燃煤電廠脫硫廢水零排放工程

我國能源結(jié)構(gòu)中，煤炭仍將長期作為我國的主要能源，燃煤發(fā)電站在電力供應(yīng)格局中占主導(dǎo)地位的狀況短期內(nèi)不會改變。燃煤電廠使用的脫硫系統(tǒng)中，近90%采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術(shù)，因脫硫系統(tǒng)產(chǎn)生的廢水呈弱酸性且懸浮物和鹽含量極高，并含有多種重金屬，是電廠廢水處理中的難點(diǎn)與重點(diǎn)。由于脫硫廢水污染成分的特殊性、復(fù)雜性和強(qiáng)腐蝕性，這部分廢水能否達(dá)標(biāo)處理成為制約燃煤電廠實(shí)現(xiàn)廢水“零排放”的關(guān)鍵。伴隨«水污染防治行動計(jì)劃»(“水十條”)、«控制污染物排放許可制實(shí)施方案»、«火電廠污染防治技術(shù)政策»等一系列環(huán)保政策法規(guī)的相繼出臺，作為耗水大戶的燃煤電廠，在水資源約束與排放限制方面的壓力陡然上升：環(huán)保政策要求2005年后新建電廠的環(huán)境評估等級按照電廠廢水“零排放”要求進(jìn)行設(shè)計(jì)，同時(shí)，水源地保護(hù)區(qū)及西北等富煤少水地區(qū)的電廠也相繼要求實(shí)施廢水零排放處理。我國的零排放技術(shù)自2009年開始進(jìn)行工程實(shí)踐，截止到2015年漢川電廠脫硫廢水零排放工程建設(shè)時(shí)，國內(nèi)的零排放工程案例較少，包括廣東河源電廠和華能長興電廠等，但整體水平仍處于技術(shù)起步和探索階段，零排放系統(tǒng)的設(shè)計(jì)和運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)不夠成熟。國內(nèi)已投運(yùn)的兩個(gè)電廠零排放項(xiàng)目均存在投資與運(yùn)行費(fèi)用過高的問題，而且淡水回收率低，產(chǎn)出雜鹽副產(chǎn)物無法處置，存在二次污染風(fēng)險(xiǎn)。這些問題限制了零排放技術(shù)的發(fā)展應(yīng)用，因此，同時(shí)實(shí)現(xiàn)燃煤電廠廢水與雜鹽的高效回收是電廠廢水零排放技術(shù)的關(guān)鍵瓶頸問題。

　　目前，多數(shù)燃煤電廠以“廢水分級、梯級利用、高鹽廢水最少化”的原則進(jìn)行全廠水資源綜合利用優(yōu)化，脫硫廢水成為火電廠最終末端高鹽廢水。一般根據(jù)脫硫廢水的水質(zhì)和水量情況進(jìn)行分段處理，構(gòu)成一套完整的脫硫廢水零排放處理系統(tǒng)，其處理過程主要包括預(yù)處理，濃縮減量，末端固化三個(gè)部分。其中濃縮減量部分是最主要的環(huán)節(jié)，結(jié)合廢水量、含鹽量大小選擇合適的濃縮設(shè)備，提高鹽濃度，實(shí)現(xiàn)廢水減量化，降低后續(xù)末端固化的投資和運(yùn)行費(fèi)用。目前，濃縮減量技術(shù)比較成熟的技術(shù)包括膜法濃縮和熱法濃縮，其中膜法濃縮是現(xiàn)階段的主流技術(shù)。濃縮減量處理后最終形成了高含鹽濃水，這類廢水通常采用末端固化處理。現(xiàn)階段，脫硫廢水末端固化的主流技術(shù)有蒸發(fā)塘、蒸發(fā)結(jié)晶、煙氣蒸發(fā)干燥等。蒸發(fā)塘設(shè)備也具有占地面積較大、基建費(fèi)用較高、蒸發(fā)的水分無法充分回收利用、蒸發(fā)過程中污染物易進(jìn)入空氣造成污染等缺點(diǎn)，從而限制了蒸發(fā)塘技術(shù)的廣泛應(yīng)用。近兩年成為熱點(diǎn)的煙氣蒸發(fā)干燥技術(shù)利用煙氣熱量將末端廢水進(jìn)行汽化，固狀形態(tài)物析出后隨煙氣進(jìn)入除塵器被捕集脫除，煙氣蒸發(fā)干燥技術(shù)分為主煙道煙氣蒸發(fā)技術(shù)、旁路煙道煙氣蒸發(fā)技術(shù)2種，但缺點(diǎn)是投資較大、占地面積較大、影響鍋爐熱效率等，目前仍未見長期穩(wěn)定運(yùn)行的案例。因此，現(xiàn)階段穩(wěn)定性高、適應(yīng)性強(qiáng)的末端固化方法仍為蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)。

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