燃煤電廠廢水零排放改造方案優化與應用

宋雅莉

(馬鞍山當涂發電有限公司,安徽 馬鞍山 243102)

隨著世界人口的增加以及工業化進程的加速,水資源短缺已對諸多國家構成顯著威脅,成為了影響人類生存和發展的關鍵問題[1-3]?；痣娦袠I作為用水、排水大戶,用水占工業總量的20%,電力行業零排放概念自上世紀末就已經提出,但是國內機組投產后,真正實現電廠零排放的項目極少,主要原因是早期零排放技術不成熟、投資高、運行維護費用高等[4]。當前,我國廢水排放標準的要求日益嚴格,尤其是國務院最新發布的《水污染防治行動計劃》(“水十條”),更是將水環境保護上升到了國家戰略層面。在燃煤電廠的各類廢水中,脫硫廢水因成分復雜、污染物種類多,成為燃煤電廠最難處理的廢水之一。目前,國內大多數燃煤電廠仍在采用傳統的化學沉淀法(“三聯箱”工藝)對脫硫廢水進行達標排放處理,但其對可溶性鹽分沒有去除效果,無法滿足日益嚴格的環保排放要求[5-7]。全面建設綠色環保型發電企業,電廠開展廢水零排放工作迫在眉睫[8-10]。近年來,國內已有部分電廠進行了廢水零排放改造,取得了一系列的成果。其應用案例如表1 所示。

表1 國內主要廢水零排放技術應用案例

1 電廠水處理系統現狀

當涂電廠位于安徽省馬鞍山市當涂縣內,廠區緊鄰長江,廠區西側外即長江大堤。電廠目前建設2×660 MW超臨界燃煤機組,采用直流供水方案,取、排水構筑物均位于江心洲右汊河段,采用上游取、下游排方式。全廠其他用水均取自直流冷卻水管,經化學凈水站處理后用于生活、消防、化學、工業等。當涂電廠2013年開始對外供熱,2014年對原水預處理系統擴容改造并建設二期鍋爐補給水處理系統。由于用水量增大,相應的系統排水量增加,原設計水量平衡被打破,部分預處理排水通過雨水系統外排。難以回用的脫硫廢水則排放至灰場,未能完全實現脫硫廢水的回收利用。因此當涂發電廠亟需通過廢水零排放改造,有效管控企業環保風險。

電廠水處理系統包括：

1) 工業廢水系統

電廠工業廢水系統來水共約16.9 m3/h,其中機組排水槽來水11.7 m3/h,化學再生廢水0.5 m3/h,含煤廢水4.7 m3/h。由于未對廢水進行分類回收,處理達標的工業廢水排至復用水池。

2)脫硫廢水系統

電廠脫硫廢水處理系統運行正常,設計處理能力為20 m3/h,根據水平衡測試結果,全廠脫硫廢水水量夏季平均值為10.1 m3/h,冬季平均值為9.5 m3/h,處理后的脫硫廢水輸送至灰場。

3)原水預處理系統

原水預處理系統設計污泥濃縮池和污泥脫水系統,但由于系統投運時間較少,設備管道等老化腐蝕嚴重,原水預處理排泥水經沉淀后上清液溢流,污泥定期清理。

4)生活污水系統

生活污水處理站主要包括污水調節池、生活污水處理設備、綠化復用水池等構筑物。生活污水處理設備采用地埋式處理裝置,處理能力為10 m3/h,設備采用生物接觸氧化法處理工藝,處理達標的污水匯至綠化復用水池,用泵升壓后用于廠區綠化。電廠地埋式生活污水處理系統運行時間較長,設備老化嚴重,此外廠區內綠化無法完全消耗處理后的生活污水。

5)復用水系統

復用水主要包括反滲透濃水、處理后的工業廢水、處理后的含煤廢水等。雨天初期含煤廢水量較大,部分含煤廢水未能完全處理合格。此外原有濕渣系統改造為干渣系統,復用水無法完全回用。

針對以上電廠水資源綜合利用現狀,分析其水資源綜合利用的薄弱環節,根據全廠廢水零排放的要求,開展以下部分的技術改造：第一部分主要是恢復現有系統出力和優化水資源分類使用;第二部分是脫硫廢水零排放技術應用。

