燃煤电厂脱硫废水预处理装置

作者：鸿泰华瑞 发表于：2022-06-08 05:08:37更新于： 2022-06-24 02:31:01

李老师 鸿泰华瑞工程师

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火电厂湿法烟气脱硫废水中含有大量的悬浮物、重金属及Ca2+、Mg2+、SO42-等离子，水质复杂，不易回用。随着环保政策的日趋严格，该部分废水已经成为制约全厂废水零排放的关键因素之一。

　　目前，脱硫废水的主要处置方式包括达标处理和零排放。达标处理法即利用中和-絮凝沉降-澄清处理工艺去除脱硫废水中的大部分悬浮物和重金属离子。该工艺成熟稳定，在国内外各电厂已有大量实际工程应用案例，但对脱硫废水中的Ca2+、Mg2+等结垢性离子无明显去除作用，且处理后的脱硫废水含盐量仍然很高，对于排放标准中有含盐量要求的地区不适用。零排放工艺是近几年随着国家环保要求逐渐提高而兴起的一类末端废水处理工艺，常见的零排放工艺包括蒸发结晶、烟道喷雾、旁路烟气蒸发等，其特点是可回收部分脱硫废水并生成固体盐，系统最终无液体排放。

　　无论哪种零排放工艺对进水水质都有一定的要求。由于脱硫废水中含有大量Ca2+、Mg2+、SO42-等结垢性离子，在其进入零排放处理系统前必须进行预处理，以降低致垢性离子含量。脱硫废水预处理的主要方法是中和软化，通过投加不同的化学软化药剂，降低水中致垢性离子含量。国内工程实例或其他研究试验表明，采用两级软化加混凝澄清作为脱硫废水预处理工艺具有较好的效果，而采用微滤工艺可对软化后的脱硫废水进一步进行水质净化，以满足后续处理工艺的要求。本文针对脱硫废水水质特点，提出“一体式软化澄清-超滤”的预处理工艺设计方案，开发了一体式软化澄清装置，完成了现场中试研究，所得结果可为实际工程应用提供基础数据。

　　1、预处理工艺设计

　　1.1 设计概况

　　脱硫废水预处理采用“一体式软化澄清-超滤”工艺，设计最大处理量为7m3/h，中试试验在山东省某火力发电厂进行，进水取自该电厂脱硫废水处理系统出水，其水质如表1所示。

　　由表1可知，该电厂脱硫废水具有低钙高镁的特点，SO42-含量也相对较高，且可溶解固形物质量浓度为40000~70000mg/L，高于常规脱硫废水含盐量水平。为保证后续膜处理系统的稳定运行，对其进行预处理非常必要。

　　1.2 工艺流程

　　脱硫废水预处理“一体式软化澄清-超滤”工艺包括一体式软化澄清装置、石英砂过滤器和超滤装置，流程如图1所示。电厂脱硫废水首先通过废水提升水泵输送至一体式软化澄清装置中，该装置设一、二级反应区和澄清区，试验过程中在一、二级反应区分别投加液碱和碳酸钠溶液进行中和软化反应，反应后的废水进入澄清区进行固液分离，分离后的上清液经回调pH值后进入缓冲水箱，然后通过石英砂过滤器进一步除去脱硫废水中的部分悬浮物后进入超滤系统，超滤产水则进入后续膜浓缩系统进行浓缩减量处理。试验期间澄清器底部污泥排至电厂污泥脱水系统进行处理，石英砂过滤器和超滤的冲洗水排至脱硫废水缓冲池。

　　1.3 设计参数

　　1.3.1 一体式软化澄清装置

　　一体式软化澄清装置为专利设备，主要用于脱硫废水的软化澄清处理，设计最大处理量为7m3/h，澄清区上升流速0.28mm/s，顶部为软化反应区，下部为澄清区，装置直径3.0m，高度11m。

　　利用该装置可以同步实现脱硫废水的两级软化和固液分离。该装置与传统三联箱+澄清池工艺相比，具有占地面积小、操作简单、出水浊度低等特点。

　　1.3.2 超滤系统

　　超滤系统设计最大出力为6m3/h，系统配置4支某品牌外压式膜元件，膜元件面积为50m2/支，每支膜元件可单独运行，系统回收率≥90%，产水浊度≤0.1NTU。超滤系统采用PLC控制，系统全自动运行，主要步序分为开机正冲、过滤、反洗/气洗、反冲。

　　2、预处理中试

　　2.1 一体式软化澄清装置试验结果

　　2.1.1 Ca2+、Mg2+去除效果

　　脱硫废水中的Ca2+、Mg2+是影响后续膜处理系统的主要结垢性离子，为保证后续膜浓缩系统的正常运行，在预处理过程中必须去除大部分致垢离子。试验期间，控制一体式软化澄清装置的进水流量为3m3/h，并分别在一级反应区投加质量分数为32%的液碱(NaOH)，控制一级反应区pH值=10.5~11.0;在二级反应区投加质量分数为10%的Na2CO3溶液，经过两级软化反应后的脱硫废水进入澄清区进行固液分离，分离后的上清液中Ca2+、Mg2+含量变化如图2所示。由图2可知，装置启动初期，由于加药量、水量等存在波动，出水的Ca2+、Mg2+含量较高，且波动性较大。运行过程中通过不断调整碱液和Na2CO3溶液加入量，装置出水的Ca2+、Mg2+含量开始逐渐降低并趋于稳定，最终出水的Ca2+、Mg2+质量浓度分别降至25mg/L、10mg/L左右，此时对应的NaOH和Na2CO3质量浓度分别为30g/L、3.5g/L。

