氧化硅等易结垢组分反应更加完全。

(4)浓缩池。1座,碳钢结构,内衬树脂陶瓷,尺寸为6.4m×3.2m×3.8m,有效容积70m³,用于接收经过软化处理后的废水,同时接收从管式微滤系统不断回流的浓水,还起到浓缩污泥暂时存放的作用。

(5)管式微滤系统。主要由循环泵、管式微滤膜及膜架、清洗装置、控制阀门及管道等组成,设置3套,每套26只膜元件,膜管内径0.5inch(1inch≈2.54cm),膜孔径0.05μm,以错流过滤方式运行,回收率≥95%。管式微滤出水进入pH调节池,投加盐酸将pH调整到8以下。

(6)中间水池。1座,地下钢筋混凝土结构,玻璃钢防腐,有效容积250m³,主要暂存pH调节后的处理水。

(7)纳滤系统。2套,单套膜元件78只,净出力55.25m³/h,回收率≥85%,三段布置,一～三段压力容器排列方式为7∶4∶2。纳滤装置产水进入纳滤产水池,作为后续反渗透系统的进水,浓水进入纳滤浓水池,作为DTROⅠ系统进水。

(8)反渗透系统。2套,单套膜元件66只,净出力46.75m³/h,回收率≥85%,分三段布置,一～三段压力容器排列方式为6∶3∶2,主要用于进一步浓缩纳滤系统产水。反渗透系统产水进入回用水池,浓水进入反渗透系统浓水池,作为DTROⅡ系统进水。

(9)DTROⅠ系统。1套,3列,净出力18m3/h,膜元件总数60只,每列按二段方式布置,回收率55%,主要用于浓缩纳滤系统浓水。DTROⅠ系统产水进入回用水池,浓水进入DTROⅠ浓水池,作为后续混盐结晶系统进水。

(10)DTROⅡ系统。1套,4列,净出力15.3m³/h,膜元件总数72支,每列按二段方式布置,回收率50%,主要用于浓缩反渗透系统浓水。DTROⅡ系统产水进入回用水池,浓水进入DTROⅡ浓水池,作为后续精制盐结晶系统进水。

(11)回用水池。1座,地下钢筋混凝土结构,玻璃钢防腐,有效容积300m³。

(12)污泥处理系统。设污泥缓冲池1座,地下钢筋混凝土结构,玻璃钢防腐,有效容积200m³。污泥脱水采用离心式脱水机,设置2台,每台处理能力为50m³/h,污泥浓度约3%～5%。脱水机产生的滤液及冲洗排水重力排入滤液收集池后返回调节池进行后续处理。

(13)混盐结晶系统。1套,设混盐结晶进料罐1台,有效容积200m³,内衬树脂陶瓷;混盐热交换器1台,材质TiGr11;混盐脱气塔1座,设计温度149℃,设计压力345kPa,材质6%MOLY;混盐结晶闪蒸罐1座,设计温度149℃,设计压力96.5kPa,材质6%MOLY;混盐结晶加热器1座,设计温度149℃、设计压力345kPa,材质6%MOLY、316LSS、TiGr12;混盐冷凝液罐1座,设计温度149℃,设计压力345kPa,材质SS316L;混盐母液罐1座,材质6%MOLY,常压;混盐离心机1台。

(14)精制盐结晶系统。1套,设精制盐结晶进料罐1台,有效容积200m³内衬树脂陶瓷;精制盐进料热交换器设置1台,材质TiGr11;精制盐脱气塔1座,设计温度149℃,设计压力345kPa、材质6%MOLY;精制盐结晶闪蒸罐1座,设计温度149℃,设计压力96.5kPa,材质6%MOLY;精制盐结晶加热器1座,设计温度149℃,设计压力345kPa,材质6%MOLY、316LSS、TiGr12;NaCl冷凝液罐1座,设计温度149℃,设计压力345kPa,材质SS316L;精制盐分离器1台,设计温度149℃,设计压力-0.5～5bar(1bar=0.1MPa),材质6%MOLY;精制盐母液罐1座,材质6%MOLY,常压。精制盐离心机1台。

3 运行效果

发电厂末端废水量约120m³/h,全盐量为17600～24800mg/L,经药剂软化预处理以及膜浓缩减量处理后,DTROⅠ系统和DTROⅡ系统浓水产生量分别为8.1m³/h和7.5m³/h,分别进入混盐结晶系统和精制盐结晶系统进行固化处理。整套系统产生的回用水水质如表2所示。虽然回用水也具有一定的含盐量,但是与该厂再生水石灰处理系统出水相比,含盐量明显偏低,回用水的硬度也较低,满足冷却塔补充水的水质要求,末端废水经处理后全部回用作为循环冷却水补充水。

经过纳滤分盐处理后,精制盐结晶系统得到的氯化钠达到98.75g/100g,达到《工业盐》(GB/T5462-2015)精制工业盐一级标准。

4 技术经济性分析

项目总投资13977万元,其中土建投资1629万元,设备投资10300万元,工程安装费用1460万元,工程建设其他费用588万元。

项目总运行费用为33.89元/m³,其中药剂费为17.60元/m³,动力费为2.87元/m³,折旧费为8.86元/m³,维修费为2.13元/m³,人工费为1.67元/m³固体废物处置费为0.76元/m³。运行费用各部分占比如图2所示。其中药剂费所占比例最大,接近一半,其次是折旧费,两者合计约占总运行费用的79.42%。

工程实施后,以系统负荷75%计算,每年可回用废水约78.84万m³,节约水费约157万元,循环冷却水排污水及全厂废水回用率均达到100%,实现废水不外排。

目前,国内采用蒸发结晶处理末端废水的发电厂由于废水水质和水量的差异,以及膜浓缩工艺和蒸发结晶形式的不同,处理成本相差较大。某发电厂采用化学软化-絮凝沉淀-多介质过滤-DTRO-三效蒸发结晶工艺处理规模为20m³/h的脱硫废水,药剂费为27.28元/m³,动力费25元/m³,产生的混合结晶盐中NaCl和Na2SO4质量分数合计>92%,含水率<5%。而采用混凝澄清-双级过滤-弱酸树脂-二级反渗透-正渗透-强制循环蒸发结晶工艺处理18m³/h的脱硫废水和4m³/h的再生废水的发电厂药剂费为14.5元/m³,动力费29元/m³,混合结晶盐中NaCl和Na2SO4质量分数合计>95%;含水率<0.5%。采用化学软化-管式膜-纳滤-SCRO-DTRO-MVR蒸发结晶工艺进行分盐处理的发电厂处理36m³/h的脱硫废水,直接运行费用26.94元/m³(药剂费为9.42元/m³，动力费16.92元/m³,设备清洗费用0.6元/m³),膜系统折旧费9.68元/m³,产生的结晶盐中NaCl质量分数为96.3%。本工程药剂费、动力费、固体废物处置费等直接运行费用21.23元/m³，总运行费用33.89元/m³,运行成本相对较低,且结晶盐中氯化钠纯度较高。

5 结论

采用化学软化-管式微滤-纳滤-(反渗透)-碟管式反渗透-蒸发结晶工艺处理再生水水源火力发电厂全厂末端废水是可行的,产生的回用水可全部回收作为循环冷却水补充水,实现全厂废水不外排,且运行费用相对较低。该工程采用纳滤膜将废水中的氯化钠和其他盐类进行部分分离,产生的精制结晶盐中氯化钠质量分数达98.75%,实现了结晶盐的资源化,对相关发电厂全厂废水处理具有积极的借鉴意义。