燃煤电厂废水零排放改造方案优化与应用

宋雅莉

(马鞍山当涂发电有限公司,安徽 马鞍山 243102)

随着世界人口的增加以及工业化进程的加速,水资源短缺已对诸多国家构成显著威胁,成为了影响人类生存和发展的关键问题[1-3]。火电行业作为用水、排水大户,用水占工业总量的20%,电力行业零排放概念自上世纪末就已经提出,但是国内机组投产后,真正实现电厂零排放的项目极少,主要原因是早期零排放技术不成熟、投资高、运行维护费用高等[4]。当前,我国废水排放标准的要求日益严格,尤其是国务院最新发布的《水污染防治行动计划》(“水十条”),更是将水环境保护上升到了国家战略层面。在燃煤电厂的各类废水中,脱硫废水因成分复杂、污染物种类多,成为燃煤电厂最难处理的废水之一。目前,国内大多数燃煤电厂仍在采用传统的化学沉淀法(“三联箱”工艺)对脱硫废水进行达标排放处理,但其对可溶性盐分没有去除效果,无法满足日益严格的环保排放要求[5-7]。全面建设绿色环保型发电企业,电厂开展废水零排放工作迫在眉睫[8-10]。近年来,国内已有部分电厂进行了废水零排放改造,取得了一系列的成果。其应用案例如表1 所示。

表1 国内主要废水零排放技术应用案例

1 电厂水处理系统现状

当涂电厂位于安徽省马鞍山市当涂县内,厂区紧邻长江,厂区西侧外即长江大堤。电厂目前建设2×660 MW超临界燃煤机组,采用直流供水方案,取、排水构筑物均位于江心洲右汊河段,采用上游取、下游排方式。全厂其他用水均取自直流冷却水管,经化学净水站处理后用于生活、消防、化学、工业等。当涂电厂2013年开始对外供热,2014年对原水预处理系统扩容改造并建设二期锅炉补给水处理系统。由于用水量增大,相应的系统排水量增加,原设计水量平衡被打破,部分预处理排水通过雨水系统外排。难以回用的脱硫废水则排放至灰场,未能完全实现脱硫废水的回收利用。因此当涂发电厂亟需通过废水零排放改造,有效管控企业环保风险。

电厂水处理系统包括：

1) 工业废水系统

电厂工业废水系统来水共约16.9 m3/h,其中机组排水槽来水11.7 m3/h,化学再生废水0.5 m3/h,含煤废水4.7 m3/h。由于未对废水进行分类回收,处理达标的工业废水排至复用水池。

2)脱硫废水系统

电厂脱硫废水处理系统运行正常,设计处理能力为20 m3/h,根据水平衡测试结果,全厂脱硫废水水量夏季平均值为10.1 m3/h,冬季平均值为9.5 m3/h,处理后的脱硫废水输送至灰场。

3)原水预处理系统

原水预处理系统设计污泥浓缩池和污泥脱水系统,但由于系统投运时间较少,设备管道等老化腐蚀严重,原水预处理排泥水经沉淀后上清液溢流,污泥定期清理。

4)生活污水系统

生活污水处理站主要包括污水调节池、生活污水处理设备、绿化复用水池等构筑物。生活污水处理设备采用地埋式处理装置,处理能力为10 m3/h,设备采用生物接触氧化法处理工艺,处理达标的污水汇至绿化复用水池,用泵升压后用于厂区绿化。电厂地埋式生活污水处理系统运行时间较长,设备老化严重,此外厂区内绿化无法完全消耗处理后的生活污水。

5)复用水系统

复用水主要包括反渗透浓水、处理后的工业废水、处理后的含煤废水等。雨天初期含煤废水量较大,部分含煤废水未能完全处理合格。此外原有湿渣系统改造为干渣系统,复用水无法完全回用。

针对以上电厂水资源综合利用现状,分析其水资源综合利用的薄弱环节,根据全厂废水零排放的要求,开展以下部分的技术改造：第一部分主要是恢复现有系统出力和优化水资源分类使用;第二部分是脱硫废水零排放技术应用。