　　2.1.2 浊度去除效果

　　浊度是检验澄清装置出水水质的一个重要指标，试验期间定时测定该装置的出水浊度，结果如图3所示。由图3可知，运行初期，由于需要不断调节进水流量和加药量，使得装置的出水浊度较高，最高时可达28.6NTU，当进水量和加药量稳定后，出水浊度逐渐降低并趋于稳定，最终保持在2.0NTU以内。

　　2.1.3 排泥周期

　　由表1数据可知，脱硫废水原水中Ca2+、Mg2+含量很高，尤其是Mg2+含量，最高时质量浓度可达15689mg/L，因此在软化过程中会生成大量Mg(OH)2沉淀，澄清器在连续运行过程中需要不断排泥，以保证澄清器出水水质。根据现场试验结果，最终确定澄清器的排泥方式及周期为每小时排泥1次，每次排泥时间30s。试验过程中测定澄清器底部污泥固体质量分数约为3.7%，其主要成分为Mg(OH)2和CaCO3。

　　2.2 超滤试验结果

　　中试期间，超滤装置进水水质如表2所示。

　　2.2.1 运行压力

　　超滤系统运行期间通过监测系统运行压力变化情况可以判断系统运行的稳定性及判断膜是否产生污堵现象，试验期间超滤系统的运行压力变化如图4所示。由图4可知，超滤系统运行期间，进水压力在0.02~0.05MPa之间波动，产水压力基本保持在0.008MPa左右。因超滤系统每运行30min会自动进行反洗，每次反洗结束后系统重新开始运行，故进水侧压力波动相对较明显。另外，温度的变化也会引起运行压力的波动。超滤系统运行过程中，一般跨膜压差大于100kPa时即说明膜元件存在污堵现象，需要进行恢复性化学清洗。试验期间超滤膜跨膜压差在18~40kPa之间波动，说明未发生明显的污堵或结垢现象。

　　2.2.2 产水流量

　　试验期间，超滤系统每支膜元件单独运行，通过超滤系统产水管路的在线流量计监测超滤系统产水流量变化情况，结果如图5所示。由图5可知，超滤系统运行期间，产水流量基本保持在1.2~1.4m3/h，仅有小幅波动，除去超滤系统运行过程中的反洗及冲洗用水，经计算可知，超滤膜系统回收率平均值为92%，满足超滤膜出厂的回收率性能指标。

　　2.2.3 产水水质

　　超滤系统运行期间通过产水管路在线浊度仪监测产水浊度变化情况，其结果如图6所示。由图6可知，超滤系统运行期间，产水浊度十分稳定，基本保持在0.1NTU左右，满足后续膜元件性能要求。

　　SDI(污染指数)值不但可以反映超滤系统的运行性能，同时也可以根据该指标来判断超滤产水是否满足后续膜浓缩系统进水要求。试验期间分次测定超滤产水SDI值，结果如表3所示。由表3可知，超滤系统产水SDI值较稳定，基本保持在2.6~3.0之间。

　　3、药剂费用

　　中试期间，预处理过程中使用的化学药剂主要有NaOH、Na2CO3和HCl，其药品使用数量及费用清单如表4所示。由表4可知，水处理的药剂费用合计75.02元/t，其中液碱费用占到总费用的91%。其原因在于脱硫废水中Mg2+含量较高，为了去除脱硫废水中的Ca2+，必须先降低Mg2+含量，即会消耗大量液碱。

　　4、问题讨论

　　4.1 水质软化问题

　　通常脱硫废水中的Ca2+、Mg2+含量较高，且部分电厂会出现Mg2+浓度高Ca2+浓度低的现象，若要降低脱硫废水中的Ca2+含量，必须首先去除其中的大部分Mg2+。另外，本试验中通过投加NaOH和Na2CO3软化药剂来去除脱硫废水中的Ca2+、Mg2+离子，由于软化比较彻底，药品的消耗量较大，实际工程应用时，若可保证后续膜浓缩系统不出现明显的污堵和结垢现象，可考虑适当降低Ca2+、Mg2+软化程度，以节约药剂费用。

　　4.2 澄清装置排泥周期

　　中试过程中，由于一体式软化澄清装置未安装泥位计，其排泥周期和排泥量根据进水量及理论的污泥生成量确定，实际工程应用时可在澄清装置内安装泥位计，通过泥位计的监测和理论计算值来确定最佳的排泥周期和排泥量。

　　4.3 污泥的处置

　　脱硫废水在预处理过程中投加NaOH和Na2CO3所产生的沉淀主要为Mg(OH)2、Ca2CO3和多种重金属沉淀物等，固体质量分数通常可以达到5%~8%。为方便处置，应进一步减少污泥体积，对污泥进行脱水处理。中试过程中产生的污泥量较少，直接排至电厂原有污泥脱水处理系统进行处理，实际工程中可选择板框式压滤机进行污泥脱水，该方法滤饼含固率高，分离效果好。

　　5、结语

　　通过预处理工艺的设计和中试研究，确认“一体式软化澄清-超滤”处理工艺能够有效去除脱硫废水中大量的悬浮物及致垢离子，且设备运行稳定，可以保证后续膜处理系统的正常运行，最大限度地降低后续膜处理系统和蒸发系统的投资和运行费用。本文研究成果对实际工程应用具有重要的参考价值。