【技术论坛】:燃煤电厂脱硫废水处理技术与现状

发布时间:2018-11-11 21:19            

关键词:燃煤电厂;烟气脱硫;脱硫废水处理;现状

  如今,酸雨污染作为一项重大的环境问题,已引起世界各国的重视。2010年,我国SO2排放量消减10%的总量控制目标为2294.4万吨,其中电力行业的控制量为951.7万吨。湿式石灰石-石膏工艺具有脱硫效率高、负荷响应快、使用煤种广、石膏利用技术成熟、运行成本低等优点,成为当今世界上应用最广泛、技术最成熟的烟气脱硫工艺,目前约占全世界烟气脱硫装置的85%以上[1]。

  由于脱硫废水的水质受燃料成分、燃烧工况和脱硫剂(主要指石灰石)等因素的影响,所以不存在典型的脱硫废水水质。这就使脱硫废水处理系统的设计要有较宽的水质适应范围。

  脱硫废水在燃煤电厂废水排放量中占份额很小,一般两台300MW机组产生的脱硫废水只有8~10t/h。但脱硫废水污染严重,含盐量极高,其中主要污染因子如下:

  从表1可见,湿法脱硫废水的杂质主要包括悬浮物、过饱和的亚硫酸盐、硫酸盐以及重金属,其中很多是国家环保标准中要求控制的第一类污染物。脱硫废水中有机物(COD)主要来自煤(主要成分为有机质),工艺水,石灰石,COD含量一般为150~400mg/L。脱硫处理系统中,必须排放部分浓浆液,浓浆液中SS高达60000~70000mg/L。同时氯离子含量达到20000mg/L左右。由于脱硫水质的特殊性,脱硫废水处理难度较大,同时,由于各种重金属离子对环境的污染很严重,对脱硫废水进行单独处理是很有必要的[3]。

  2.1国内普遍脱硫废水处理工艺

  脱硫废水pH值一般在5~6范围内,呈弱酸性,此时许多重金属离子仍有良好的溶解性。所以,脱硫废水的处理主要是以化学、机械方法分离重金属和其它可沉淀的物质,如氟化物、亚硫酸盐和硫酸盐。调节pH值,从而使废水能达到有关环保质量标准和排放标准。沉淀分离是一种常用的金属分离法,除活泼金属外,许多金属的氢氧化物的溶解度较小。故脱硫废水一般采用加入可溶性氢氧化物,产生氢氧化物沉淀来分离重金属离子。值得注意的是,由于在不同的pH值下,金属氢氧化物的溶度积相差较大,故反应时应严格控制其pH值。

  对于汞、铜等重金属,一般采用加入可溶性硫化物如硫化钠(Na2S),以产生H g2S、CuS 等沉淀,这两种沉淀物质溶解度都很小,溶度积数量级在 10-40~ 10-50 之间。而Na2S本身的毒性会给污泥的培养以及操作运行人员带来不利影响。而国内目前普遍采用15%TMT溶液(Trimer2cap to- s-trianzin) 替代Na2S来沉淀汞、重金属等,取得比较好的效果。用于混凝剂的药剂为复合铁(硫酸氯铁FeClSO4);用于助凝剂的药剂为PAM(聚丙烯酰胺);用于调节pH出水的药剂为盐酸(HCL)。这些工艺操作相对简单,也是目前国内脱硫废水处理工艺的主流。

  2.2国外其他处理方式介绍

  用大孔巯基(-SH)离子交换树脂吸附汞离子,达到去除水中汞离子的目的;吸附法,利用活性炭吸附原理,由于活性炭具有极大的表面积,在活化过程中形成一些含氧官能团(-COOH,-OH,-CO)使活性炭具有化学吸附和催化氧化、还原的性能,能有效去除重金属[6]。

  电絮凝技术也被运用到湿法脱硫的废水处理中。电絮凝是利用电化学的原理,在电流的作用下溶解可溶性电极,使其成为带有电荷的离子并释放出电子。产生的离子与水电离后产生的(OH-)结合,生成有絮凝作用的化合物。另外释放出的电子还原带有正电的污染物,从而达到去除液体中污染物的目的。电絮凝能有效处理重金属,而且具备设备布置较为紧凑,处理药剂费用较低,处理效果较好等优势,但是工艺较为复杂,普通电絮凝无法去除氯离子,高频电絮凝则存在耗能较高,电极使用寿命有限等缺点。目前电絮凝技术在含油污水和重金属含量较高的化工废水有一定的运用业绩,在脱硫废水处理中尚未普及。

  将废水通过传统的加药方式进行预处理。处理后的废水经预热器加热后进入蒸发系统。蒸发系统主要分为四个部分:热输入部分,热回收部分、结晶转运部分、附属系统部分。脱硫废水经四级蒸发室加热浓缩后送至盐浆桶,通过两台盐浆泵送入盐旋流器,旋流器将大颗粒的盐结晶旋流后落入下方的离心机。离心机分离出的盐晶体通过螺旋输送机送至干燥床进行加热,使盐晶体完全干燥。旋流器和离心机分离出的浆液返回到加热系统中进行再次加热蒸发浓缩。干燥后的盐结晶通过汽车运输出厂。该方法综合了浓缩结晶法和蒸发浓缩法两者的优点,系统回收率较高,除部分干燥损失外,废水基本处理回收,无废液排放;系统每年只需化学清洗一、二次,该系统管理维护量较低;降低了传热面结垢可能,减少了抵制剂投加量;蒸发回收水水质较好。但设备布置较为复杂,控制要求高,耗能较高。目前尚停留在试验研发阶段[7]。

