燃煤电厂脱硫废水处理技术与现状.docx

《燃煤电厂脱硫废水处理技术与现状.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《燃煤电厂脱硫废水处理技术与现状.docx（10页珍藏版）》请在第一文库网上搜索。

1、燃煤电厂脱硫废水处理技术与现状本文描述了燃煤电厂脱硫废水产生的原因及水质特点,介绍了国内外脱硫废水主要处理技术与新技术研究状况。通过分析目前国内燃煤电厂脱硫废水处理运行中普遍存在的问题，对脱硫废水处理设计及运行提出优化建议及对策。1燃煤电厂脱硫废水的来源及特点如今，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。20*年，我国S02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

2、置的85%以上。湿法脱硫是采用石灰石粉浆液在反应塔内喷淋于烟气中与S02反应生成CaS03,经过强制氧化后形成副产品石膏(CaSo42H20)最终排出，降解烟气中S02o石灰石-石膏法烟气脱硫系统中，对系统运行造成负面影响比较大的是氯离子的富集。氯的主要来源为煤、脱硫剂和水。一般石灰石中含氯量为0.01%,工艺水中含氯为10150mg1,煤中氯含量一般为0.1%,少数煤含氯量为0.2%0.3%,由于脱硫系统水的循环使用，氯离子在吸收液中逐渐富集，浓度可达1%,当含量达2%时，要选用氯丁基橡胶，磷片玻璃衬里，多数不锈钢已不能使用。一般运行时氯含量控制为2%3.5%。吸收塔内浓浆液经水力旋流器分离

3、后，上清液统称脱硫废水。为了防止烟气中可溶部分即氯浓度超过规定值和保证石膏质量，必须从系统中排一定量的废水。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。脱硫废水中的污染成分主要来自烟气，而烟气中的杂质又来源于煤的燃烧。煤中含有包括重金属在内的多种元素，这些元素在燃烧后生成多种化合物，其中气体化合物会随烟气进入脱硫系统，溶解于吸收浆液中。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810th。但脱硫废水污染严重，含盐量极高，其中主要污染因子如下：

4、备注：第一类污染物测定为车间排放口测定必须到达国家排放标准，第二类污染物测定为单位总排放口采样测定到达国家排放标准。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150400mg10脱硫处理系统中，必须排放部分浓浆液，浓浆液中SS高达6000070000mg1o同时氯离子含量到达20000mg1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，对脱硫废水开展单独处理是很有必要的。

5、2国内外脱硫废水处理工艺现状2.1 国内普遍脱硫废水处理工艺目前国内脱硫废水处理工艺的选定基本都依据国家排放标准。主要处理第一类和第二类污染物，采用的主要工艺方法为物化法，该工艺流程是以国外在我国电厂脱硫废水处理工艺应用的根底上开展缩放的模式。脱硫废水PH值一般在56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，从而使废水能到达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参加可溶性氢氧化物，产生氢

6、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。在脱硫废水处理中，一般控制PH值8.59.0之间，在这一范围内可使一些重金属，如铁、铜、铅、锲和辂生成氢氧化物沉淀。国内普遍使用调节PH和重金属离子形成氢氧化物沉淀的药剂为氢氧化钠(NaoH)或者氢氧化钙(Ca(OH)2)；NaOH可直接从市场采购;Ca(OH)2则需要市场采购石灰粉开展配置，工艺相对复杂。但使用Ca(OH)2的优势是，反应过程中同时产生CaF2、CaS03,CaS04沉淀物，以分离氟化物、亚硫酸盐、硫酸盐等盐类物质。采用Steinmu11er技术的波RAF

7、AKo公司认为，使用Ca(OH)2溶液，通过加絮凝剂、助凝剂还可沉淀CaC12,分离C1-o而众所周知的原因，困扰湿法脱硫工艺的首要难题是C1-的去除。所以用Ca(OH)2调节脱硫废水PH值是最优选择。对于汞、铜等重金属，一般采用参加可溶性硫化物如硫化钠(Na2S),以产生Hg2S、CuS等沉淀，这两种沉淀物质溶解度都很小，溶度积数量级在10-4010-50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(TrinIer2capto-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

