对燃煤发电企业脱硫废水实现 “零排放”的探究与分析

2022-11-09 00:44李保卫沧州市节能监察监测中心
节能与环保 2022年7期
关键词:原水吸收塔零排放

文_李保卫 沧州市节能监察监测中心

1 项目概况

1.1 项目情况简述

华润电力(渤海新区)有限公司有2台1150T/h燃煤锅炉带2×350MW发电机组, 采用石灰石/石膏湿法脱硫技术,一炉一塔,共设置两座吸收塔,单台吸收塔浆液容积约 2400m3;机组燃煤硫分约0.4%,入口含硫量约1000mg/Nm3,两台炉每天脱硫废水出水量约100t(包括约70t废水原水和约30t废水处理工艺中配药用的清水)才能维持两台吸收塔氯离子在20000mg/L 的标准之下,保证脱硫系统正常运行。但脱硫废水消耗压力较大,经常出现处理后废水存量较高消耗量小无法投运脱硫废水处理系统的现象,废水有外排风险,造成吸收塔氯离子最高达到40000mg/L。环保要求所有脱硫处理后废水必须“零排放”,且内部消耗不得外排。

1.2 改造思路

按照脱硫废水“节源开流”的原则,根据脱硫废水处理后出水量大、消耗量小、内部消耗压力较大的现状,对脱硫废水处理工艺中废水收集系统(即需处理的脱硫废水原水)、废水加药及处理系统、废水排出系统分别分析并进行相应改造。保证吸收塔氯离子含量达标的同时减少脱硫出水总量,同时增加脱硫出水的消耗量。在现有设备的基础上,根据“尽量修旧利废、不新购置设备”“系统力求简单化,减少运行维护压力”的原则,通过对系统工艺流程和废水处理药品的优化,达到脱硫废水“零排放”的目的。

2 优化改造方案及效果效益

2.1 废水收集系统

2.1.1 原工艺流程

原脱硫废水处理系统原水取自滤液箱滤液,经废水旋流器旋流后含固量较高的底流进入滤液箱回用到吸收塔,含固量较低的溢流进入废水缓冲箱,再由废水缓冲泵打至三联箱进行废水处理。滤液箱滤液除石膏旋流器溢流水外,还会进入一些滤布冲洗水箱溢流、脱水区地坑水(多为机封回水、地面冲洗水)等清水水源,这部分低氯离子的水源会将滤液箱的滤液进行稀释。

2.1.2 优化改造方案

优化改造后脱硫废水处理系统原水直接取自石膏旋流器溢流,通过现场管路布置自流进废水缓冲箱,通过废水缓冲泵打入废水旋流器进行旋流,含固量较高的底流进入滤液箱回用至吸收塔,含固量较低的溢流进入三联箱进行废水处理,此部分滤液为高氯离子滤液。如果系统运行不需要投运脱硫废水处理系统,则废水缓冲箱液位高后通过箱体溢流管或排放管进入滤液箱。

2.1.3 改造效果

因废水缓冲箱在二楼,滤液箱在一楼,改造后不但能节省电耗费用,而且减少了循环,减少了管路磨损。经过运行试验结果比对,原工艺脱硫废水系统需日处理原水量在70t左右,废水原水才能达到脱硫系统安全运行设计吸收塔氯离子低于 20000mg/L的要求。而脱硫废水取水水源改造后,日处理原水约 50 t即可保证吸收塔氯离子低于 20000mg/L。改造前后脱硫废水原水化验结果如表1所示,因每次化验结果不同,取平均约数。从化验结果看,改造后脱硫废水原水的悬浮物和氯离子都稍增加,详见表1。

表1 改造前后脱硫废水原水化验结果

改造后吸收塔氯离子含量与脱硫废水处理量关系对比如图1所示, 试验周期一个月,化验数据12次。从实验结果看,脱硫废水日处理原水量可少约20t/d。

图1 吸收塔氯离子含量与脱硫废水处理量折线图

2.2 废水加药及处理统

2.2.1 原工艺流程

原脱硫废水处理系统分为中和(调节pH值)、有机硫沉降水中的重金属、絮凝剂去除水中的悬浮物、浓缩澄清、加药氧化降低COD几个步骤处理脱硫废水,处理后废水符合国家标准后,内部消耗使用。

2.2.2 优化改造方案

通过充分调研,确定优化改造后只用一种药剂(高效混凝剂粉末,无需加水配制),就可以代替原来的石灰乳调节pH 值、有机硫、絮凝剂、助凝剂、氧化剂(用射流曝气器曝气 代替降低COD)这几种药剂,此方案可节省原加药系统配制药品所需的清水约30t/d,此部分水量全部随药品进入废水处理系统,转换为脱硫废水出水,变相增加了脱硫废水出水的总量。

2.2.3 改造效果

原工艺每处理1t脱硫废水需消耗的药剂见表2,折合处理1t脱硫废水需消耗药品约15.5元。

表2 原工艺每处理1t脱硫废水需消耗的药剂

根据运行试验结果,改造后每处理1t脱硫废水加药约 300g, 且改造后直接用粉末投加,不需先加水溶解,每天约可节水约33t(原工艺每天溶解水量:石灰乳约30t、有机硫约1t、助凝剂约1t、絮凝剂约1t,以每年运行300d,每天运行10h计),每年可节水约9900t,目前水价4.3元/t,每年可节省水费约4.3万元。改造后每年少加氢氧化钙粉约120t,这些氢氧化钙粉都会转化成泥饼,折合每年少出泥饼200t以上(氢氧化钙粉加水的质量),这些泥饼都用装载机运至煤场掺烧,可节约装载机用油消耗(约20h油耗,约折合400L油)和煤场掺烧的压力。

