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燃煤电厂脱硫废水零排放技术现状与发展(二)

点击次数:   更新时间:20/03/12 19:04:03     来源:www.sdzbtaihe.com关闭分    享:
  燃煤电厂脱硫废水零排放技术现状与发展
  3、浓缩减量技术
  脱硫废水的浓缩减量其目的是降低废水量,回收水资源,减少后续蒸发的处理量,从而降低蒸发固化的成本。目前浓缩减量技术主要分为膜法浓缩和热法浓缩。膜法浓缩包括:正渗透(FO)、反渗透(RO)、电渗析(ED)、纳滤(NF)、膜蒸馏(MD)等;热法浓缩主要是依靠蒸汽实现废水的蒸发,包括:机械蒸汽再压缩(MVR)、多效蒸发(MED)、蒸汽动力压缩式(TVR)、多级闪蒸、降膜蒸发等,除此之外可依靠电厂烟气余热进行废水的蒸发浓缩减量,该种技术无需引入大量蒸汽能源,节约成本,同时又能达到预期目标,实现了电厂的废热再利用。
  3.1膜法浓缩
  3.1.1反渗透(RO)
  RO技术起初常用在海水淡化,全球将近80%的海水淡化处理技术应用的是反渗透。RO以压力差为推动力,在高浓度水溶液一侧施加压力,使高浓度水溶液侧与低浓度水溶液侧的压差大于渗透压,则高浓度水溶液中的水将通过渗透膜进入低浓度水溶液中。早先对反渗透的研究主要是在反渗透膜的改进,如具有较好的半透性醋酸纤维制成的反渗透膜,随着纳米技术的不断发展,将纳米材料应用于膜为反渗透膜开辟了新的道路。如今反渗透膜市场主要以薄膜符合材料(TFC为主)基于能耗低、处理能力高等优势,现已经广泛用于脱硫废水处理,其操作压力一般在2~100MPa,其能够分离分子量小于500的小分子物质,水的渗透通量为0.1~2.5m3/(m2·d)。但是,RO系统容易发生膜污染与结垢堵塞问题,需定时进行膜组件的清理。同时,采用反渗透技术需达到反渗透的进水要求。经一级RO浓缩的浓水其盐浓度未能达到可直接进行蒸发结晶的盐浓度
,所以,单凭RO不能将盐水浓缩至可结晶固化的水平。连坤宙等利用“微滤+反渗透”工艺对预处理后的火电厂脱硫废水进行深度处理,该工艺系统运行稳定,无明显的污堵现象,系统的脱盐率大于98%;伊学农等利用反渗透特种膜处理脱硫废水,其系统出水的氯离子含量为1700mg/L,对氯离子的去除率达到88%,对钙镁离子的截留率达到了84%以上,同时具有去除部分重金属的能力,实验验证,对Cr、Pb、Ni的去除率达到了49%以上;王可辉等利用管式微滤膜(TMF)+高压碟片式反渗透(DTRO)处理脱硫废水,结果表明9MP压力等级下可将脱硫废水的含盐量浓缩至11%以上,高压反渗透的产水电导在800μS/cm左右,同时进行了“管式超滤膜+高盐反渗透+高压反渗透”的膜浓缩中试试验,能够达到零排放的要求;周明飞等利用反渗透-电解制氯对脱硫废水进行综合利用,其反渗透浓水质量浓度可达114.6g/L,满足电解制氯的水质要求;张泉等利用膜组合工艺,其浓缩液的Cl-浓度能够达到原来的1.7~2.3倍,同时其膜组件均未出现不可逆膜污染。吴优福等对两种零排放技术进行对比分析,分析表明其两级RO耦合正渗透技术可将20t/h的脱硫废水浓缩至3t/h,其TDS可浓缩至150000~200000mg/L,其成本相对较低。
  3.1.2正渗透(FO)
  正渗透(FO)技术早在海水淡化、污水处理、垃圾渗滤液处理被应用。FO以选择性渗透膜两侧的渗透压为驱动力,溶液中的水从高水化学势向低水化学势传递,溶质离子被阻挡的过程。正渗透不需要外界压力驱动,能耗低,但需要汲取液来提供推动力。对于正渗透膜材料,能够应用于反渗透的膜材料一般可同时应用在FO技术。影响正渗透处理效果的原因有多种,如FO膜、汲取液、运行条件等,张军等在分析了多种因素对正渗透浓缩浓盐水的影响,其浓盐水TDS可从60000mg/L浓缩至126000mg/L,同时证实了氯化钠是作为驱动液很好的选择。国内第一套正渗透系统脱硫废水零排放项目在华能长兴电厂已经投产运行,其能将22m3/h含盐水浓缩至1.5~2m3/h,将含盐量>60000mg/L的浓水浓缩至含盐量>200000mg/L。该技术引自美国,其核心技术尚未掌握,技术服务难度大,整套装置占地700m2,正渗透仍需部分蒸汽量,同时存在较多运行问题,以及正渗透进水水质的保证问题。RO过程应用范围广,但RO易发生膜污染与结垢堵塞问题;FO属自发过程,能耗低,不需要额外压力,设备简单,其膜表面不易形成滤饼层,膜污染可逆,但其需选取合适的汲取液,汲取液的再生需额外能量,同时,其正渗透膜存在严重的内部浓差极化现象。
  3.1.3电渗析(ED)