2 水资源综合利用改造

水资源综合利用改造主要是恢复现有系统出力和优化水资源分类使用,包括各水系统的改造和增加智慧水务平台。

1)原水预处理污泥脱水系统改造

原水预处理污泥脱水系统在原有设备上进行改造,修复腐蚀老化严重的管道设备,完善相应的控制系统,调试相关设备至正常运行状态。

2)生活污水系统改造

生活污水处理系统进行维护改造,更换填料滤芯等,并增加深度处理设施,进一步保证处理后的生活污水水质。处理后的生活污水回用管道增加一路至含煤废水处理系统清水池,增加一路至全厂复用水池;生活污水处理后回用优先考虑全厂绿化,其次考虑用水要求不高的输煤系统,最后考虑全厂复用水系统。

3)复用水系统改造

复用水系统改造新增废水输送管道,将处理后仍不合格的含煤废水输送至含煤废水池,含煤废水处理系统反洗含煤泥水回收至含煤废水处理系统沉煤池,沉淀后的煤泥再运送至煤场进行掺烧。

4) 智慧水务平台

完善电厂用水计量仪表的安装配置,完善各用水系统数据的统计收集,建立全厂智慧水务管理系统。实现全厂用水在线自动监控和水务管理综合信息管理,建立全厂动态及静态水量平衡系统,在自动控制、信息反馈、智能分析、故障诊断等多方面实现智慧化。在全厂动态水量平衡系统的基础上,综合电厂各主要用水系统补水方式,通过智能监测补充水池、水箱液位、用水流量等,根据数据库运算,提供相应的实时数据实现用水的自动化调节,建立各用水系统自动化控制系统。同时根据采集的数据库资料,通过数据运算处理,自动统计并计算水务管理相关技术指标,依据现行的法规标准,对所获取的指标数据进行智能评价;在此基础上对超标数据、异常指标数据以及不平衡数据自动判别,并对有关系统提出警示,以指导水务管理及节水优化运行。

3 脱硫废水零排放应用技术

当涂电厂脱硫废水通过化学沉淀法(“三联箱”工艺)进行中和、絮凝、沉淀、泥浆脱水等一系列处理。经脱硫废水处理系统处理后的废水水质满足《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》(DL/T 997—2006)的要求,但其对可溶性盐分没有去除效果,无法满足日益严格的环保排放要求。此外,当涂电厂难以回用的脱硫废水排放至灰场,未能完全实现脱硫废水的回收利用。因此,从经济运行和保护环境出发,为节约发电用水、提高循环水的重复利用率,对燃煤电厂废水实现零排放处理意义重大、势在必行。

废水零排放工艺是废水不断浓缩减量的过程,在该过程中产生的较好水质的水不断被回用,废水中的其它杂质不断被浓缩,最后以固体形式析出而达到零排放的目的。根据不同水质的处理过程,一般零排放工艺流程可分为三个阶段：预处理、浓缩减量和蒸发固化。

3.1 预处理阶段

脱硫废水具有含盐量、硬度、Cl-、Mg2+量高等特点,这些物质在浓缩过程中易发生结垢现象,预处理一般通过软化、过滤等过程去除悬浮物、重金属等,降低硬度和各项污染指标,符合后续浓缩单元的要求。软化处理通常包括石灰处理、碳酸钠处理等,为确保脱硫废水彻底软化满足后续膜法浓缩的要求,通常建议采用石灰或氢氧化钠+碳酸钠的二级软化处理。石灰+碳酸钠的二级软化处理作为最常用的软化处理工艺,其工艺技术成熟可靠,在火电厂中水回用和循环水排污水处理等方面有着广泛的应用。对于过滤处理,常采用的处理工艺包括超滤和微滤等。随着国内电力行业废水零排放工艺技术的革新,部分零排放工艺技术方案对预处理要求相对较低,考虑到后续浓缩减量和固化处理工艺运行的安全性和稳定性,还需根据终端处理整体工艺进行预处理方案的选择。

