浅析某 电厂脱硫废水零排放技术路线的选择策略

李学强

建投遵化热电有限责任公司 河北唐山 64000

摘 要:国内某2X350MW燃煤发电机组， 2 台机组均采用自然通风冷却塔循环供水冷却方式。生产用水水源全部采用城市中水，干式排灰，干式除渣，脱硫系统采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，废水达标排放为三联箱工艺。本文遵照一厂一策、因地制宜的原则，根据本厂煤质、水质、水量等情况，从投资成本、运营成本等方面考虑，选取最适宜废水零排方案

关键词:边界条件选取;主流方案对比;适宜方案选取

随着环保要求日趋严格，水资源零污染治理已逐步提上日程。 “绿水青山就是金山银山”，意味着高耗能、高污染企业要想在未来发展当中生存下去，就必须走绿色环保道路。火力发电厂作为用水及排水大户，废水零排放治理工作是大势所趋。脱硫废水具有水质复杂，影响因素诸多等特点，本文通过国内某2X350MW火电厂脱硫废水零排放技术路线的选取过程，探讨下如何在众多工艺中选择最适合本厂的技术路线，供大家参考。

1 概述

首先，我们要搞清楚因果关系。第一个问题，我们为什么要做脱硫废水零排放改造？当然是环保要求，不过目前国家对于脱硫废水“零排放”并未出台强制性治理政策，相关政策梳理如下：

也就是说，火电厂对该项改造工作的决策要小心谨慎，除非地方环保政策有明确要求外，不建议盲目上马，毕竟该项目投资大、无效益，除个别企业投资运营外，大部分厂还在观望状态。如果地方环保有要求或准备开展前期工作，可以作为技术资料储备。第二个问题，如何开展脱硫废水零排放改造工作。笔者认为主要考虑两方面，一是要充分了解本厂情况，包括水源水质，设备工艺，全厂水平衡情况，常用煤源煤种，废水水量，场地条件，副产物经营情况等等。这些因素对边界条件确定、技术路线选择至关重要，因为每个厂的情况不尽相同，需要采取因厂制宜的原则。另一方面要做好技术路线的充分调研，原则建议选取经过时间检验、实践证明过的市场主流技术路线进行对比分析。目前，国内国际市场关于脱硫废水零排放改造技术路线繁多，各自优缺点明显，但尚无一项技术路线能够做到技压群雄、大小通吃，需要我们擦亮眼睛结合自身特点，从可行性、经济性等多方面对比分析，选取适合本厂的方案。另外因为脱硫废水水质非常复杂，是一项世界性难题，技术攻关还处于理论和实践的初级阶段，前景尚不明朗。在此阶段，需要时刻跟踪行业动态，多与各大科研院所和兄弟电厂交流，保持信息通畅。

下面，我简单介绍下某电厂脱硫废水零排放改造技术路线选取的过程。

2 边界条件确定

2.1废水水量确定

影响脱硫废水水量的因素通常有: 煤的氯含量（图1）、脱硫补水水质、 FGD运行时的含氯量。而脱硫废水的水量大部分主要取决于烟气中的 HCl ，烟气中的 HCl主要来自于机组燃烧的煤。煤中氯的质量含量决定烟气中HCl的质量浓度，进而影响废水的水量，这种影响是正相关的。另外一部分取决于脱硫工艺水补水水质和FGD安全运行氯根值，工艺水补水一般包括反渗透浓水和循环水排污水等，氯根上限一般不超过设计值。要确定废水的水量，可以找有资质第三方对原煤中氯或烟气中的 HCl质量含量进行测定，也可以通过试验计量估算。

举例说明如何通过试验估算：某电厂地处北方，因各种因素，燃煤品质不稳定，某些时段煤种氯离子含量较高，导致FGD运行氯根值较高，平均为24000mg/L，峰值达36000mg/L左右。通过统计4个月高氯根运行时段废水产出量，得出平均值为380t/d，即16t/h，峰值在22t/h左右。在全厂水平衡试验后测算，与上述废水量基本相当。需要注意的是，废水的产出可以是不连续的，脱硫废水零排设备可以是连续出力的，一般废水零排设施会设计临时储罐和水池，可以储存一定量废水，这样的话，不建议选择最大废水量，因为超过15t/L，投资成本会大幅提高。因此，该电厂最终选择16t/L的废水量作为边界条件之一。

2.2 水质确定

某电厂对高氯根运行时段三联箱前后废水进行取样，并找具备资质第三方检测机构进行化验，得出报告如下：

从化验报告可知：该厂废水特点为高氯根(24000mg/L)，高钙镁（三联箱前钙5600mg/L，镁5520mg/L；三联箱后钙7080mg/L，镁4608mg/L），高含盐量（TDS为67440mg/L），在同等机组当中偏高。

2.3 边界条件确定

通过试验测算，最终该厂脱硫废水水量边界条件确定为废水量16t/L。

3 技术路线选取

该厂通过详细市场调研，目前脱硫废水零排主流技术路线主要为浓缩减量+固化处理。当然也有包括氯离子萃取等技术路线，目前还在小试或中试阶段，未有成熟应用案例，在此不做赘述。本文重点讨论浓缩减量和固化处理方案，一般搭配使用。

