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燃煤电厂脱硫废水*技术分享-龙安泰环保

阅读：777发布时间：2021-8-24

燃煤发电仍是我国现阶段最主要发电方式，煤在燃烧过程中会产生大量含有二氧化硫的烟气并对空气造成污染，因此必须采用恰当的烟气脱硫方式。我国大多数燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法对烟气进行脱硫，该法会产生含有高浓度的氯离子、硫酸根离子和重金属离子的脱硫废水。


随着《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》和《火电厂污染防治技术政策》的颁布实施，对燃煤电厂节水与污染物排放提出了更加严格的要求，使得脱硫废水*技术成为研究热点。

1、脱硫废水的主要特征


   1.1成分复杂性

   水质成分复杂、水质波动性较大是脱硫废水的主要特征之一。水中含有大量COD及各种盐分，SO42-、Ca2+、Mg2+、Na+、CI-等元素间相互作用，进一步提升废水水质改变过程的复杂性。

   1.2含盐量偏高

   纵观燃煤电厂的现实生产形式及具体生产内容，不难发现电厂的脱硫废水中真实的含盐量整体处于较高水平。并且燃煤电厂的电力生产情况也作用于含量的变化过程，大部分情况下，发电量越大，那么脱硫废水内含盐量越高。
   1.3悬浮物总含量偏高
   长期以来，石灰石—石膏湿法是国内大部分燃煤电厂处理脱硫废水的方法。该工艺技术造成悬浮物的总含量达到50000ppm。
以上这一问题若长期不被解除，则将会使燃煤电厂电力生产过程中遇到诸多阻力，很难达成可持续发展的宏伟目标。


2、脱硫废水*工艺


   目前国内燃煤电厂脱硫废水*组合工艺较多，各有优势，因厂制宜显得格外的重要，其中归纳后，*工艺主要含以下几个单元：


   预处理单元，纳滤分盐的工艺越来越普及，一方面源于纳滤的浓水可以考虑返回至前端预处理系统使用，降低药剂费用；另一方面纳滤浓水可以考虑硫酸钠冷冻结晶，做硫酸钠副产品；第三，纳滤产水可以得到纯度较高的氯化钠溶液，有利于后续工艺的多样性选择。
预处理单元，尽管工艺相对成熟，但水中硬度较高、盐分复杂，硬度较难去除，而且含有大量SO42+，如果不能尽可能去除Ca2+、Mg2+，进入浓缩减量单元时容易形成硫酸钙，形成结垢且难以清洗，使膜*废弃。
   固化单元，目前电厂应用最多的工艺应该是MVR、烟道蒸发。其中MVR工艺相对成熟，在*系统中普及较广，脱硫废水系统中MVR工艺包常规考虑最终得到氯化钠纯盐产品(工业盐一级标准)。
   浓缩减量单元，主要含膜法和热法，可选择的工艺较多，而且没有绝对性。该工艺单元主要目的：将高盐废水浓缩减量，减少固化单元水量，提高运行经济性、稳定性。
膜法浓缩工艺中，应用最多的是蝶管式反渗透(DTRO)、电渗析(ED)。其中DTRO工艺，膜片主要以美国、德国等进口为主，部分主体配件可进口、可国产，系统进水TDS范围为40-60g/L;实际出水氯化钠浓度可浓缩至100-120g/L。但是DTRO运行压力较高，可达120Bar，单支膜通量有限，在设备占地和投资方面，会有些劣势。
   电渗析系统进水的TDS范围为15-60g/L;实际出水氯化钠浓度可以做到150-200g/L。电渗析系统属于常压运行，对于预处理要求不高，且不存在氯离子腐蚀等材质问题。综合上述优势，尽管目前脱硫废水*系统中，运行2年以上的电渗析系统基本没有，但是这两年新增的脱硫废水*系统中，浓缩减量单元多数为电渗析工艺。各类电厂行业会议上，设计院、工程公司等推广的*工艺包中含ED浓缩减量工艺单元的非常多。

3、*工艺应用研究

   燃煤电厂脱硫废水*工艺没有绝对，其投资成本、运行成本、运行稳定性、电厂的特性等因素，会综合影响一个工艺包的落地。目前国内电厂*市场非常火，应用案例非常多，但是达到设计预期，长时间运行的*案例偏少。

4、龙安泰环保技术优势

   脱硫废水的*处理已经成为当下水处理方面的一个难点、痛点，也成为一个热点。针对脱硫废水硬度高、COD高、含盐量高、水质复杂及硬度难以脱出的问题，龙安泰环保开发出的DIRU技术，能够实现Ca2+、SO42+分离，解决了硫酸钙结垢问题，结合本公司的现有技术能够实现脱硫废水*，其工艺路线为：Fenton+絮凝沉淀+DIRU+纳滤+RO+蒸发结晶，该工艺能够长时间稳定运行，且运行成本低，在脱硫废水*方面具有极大优势。








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