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膜分离应用于脱硫废水零排放合肥格云流体技术有限公司 发布时间:2019-08-15   点击浏览:934次

目前国家对高盐废水的处理要求越来越高,这一情况在电力行业体现得尤为突出。15年”水十条“开始,燃煤电厂废水回用不外排的政策频出,脱硫废水零排放需求越来越普及。

近几年,在旧电厂改造、新建电厂等系统中,为了响应国家政策要求,促进电厂的长期发展,电厂都在陆续考虑脱硫废水零排放系统的配套。

目前燃煤电厂脱硫废水零排放工艺百花齐放,众说风云。本文主要解析目前燃煤电厂脱硫废水零排放系统工艺市场应用情况。

一、电力行业背景

中国电力行业发电构成中,五大全国性发电集团约拥有全部发电资产的50%,其余发电资产分布于其他的独立发电公司、地方发电企业等。

五大电力集团:华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、电力投资集团。

四小豪门:国华电力、华润电力、中广核、国投电力。

为了响应国家煤电一体化规划,促进国家煤电资源合理化利用,神华与国电合并成立国能投,其中国电拥有控股权。

其实不难发现,近些年国家一直在陆续加强央企之间的重组。类似的操作,如中国南车与中国北车、宝钢与武钢、中国远洋与中国海运等,如出一辙。

近些年山东、天津、北京地区增加了对外排水含盐量的要求,内蒙包头地区要求实现废水零排放,其余地区也纷纷开始废水零排放试点。在国内大环境下,目前华能、大唐、国能投、各类地方电厂等均有脱硫废水零排放系统案例实施。

从实施情况来看,末端高盐废水的处理具有处理难度大、投资和运行成本高等特点。毋庸置疑,采用先进节水与废水零排放技术,使有限的水资源发挥更大经济效益,是我国发展电力工业的必然选择和发展趋势。

二、燃煤电厂脱硫废水

燃煤电厂的废水种类较多,针对于不同的废水,燃煤电厂常规会采用废水阶梯式处理回用工艺。

石灰石-石膏湿法脱硫技术是国内外燃煤电厂最常用的脱硫技术。在湿法烟气脱硫工艺中,为了维持系统稳定运行和保证石膏产品质,需要控制将液中Cl-浓度不能过高,因此需排出一部分浆液,从而产生脱硫废水。

燃煤电厂脱硫废水水质、水量与前端脱硫工况、石灰石质量、锅炉烟气散发量等相关性非常大,尽管各地方电厂脱硫废水组成类别有一定的相似性,但是各组成含量、水量等具有差异较大。

目前脱硫废水系统零排放往往考虑将厂区多股高盐废水集中处理,常规末端高盐废水主要包括以下几种:

针对于脱硫废水,国内大多数燃煤电厂基本采用下述三联箱工艺优先处理:

早期初步处理后的脱硫废水,主要回用于干灰调湿、灰场喷洒、煤场喷洒、水力除渣等工艺系统,其次较多的老厂配备了蒸发塘/池,用于蒸发减量处理。

三、 脱硫废水零排放工艺

目前国内燃煤电厂脱硫废水零排放组合工艺较多,各有优势,因厂制宜显得格外的重要,其中归纳后,零排放工艺主要含以下几个单元:

预处理单元:尽管工艺相对成熟,但一般具有相关案列应用经验的工程公司会体现出更好的细节设计、更强的专业性,其中预处单元主要控制的风险参数:悬浮物、重金属、硬度、硅等。

预处理单元工艺包中,纳滤分盐的工艺越来越普及,一方面源于纳滤的浓水可以考虑返回至前端预处理系统使用,降低药剂费用;另一方面纳滤浓水可以考虑硫酸钠冷冻结晶,做硫酸钠副产品;第三,纳滤产水可以得到纯度较高的氯化钠溶液,有利于后续工艺的多样性选择。

虽然目前考虑到投资和运行成本,有部分工程公司主推脱硫废水直接利用烟道余热蒸发等工艺,但是市场综合测试反馈下来,这样的系统并未能有效降低成本,而且存在一定的运行风险。

