脱硫废水蒸发处理技术在新建1000MW间冷发电厂的应用

北极星环保网讯:目前电厂的取排水指标已成为考核电厂运行的重要技术经济指标之一。根据电厂的水源条件，通过对传统电厂废水处理中的难点——脱硫废水处理，进行了分析和探讨。其中蒸发塘方案不论在投资、运行费还是占地面积上都有绝对的优势，可最终实现脱硫废水真正意义上的“零排放”。

甘肃电投常乐电厂4×1000MW工程位于甘肃省酒泉市瓜州县境内，工程系新建性质，本期建设规模为4×1000MW间冷机组。电厂水源为疏勒河干流双塔水库地表水。瓜州地处河西走廊西部的安敦盆地，属于典型的温带大陆性荒漠戈壁干旱气候区，主要特点是降雨量少，年最大蒸发量大。

1脱硫废水处理系统工艺及回用概况

1.1湿法脱硫废水水质

燃煤电厂湿法脱硫废水与电厂其它系统所产生的废水差异较大，其水质较为特殊，它与煤质、脱硫工艺、烟气成份、灰份、吸收剂等多种因素有关。通常脱硫废水含有高浓度的悬浮物、高氯根、高含盐、高浓度重金属废水，对环境污染性极强,处理难度也较大，也是电厂实现“零排放”的最大难点。

本工程四台机脱硫废水排放总量为30t/h，脱硫废水在脱硫岛内处理，去除高悬浮物和重金属后，其中24t/h作为捞渣机补水或灰场喷洒用水，剩余部分6t/h进行深度处理。

1.2脱硫废水常规处理后出水的回用现状及存在问题

目前，国内对脱硫废水预处理后出水的处置方式主要为优先考虑处理回用，如无回用条件时，有的就直接排放了。由于预处理后的脱硫废水虽然满足达标排放要求，但依然为高氯根、高含盐、且含有微量重金属的废水，如不深度处理，其废水回用范围局限性很大，排放则风险很大。

湿法脱硫废水常规处理后出水的现状及存在问题见表1。

表1燃煤电厂脱硫废水常规处理后的回用现状及存在问题

2、脱硫废水零排放工艺介绍

从表1可以看出，目前国内电厂脱硫废水采用常规处理后回用仍存在诸多问题。

基于上述现实，从电厂长远稳定运行和区域生态环境等角度综合考虑，本工程计划将常规预处理后的脱硫废水进行深度处理，最终实现真正意义上的“零排放”。

目前，脱硫废水零排放处理工艺有多种选择，基本原理都是通过不同方法将脱硫废水进行浓缩，使水中溶解的盐分达到接近饱和状态，再送入结晶器进行结晶处理。目前，比较常用的浓缩技术主要是蒸发浓缩，另外，近年来反渗透及正渗透（MBC）作为一种处理高盐水的新技术，也在脱硫废水处理中应用。

水质软化系统是后续蒸发结晶系统长期、连续、稳定、高效运行的先决条件，也是保证后续系统产生的结晶盐纯度保障。因此在进入浓缩系统之前，采用投加碳酸钠，并保持水中一定的pH值，去除水中硬度。

脱硫废水TDS约为25000～35000ppm，首先经过预浓缩，减小进入浓缩系统的水量，适当降低浓缩系统的造价。

废水烟道气蒸发工艺是将脱硫废水雾化后喷入空气预热器和低温省煤器间的烟道，利用热烟气使废水完全蒸发，废水中的污染物转化为结晶物或盐类等固体，随烟气中的飞灰一起被电除尘器收集下来，从而除去污染物，实现废水的零排放。

蒸发塘原理是利用自然气候条件（光照、风吹等）将塘内的水以水蒸汽的形式转移到大气中，具有处置成本低、运营维护简单、使用寿命长、抗冲击负荷好等特点。

以下就脱硫废水零排放处理方案进行介绍。

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