电厂脱硫废水“零排放”使用废水蒸发器高效节能

  在国内外用于烟气脱硫的成熟工艺中，石灰石—石膏湿法脱硫工艺在燃煤电厂中应用最为广泛。这一工艺占我国工业脱硫总量的90%以上。工艺成熟，脱硫效率高，运行可靠。有负荷范围宽，对煤种适应性好等优点。然而，该工艺产生的脱硫废水是电厂系统末端最难处理的废水，其其悬浮物含量高、含盐量高、含有多种重金属等特点，意味着即使经过传统工艺处理，该废水含盐量高且具有腐蚀性，难以直接排放或融入城市污水，电厂脱硫废水“零排放”使用废水蒸发器高效节能实现脱硫废水零排放成为电厂面临的新挑战。

    1、燃煤电厂脱硫废水的来源

    从我国燃煤电厂的实际运行情况来看，锅炉湿法脱硫产生的脱硫废水主要来源于脱硫塔排放的废水。废水排放量一般是通过控制脱硫塔浆液中氯离子的浓度指标来确定的。在使用FGD工艺从烟气中去除SO2的同时，烟气中存在的酸性气体如HCl和HF也将被脱硫剂吸收并转移到脱硫浆液中。由于脱硫浆液的循环使用，即使烟气中HCl、HF等酸性气体的浓度远低于SO2，随着脱硫系统的运行，浆液中Cl—和F—的浓度也会逐渐升高。料浆中铝和F—的结合对石灰石的溶解有屏蔽作用，废水蒸发器降低了脱硫效率。钙离子和Cl-形成离子对CaCl2，其影响吸收剂氢氧化钙的溶解。Cl-浓度的增加也会导致脱硫效率和石膏质量的降低，对管道和系统有腐蚀性。为了保证系统稳定运行，保证脱硫效率和石膏产品质量，需要排出部分浆液。一般情况下，矿浆中氯的浓度控制在20kg/m3以下。

    2、燃煤电厂脱硫废水的特性

    燃煤电厂脱硫废水的特点包括：

（1）水质不稳定。受煤质、石灰石质量和脱硫系统运行等因素的影响，即使是同一台废水蒸发器脱硫设备，在不同时段的水质也可能存在较大差异。

  (2) 水质呈微酸性。pH值一般在4—6.5之间。（3）悬浮物含量高。一般在10000～150000mg/L之间，主要成分包括灰分、惰性物质和絮凝沉淀物。（四）含盐量高。Telephone and Data Systems）总溶解固体量一般在25，000—60，000 mg/L之间，其中最丰富的阴离子和阳离子分别是Cl—和Mg2+。其他阴离子和阳离子包括Ca2+、SO 42-、F和其他离子。此外，还含有GB8978—1996《废水综合排放标准》中规定的一类污染物和二类污染物。

    3、脱硫废水蒸发结晶技术处理工艺

    MED蒸发技术：MED是在单效蒸发的基础上发展起来的一种蒸发技术。该技术通过多次重复利用蒸汽的热能，减少热能消耗，从而降低运行成本。MED系统通常包含多个蒸发器（即多效蒸发器）。进入蒸发器的废水和新鲜蒸汽在一效发生热交换，产生的二次蒸汽和浓缩液进入二效蒸发器继续蒸发交换。热的。即后一效应的蒸发热源来自前一效应产生的二次蒸汽，前一效应产生的浓缩液将在后一效应中继续浓缩。为了保证各效的传热功率，实现各效间热能的多次利用，必须逐级降低各效的操作压力，使各效的二次蒸汽压力和蒸汽沸点依次降低。最后，在各种加热蒸汽的作用下，高盐废水逐渐蒸发浓缩，进入结晶器产生结晶盐，通过分离器达到固液分离。由于加热蒸汽的温度逐渐降低，第四效果后的蒸发效果较差，一般多效蒸发器只能达到四种效果。

   4、MVR蒸发技术：MVR技术将废水与蒸汽送入加热器进行热交换，废水汽化产生二次蒸汽。废水蒸发器，气液分离后的二次蒸汽送压缩机压缩做功增加热焓，再返回加热器加热废水。产生的二次蒸汽将再次进入压缩机，以此类推。随着废水浓度的继续增加，它会达到过饱和状态，直到分析出盐。最后，盐和水在固液分离后分别回收。MVR工艺中蒸发废水所需的热能主要来自蒸汽冷凝释放的热能，在刚启动时需要外加蒸汽。正常运行后，只消耗控制系统、蒸汽压缩机和驱动蒸发器中蒸汽、废水、冷凝水和循环水泵流动所需的电能。该工艺可实现脱硫废水的零排放。

    摘要重点：随着国家生态环境保护标准的日益严格，废水蒸发器，燃煤电厂脱硫废水的零排放将成为一种趋势。根据脱硫废水的特点和各脱硫废水处理工艺的优缺点，合理选择预处理、化学沉淀、浓缩还原、蒸发固化、烟气蒸发结晶等优化处理路线，以达到最优的处理成本和效果。蒸发单元是实现脱硫废水零排放的关键单元。利用热源对脱硫废水进行蒸发，蒸发冷凝后的液体回用，结晶固化物回用。