電廠煙氣脫硫廢水零排放工藝中的試研究

目前燃煤電廠提供全球電力的41.3%而我國2017年煤電裝機總量約為10.2億kW占發電裝機總量的58%。由于絕大多數的SO2排放來源于燃煤鍋爐因此燃煤發電廠必須配備SO2脫除裝置。

在各種煙氣脫硫技術中石灰/石灰石-石膏法因其脫硫效率高、可靠性高、適應性強和成本低等優點而被廣泛應用�？紤]到設備防腐和石膏質量的需求應定期從脫硫系統排出一定量的廢水以保證氯化物和重金屬濃度低于設計水平。排出的脫硫廢水普遍具有pH值低懸浮性固體(SS)、氯化物、硬度離子濃度高且含有多種重金屬的特點。由于脫硫廢水中大部分污染物為國家環保標準中要求嚴格控制的污染物直接外排會產生新的污染且脫硫廢水硬度高毒性、腐蝕性和結垢性強廢水排放也會影響設備的正常運行。2015年出臺的《水污染防治行動計劃》明確對電廠廢水處理提出零排放要求其中作為全廠廢水梯級利用的終點煙氣脫硫廢水資源化利用是實現零排放的關鍵環節。

脫硫廢水水質特性

中試試驗用脫硫廢水取自華能國際電力股份有限公司江蘇南通發電廠煙氣脫硫系統廢水旋流器出水水質數據見表1由表1可知：

脫硫廢水水質特點為懸浮物含量高且顆粒粒徑小主要成分為灰分、惰性物質、絮凝沉淀物等;硬度高易結垢水中Ca2+、Mg2+、SO42-質量濃度高處于過飽和狀態;鹽分及氯離子濃度高pH值較低呈弱酸性對設備、管道有腐蝕性含Cr、Hg、Cd、Zn等重金屬以及少量有機物組分變化大，手持式風速儀水質復雜。

技術經濟分析

根據零排放中試試驗工程驗證該脫硫廢水零排放系統的運行成本主要包括動力消耗、藥劑消耗和蒸汽消耗3部分。其中動力消耗折算到處理水量為17.3kW·h/m3廠用電價按照0.4元/(kW·h)估算折合6.9元/m3。

藥劑消耗主要包括石灰、純堿和燒堿消耗量分別為3.2、3.2、10.0 kg/m3同時考慮其他藥耗(0.5元/m3)則藥劑成本總量為37.6 元/m3其中除鎂池的 NaOH 消耗成本占比78.5%。蒸汽消耗按照電滲析濃縮10倍1m3濃水需要1.5t蒸汽，一體式測振儀蒸汽單價以180元/t 計算則蒸汽消耗成本為27元/m3。因此脫硫廢水零排放系統的總運行成本為71.5 元/m3。該運行數據與廣東河源電廠實際零排放工程70~80元/m3的運行費用較為接近。

結 論

1)通過集成預處理模塊、深度處理模塊、預濃縮模塊和蒸發結晶模塊構建了脫硫廢水零排放工藝并進行中試研究。預處理模塊的反應器作預處理單元，拉力試驗機能夠高效去除脫硫廢水中的Ca2+和Mg2+是深度處理模塊對硬度離子去除效果的“先保障”緩解了后續膜濃縮和蒸發結晶模塊的結垢情況。

2)納濾單元和離子交換單元為深度處理模塊能夠保證出水中Ca2+和 Mg2+的高效穩定去除防止反應器調控難以完全響應進水波動造成的硬度離子升高起到“后保障”作用。

3)預濃縮模塊的電滲析單元能夠大幅減輕蒸發單元的能耗并同時截留二價離子淡水出水可回用。蒸發單元得到的工業鹽純度可達到《工業鹽國家標準》(GB 5462—2015)中二級工業濕鹽的要求。