新工艺比原使用工艺每t水处理费用少花费约6.5元,折合每年少花费药品费用约13万元(以每年处理脱硫废水2万t计)。

2.3 废水排出系统

2.3.1 原工艺流程

原脱硫处理后废水符合国家标准后,通过出水泵(流量 20t/h,扬程25m)打至各系统内部消耗使用,其中至渣仓干渣加湿因管路较长(约200m),废水到渣仓加湿搅拌器处流 量仅不到15t/h,放渣耗水量小、水压较小无法形成有效喷淋,放渣扬尘偏大。其余一部分水打至煤场喷淋,有时为保障吸收塔正常运行,不得不大量向煤场喷淋,导致煤场内燃煤湿度大,容易发生堵煤情况影响机组正常运行。原工艺流程如图2所示。

图2 原工艺流程

2.3.2 优化改造方案

去灰库加湿灰和煤场沉淀池两路未做改造(因改造后正常情况下仅至渣仓干渣加湿即可将脱硫废水全部消耗,此两路仅紧急备用)。脱硫废水出水至渣仓干渣加湿系统将原渣仓冲渣循环集水池(约25m3)利用起来,脱硫废水出水通过出水泵先将集水池打到高液位存储, 在集水池上新增一台立式泵(吸收塔地坑泵增容后闲置地坑泵,修旧利废未购买新设备,材质满足脱硫浆液使用,耐高氯离子,流量30t/h,扬程25m),需要放渣时直接启动此泵打到渣仓加湿搅拌器进行加湿,水压、流量较大,加湿流量可维持在25t/h 左右,对比改造前同样的放渣量多消耗水量约10t/h,并且有效地控制了卸渣扬尘。因渣仓消耗水量增多,煤场喷淋水量大大减少甚至不用再为了消耗废水而喷淋,只在煤场身需要时才喷淋,大大减轻了因燃煤湿度大而产生的堵煤风险,改造后工艺流程如图3所示。

图3 改造后工艺流程

2.3.3 改造效果

原系统每天排出脱硫处理后废水约100t,分三路使用,渣仓干渣加湿、煤场沉淀池缓冲后至煤场喷洒、灰库干灰加湿。两台炉每天产渣量约150t(4~6车,每车30min左右放满),可消耗废水约25t;其余煤场和灰库消耗,煤场喷洒过多会导致煤仓堵煤,影响机组安全运行,灰库放湿灰会造成环境污染(放湿灰时非密闭环境,会有扬尘逸出),而且干湿灰价格差距非常大,影响经济效益(干灰约30元/t,湿灰约5元/t,行情不好时甚至免费赠送)。

为了尽量减少废水出水量,现在运行时刻意增大石膏带水量,石膏带水量由原来10%增加到现在的20%左右。正常运行工况每天石膏产量约为150t左右,可增加带水量 10~15t,这部分水相当于直接减少了等量的脱硫废水出水。

改造加运行刻意控制后每天排出处理后废水约35t(压泥系统带出一部分水),仅渣仓干渣加湿一路即可消耗完毕(改造后渣仓干渣加湿可消耗水量约 40t/d)。

3 综合分析

改造前每天需内部消耗约100t脱硫废水出水才能保证脱硫系统安全运行,其中干渣加湿分配约30t,煤场、灰库分配约70t,压力非常大,环保风险、经济损失、机组安全运行都可能受到影响;改造后每天内部消耗 45t脱硫废水出水即可保证脱硫系统安全运行,只用渣仓干渣加湿即可全部消耗完毕,即脱硫废水出水只用干渣加湿即实现了脱硫废水“零排放”,较之“蒸发结晶零排放技术”改造和运行成本节省数千万元。

改造后每年至少节约药品、水、油等成本17.5万元。改造设备部分全部以“修旧利废”形式开展,未购买新设备;工程部分废水收集和排出部分经技术部、发电部充分沟通缜密安排,在不影响系统运行的情况下将改造工作分部实施。加药系统改造经协调争取由药品厂家免费改造,几乎未花费用就完成了改造工作。

改造后系统更加简单,可靠性高,可以大大减少运行人员的工作量。改造后运行设备大大减少,可以节约大量设备维护工作和备品备件等相关费用。改造后避免了添加氢氧化钙粉时大量扬粉的环保风险,符合安健环管理体系(NOSA)要求。

改造后避免了渣仓卸渣时大量扬尘的环保风险。原渣仓干渣加湿系统脱硫出水进入渣仓 加湿搅拌器加湿,加湿水压、流量较小,卸渣扬尘较大;渣仓增加集水坑泵改造后加湿水压、流量大大增加,卸渣扬尘大大降低。

4 结语

通过对脱硫废水技术改造,华润电力(渤海新区)有限公司脱硫废水出水只用干渣加湿即可实现脱硫废水“零排放”,系统简单,运行可靠性非常高,为其他同类机组燃煤电企业及其他相关企业的脱硫废水“零排放”运行提供了可借鉴经验。

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