精制纖維束生產廠家脫硫廢水零排放工藝這么選

　　精制纖維束廠家脫硫廢水零排放工藝這么選。目前國家對高鹽廢水的處理要求越來越高，這一情況在電力行業體現得尤為突出。15年”水十條“開始，燃煤電廠廢水回用不外排的政策頻出，脫硫廢水零排放需求越來越普及。近幾年，在舊電廠改造、新建電廠等系統中，為了響應國家政策要求，促進電廠的長期發展，電廠都在陸續考慮脫硫廢水零排放系統的配套。目前燃煤電廠脫硫廢水零排放工藝百花齊放，眾說風云。本文主要解析目前燃煤電廠脫硫廢水零排放系統工藝市場應用情況。

　　一、電力行業背景

　　中國電力行業發電構成中，五大全國性發電集團約擁有全部發電資產的50%，其余發電資產分布于其他的獨立發電公司、地方發電企業等。

　　五大電力集團：華能集團、大唐集團、華電集團、國電集團、電力投資集團。

　　四小豪門：國華電力、華潤電力、中廣核、國投電力。

　　為了響應國家煤電一體化規劃，促進國家煤電資源合理化利用，神華與國電合并成立國能投，其中國電擁有控股權。

　　其實不難發現，近些年國家一直在陸續加強央企之間的重組。類似的操作，如中國南車與中國北車、寶鋼與武鋼、中國遠洋與中國海運等，如出一轍。

　　近些年山東、天津、北京地區增加了對外排水含鹽量的要求，內蒙包頭地區要求實現廢水零排放，其余地區也紛紛開始廢水零排放試點。在國內大環境下，目前華能、大唐、國能投、各類地方電廠等均有脫硫廢水零排放系統案例實施。

　　從實施情況來看，末端高鹽廢水的處理具有處理難度大、投資和運行成本高等特點。毋庸置疑，采用先進節水與廢水零排放技術，使有限的水資源發揮更大經濟效益，是我國發展電力工業的必然選擇和發展趨勢。

　　二、燃煤電廠脫硫廢水

　　燃煤電廠的廢水種類較多，針對于不同的廢水，燃煤電廠常規會采用廢水階梯式處理回用工藝。

　　石灰石-石膏濕法脫硫技術是國內外燃煤電廠最常用的脫硫技術。在濕法煙氣脫硫工藝中，為了維持系統穩定運行和保證石膏產品質，需要控制將液中Cl-濃度不能過高，因此需排出一部分漿液，從而產生脫硫廢水。

　　燃煤電廠脫硫廢水水質、水量與前端脫硫工況、石灰石質量、鍋爐煙氣散發量等相關性非常大，盡管各地方電廠脫硫廢水組成類別有一定的相似性，但是各組成含量、水量等具有差異較大。

　　目前脫硫廢水系統零排放往往考慮將廠區多股高鹽廢水集中處理，常規末端高鹽廢水主要包括以下幾種：

　　針對于脫硫廢水，國內大多數燃煤電廠基本采用下述三聯箱工藝優先處理：

　　早期初步處理后的脫硫廢水，主要回用于干灰調濕、灰場噴灑、煤場噴灑、水力除渣等工藝系統，其次較多的老廠配備了蒸發塘/池，用于蒸發減量處理。

　　三、脫硫廢水零排放工藝

　　目前國內燃煤電廠脫硫廢水零排放組合工藝較多，各有優勢，因廠制宜顯得格外的重要，其中歸納后，零排放工藝主要含以下幾個單元：

　　1.預處理單元

　　盡管工藝相對成熟，但一般具有相關案列應用經驗的工程公司會體現出更好的細節設計、更強的專業性，其中預處理單元主要控制的風險參數：懸浮物、重金屬、硬度、硅等。

　　預處理單元工藝包中，納濾分鹽的工藝越來越普及，第一，源于納濾的濃水可以考慮返回至前端預處理系統使用，降低藥劑費用;第二，納濾濃水可以考慮硫酸鈉冷凍結晶，做硫酸鈉副產品;第三，納濾產水可以得到純度較高的氯化鈉溶液，有利于后續工藝的多樣性選擇。

　　雖然目前考慮到投資和運行成本，有部分工程公司主推脫硫廢水直接利用煙道余熱蒸發等工藝，但是市場綜合測試反饋下來，這樣的系統并未能有效降低成本，而且存在一定的運行風險。

