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火力发电厂脱硫废水“零排放”技术路线分析

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发表时间:2023-01-15 16:27

太原锅炉集团有限公司(太原锅炉厂)技术

1 脱硫废水的产生及其水质特点

脱硫废水主要来自石膏脱水和清洗系统,或是水力旋流器的溢流水及皮带压滤机的滤液,是维持脱硫装置浆液循环系统物质平衡,控制石灰石浆液中可溶部分 (即 Cl-) 含量、保证石膏质量的必要工艺环节。废水中所含物质繁杂,大体分为氯化物、氟化物、高浓度的亚盐、悬浮物、盐以及少量的重金属离子 (如 Pb2+、Cr2+等)、氮等,是火电厂最难处理的末端废水之一。

2 常见脱硫废水治理工艺及其特点

2.1 脱硫废水“零排放”工艺概述

要实现脱硫废水“零排放”,不论何种技术路线,基本都可分解为预处理、浓缩和结晶 3 个工艺段。

2.2 国内常见脱硫废水“零排放”方案

2.2.1 借助除灰系统间接实现“零排放”

具备水力除灰系统的电厂,脱硫废水经预处理后直接排放至水力除灰系统。只要电厂水力除灰系统水平衡不被破坏,这种处理方式的经济性最好,原水力除灰系统基本不用改造,也不需要额外增加水处理系统,且不会明显降低湿渣品质,造成灰渣降级使用;加之碱性灰渣水对脱硫废水中重金属离子和酸性物质有一定的脱除效果,脱硫废水预处理指标可适当放宽。虽然脱硫废水会导致水力除灰系统故障率提高,设备寿命缩短,但从整体费用核算来看,该方案仍是所有方案中成本最低的。

该处理方案存在以下不足:

a) 只适用于水力除灰。

b) 脱硫废水消纳量有限,无法全额处理。以 4×300 MW机组为例,水力除灰系统的废水消纳量为 5~6 t/h,而机组 80%负荷率的脱硫废水产出量为 7~15 t/h。

c) 除灰系统腐蚀加剧,检修运维成本增加。随着脱硫废水中Ca2+、Mg2+、Cl-的不断进入,水力除灰系统结垢堵塞、系统部件腐蚀势必加剧。在水力除灰系统接入脱硫废水后,系统平均使用寿命由 43~52 个月缩减至 21~23个月。

d) 高盐脱硫废水易造成锅炉烟道、构件腐蚀,影响安全性。

2.2.2 通过烟气蒸发实现“零排放”

锅炉烟道蒸发是利用锅炉烟气的温度将预处理系统、浓缩系统处理后的脱硫废水蒸干,水蒸气随烟入大气,结晶盐随飞灰排出。应用较多的蒸干工艺为:自省煤器后引入质量分数为 3%~5%的烟气,走烟气旁路,通过脱硫废水蒸干装置蒸干废水。该处理方案的不足之处在于:a) 不适用于布袋除尘;b) 导致锅炉效率下降 0.1%~0.2%,影响经济性;c) 投资造价较高,且结晶盐混入干灰后,易造成干灰TDS (可溶盐) 超标,干灰需降级使用。

2.2.3 通过蒸汽 烟气余热蒸发实现“零排放”

蒸汽蒸干技术、机械-蒸汽蒸干 (MVR) 技术和尾部烟道低温闪蒸分盐技术主要是利用蒸汽、压缩机+蒸汽、烟气余热的热量将脱硫废水蒸干为水蒸气和分盐处理后的结晶盐,处理最彻底,是真正意义上的“零排放”。废水及蒸汽中的水可冷凝回用,生成的结晶盐纯度较高,可做工业使用。

3 种蒸干技术运行成本对比为:蒸汽蒸干技术路线械-蒸汽蒸干技术>尾部烟道低温闪蒸分盐技术。该处理方案存在的不足为:a) 蒸发结晶系统运行能耗高,投资成本大,在没有相应政策补贴的情况下,电厂应用的积极性不高。b) 结晶盐回用途径不畅通,电厂再处置困难。c) 尾部烟道低温闪蒸会降低排烟温度,对烟囱防腐有一定要求。d) 由于废水蒸干能耗高,通常情况下需与脱硫废水预处理系统、浓缩系统结合应用,利用预处理脱除 Ca2+、Mg2+,减少蒸干设备结垢堵塞,利用浓缩系统减少废水处理量,降低运行成本。因此,建设蒸发结晶系统时需同步建设性能可靠的预处理系统及浓缩系统,建设初投资大。


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