浓缩减量主要分为膜法浓缩和热法浓缩，其中膜法浓缩需要预处理加药去除硬度，热法浓缩不需要预处理；固化处理主要为出盐、掺入粉煤灰和出泥。下面做简单对比分析：

3.1 浓缩减量方案

3.1.1膜法：主要包括反渗透和电渗析，见表1：

表1 膜法浓缩技术方案比较

可行性分析：

高压反渗透和碟管式反渗透方案不适用于高含盐量：因为反渗透膜的特性，决定其膜后浓水TDS(含盐量）有上限，一般不超过10万左右mg/L的TDS，该厂TDS(含盐量) 6万mg/L，最多能浓缩成10万多mg/L的TDS，减量不足一倍，大于8t/h，后续固化无法处理这么大水量，而且反渗透需要高压（12MPa),可靠性较差，投资及运行成本较高，不建议选用。如果TDS较低，浓缩三倍减量后水量小于8t/h，可以考虑高压反渗透，后续可搭配旁路烟道等固化方案使用。但该厂若选择膜法，只能使用电渗析方案。

3.1.2热法浓缩方案：主要为多效蒸发和低温烟气余热，见表2

表2热法浓缩技术方案比较

可行性分析：

烟气余热闪蒸和负压低温双效蒸发浓缩工艺均为多效蒸发，原理相同，热源分别为烟气和蒸汽，该系统复杂、结垢风险较高，运行控制难度高，最早使用该方案的为深能河源电厂，但后续应用案例较少，目前有部分在建项目，一般与分盐固化相结合，盐的去处存在疑问；低温烟气余热浓缩方案相对来说工艺简单，占地面积较小，蒸发室也存在结垢风险，与旁路烟道固化方案结合存在堵塞风险，目前部分投运电厂采用板框压滤机出泥方式进行固化

3.1.3固化方案：主要分为蒸发结晶出盐，烟气蒸干后电除尘捕捉掺入粉煤灰和进入板框压滤机出泥，见表3.

表3 固化工艺的比较

可行性分析：

1. 蒸发结晶出盐：结晶盐无销路，固废较难处理；蒸发结晶投资运行成本很高，不建议；

2、旁路烟道蒸发和板框压滤机出泥方案可行。

3.1.4总体方案及投资运营成本对比分析

表4对比分析

3.1.5适用性方案确定

因各厂水质、煤质及设备选型等不同，脱硫废水零排放改造的技术路线选择有一定的差异性，需因厂制宜。按照实事求是、尊重科学的原则，根据该厂脱硫废水水质特点，对三种可行性方案进行对比分析。根据缺点，用排除法，选择适用性的方案：

a、方案1：电渗析（ED)+旁路烟道

缺点1：运营成本最高：我厂脱硫废水，尤其是冬季水质，相比同类机组，含盐量很高，三联箱出水TDS高达67440mg/L，其中氯离子24160.35mg/L，钙离子7080mg/L，镁离子4608mg/L/。对于电渗析膜法浓缩，必须预处理将钙镁离子通过加药进行沉淀，否则将会对膜造成污堵。这样就造成需要大量加药才能去除硬度，运营成本中加药成本占据60%左右，年加药费用600多万，加药费用高昂，运营成本过大，不利于该厂经营发展；

缺点2：影响粉煤灰销售；

缺点3：旁路烟道蒸发降低锅炉效率，影响供电煤耗。

b，方案2：低温烟气余热+板框出泥

缺点1：现场布置困难：2号机组脱硫区域空间狭小，浓缩塔及风机布置困难，可能需要占用清水池，重新建设脱硫废水箱；

缺点2：污泥难以处置：

c，方案3：低温烟气余热+旁路烟道

缺点1：现场布置困难：2号机组脱硫区域空间狭小，浓缩塔及风机布置困难，可能需要占用清水池，重新建设脱硫废水箱；

缺点2：影响粉煤灰品质：

缺点3：旁路烟道蒸发塔结垢：因没有进行预处理，浓缩控制不好的话，结晶盐析出会对旁路烟道蒸发塔喷嘴会产生磨损和结垢堵塞，塔壁有结垢风险；

缺点4：旁路烟道蒸发降低锅炉效率，影响供电煤耗。

缺点5：投资成本最高。

综上，三个方案均可行，但缺点明显，克服难度大小不同。根据可行性、经济性、克服难度、适用性等方面综合比较，选取最有利于该厂方案：

1. 方案一投资成本较高，运营成本最高，不建议；

2. 方案三投资成本最高，且是在方案二基础上增加旁路烟道，存在是否必要问题；

3. 方案一、三均面临粉煤灰销售问题；

4. 方案二投资运营成本最低，需解决污泥是否危废及处置问题。

综合比较，方案二最有利，最适用。

4 结束语

火电厂要履行环保责任，也要兼顾企业发展。目前关于脱硫废水零排的技术路线仍在摸索和实践当中，如何在错综复杂的条件下，完成最安全、经济的选择，是一道难题。本文抛砖引玉，希望能有一定参考的价值，是本文的目的。市场是巨大的，相信在不远的将来，废水排放的技术水平能有重大突破，那将是所有火力发电企业的福音。

参考文献：

1. 《火电厂深度节水及废水零排放》杨宝红，王璟，许臻，姜琪.著. 中国电力出版社

2. 张志国, 胡大龙, 王璟,等. 燃气电厂深度节水及废水零排放方案[J]. 中国电力, 2017(7).

3. 钟立勋. 燃气电厂节水和废水零排放技术应用[J]. 智能城市, 2019, 005(021):P.126-127.

作者简介：李学强 ，男，建投遵化热电有限责任公司设备部。