2 水資源綜合利用改造

水資源綜合利用改造主要是恢復現有系統出力和優化水資源分類使用,包括各水系統的改造和增加智慧水務平臺。

1)原水預處理污泥脫水系統改造

原水預處理污泥脫水系統在原有設備上進行改造,修復腐蝕老化嚴重的管道設備,完善相應的控制系統,調試相關設備至正常運行狀態。

2)生活污水系統改造

生活污水處理系統進行維護改造,更換填料濾芯等,并增加深度處理設施,進一步保證處理后的生活污水水質。處理后的生活污水回用管道增加一路至含煤廢水處理系統清水池,增加一路至全廠復用水池;生活污水處理后回用優先考慮全廠綠化,其次考慮用水要求不高的輸煤系統,最后考慮全廠復用水系統。

3)復用水系統改造

復用水系統改造新增廢水輸送管道,將處理后仍不合格的含煤廢水輸送至含煤廢水池,含煤廢水處理系統反洗含煤泥水回收至含煤廢水處理系統沉煤池,沉淀后的煤泥再運送至煤場進行摻燒。

4) 智慧水務平臺

完善電廠用水計量儀表的安裝配置,完善各用水系統數據的統計收集,建立全廠智慧水務管理系統。實現全廠用水在線自動監控和水務管理綜合信息管理,建立全廠動態及靜態水量平衡系統,在自動控制、信息反饋、智能分析、故障診斷等多方面實現智慧化。在全廠動態水量平衡系統的基礎上,綜合電廠各主要用水系統補水方式,通過智能監測補充水池、水箱液位、用水流量等,根據數據庫運算,提供相應的實時數據實現用水的自動化調節,建立各用水系統自動化控制系統。同時根據采集的數據庫資料,通過數據運算處理,自動統計并計算水務管理相關技術指標,依據現行的法規標準,對所獲取的指標數據進行智能評價;在此基礎上對超標數據、異常指標數據以及不平衡數據自動判別,并對有關系統提出警示,以指導水務管理及節水優化運行。

3 脫硫廢水零排放應用技術

當涂電廠脫硫廢水通過化學沉淀法(“三聯箱”工藝)進行中和、絮凝、沉淀、泥漿脫水等一系列處理。經脫硫廢水處理系統處理后的廢水水質滿足《火電廠石灰石-石膏濕法脫硫廢水水質控制指標》(DL/T 997—2006)的要求,但其對可溶性鹽分沒有去除效果,無法滿足日益嚴格的環保排放要求。此外,當涂電廠難以回用的脫硫廢水排放至灰場,未能完全實現脫硫廢水的回收利用。因此,從經濟運行和保護環境出發,為節約發電用水、提高循環水的重復利用率,對燃煤電廠廢水實現零排放處理意義重大、勢在必行。

廢水零排放工藝是廢水不斷濃縮減量的過程,在該過程中產生的較好水質的水不斷被回用,廢水中的其它雜質不斷被濃縮,最后以固體形式析出而達到零排放的目的。根據不同水質的處理過程,一般零排放工藝流程可分為三個階段：預處理、濃縮減量和蒸發固化。

3.1 預處理階段

脫硫廢水具有含鹽量、硬度、Cl-、Mg2+量高等特點,這些物質在濃縮過程中易發生結垢現象,預處理一般通過軟化、過濾等過程去除懸浮物、重金屬等,降低硬度和各項污染指標,符合后續濃縮單元的要求。軟化處理通常包括石灰處理、碳酸鈉處理等,為確保脫硫廢水徹底軟化滿足后續膜法濃縮的要求,通常建議采用石灰或氫氧化鈉+碳酸鈉的二級軟化處理。石灰+碳酸鈉的二級軟化處理作為最常用的軟化處理工藝,其工藝技術成熟可靠,在火電廠中水回用和循環水排污水處理等方面有著廣泛的應用。對于過濾處理,常采用的處理工藝包括超濾和微濾等。隨著國內電力行業廢水零排放工藝技術的革新,部分零排放工藝技術方案對預處理要求相對較低,考慮到后續濃縮減量和固化處理工藝運行的安全性和穩定性,還需根據終端處理整體工藝進行預處理方案的選擇。

