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重庆市珞璜600吨日污泥热干化工程案例

发布时间:2021-01-23 17:54 作者:福建体彩官网

  在充分调研重庆市现状污水厂污泥处理的实际情况基础上,针对重庆污泥处置缺口及规划期限内污泥增量,经多方案论证,确定污泥热干化厂建于重庆华能珞璜电厂预留用地内,工程建设分三期建设。一期规模为600 t/d(含水率80%),考虑到污泥含水率波动范围为(75%~82%),最大处理固体通量为150 t DS/d。远期规模为600 t/d,建设时间根据相关环保规划、污泥处置设施变化及污泥产量实际情况确定,远景规模为600 t/d,建设时间根据重庆相关环保规划发展,污泥远景增量情况确定。

  污水处理厂的产泥与污水的性质有着密切的关系,在进行污泥处理后,需针对污泥的泥质特性作出有效的处置,解决污泥的最终出路,避免对环境造成二次污染。

  表1中为主城主要污水厂的平均泥质分析成果,其中重金属含量存在一定波动,少部分天数重金属指标超过了《城镇污水处理厂污泥处置土地改良用泥质》(GB/T 24600—2009)和《城镇污水处理厂污泥处置园林绿化用泥质》(GB/T 23486—2009),同时,除鸡冠石污水厂外,其他污水厂污泥有机质在50%左右变化。根据国家相关标准要求的理化指标、重金属指标、有机成分指标,结合相关实测数据,污泥处置方式可采用污泥协同焚烧或建材制作等处置途径,同时,由于焚烧和建材制作均对大气有一定程度污染,根据重庆市大气污染防治规划——《重庆市“蓝天行动”实施方案》,新建此类设施有一定困难,故建议尽量利用热电厂现有设施处置污泥。污水厂脱水污泥干燥基的高位热值为6.5~11.2 MJ/kg,经独立热干化处理后,可采用电厂掺烧的方式进行处置,并能替代一部分的燃煤,回收利用热能。

  目前,重庆主城区常备火电厂为华能珞璜电厂,位于重庆市江津珞璜镇,北临长江、西靠渝黔铁路,距市中心35公里。华能珞璜电厂是国家“七五”重点能源建设项目,属火力发电,电厂一、二期工程先后成套引进法国阿尔斯通公司4台单机容量36万kW亚临界燃煤汽轮发电机组,锅炉型式为W型火焰、亚临界参数、中间再热、强制循环、双拱炉膛、固态排渣、燃煤汽包炉,三期建设2台单机容量60万kW亚临界燃煤汽轮发电机组,至此,珞璜电厂总装机容量达到了264万千瓦,每小时持续稳定生产7700吨蒸汽。一、二期机组单套高峰无烟煤耗量约170t/h,三期机组单套高峰无烟煤量耗约300t/h。一、二期冷却水系统采用直接冷却水系统,三期冷却水系统采用循环冷却水系统,冷却塔为自然通风冷却塔,共两座,单座冷却水量为74200m3/h。华能珞璜电厂作为重庆最大的主力发电厂,可考虑作为污泥协同焚烧重要处置点。

  本工程所处理的脱水污泥含水率为80%左右,含水率高,需要将污泥先干化处理后再进入热电厂焚烧炉与煤按照一定的比例掺烧。运行工况取决于干化和焚烧系统的能量平衡。珞璜热电厂采用煤粉炉,耗煤量为600-1000万t/年,污泥与煤的掺烧比约为0.9%,根据国内外类似工程的经验及相关研究表明,污泥与煤的掺烧比在10%以下时,粉煤炉掺烧污泥基本不影响其正常运行,考虑本工程污泥与煤掺烧比例极低(1%以下),而干化到含固率为90%所需的热耗非常高,并且粉尘防爆的安全投入较大,因此,本工程设计污泥干化程度为含水率30%。污泥干化需要热源,使用何种热源,需要根据工艺的需求量以及经济性、环保性进行综合权衡,根据本项目周边条件,毗邻珞璜热电厂,在该电厂供热范围内,具有地理优势。该电厂在发电同时可释放大量低温、低压蒸汽,这些蒸汽正适合作为污泥干化的热源,可将蒸汽作为该工程的干化能源。工艺流程为热干化+热电厂掺烧工艺,即:利用热电厂蒸汽对脱水污泥进行干化,干化后的污泥作为燃料与煤混烧后用于发电供热。湿污泥进厂过地磅后倒入湿污泥接收储存料仓,由污泥泵送至圆盘干燥机内,利用饱和蒸汽作加热介质,间接加热污泥。污泥干化过程产生废气(蒸汽和空气混合物)经除尘和冷凝两级处理,废气经冷凝后产生的废水排入污水管道,经本工程污水处理设施预处理后外排,最终进入珞璜工业园区污水处理厂处理。不凝尾气经尾气冷凝器降温后由尾气引风机抽引至珞璜电厂锅炉焚烧处理后达标排放。维持干燥机及辅助设备、系统管路微负压运行,防止高浓度的臭气外溢。本工程规模为600t/d(含水率为80%),共6条线t/d。工艺流程共包括7个部分,分别为湿污泥接收、储存与输送系统;干化主系统(含干燥机、尾气处理系统);干污泥输送及储存系统;蒸汽与凝结水回用系统;循环冷却水系统;除臭系统;电气、仪表及其控制系统。单套系统工艺流程及能量物料平衡如图1所示。

  根据相关资料统计,燃煤热值每降低0.42MJ/kg,对于1000MW等级机组而言,锅炉热效率降低约0.10%,供电煤耗增加约0.33g/(kW·h);600MW等级机组锅炉热效率降低约0.10%~0.18%,供电煤耗增加0.55~0.58 g/(kW·h);300MW等级机组锅炉热效率降低约0.16%~0.20%,供电煤耗增加约0.6~0.79 g/(kW·h)。本工程掺烧1%质量比的污泥后,混煤热发热量从20315kJ/kg降低至20 107kJ/kg,降低了208 kJ/kg,以300 MW等级机组燃料热值每降低0.42 MJ/kg增加供电煤耗0.695 g/(kW·h)计算,约影响供电煤耗0.343 g/(kW·h)。根据以上分析,增加污泥掺烧量降低了燃料成本,对煤耗存在一定影响,但影响程度很小。

  本工程第一部分投资为14008.86万元,总投资为17300.13万元,处理成本为244.60元/t,单位经营成本为165.51元/t。本项目实施后,按污泥处理第一年收费单价为238元/t计算,并考虑3年调价因素,项目投资财务内部收益率为6.92%,大于行业基准收益率(5%)。项目税前投资回收期为10.43年,小于行业基准投资回收期(18年)。本工程虽然未能进行国民经济评价的具体指标计算,但从工程本身特点来看,国民经济效益也是好的。本工程更重要的是环境效益和社会效益,污泥处理工程为城市基础设施项目,服务社会为主要目的,是改善环境的必要条件,对国民经济的贡献主要表现为外部效果。通过本工程与电厂协同处置,解决了污泥的最终出路,将进一步改善重庆市主城区的环境卫生,改善重庆的水环境和空气环境,其受益者是重庆市全体市民。投资效益基本上是间接的经济效果,污泥处置工程的实施改善周边生态环境,使地价增值,减少细菌的滋生,减少疾病,从而降低医药费开支,提高城市卫生及人民健康水平,有利于改善重庆市的投资环境,对重庆市的经济和社会发展具有积极意义。12

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