  3脱硫废水处理运行中普遍存在的问题

  (1)设备运行问题:混凝沉淀法主要设备包括计量泵,板框压滤机,刮泥机,排泥泵,其他仪表等设备。其中计量泵、仪表大部分为进口设备,对维护要求较高。故障之后维修周期较长。污泥处理所用的板框压滤机操作较为复杂,对运行人员的操作要求高,而且运行之后的冲洗程序较为繁琐,泥饼的后续处理也是难题,故投运率较低。另外,脱硫废水处理系统中设备积泥堵塞,其中有设备运行过程中的积泥和不适当的设备停用引起的积泥。后者通过运行管理可以得到解决,而前者则因设备本身的设计缺陷造成,运行中难以解决。

  (3)处理排放问题:目前国内电厂湿法脱硫废水执行的排放标准为《燃煤电厂石灰石一石膏湿法脱硫废水水质控制指标》(DL/T 997-2006)与《污水排放综合标准》(GB8978-1996)对比,除化学需氧量和氟化物外,其余污染物排放均执行一级排放标准。虽然理论上可以直接排放,但是各地方环保局由于了解脱硫废水处理后氯离子含量较高(《污水排放综合标准》并未对污水中氯离子含量作出要求),严禁电厂直接将处理过后的脱硫废水排入水体。因此脱硫废水处理后往往无法利用,造成脱硫废水系统投运率较低。

  4.1综合利用途径

  (1)利用烟道气处理。由于进入电除尘器的烟气量大且温度高,而脱硫废水量小,故将废水雾化后喷入烟气,利用烟气所含的热量使废水蒸发,废水中的污染物转化为结晶析出,随烟气中的飞灰一起被电除尘器收集下来[8]。

  (3)排入渣溢水进行处理。由于脱硫废水和渣溢水的水质特点比较接近,两套处理系统的处理工艺也基本相同,都加入了絮凝剂及助凝剂,达到了去除悬浮物和沉淀重金属的作用。国内部分电厂锅炉除渣系统采用水力除渣,燃煤在锅炉中燃烧后产生的炉渣,经捞渣机和碎渣机打捞、破碎后用水力送至渣浆泵前池中。电厂将少量脱硫废水排入渣溢水中,经过后跟踪 Cl-含量,通过几个月的实践和分析,Cl-含量基本在1000mg/L以下,脱硫废水的Cl-对渣溢水系统设备运行不会产生影响。重金属排放也达到一级标准[10]。

  4.2传统脱硫工艺设计优化

  (2)污泥管道系统优化:脱硫废水经过加药絮凝处理后,沉淀的污泥需要进行压滤处理。污泥管道容易堵塞,不易清洗。为防止污泥输送管道堵塞,可在初沉池、澄清池底部的污泥排放管道出口设压缩空气系统,必要时采用压缩空气进行反吹洗。中和箱、沉淀箱、絮凝箱采用一体化制作(三联箱),共用一根排空和溢流管,为防止排空管道堵塞,也可以设置排空管压缩空气反冲洗管路。同时,可以将中和箱、沉降箱、絮凝箱底部污泥排入澄清污泥浓缩池中心筒内,清水箱、消灰溶解箱、消石灰计量箱底部污泥排入地坑,用泵抽至澄清污泥浓缩池中心筒内。这样的设计有利于污泥管道的排空和冲洗,尽可能解决管道堵塞问题。

  4.3运行优化

  (2)设备运行维护:停运时应及时对设备及管道进行冲洗。其中板框压滤机为间歇运行方式投运,每次停运后须清洗滤布,检查水咀。在线监测仪表如PH计、浊度仪等也应及时清洗,保护探头。

  鉴于国家对环保要求的日益提高,燃煤电厂湿法脱硫废水处理系统重要性日益增强。目前国内大多数电厂的湿法脱硫废水处理系统采用传统的加药絮凝沉淀方式进行脱硫废水的处理,普遍存在运行成本较高,设备故障率高等问题,投运率很低。为满足环保要求,各电厂应根据实际情况,选择适合本电厂实际情况的废水处理工艺,并对脱硫废水处理系统设计和运行进行合理优化,以满足废水零排放的高要求。

  [1]汤蕴蕾. 湿式烟气脱硫废水处理[J].华东电力,1997,12:48-49

  [3]杨发祥. 浅谈电厂脱硫废水及其处理工艺[J].中国高新技术企业,2010,4:105-106

  [5]E.K.Nyer.Groundwater Treatment Technology[J]. VanNostrand Reinhold Company Inc,1985. [6] 罗晔,叶琦哲.燃煤电厂脱硫废水综合利用探讨[J].中国资源综合利用,2009,10:30-31

  [7]徐庆国. 燃煤电厂脱硫废水零排放[J].科技资讯,2009,35:71

  [9]方伟明. FGD废水对水力除灰系统影响初探[J].电力科技与环保,2010,2(26):56-58

脱硫废水预处理解决方案


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