3.2 浓缩减量阶段

为进一步减少末端固化处理水量,应对预处理后的水量进一步浓缩,现有的浓缩工艺主要分为膜法浓缩和热法浓缩两种。膜法浓缩工艺主要有碟管式反渗透、管网式反渗透、电渗析、正渗透等不同的浓缩方式;热法浓缩主要是利用外部热源加热废水使其蒸发浓缩减量,目前热法蒸发浓缩工艺主要包括MVR立式降膜蒸发工艺、烟气余热闪蒸工艺以及低温烟气余热蒸发浓缩工艺。不同的浓缩技术与工艺对进水有不同的水质要求,其对水量的浓缩程度也有所不同。

3.3 蒸发固化阶段

固化主要是将水中盐类以固体形式结晶析出,固化阶段目前主要存在的技术包括蒸发结晶和烟气蒸发等。其中蒸发结晶技术主要有多效蒸发(MED)、蒸汽机械再压缩(MVR)等;烟气蒸发分烟道直喷蒸发和高温烟气旁路蒸发等,各种方案均能满足脱硫废水固化处理要求。蒸发结晶虽已有成功应用案例,但其投资成本及运行成本均较高,还存在结晶盐处理的难题;目前利用电厂烟气余热进行蒸发结晶的技术得到了快速发展。

3.3.1 烟道直喷蒸发技术

烟道直喷蒸发是将处理后的终端废水用泵输送到布置在除尘器前烟道(空预器与除尘器之间)中的双流体雾化器高度雾化,在高温烟气余热的加热作用下,水分被完全蒸发成水蒸气,而盐分随着水分蒸发结晶成固体颗粒,被除尘器捕捉收集,水分随烟气进入脱硫吸收塔,实现终端废水的零排放。烟道直喷蒸发技术的系统流程见图1。

图1 烟道直喷蒸发技术流程图

烟道直喷蒸发技术有建设成本与运行费用低、所占空间小、低动力消耗、不需要额外的能量输入、不产生多余的固体、能提高静电除尘器的除尘效率、减少脱硫新鲜工艺水的补充量等优势,但是使用该技术会将脱硫废水中的盐分转移至灰中。脱硫废水经过高度雾化后喷入烟道内,绝大部分废水雾滴在烟气拖拽作用下,与烟气流动保持一致;少数雾滴会扩散到烟道壁上,粘连烟道内壁的粉尘,在系统长期运行下,可能造成烟道内壁的腐蚀。同时在喷洒的过程中喷嘴处于高温中,也可能在喷嘴处发生结垢堵塞与磨损,造成喷嘴雾化效果下降;烟道直喷蒸发工艺的废水会降低烟气温度,有可能使烟温低于酸露点,对烟道造成腐蚀穿孔。综合以上分析采用该技术应用仍存在一定的风险。

3.3.2 高温烟气旁路蒸发技术

高温烟气旁路蒸发技术是在空预器前后开设旁路烟道,即引入空预器前的高温烟气加热干燥脱硫废水的雾化液滴,冷却降温后的烟气重新回到空预器后的烟道中。此时引入的烟气温度较高,所需烟气量较少,不仅可以实现较大规模的废水处理,还可以规避烟道直喷蒸发技术因设计不合理而产生的烟道腐蚀堵灰和除尘器堵塞等安全风险。高温烟气旁路蒸发技术流程见图2。

图2 高温烟气旁路蒸发技术流程图

高温烟气旁路蒸发不同于烟道直喷蒸发之处在于：该技术采用的旁路喷雾蒸发系统及设备虽然与主烟道相连接,但是它属于一个独立的运行单元,该技术工艺系统的投运、检修与维护都可以单独进行,最大限度地减轻了对原烟气系统的影响,杜绝了由于废水蒸发带来的机组安全稳定运行的风险,且蒸发过程发生在旁路喷雾蒸发器内,极大地降低了火电企业采用该技术的限制条件。同时,由于利用蒸发的烟气温度较高,喷雾蒸发器出口烟温持续保持在酸露点以上,有效地避免了主烟道以及设备可能发生的积灰、结垢、腐蚀以及堵塞等问题。