3.2 濃縮減量階段

為進一步減少末端固化處理水量,應對預處理后的水量進一步濃縮,現有的濃縮工藝主要分為膜法濃縮和熱法濃縮兩種。膜法濃縮工藝主要有碟管式反滲透、管網式反滲透、電滲析、正滲透等不同的濃縮方式;熱法濃縮主要是利用外部熱源加熱廢水使其蒸發濃縮減量,目前熱法蒸發濃縮工藝主要包括MVR立式降膜蒸發工藝、煙氣余熱閃蒸工藝以及低溫煙氣余熱蒸發濃縮工藝。不同的濃縮技術與工藝對進水有不同的水質要求,其對水量的濃縮程度也有所不同。

3.3 蒸發固化階段

固化主要是將水中鹽類以固體形式結晶析出,固化階段目前主要存在的技術包括蒸發結晶和煙氣蒸發等。其中蒸發結晶技術主要有多效蒸發(MED)、蒸汽機械再壓縮(MVR)等;煙氣蒸發分煙道直噴蒸發和高溫煙氣旁路蒸發等,各種方案均能滿足脫硫廢水固化處理要求。蒸發結晶雖已有成功應用案例,但其投資成本及運行成本均較高,還存在結晶鹽處理的難題;目前利用電廠煙氣余熱進行蒸發結晶的技術得到了快速發展。

3.3.1 煙道直噴蒸發技術

煙道直噴蒸發是將處理后的終端廢水用泵輸送到布置在除塵器前煙道(空預器與除塵器之間)中的雙流體霧化器高度霧化,在高溫煙氣余熱的加熱作用下,水分被完全蒸發成水蒸氣,而鹽分隨著水分蒸發結晶成固體顆粒,被除塵器捕捉收集,水分隨煙氣進入脫硫吸收塔,實現終端廢水的零排放。煙道直噴蒸發技術的系統流程見圖1。

圖1 煙道直噴蒸發技術流程圖

煙道直噴蒸發技術有建設成本與運行費用低、所占空間小、低動力消耗、不需要額外的能量輸入、不產生多余的固體、能提高靜電除塵器的除塵效率、減少脫硫新鮮工藝水的補充量等優勢,但是使用該技術會將脫硫廢水中的鹽分轉移至灰中。脫硫廢水經過高度霧化后噴入煙道內,絕大部分廢水霧滴在煙氣拖拽作用下,與煙氣流動保持一致;少數霧滴會擴散到煙道壁上,粘連煙道內壁的粉塵,在系統長期運行下,可能造成煙道內壁的腐蝕。同時在噴灑的過程中噴嘴處于高溫中,也可能在噴嘴處發生結垢堵塞與磨損,造成噴嘴霧化效果下降;煙道直噴蒸發工藝的廢水會降低煙氣溫度,有可能使煙溫低于酸露點,對煙道造成腐蝕穿孔。綜合以上分析采用該技術應用仍存在一定的風險。

3.3.2 高溫煙氣旁路蒸發技術

高溫煙氣旁路蒸發技術是在空預器前后開設旁路煙道,即引入空預器前的高溫煙氣加熱干燥脫硫廢水的霧化液滴,冷卻降溫后的煙氣重新回到空預器后的煙道中。此時引入的煙氣溫度較高,所需煙氣量較少,不僅可以實現較大規模的廢水處理,還可以規避煙道直噴蒸發技術因設計不合理而產生的煙道腐蝕堵灰和除塵器堵塞等安全風險。高溫煙氣旁路蒸發技術流程見圖2。

圖2 高溫煙氣旁路蒸發技術流程圖

高溫煙氣旁路蒸發不同于煙道直噴蒸發之處在于：該技術采用的旁路噴霧蒸發系統及設備雖然與主煙道相連接,但是它屬于一個獨立的運行單元,該技術工藝系統的投運、檢修與維護都可以單獨進行,最大限度地減輕了對原煙氣系統的影響,杜絕了由于廢水蒸發帶來的機組安全穩定運行的風險,且蒸發過程發生在旁路噴霧蒸發器內,極大地降低了火電企業采用該技術的限制條件。同時,由于利用蒸發的煙氣溫度較高,噴霧蒸發器出口煙溫持續保持在酸露點以上,有效地避免了主煙道以及設備可能發生的積灰、結垢、腐蝕以及堵塞等問題。

