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熱煤化工電廠脫硫廢水技術(shù)

我國能源結(jié)構(gòu)中,煤炭仍將長期作為我國的主要能源,燃煤發(fā)電站在電力供應(yīng)格局中占主導(dǎo)地位的狀況短期內(nèi)不會改變。燃煤電廠使用的脫硫系統(tǒng)中,近90%采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術(shù),因脫硫系統(tǒng)產(chǎn)生的廢水呈弱酸性且懸浮物和鹽含量極高,并含有多種重金屬,是電廠廢水處理中的難點與重點。由于脫硫廢水污染成分的特殊性、復(fù)雜性和強腐蝕性,這部分廢水能否達標處理成為制約燃煤電廠實現(xiàn)廢水“零排放”的關(guān)鍵。伴隨«水污染防治行動計劃»(“水十條”)、«控制污染物排放許可制實施方案»、«火電廠污染防治技術(shù)政策»等一系列環(huán)保政策法規(guī)的相繼出臺,作為耗水大戶的燃煤電廠,在水資源約束與排放限制方面的壓力陡然上升:環(huán)保政策要求2005年后新建電廠的環(huán)境評估等級按照電廠廢水“零排放”要求進行設(shè)計,同時,水源地保護區(qū)及西北等富煤少水地區(qū)的電廠也相繼要求實施廢水零排放處理。我國的零排放技術(shù)自2009年開始進行工程實踐,截止到2015年漢川電廠脫硫廢水零排放工程建設(shè)時,國內(nèi)的零排放工程案例較少,包括廣東河源電廠和華能長興電廠等,但整體水平仍處于技術(shù)起步和探索階段,零排放系統(tǒng)的設(shè)計和運行經(jīng)驗不夠成熟。國內(nèi)已投運的兩個電廠零排放項目均存在投資與運行費用過高的問題,而且淡水回收率低,產(chǎn)出雜鹽副產(chǎn)物無法處置,存在二次污染風(fēng)險。這些問題限制了零排放技術(shù)的發(fā)展應(yīng)用,因此,同時實現(xiàn)燃煤電廠廢水與雜鹽的高效回收是電廠廢水零排放技術(shù)的關(guān)鍵瓶頸問題。

  目前,多數(shù)燃煤電廠以“廢水分級、梯級利用、高鹽廢水最少化”的原則進行全廠水資源綜合利用優(yōu)化,脫硫廢水成為火電廠最終末端高鹽廢水。一般根據(jù)脫硫廢水的水質(zhì)和水量情況進行分段處理,構(gòu)成一套完整的脫硫廢水零排放處理系統(tǒng),其處理過程主要包括預(yù)處理,濃縮減量,末端固化三個部分。其中濃縮減量部分是最主要的環(huán)節(jié),結(jié)合廢水量、含鹽量大小選擇合適的濃縮設(shè)備,提高鹽濃度,實現(xiàn)廢水減量化,降低后續(xù)末端固化的投資和運行費用。目前,濃縮減量技術(shù)比較成熟的技術(shù)包括膜法濃縮和熱法濃縮,其中膜法濃縮是現(xiàn)階段的主流技術(shù)。濃縮減量處理后最終形成了高含鹽濃水,這類廢水通常采用末端固化處理?,F(xiàn)階段,脫硫廢水末端固化的主流技術(shù)有蒸發(fā)塘、蒸發(fā)結(jié)晶、煙氣蒸發(fā)干燥等。蒸發(fā)塘設(shè)備也具有占地面積較大、基建費用較高、蒸發(fā)的水分無法充分回收利用、蒸發(fā)過程中污染物易進入空氣造成污染等缺點,從而限制了蒸發(fā)塘技術(shù)的廣泛應(yīng)用。近兩年成為熱點的煙氣蒸發(fā)干燥技術(shù)利用煙氣熱量將末端廢水進行汽化,固狀形態(tài)物析出后隨煙氣進入除塵器被捕集脫除,煙氣蒸發(fā)干燥技術(shù)分為主煙道煙氣蒸發(fā)技術(shù)、旁路煙道煙氣蒸發(fā)技術(shù)2種,但缺點是投資較大、占地面積較大、影響鍋爐熱效率等,目前仍未見長期穩(wěn)定運行的案例。因此,現(xiàn)階段穩(wěn)定性高、適應(yīng)性強的末端固化方法仍為蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)。

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