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燃煤电厂脱硫废水浓缩蒸干零排放技术路线分析

本文对燃煤电厂脱硫废水零排放处理技术进行了分析，针对脱硫废水浓缩蒸干工艺中预处理、浓缩减量、结晶、固体结晶物处置4个单元的处理工艺和选用设备分别进行了技术经济性比对分析，结合某电厂2×350MW超临界空冷机组工程参数，对2种典型脱硫废水零排放处理工艺投资费用进行了估算，并分析了其对发电成本的影响。
关键词：燃煤电厂;脱硫废水;浓缩蒸干;结晶;零排放;反渗透;固体废物;协同处理

燃煤电厂湿法脱硫工艺中产生的脱硫废水水质特殊，污染物含量高，对环境的危害较大，即使经过常规处理，悬浮物、COD仍经常超过国家排放标准。此外，脱硫废水中含有的微量重金属以及高质量浓度的氯离子，也影响脱硫废水的再利用，因此脱硫废水零排放处理势在必行。
目前，国内电厂脱硫废水零排放处理工艺处于起步阶段，投资运行成本高，技术不完善，脱硫废水深度处理后存在如下问题：产生的固体物具有环境污染隐患，可溶性盐会在雨水的作用下产生二次污染，作为商品出售附加价值不高，还可能沦为危险固体废物，发生处置费用。
本文对脱硫废水浓缩蒸干零排放技术的特点、设备性能进行了分析对比，并对发电企业增加脱硫废水零排放处理工艺的投资及其对发电厂运行成本的影响进行估算，以期为发电企业合理选择工艺设备提供参考。
1脱硫废水零排放水处理技术现状
目前，脱硫废水处理技术主要有脱硫废水蒸发塘蒸发、脱硫废水烟气喷雾蒸发和浓缩蒸干3种，其中前2种技术投资较低，但由于蒸发塘蒸发处理工艺受厂地、厂址和气候条件的制约，脱硫废水烟气喷雾蒸发处理工艺受脱硫工艺、煤质、锅炉运行工况和脱硫废水水量等因素的制约，上述2种处理工艺在实际应用中均不能广泛推行。
高含盐废水浓缩蒸干工艺是将脱硫废水单独处理，投资费用较高，但不受环境及气候条件的制约，因此可广泛应用于燃煤电厂脱硫废水零排放处理，而且，随着浓缩蒸干工艺系统设备不断的推陈出新，也将推进其在燃煤电厂废水处理中的应用。
2脱硫废水浓缩蒸干工艺技术分析
脱硫废水具有水质波动大、组分复杂、硬度高、氯离子质量浓度高等特点因此脱硫废水零排放处理工艺对系统整体设计、设备材质选择、工程建设和运行经验均有极高要求。
目前国内外电厂脱硫废水深度处理主要技术路线是：预处理+软化→浓缩减量→结晶→固体结晶物处置。本文从以上4个阶段对不同处理方案进行比较分析。
2.1预处理+软化单元
预处理+软化单元的主要目的是去除容易污堵滤膜的悬浮物，降低后续浓缩系统的结垢程度。根据来水水质、后续浓缩减量阶段的设备要求和最终处置固体结晶物的不同方式来选择本工艺阶段的设备，并设计不同的加药方式。
2.1.1传统工艺技术
传统技术简化工艺流程如下：脱硫废水→调节池→第一级反应池→第一级澄清池→第二级反应池→第二级澄清池→产水箱→过滤器→清水箱→浓缩单元。
对脱硫废水中的悬浮物进行混凝或沉淀处理时，如在水中保持一定数量的泥渣层，则可以使沉淀过程更完全，沉淀速度更快。目前，电厂脱硫废水处理通常采用带泥渣层的机械搅拌澄清池，具体加药方式要根据脱硫废水水质计算后再确定。
2.1.2管式微滤膜技术
管式微滤膜技术简化工艺流程如下：脱硫废水→调节池→反应槽1→反应槽2→浓缩槽→管式微滤→pH值调整箱→浓缩单元。
脱硫废水系统的处理水经水泵提升后直接进入反应槽，在反应槽1内添加氢氧化钠和碳酸钠补充碱度，在反应槽2内继续添加氢氧化钠以维持合理的pH值，同时对反应槽进行搅拌和pH值监控，使水中的钙、镁离子形成沉淀;经过反应后的水溢流送至以管式微滤膜为核心的过滤处理装置单元(管式微滤膜)，经过滤处理装置处理后，水中的钙、镁离子甚至所有的二价离子已基本去除，二氧化硅降低至不影响结垢的水平。