3.3.3 蒸發固化方案選擇

高溫煙氣旁路蒸發和煙道直噴蒸發技術均利用鍋爐煙氣對廢水進行蒸發結晶,蒸發結晶物與灰塵一同進入電除塵器隨粉煤灰利用,無需其它熱源,且不產生不宜處理的結晶鹽類,整體投資和運行成本較低。對兩種煙氣蒸發固化處理技術進一步比對詳見表2。鑒于高溫煙氣旁路蒸發的優勢,在利用煙氣蒸發脫硫廢水工藝時,優先推薦采用高溫煙氣旁路蒸發處理技術。以當涂電廠660 MW機組為例,采用高溫煙氣旁路蒸發工藝,脫硫廢水干燥產物在塔內高速渦流后,隨煙氣進入原主煙道除塵器處理。經核算混合后粉煤灰中氯含量為0.075%,脫硫廢水干燥后產生的鹽分不會對粉煤灰的綜合利用產生影響,均能符合水泥及混凝土使用行業標準。此外,當旁路引出煙氣量小于總煙氣量的3%時,對鍋爐效率影響小于0.3%。

表2 固化方案選擇對比

煙氣蒸發固化噴霧方式有兩種,一種是利用壓縮空氣的雙相流霧化,另一種是利用機械離心力的旋轉霧化。根據煙道直噴蒸發采用的雙相流霧化經驗,雙相流霧化容易出現噴嘴堵塞的問題,同時需要消耗大量壓縮空氣。機械旋轉霧化法的核心設備是旋轉霧化器,由于機械旋轉霧化器孔徑較大(1～2 cm),不易結垢和堵塞,可以不對廢水做預處理和濃縮減量,極大地降低了成本。此外,機械旋轉霧化器具有高可靠性、易維護、耐磨、霧化均勻等優點,其噴漿量調節范圍廣,對煙氣溫度、煙氣成份、煙氣量等的變化適應性強,能快速響應機組工況的變化。因此,目前高溫煙氣旁路蒸發處理工藝常采用機械旋轉霧化噴霧方式。

3.4 廢水零排放工藝方案選擇

當涂電廠裝機容量為2×660 MW,全廠共10 m3/h 脫硫終端廢水需進行處理,針對當涂電廠直接采用高溫煙氣旁路蒸發和熱法濃縮減量-高溫煙氣旁路蒸發方案進行對比發現,廢水若采用熱法濃縮減量-高溫煙氣旁路蒸發方案,其投資費用、運行總成本較高,且設備相對較復雜,不利于系統安全穩定運行;直接采用高溫煙氣旁路蒸發方案,設備簡單,總投資費用及總成本相對較低。綜合考慮電廠實際運行情況,當涂電廠采用高溫煙氣旁路蒸發固化處理工藝,并采用機械旋轉霧化噴霧方式。

4 項目試運情況評價和影響

全廠廢水系統零排放改造工程的各個系統成功通過嚴格的168 h試運行。其中,兩套高溫煙氣旁路蒸發系統的性能值得關注,單套處理能力達到5 m3/h,最大處理能力可達6.5 m3/h,為電廠提供了強大的廢水處理能力。同時處理后的干渣含水率保持在小于2%的水平,表明系統在廢水濃縮和干化方面表現良好,對于減少廢物量、提高資源回收率以及實現零排放目標都具有積極的影響。此外,其他各系統的優化改造部分也在試運行期間達到了要求,整體性能穩定可靠。這些試運行結果為工程的進一步擴展和全面投入運行提供了堅實的基礎,也將為環境保護、資源利用和可持續發展提供有力的支持,給工業廢水處理提供了重要的范例。

本項目為環保類項目,雖然在改造后并不直接帶來經濟效益,但在降低用水成本方面具有一定的貢獻。項目的實施預計可每小時節省用水約30 t,年節水量估計達到15萬t(年運行時間按5 000 h計算)。若水費按照0.3元/t計算,預計可以每年節省取水費用4.5萬元,對電廠的經濟可持續性和資源管理方面產生積極影響。

此外,項目的完成將完全解決廢水外排問題,從而消除了廢水對環境造成的潛在風險。這對于維護生態平衡、保護水資源和改善周邊社區的生活環境具有重要意義。因此,該項目的收益不僅是經濟效益,更重要的是其顯著的社會效益和環境效益。

5 結語

當涂電廠廢水零排放改造項目遵循分質回用、分類處理、梯級利用的廢水治理原則,實施廢水零排放改造工程,廢水經過處理后能夠滿足回用要求,不再有廢水外排并且能夠節約水資源。廢水零排放改造項目既可以有效緩解電廠的環保壓力還可以產生良好的社會效益和環境效益。