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火力发电厂高盐废水处理零排放方案探究

发表时间:2019-08-05浏览次数:0次
      以宁夏某一2×330 MW的火力发电厂为例,在其工业生产过程中需要大量的水,其中循环冷却水量高达150m3/h。为了实现废水的“零排放”和回收利用,必须对火电厂产生的高含盐循环冷却废水进行处理,现提出了“预处理+ 脱盐浓缩+ 蒸发结晶”的组合工艺。在此工艺的基础之上,设计了4 种不同的方案,分析结果显示4 种方案均可以达到“零排放”的要求,并且最终的淡水回收率达到96%以上。通过技术和经济的分析结果表明:方案三,“石灰碳酸钠软化+ 反渗透膜浓缩+EDR浓缩+ 蒸发结晶”适用于本工程的实际情况。
  随着社会经济的发展,各行各业对用水的需求在不断加大,水资源的供需矛盾成了限制火电业的最主要因素之一,尤其像我国的西北部地区,水资源更是匮乏。据相关部门统计,我国当前的火力发电厂取水量约占总工业取水量的30%~40%,仅次于农业用水。除此之外,火力发电厂也是排水大户:一电厂发电量为2×60 MW、循环水浓缩倍率为3.5倍,其每天至少有10 000 m3 的冷却水产生,再加上工业废水、生活污水,总废水量可达15 000m3/d。现如今,“节约用水,高效用水”是我国对工业发展过程中水资源利用的主要方针,这不仅要求电厂优化自身技术工艺,更要对废水处理有进一步的深化改革。
  目前有许多专家学者认为,火力发电厂实现废水零排放是节约水资源防止水体污染的根本出路。现对宁夏某一火电厂的高盐废水提出4 项“零排放”方案,并且从效果和经济方面进行探究和比较,以期对未来的同类废水处理提供科学依据和参考。
1 工程概况
  1.1 废水特性
  宁夏某一发电量为2×330 MW 的大型火力发电厂的废、污水主要包括:工业废水、含油污水、化学废水、输煤废水、生活污水、渣系统溢水等,其中工业废水又包括制氢站循环冷却水、机房辅机冷却水和设备冲洗水。全厂需要进行深度处理的主要是循环水排污水,水量按150 m3/h 考虑,设计进水水质为极限循环浓缩倍率5 倍时的监测数据,见表1。

  1.2 废水处理要求
  废水浓缩5 倍后,产生了极高含盐量的废水,“零排放”是指将全部的废水(99%以上)回收再利用,无任何废液排出电厂。水中的盐类和污染物经过浓缩结晶以固体形式排出电厂送垃圾处理厂填埋或将其回收作为有用的化工原料。废水处理设计过程中参照DL/T606.5 火力发电厂水平衡导则、DL/T783 火力发电厂节水导则、DL/T5068 火力发电厂化学设计技术规程、GB/T50102 工业循环水冷却设计规范等规范标准进行,最终回收再利用水要达到表2 的要求。

2 废水处理方法与讨论
  2.1 “零排放”废水处理方案
  目前国内真正实现零排放的电厂很少,技术、投资、运行成本均是制约零排放实施的重要因素。若直接采用蒸发的方法处理,势必会消耗大量蒸汽和电力,通常的处理方法是先脱盐浓缩再蒸发。所以废水必须经过适当的预处理才可以送入蒸发结晶处理系统,从而实现“零排放”这一目标。
  2.1.1 方案一
  系统组成:石灰碳酸钠软化+反渗透膜浓缩+TMF处理+高压反渗透+蒸发结晶。工艺流程见图1。