　　2.固化單元

　　目前電廠應用最多的工藝應該是MVR、煙道蒸發。

　　其中MVR工藝相對成熟，在零排放系統中普及較廣，脫硫廢水系統中MVR工藝包常規考慮最終得到氯化鈉純鹽產品(工業鹽一級標準)。

　　煙道蒸發工藝中，通過長期的數據模擬、實際案例驗證，其中煙道旁路蒸發工藝更具有優勢，適合目前脫硫廢水零排放系統，兩者工藝說明如下：

　　3.濃縮減量單元

　　主要含膜法和熱法，可選擇的工藝較多，而且沒有絕對性。該工藝單元主要目的：將高鹽廢水濃縮減量，減少MVR或旁路煙道蒸發系統水量，提高運行經濟性、穩定性。

　　膜法濃縮工藝中，應用最多的是蝶管式反滲透(DTRO)、電滲析(ED)。

　　DTRO工藝，膜片主要以美國、德國等進口為主，部分主體配件可進口、可國產，系統進水最經濟TDS范圍為40-60g/L;實際出水氯化鈉濃度可濃縮至100-120g/L。但是DTRO運行壓力較高，可達120Bar，單支膜通量有限，在設備占地和投資方面，會有些劣勢。其中江蘇利港電廠脫硫廢水零排放系統中，DTRO工藝就存在一些運行問題，后來進行了工藝改造。

　　電滲析(ED)工藝，配套的離子交換膜品牌可進口、可國產，有應用業績的進口膜品牌主要有日本ASTOM、AGC。國產膜品牌較多，但有應用業績的主要為杭州某電滲析品牌。

　　電滲析系統進水最經濟的TDS范圍為15-60g/L;實際出水氯化鈉濃度可以做到150-200g/L。電滲析系統屬于常壓運行，對于預處理要求不高，且不存在氯離子腐蝕等材質問題。綜合上述優勢，盡管目前脫硫廢水零排放系統中，運行2年以上的電滲析系統基本沒有，但是這兩年新增的脫硫廢水零排放系統中，濃縮減量單元多數為電滲析工藝。各類電廠行業會議上，設計院、工程公司等推廣的零排放工藝包中含ED濃縮減量工藝單元的非常多。

　　熱法工藝中，市場推廣最多的是低溫煙氣余熱蒸發、煙氣余熱閃蒸，且具有應用業績。兩者工藝均有效利用煙道余熱，在水量較小的系統，具有非常大的經濟性優勢，脫硫廢水經過簡單預處理后，可以直接進入蒸發系統。但這類系統，一旦水量和水質出現大范圍波動，則系統穩定性無法保證。

　　燃煤電廠脫硫廢水零排放工藝沒有絕對，投資成本、運行成本、運行穩定性、電廠的特性等因素，會綜合影響一個工藝包的落地。目前國內電廠零排放市場非�；�，應用案例非常多，但是達到設計預期，長時間運行的零排放案例偏少。下述案例僅供參考：

　　從應用案例可以看出，脫硫廢水零排放工藝從最開始的簡單直接蒸，到目前分鹽、濃縮減量、煙氣余量利用、煙道蒸發等，其實在借鑒了其他領域零排放工藝基礎上，又利用了電廠自身的資源，工藝包趨于多樣化。

　　基于組合工藝包的演變，工藝技術的成熟化應用，僅針對于脫硫廢水零排放系統，噸水投資成本從最開始的500萬降到了150萬-300萬。噸水運行成本從最開始的70-80元降到了20-45元。

　　“盡管目前燃煤電廠脫硫廢水零排放越來越普及，但各類電廠是否真正需要“零排放”，還需三思。在滿足國家政策要求的情況下，電廠不僅要考慮到水，還應注意環境、資源等實際需求，同時電廠運營現狀、能力等也非常重要。

　　在考慮燃煤電廠廢水零排放的方向上，綜合目前市場情況而言，后續燃煤電廠會更多地考慮整廠廢水零排放實施。在這種情況下，不管是舊電廠改造，還是新建電廠，配套的零排放工藝包中，納濾分鹽、膜濃縮減量、旁路煙道蒸發等工藝應用會越來越普及。

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