固化单元:目前电厂应用最多的工艺应该是MVR、烟道蒸发。其中MVR工艺相对成熟,在零排放系统中普及较广,脱硫废水系统中MVR工艺包常规考虑最终得到氯化钠纯盐产品(工业盐一级标准)。

烟道蒸发工艺中,通过长期的数据模拟、实际案例验证,其中烟道旁路蒸发工艺更具有优势,适合目前脱硫废水零排放系统,两者工艺说明如下:

浓缩减量单元,主要含膜法和热法,可选择的工艺较多,而且没有绝对性。该工艺单元主要目的:将高盐废水浓缩减量,减少MVR或旁路烟道蒸发系统水量,提高运行经济性、稳定性。

膜法浓缩工艺中,应用最多的是蝶管式反渗透(DTRO)、电渗析(ED)。

其中DTRO工艺,膜片主要以美国、德国等进口为主,部分主体配件可进口、可国产,系统进水最经济TDS范围为40-60g/L;实际出水氯化钠浓度可浓缩至100-120g/L。但是DTRO运行压力较高,可达120Bar,单支膜通量有限,在设备占地和投资方面,会有些劣势。其中江苏利港电厂脱硫废水零排放系统中,DTRO工艺就存在一些运行问题,后来进行了工艺改造。

电渗析(ED)工艺,配套的离子交换膜品牌可进口、可国产,有应用业绩的进口膜品牌主要有日本ASTOM、AGC(膜品牌介绍点这里)。国产膜品牌较多,但有应用业绩的主要为杭州某电渗析品牌。

电渗析系统进水最经济的TDS范围为15-60g/L;实际出水氯化钠浓度可以做到150-200g/L。电渗析系统属于常压运行,对于预处理要求不高,且不存在氯离子腐蚀等材质问题。综合上述优势,尽管目前脱硫废水零排放系统中,运行2年以上的电渗析系统基本没有,但是这两年新增的脱硫废水零排放系统中,浓缩减量单元多数为电渗析工艺。各类电厂行业会议上,设计院、工程公司等推广的零排放工艺包中含ED浓缩减量工艺单元的非常多。

热法工艺中,市场推广最多的是低温烟气余热蒸发、烟气余热闪蒸,且具有应用业绩。两者工艺均有效利用烟道余热,在水量较小的系统,具有非常大的经济性优势,脱硫废水经过简单预处理后,可以直接进入蒸发系统。但这类系统,一旦水量和水质出现大范围波动,则系统稳定性无法保证。

燃煤电厂脱硫废水零排放工艺没有绝对,投资成本、运行成本、运行稳定性、电厂的特性等因素,会综合影响一个工艺包的落地。目前国内电厂零排放市场非常火,应用案例非常多,但是达到设计预期,长时间运行的零排放案例偏少。下述案例仅供参考:

从应用案例可以看出,脱硫废水零排放工艺从最开始的简单直接蒸,到目前分盐、浓缩减量、烟气余量利用、烟道蒸发等,其实在借鉴了其他领域零排放工艺基础上,又利用了电厂自身的资源,工艺包趋于多样化。

基于组合工艺包的演变,工艺技术的成熟化应用,仅针对于脱硫废水零排放系统,吨水投资成本从最开始的500万降到了150万-300万。吨水运行成本从最开始的70-80元降到了20-45元。

四、 结束语

尽管目前燃煤电厂脱硫废水零排放越来越普及,但各类电厂是否真正需要“零排放”,还需三思。在满足国家政策要求的情况下,电厂不仅要考虑到水,还应注意环境、资源等实际需求,同时电厂运营现状、能力等也非常重要。

在考虑燃煤电厂废水零排放的方向上,综合目前市场情况而言,后续燃煤电厂会更多地考虑整厂废水零排放实施。在这种情况下,不管是旧电厂改造,还是新建电厂,配套的零排放工艺包中,纳滤分盐、膜浓缩减量、旁路烟道蒸发等工艺应用会越来越普及。

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