  含盐量在2500mg/L 左右的电厂废水,通过石灰- 碳酸钠软化系统使其中的硬度和碱度均降低到0.5 mmol/L 以下,同时澄清作用也使得废水中硅含量大幅降低,再通过双介质过滤器和超滤装置进一步降低废水杂质颗粒含量,使污染指数SDI 降低到3 以下。这样的水质可以直接进入普通反渗透装置,该装置为一级三段排列,其所产淡水含盐量60mg/L,水量约108m3/h,满足回收水要求。为提高第三段的产水率,需要在第二段后设置增压泵使段压有所提高。经验算,第一段进口压力为1.1 MPa,第三段增压后压力为1.1 MPa。
  一级三段反渗透的浓水剩余42m3/h,水中含盐量比原水浓缩了约4 倍,达到约1%的含量。软件预测此时的水体具有轻微结垢倾向(LSI 约0.51>0)。利用管式微滤膜TMF,结合加入石灰、碳酸钠和絮凝剂,对此水进一步脱除硬度和碱度,TMF 产水可以直接送入反渗透装置,该反渗透系统设计为一级三段,选用海水脱盐膜,第三段前设中间增压泵将进水压力提升到5 MPa 左右,浓缩后的含盐量达到4%以上,浓水流量约9 m3/h。TMF 的含固浓缩废水则送去预处理工段的污泥浓缩脱水装置处理。经海水反渗透膜再次浓缩的高浓度含盐废水送到蒸发浓缩单元,利用多效蒸发器进行蒸发浓缩,这里选用蒸发量达10 m3/h 的三效强制循环式蒸发器。料液经预热后转入三效蒸发器,同时启动真空系统,二效蒸发器产生的二次蒸汽供给三效加热器壳体,料液温度50~55 ℃,分离室压力-0.085~-0.09MPa;经三效蒸发后的溶液转入二效蒸发器,一效蒸发器产生的二次蒸汽供给二效加热器壳体,料液温度100~105 ℃,分离室压力0.09~0.1 MPa,物料达到控制浓度后转至三效蒸发器;将二效料液经二级预热器预热后送到一效蒸发器内,同时打开加热器生蒸汽阀门,运行后一效蒸发器内温度会提高至140℃,分离室压力持续在0.15 MPa 左右。
  蒸发产生的二次蒸汽最终冷凝下来送去淡水产水箱,三效蒸发器的母液(约2m3/h)则去真空结晶和干燥单元。过饱和的含盐母液在真空结晶器内快速闪蒸,料液进一步浓缩,而后进入冷却结晶器使母液中结晶颗粒不断长大。离心分离机用于使结晶与母液分离,分离后的结晶如需进一步干燥可送入蒸汽干燥机,进一步脱去水分得到含水率极低的结晶盐;母液则返回蒸发装置继续处理。
  2.1.2 方案二
  系统组成:石灰碳酸钠软化+ 反渗透膜浓缩+高压平板膜浓缩+蒸发结晶。工艺流程见图2。

  通过石灰- 碳酸钠软化系统降低硬度和碱度后,再经过双介质过滤器和超滤进一步降低污染指数,然后进入一级三段排列的反渗透浓缩单元,其所产浓水约42 m3/h,含盐量比原水提高了4 倍,约为1%,这样的浓水直接进入下一段反渗透会有轻微结垢倾向(LSI 约为0.51>0)。如果选用新型的高压平板反渗透膜组件,由于其特殊的流道设计可以阻止结垢物在膜表面的沉积,方案二即以高压平板反渗透膜取代海水膜,同时取消TMF 处理单元。
高压平板膜的抗污染性和耐高压能力,使其能在非常高的压力下获得满意的回收率。压力由5、9MPa 升高到140 MPa 的三级升压平板膜单元,使废水的含盐量由1%提升到4.5%。废水得到极大的浓缩,剩余废水量约7 m3/h。减轻蒸发结晶单元负荷。
  2.1.3 方案三
  系统组成:石灰碳酸钠软化+ 反渗透膜浓缩+EDR 浓缩+ 蒸发结晶。工艺流程见图3。

  通过石灰- 碳酸钠软化系统使其中的硬度和碱度均降低到0.5 mmol/L 以下,再通过一级三段反渗透浓缩,使得浓水至剩余42 m3/h 左右,水中含盐量比原水浓缩了四倍,达到近1%的含量。此时直接选用RO 继续浓缩,计算预测水体具有轻微结垢倾向(LSI 约为0.51>0)。选用EDR 的抗污染和对进水水质要求宽泛的特点,进行再脱盐和浓缩,电渗析器设计规格为400mm×1 600 mm,每台电渗析器安装250 对电渗析膜,系统共配42 台电渗析装置。回收率可达85%,最后剩6 m3/h 浓水去蒸发结晶,大大减轻蒸发结晶单元的负荷。蒸发单元浓缩配置10m3/h 三效蒸发系统,结晶单元的配置与前面的方案相同。
  2.1.4 方案四
  系统组成:TMF 软化预处理+ 反渗透膜浓缩+EDR 浓缩+ 蒸发结晶。工艺流程见图4。