考虑到待回用的废水还含有一定的有机物，为防止其对后续的反渗透系统造成污染，可在管式微滤膜产水之后，串联数台活性炭过滤器，也可在浓缩槽内投加粉末活性炭吸附水中的有机物，保护反渗透膜。管式微滤膜工艺的水回收率可以提高到98%[1]。
2.1.32种工艺比较
(1)传统混凝澄清过滤工艺需要投加絮凝剂和助凝剂，利用形成的悬浮泥渣层处理水中的微小颗粒及胶体，同时去除部分有机物，对有机物的去除率达30%~60%。而管式微滤膜过滤属于物理过滤不需要投加絮凝剂和助凝剂。管式微滤膜的绝对过滤孔径约0.1μm，膜通量可高达340L/m2h，产水浊度<5NTU。但管式微滤膜对有机物的去除率较低，若水中的有机物的含量较高，则考虑在浓缩槽中投加粉末活性炭或者在管式微滤膜后增设活性炭过滤器。
(2)传统混凝澄清过滤工艺主要靠澄清池降低水的浊度，管式微滤膜工艺不需设置澄清池和过滤装置，仅设有反应槽及浓缩槽，占地面积较澄清池小。
2.2浓缩减量单元
浓缩减量单元目的是去除水中的溶解性固体，将更高浓度的水送至蒸发结晶系统。目前国内流行的处理设备有碟管式DTRO膜、管网式AFRO膜、正渗透膜、电离子膜和蒸发器等。
2.2.1反渗透膜技术
目前，应用于高含盐废水处理的反渗透膜主要有普通卷式RO膜、管网式AFRO膜、碟管式DTRO膜、高压碟管式DTRO膜。
高压碟管式反渗透膜进水条件较低，耐高盐废水和水回收率均优于其他型式的反渗透膜。最终选用何种反渗透膜还需要根据进水水质条件、出水水质要求以及膜产品价格等因素综合考虑。
2.2.2正渗透膜技术
正渗透(ForwardOsmosis，FO)是以选择性分离膜两侧的渗透压差为驱动力，溶液中的水分子从高水化学势(原料液)侧通过选择性分离膜向低水化学势(汲取液)侧传递，而溶质分子或离子被阻挡的一种膜分离过程。
正渗透过程的驱动力是驱动液与原料液的渗透压差，系统运行过程中只需要维持膜两侧的错流循环，所需压力很低，泵压力通常在0.35MPa左右，因为不需要外压驱动，水中的污染物不易在膜表面堆积，水通量可以长期稳定，清洗周期较长[2]。国内第一套正渗透系统脱硫废水零排放项目在长兴电厂已经运行投产。
2.2.3蒸发器
2.2.3.1低温多效蒸发(MultipleEffectDistillation，MED)
低温多效蒸发器是由相互串联的多个蒸发器组成，加热蒸汽(低温90℃左右)被引入第一效，用于加热其中的原水，使原水以比蒸汽低的温度产生几乎等量的蒸发，产生的蒸汽被引入第二效作为加热蒸汽，使第二效的原水以比第一效更低的温度蒸发。
该过程一直重复到最后一效，第一效凝结水返回热源处，其他各效凝结水汇集后作为淡水输出，在蒸发出多倍的水的同时，原水经由第一效至最后一效的浓缩，在最后一效达到过饱和而结晶析出。
2.2.3.2热蒸汽再压缩(ThermalVaporRecompres?sion，TVR)
热蒸汽再压缩采用蒸汽喷射式压缩机将二次蒸汽压缩至更高汽压的加热室中，使得蒸汽能够被再次用于加热。除蒸发作用外，热蒸汽再压缩机还可起到节约蒸汽的作用。此外，还需要一定量的生蒸汽作为盈余蒸汽被转移到冷凝器中，该盈余蒸汽所含的剩余能量与生蒸汽所提供的能量大致相等[3]。
2.2.3.3机械蒸汽再压缩(MechanicalVaporRe?compression，MVR)
机械蒸汽再压缩是将低温位的二次蒸汽经蒸汽再压缩机压缩，以提高其温度、压力和热焓，再进入蒸发器冷凝供热，达到充分利用蒸汽潜热的目的。这样既可回收蒸汽潜热，提高热效率，又可回收蒸汽冷凝液。MVR蒸发器除开车启动外，正常运行时整个蒸发过程中无需生蒸汽[4]。
2.2.4蒸发器和正渗透工艺比较
依据常规脱硫废水水质特点，对3种蒸发器和正渗透工艺运行能耗及一次性投资进行估算。
3种蒸发器设备吨水造价相当，其中MVR蒸发器运行成本最低。正渗透装置设备费用最高，运行成本最高，但随着正渗透技术不断发展和改进，设备价格和运行费用也会有所调整。