8、FeC1SO4)；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(HC1)。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。添加上述药剂的废水在综合反应槽中开展化学反应。综合反应槽共分3格，由PH调整槽、反应槽及絮凝槽连通构成，分别完成废水的PH调整、沉淀反应和混凝澄清。澄清器主要用于沉淀前级设备反应生成的絮体。由于絮体密度较小，沉降性能较差，因此澄清器采用较低的上升流速和较长的停留时间。澄清池的排泥方式为间断排泥，泥渣通过泥渣泵外排。设计排泥时间一般为每天68h。具体流程如下列图：从目前国内湿法脱硫废水处理运行状况看，经上述处理工艺处理后重金属离子以及氟离子均

9、能稳定达标排放，但SS和COD往往不能稳定达标排放。脱硫废水处理出水CoD不达标原因主要是废水中COD浓度高(煤质和石灰石产地不同，浓度也不同)。有的废水COD浓度400mg1,采用物化法的去除率一般只有4555%,因此往往超标。SS浓度超标主要原因是澄清和污泥浓缩池合建，当污泥处置不及时，澄清污泥浓缩池中污泥界面上升造成沉降时间缺陷引起SS超标排放。2.2 国外其他处理方式介绍(1)离子交换法处理脱硫废水用大孔疏基(-SH)离子交换树脂吸附汞离子，到达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

10、性炭具有化学吸附和催化氧化、复原的性能，能有效去除重金属。(2)电絮凝法处理脱硫废水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(0H-)结合，生成有絮凝作用的化合物。另外释放出的电子复原带有正电的污染物，从而到达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

11、绩，在脱硫废水处理中尚未普及。(3)蒸发处理脱硫废水将废水通过传统的加药方式开展预处理。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开展加热，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开展再次加热蒸发浓缩。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；

12、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。这些新技术能有效的处理脱硫废水中重金属甚至是氯离子。但是由于受到技术、条件、环境、投资等多方面因素的制约，未能在国内电厂应用推广。目前仅有国外少数工程投入使用，部分关键控制参数及过程尚停留在研发阶段。3脱硫废水处理运行中普遍存在的问题国内燃煤电厂湿法脱硫装置废水系统设备投运率很低。国电集团环保评价小组20*年上半年对集团公司内多家电厂废水系统的现场评价得出结论：虽然电厂各种废水处理设施齐全，但部分系统和设备未正常投

13、运，设备维护不及时，设备缺陷多。造成废水系统设备投运率低的主要原因有如下三点：(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。(2)运行成本问题：湿法脱硫废水处理中，加药量是处

14、理效果是否合格的关键因素。脱硫废水处理中所用的药剂TMTI5和PAM,市场价格均较高，而且较难采购。而碱(Ca(OH)2)需要人工配置，不仅工作量较大，而且操作环境相对恶劣。(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(D1/T997-20*)与污水排放综合标准(GB8978T996)比照，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

15、往无法利用,造成脱硫废水系统投运率较低。4脱硫废水处理运行中普遍存在的问题4.1综合利用途径由于许多地方环保局不允许电厂将废水对外排放，国内部分电厂采取排入其他系统统一处理的方式处理脱硫废水，主要处理途径有如下几种：(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。(2)与水力除灰一起处理。国内部分采取水力除灰方式除灰的电厂，将脱硫废水排放至水力除灰的灰水中开展统一处理。由于粉煤灰是高分散度的固相结合体，利用其絮凝吸附作用，降低灰水中悬浮固体的含量，

16、包裹废水中重金属以及金属氢氧化物，从而到达降低重金属浓度的作用。(3)排入渣溢水开展处理。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一样，都参加了絮凝剂及助凝剂，到达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C1-含量，通过几个月的实践和分析，C1-含量基本在IOOOnIg/1以下，脱硫废水的C1-对渣溢水系统设备运行不会产生影响。重金属排放也到达一级标准。电厂若不具备上述综合利用条件，传统的絮凝加药方式处理脱硫废水工艺也可以在设计、运行上开展优化。4.2传统脱硫工艺设计优化(1)旋流系统优化：将石膏浆液旋流器布置在高标高楼层，废水旋流器布置在低标高楼层，对