3.3.3 蒸发固化方案选择

高温烟气旁路蒸发和烟道直喷蒸发技术均利用锅炉烟气对废水进行蒸发结晶,蒸发结晶物与灰尘一同进入电除尘器随粉煤灰利用,无需其它热源,且不产生不宜处理的结晶盐类,整体投资和运行成本较低。对两种烟气蒸发固化处理技术进一步比对详见表2。鉴于高温烟气旁路蒸发的优势,在利用烟气蒸发脱硫废水工艺时,优先推荐采用高温烟气旁路蒸发处理技术。以当涂电厂660 MW机组为例,采用高温烟气旁路蒸发工艺,脱硫废水干燥产物在塔内高速涡流后,随烟气进入原主烟道除尘器处理。经核算混合后粉煤灰中氯含量为0.075%,脱硫废水干燥后产生的盐分不会对粉煤灰的综合利用产生影响,均能符合水泥及混凝土使用行业标准。此外,当旁路引出烟气量小于总烟气量的3%时,对锅炉效率影响小于0.3%。

表2 固化方案选择对比

烟气蒸发固化喷雾方式有两种,一种是利用压缩空气的双相流雾化,另一种是利用机械离心力的旋转雾化。根据烟道直喷蒸发采用的双相流雾化经验,双相流雾化容易出现喷嘴堵塞的问题,同时需要消耗大量压缩空气。机械旋转雾化法的核心设备是旋转雾化器,由于机械旋转雾化器孔径较大(1～2 cm),不易结垢和堵塞,可以不对废水做预处理和浓缩减量,极大地降低了成本。此外,机械旋转雾化器具有高可靠性、易维护、耐磨、雾化均匀等优点,其喷浆量调节范围广,对烟气温度、烟气成份、烟气量等的变化适应性强,能快速响应机组工况的变化。因此,目前高温烟气旁路蒸发处理工艺常采用机械旋转雾化喷雾方式。

3.4 废水零排放工艺方案选择

当涂电厂装机容量为2×660 MW,全厂共10 m3/h 脱硫终端废水需进行处理,针对当涂电厂直接采用高温烟气旁路蒸发和热法浓缩减量-高温烟气旁路蒸发方案进行对比发现,废水若采用热法浓缩减量-高温烟气旁路蒸发方案,其投资费用、运行总成本较高,且设备相对较复杂,不利于系统安全稳定运行;直接采用高温烟气旁路蒸发方案,设备简单,总投资费用及总成本相对较低。综合考虑电厂实际运行情况,当涂电厂采用高温烟气旁路蒸发固化处理工艺,并采用机械旋转雾化喷雾方式。

4 项目试运情况评价和影响

全厂废水系统零排放改造工程的各个系统成功通过严格的168 h试运行。其中,两套高温烟气旁路蒸发系统的性能值得关注,单套处理能力达到5 m3/h,最大处理能力可达6.5 m3/h,为电厂提供了强大的废水处理能力。同时处理后的干渣含水率保持在小于2%的水平,表明系统在废水浓缩和干化方面表现良好,对于减少废物量、提高资源回收率以及实现零排放目标都具有积极的影响。此外,其他各系统的优化改造部分也在试运行期间达到了要求,整体性能稳定可靠。这些试运行结果为工程的进一步扩展和全面投入运行提供了坚实的基础,也将为环境保护、资源利用和可持续发展提供有力的支持,给工业废水处理提供了重要的范例。

本项目为环保类项目,虽然在改造后并不直接带来经济效益,但在降低用水成本方面具有一定的贡献。项目的实施预计可每小时节省用水约30 t,年节水量估计达到15万t(年运行时间按5 000 h计算)。若水费按照0.3元/t计算,预计可以每年节省取水费用4.5万元,对电厂的经济可持续性和资源管理方面产生积极影响。

此外,项目的完成将完全解决废水外排问题,从而消除了废水对环境造成的潜在风险。这对于维护生态平衡、保护水资源和改善周边社区的生活环境具有重要意义。因此,该项目的收益不仅是经济效益,更重要的是其显著的社会效益和环境效益。

5 结语

当涂电厂废水零排放改造项目遵循分质回用、分类处理、梯级利用的废水治理原则,实施废水零排放改造工程,废水经过处理后能够满足回用要求,不再有废水外排并且能够节约水资源。废水零排放改造项目既可以有效缓解电厂的环保压力还可以产生良好的社会效益和环境效益。