  在反应箱1 和反应箱2 中分别加入石灰和碳酸钠以及适量絮凝剂,送入浓缩箱中,浓缩箱的废水通过大流量循环泵送入TMF 管式微滤膜装置。浓缩箱中废水的含固量在管式微滤膜的作用下不断提高,到达一定浓度后排往污泥浓缩压滤设备。而错流而出的水中硬度、碱度、硅及其它固体杂质都大大减少,可以满足直接进入反渗透的要求。通过一级三段反渗透浓缩,使得浓水至剩余42 m3/h 左右,水中含盐量比原水浓缩了四倍,达到近1%的含量。此时直接选用RO 继续浓缩,计算预测水体具有轻微结垢倾向(LSI 约为0.51>0)。
  继续利用EDR 的抗污染、进水水质宽泛等特点,进行再次脱盐和浓缩,电渗析器设计规格为400mm×1 600 mm,每台电渗析器安装250 对电渗析膜,系统共配42 台电渗析装置。回收率可达85%,最后剩6 m3/h 浓水去蒸发结晶,大大减轻蒸发结晶单元的负荷。蒸发单元浓缩配置10 m3/h三效蒸发系统,结晶单元的配置与前面的方案相同。经过一级三段反渗透浓缩的浓排水也可以再通过一级TMF 除去硬度离子,然后用海水膜浓缩到可进入蒸发结晶的程度。
  2.2 方案对比分析
  2.2.1 技术性比较
  方案一在技术上先由一级三段反渗透浓水通过TMF 再次软化处理,进入海水膜继续浓缩,浓水含盐量达到4%以上,再送去蒸发结晶。优点在于只要控制好水中结垢组分含量,利用现有的成熟反渗透技术可稳定运行,运行控制及维护均较简单。
  方案二在一级三段反渗透后,浓水无需再次软化处理,利用新型结构的平板反渗透膜进行直接浓缩,浓水含盐量达到5%以上送去蒸发结晶,减少蒸发系统容量。但是高压平板反渗透膜是一种用于高含盐废水处理的新技术,其组件有加拿大和德国产品,目前在国内的生化、煤化工等废水上有试验性应用,并没有大量的实际案例。
  方案三在一级三段反渗透后,浓水无需再次软化处理,利用对进水要求相对宽泛的电渗析装置继续浓缩,浓水含盐量达到5%以上送去蒸发结晶,减少蒸发系统容量。电渗析本身为成熟技术,在高含盐水处理上有一定优势,应用频繁倒极技术可防止浓差极化现象,电渗析的脱盐率较反渗透低,其产水需返回前级的反渗透处理。
  方案四以管式微滤单元代替软化过滤的预处理单元,可省去澄清池、过滤器、超滤器,直接进入一级三段反渗透浓缩单元,使系统更加紧凑。后续再浓缩可以是直接用电渗析,也可经TMF 再次软化后用海水膜装置进行。TMF 是一种错流式大通道微滤膜系统,可以承受高含固量的废水,近年在高含盐高有机废水处理上均有应用,取得了一定运行经验。
  2.2.2 经济性比较
  4 种方案的投资及运行费用比较见表3。从经济角度来看,方案二无论是从投资还是运行成本方面都较其他方案少。但是并不能说方案二优于其他方案,因为方案二不是较为成熟的方法,并没有很多的应用。方案三中的电渗析技术在国内外已经较为成熟,但其较高的用电量是无法避免的一项支出。方案四中新型的方法是导致了成本的增加的原因,但很大程度上能缩小土地使用面积,无形中节约成本,在将来很可能会实现普遍化,并且保持现有的较高的处理效率。

3 结论
  以“零排放”的理念来处理火力发电厂的循环冷却高盐废水,是大势所趋,并且目前已有许多方法可以实现这一目标。本文在此提出的四种方案均可满足多效蒸发器结晶进水要求,并且达到最终的回收用水指标。
采用“预处理+ 脱盐浓缩+ 蒸发结晶”工艺可以将此高含盐废水有效处理,回收的淡水高于电厂新鲜水指标,可返回循环水系统或锅炉补给水处理系统作为水源。
  四种方案的淡水回收率可达到96%以上,系统产生的淤泥可用于烧结制砖,最终的结晶盐可外运至指定填埋场地。
为使处理工艺的稳定运行,现电厂运行的各用水及排水系统应统一调配,做到进入废水处理系统的仅为循环水排污,尽可能不排入脱硫废水和生活废水,以免重金属离子和COD 影响整个工艺运行。
  通过对4 个工艺方案的比较:方案一主要依靠投加药剂使水体软化浓缩,适合于较小的火力电厂,在此不适用。方案二技术不成熟,很可能会出现一些未知的问题,所以在此也不适用,方案四对占地面积的要求较低,但目前来看各项费用太高,无法采纳。
  方案三利用的是国内外都较为成熟的EDR 电渗析,虽然有较高的用电量,但火力电厂有着很好的背景能源条件,完全可以满足设备运行的需求,在本火电厂较为适用。
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