  电渗析技术依靠直流电场作为驱动力,利用离子交换膜的选择透过性,来实现溶液的淡化。电渗析技术以其优异的处理效果、较低的运行能耗而被普遍应用在废水处理中。张维润等研究分析了电渗析浓缩海水制盐,其能将海水浓缩6倍,浓水Cl-浓度可达116g/L,系统总能耗在300KWh之内,但其膜堆的结垢问题有待解决。孟友国等利用均相电驱动膜技术处理软化后的脱硫废水,其浓水TDS的质量分数可达15%,淡水的TDS质量分数低于0.3%,可直接回用作为脱硫塔的补水。王朝乾等优化浓海水制卤的过程,当浓缩率在80%时,氯化钠的浓缩倍率可达到5倍以上,NaCl的含量在210g/L以上。杨博等研究了脱硫废水中的Mg2+会对电渗析过程产生影响,当废水中Mg2+浓度大于0.179mol/L时,阴阳极膜上会附着较多沉淀,对于Mg2+浓度较高的废水需对废水进行预处理。卢剑等研究了海水直流冷冷却电厂脱硫废水处理中利用电渗析进一步浓缩反渗透浓水,将溶解性固体质量分数由7%浓缩至约21%,Cl-质量浓度大约在93000mg/L。总结以上研究,膜浓缩主要存在以下4个问题:①成本问题:投资成本和运行费用高昂,能耗成本、清洗成本、膜元件更换成本、设备维修、维护成本等;②易结垢和堵塞:系统可靠性差;③前处理要求高:不同的膜组件对进水要求不同,普遍对进水要求较高,需去除废水中悬浮物等杂质,这就增加了对废水前处理的成本;④占地面积大:需提供专一的场地,搭建膜组件等运行设备。
  3.2热法浓缩
  3.2.1蒸汽浓缩
  利用蒸汽进行废水的蒸发,常见的技术包括:机械蒸汽再压缩技术(MVR)、多效强制循环蒸发(MED)。MED是将多级蒸发器串联,前一级蒸发器产生的蒸汽作为下级蒸发器的热源,效数越多则越节约生蒸汽,但考虑到投资成本高的问题,采用级数的多少,需进行衡量。UrbaniecK研究表明五效带原料预热的蒸发系统热能利用率高,蒸汽的消耗量小。应用该技术对蒸发器的选材需特别注意,同时还需要对蒸发器进行定期清洗,除此之外仍存在热量损失问题。MVR技术利用蒸发系统自身产生的二次蒸汽及其能量,将低品位的蒸汽经压缩机机械做功提升为高品位热源,重新进入蒸发器替代新鲜蒸汽。MVR系统比较成熟,且占地面积较小,运行平稳,自动化程度高。但在盐水浓缩过程中,MVR系统其运行仍存在诸多问题:盐浆排放过程中的堵塞问题、风机叶轮易损坏问题。毛彦霞等利用MVR技术处理模拟脱硫废水中试试验,试验表明该技术能将Cl-浓度从13035.96mg/L浓缩提升至31390.26mg/L,其浓缩倍率大约为原水的2.4倍,产水率达到80%,其蒸馏出水TDS为4.5mg/L,处理效果较好,但未考虑废水的pH对MVR的影响,设备会存在腐蚀和结垢问题。MVR技术从流程上与MED相比相对较短,设备少,占地面积小,对于蒸汽的消耗量较低,但在一次投资成本上,MVR要高于MED。国电汉川2×1000MW发电机组利用膜浓缩和MVR蒸发结晶技术将脱硫废水中的水回用,得到纯度为97.5%的工业精制二级盐。利用蒸汽蒸发浓缩脱硫废水无论是采用MVR或者是MED技术,其投资成本都偏高,河源电厂及恒益电厂均采用蒸发浓缩的工艺,其处理1t废水耗电约在20~30KW/h,同时需大量的蒸汽能源,对于其蒸发器的结垢防腐蚀问题有待解决,一般其进水都需要预处理。
  3.2.2烟气余热浓缩
  利用烟气余热进行废水的浓缩减量,一般抽取95~120℃低温烟气,在外部搭建浓缩塔,浓缩塔内布设喷淋装置,脱硫废水经水泵泵送至浓缩塔中,在塔内实现循环浓缩,浓缩后的浓盐水进入下一处理环节。见图3为泰州电厂脱硫废水零排放工艺,利用引风机后110℃烟气对脱硫废水进行浓缩,浓缩倍率可达到5~10倍,最高浓缩后氯离子浓度接近300000mg/L。湖北能源集团鄂州电厂2×1000MW机组,其浓缩系统与泰州电厂类似,其抽取占总烟气量18%烟温为92.8℃的低温烟气进行废水的浓缩减量,其处理能力为10t/h,浓缩后浆液含固率10%~25%,在运行过程中其浓缩塔内由于浓缩倍率较高,会有较多的硫酸钙等结晶盐析出,导致其运行不稳定,其内部结垢问题有待进一步解决。经多方面考虑研究分析,利用低温烟气余热进行废水的浓缩减量,使电厂的低温烟气余热得到了有效利用,不需要引入其他蒸汽等能源;可去除预处理单元,同时对于产生的浓盐水电厂自身也能够收纳;同时附加处理设施可利用电厂现有的设备进行改造,且改造费用不高,大幅减少了投资成本,同时由于浓缩塔采用的是单独隔离与拆卸的设计方便了后续的运行维护。该技术将成为废水浓缩减量的新趋势。


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