2.3结晶+固体废物处理单元
结晶+固体废物处理单元是整个工艺流程中最后一个阶段，废水经预处理、浓缩后产生的高浓度废水，不能够再浓缩，需将其结晶、干燥打包外运。目前，用于结晶+固体废物处理的主要设备有蒸发器、结晶器、浓液循环泵、压缩机、离心机、干燥器、尾气吸收塔、冷却罐、离心机和干燥机等。
2.3.1结晶产物成分
脱硫废水中盐的成分主要有阳离子(Ca2+、Mg2+、Na+、K+及其他重金属离子等)、阴离子(Cl-、SO42-、CO32-、NO3-、HCO3-)。经预处理后，脱硫废水中Ca2+、Mg2+、CO32-、HCO3-等易结垢的离子被沉淀去除，水中主要盐分为NaCl、Na2SO4及微量NaNO3、KCl。每种盐化学性质和各种盐组分不同决定了结晶方式和结晶温度的不同，据此选择不同类型的结晶器。
2.3.2结晶产物
(1)结晶后可以出售的商品盐即工业盐，主要是NaCl结晶盐和Na2SO4结晶盐。工业盐标准参照《GB/T5462—2003工业盐》和GB/T6009—2014工业无水硫酸钠》。
(2)结晶产生的固体杂盐，如被鉴定为不具有危险特性的固体废物，则将其运送至储灰场;如固体杂盐被鉴定为危险废物，则必须进行安全妥善的处理，将发生危险废物处置费用。
3脱硫废水组合工艺技术经济性分析
本文参考某电厂2×350MW超临界空冷机组工程的数据(包括煤质、水质、标煤价格、水价、人工费用等)，结合上述各工艺单元的设备性能和运行费用的对比结果针对2种典型的脱硫废水零排放系统组合工艺的投资费用进行估算，进而分析对发电成本的影响。
2种组合工艺流程分别如下。
组合工艺1流程：脱硫废水→调节池→第一级反应池→第一级澄清池→第二级反应池→第二级澄清池→产水箱→一级过滤器→二级过滤器→清水箱→纳滤装置→反渗透装置→正渗透装置→结晶器→打包外运。
组合工艺2流程：脱硫废水→调节池→第一级反应池→第一级澄清池→第二级反应池→第二级澄清池→产水箱→一级过滤器→二级过滤器→清水箱→纳滤装置→反渗透装置→MVR蒸发器→结晶器→打包外运。
3.1运行能耗
根据组合工艺流程及组成设备，计算系统运行能耗(蒸汽耗量和耗电量)，再折合标煤，计算出运行成本价格。
2种组合工艺的设备运行能耗，参考1t标煤产生3000kWh电量或4t蒸汽，标煤按350元/t计，脱硫废水水量按10t/h计，全年运行5000h，组合工艺1和组合工艺2的运行能耗分别为188.2万元/a、142.3万元/a。
3.3 2种组合工艺经济性分析
综合2种工艺系统投资费用、运行费用及发电成本进一步分析，该电厂增加脱硫废水零排放工艺后，年增加发电成本数百万元。
4结论及建议
本文分析了燃煤电厂湿法脱硫废水浓缩蒸干零排放工艺。以某2×350MW超临界空冷机组为例，该电厂增加脱硫废水零排放工艺后，每年需要增加数百万元的发电成本。燃煤电厂增加废水零排放系统后，不能完全消除污染物的环境影响，最终产生的固体废物仍存在一定的环境隐患。
目前还没有对其定性是否为危险固体废物，一旦界定为危险固体废物，就会发生较高的处置费用。脱硫废水最终结晶产物如何处置也会制约脱硫废水浓缩蒸干零排放技术能否得到推广。
目前电厂实际面临的困难是如何经济有效地处理脱硫废水，要根据电厂具体的情况来确定采用何种处理方案以及脱硫废水最终是否要蒸干。
建议燃煤电厂在烟气、废水、固体废物治理领域进行污染物协同处理，在治理烟气的同时要考虑产生的废水和固体废物[5];或是根据烟气、废水、固体废物对环境的影响进行综合评价，对整个电厂的投资及运行费用进行综合分析，考虑是否将废水减量达标排放，而非一味地追求脱硫废水零排放。

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