燃煤电厂脱硫废水零排放技术探究

摘要：2015年4月，国务院发布《水污染防治行动计划》（简称“水十条”），对各类水体污染的治理提出了更为严格的要求；同时，国家“十三五”规划进一步严控水资源使用，要求工业生产尽可能回收和循环使用生产过程产生的废水。为了符合相关法律法规和相关产业政策，燃煤电厂废水零排放势在必行。然而，传统的脱硫废水处理技术不能满足电厂零排放要求，探索有效且经济的脱硫废水零排放技术迫在眉睫。基于此，本文对燃煤电厂脱硫废水零排放技术进行了分析，仅供参考。

关键词：燃煤电厂；脱硫废水；零排放技术

引言

在我国燃煤发电机组占据全部发电机组的70%以上，而燃煤发电机组因燃煤会产生大量含SO2烟气，常用湿法脱硫来处理。但是，此法有较大的废水处理问题。为了控制脱硫吸收塔石灰石循环浆液的Cl-、F-等有害元素的浓度和细小的灰尘颗粒浓度富集度，减少浆液对设备的腐蚀和堵塞，同时将烟气中被洗涤下来的飞灰排出，必须从系统中排出一定量的废水，从而保证FGD系统运行的安全可靠性。

1 排放脱硫废水的实际特征

脱硫装置的石灰石、石膏去湿法排放废水量完全由工艺部水质、石灰石质量、锅炉烟气散发量、脱硫吸取塔内部的浆液CI浓度等因素决策。在具体运转的过程中，电厂通常都利用对脱硫吸取塔内部的浆液CI-浓度标准进行控制才能明确具体的废水排放量。本文将某个600兆瓦的机组为例，需要将所吸收的塔浆液CI-浓度合理的控制在20kg/m3的同时，排放脱硫废水量应达到17.3m3/h。如果工艺水的质量较差或是必须合理的控制低于CI-的浓度，会在一定程度上增加排放脱硫的废水量。

2 处理工艺

目前脱硫废水处理方法为中和、沉降、絮凝以及澄清等工序，污泥由板框压滤机脱水，泥饼外运。传统脱硫废水处理工艺通过在中和箱中加入石灰石，将pH调高至9.0以上，使得大部分的重金属离子能够生成难容的沉淀物；在沉降箱中加入有机硫，与Ca2+、Hg2+反应，生成难容的硫化物沉淀；在絮凝箱中加入复合铁絮凝剂，使石膏颗粒、SiO2、以及金属氢氧化物絮凝成大颗粒并进一步沉淀；经絮凝后的水进入到澄清浓缩池进一步浓缩，底部形成污泥，上部的清水进入到出水箱。传统脱硫废水处理工艺可以除去废水中的一部分悬浮物和重金属，但出水中仍含有大量的可溶性盐，无论是排入到水体还是泥土，容易造成水体的恶化以及盐碱地的形成；并且脱硫废水不含有机物，排入到市政污水处理厂会造成微生物的死亡，从而导致出水恶化，无法达到回用的标准。

3 回用方式

因脱硫废水成分复杂，处理困难，目前燃煤电厂中脱硫废水回用方式也较少，主要为以下几种方式：1）用于水力除灰渣系统。采用水力除灰渣的燃煤电厂将脱硫废水回用到灰渣水系统，因灰渣水为碱性，可中和酸性的脱硫废水，但脱硫废水中悬浮物和Cl-含量高，易造成管路的堵塞和腐蚀，存在着一定的风险。2）用于煤场或灰场喷淋。该方式将脱硫废水作为煤场、灰场抑尘喷洒水的补水，但同样存在腐蚀的风险，并且脱硫废水中的污染因子转移到燃煤中，继续进入到锅炉，在整个燃煤系统中循环累积。3）用于干灰拌湿。该方式需要水量较小，且由于粉煤灰的外卖而逐渐不被采用。

4 燃煤电厂废水零排放技术核心

废水梯级利用是实现燃煤电厂废水零排放的核心，废水梯级利用的前提是充分了解电厂各用水系统的水质、水量情况，制定准确的水平衡图，把全厂用水看作一个整体，统一规划全厂的用排水水质、水量，协调各用水系统的用水分配，做好水量平衡。优化各用水系统的关系，根据其水质、水量要求，为废水处理后的回用找到合适的系统，减少补水量，达到节水、零排放的目的。燃煤电厂废水零排放技术核心可分为四个层次：1）加强水务管理：消除跑冒滴漏现象；定期进行水平衡测试及优化，降低设备的耗水量，增加水的梯级利用级数；2）减少系统耗水：对于循环冷却机组，循环水排污水是电厂最大的排污水，节水减排的关键是提高循环水浓缩倍率，降低循环水排污水量；3）废水综合利用：按照“雨污分流、清污分流、分类回收、分质回用”的原则，建立经济可靠的废水处理设施，对全厂废水进行处理及回用，使废水量“最小化”；4）末端废水治理：用水末端产生的高含盐、腐蚀性废水，主要是指湿法脱硫产生的脱硫废水，是废水零排放的难点，对该废水通过蒸发结晶等方式治理，实现零排放。

5 脱硫废水零排放处理工艺

5.1预处理+蒸发工艺

预处理系统采用“两级反应＋沉淀和澄清”处理，一级投加石灰，二级投加碳酸钠软化水质。蒸发结晶处理采用多效蒸发结晶或MVR蒸发工艺，结晶通过离心机和干燥床制得固体结晶盐。

脱硫废水经废水缓冲池调节水量，均衡水质，在一级反应器，投加石灰乳、絮凝剂和助凝剂，大部分重金属被生成沉淀，沉淀微粒物在絮凝剂和助凝剂的作用下凝聚成特大的颗粒物，最后流入一级澄清器，然后完成一系列的程序后实现固体和液体的分离。上清液进入二级反应器，为了确保后期的深度处理的部分能够长期稳定，减少清洗次数，需要对容易结垢的物质进行直接处理。

在二级反应器中加入软化剂后，使水中钙离子生成沉淀，沉淀微粒物在絮凝剂和助凝剂的作用下凝聚成特大的颗粒物，最后流入二级澄清器，上清液经过滤器再次过滤，确保废水满足深度处理进水要求。

蒸发器一般分为2种，一种是多效蒸发装置，一种是MVR蒸发装置。多效蒸发装置分为4个单元：热输入单元、热回收单元、结晶单元、附属系统单元。热输入单元即从主厂区接入蒸汽，经过减温减压后成为低压蒸汽，再将蒸汽送至加热室对废水进行加热处理。热交换后的冷凝液则进到冷凝水箱中。预处理后的脱硫废水排水，经多级蒸发室的加热浓缩后送至盐浆箱，由盐浆泵输送至旋流器，将大颗粒的盐结晶进行旋流并进入离心机，分离出盐结晶体，然后再经螺旋输送机送往各类干燥床干燥塔进行干燥。旋流器和离心机分离出的浆液返回至加热系统中再进行蒸发浓缩，最终干燥出的盐结晶包装运输出厂。

MVR蒸发装置原理是利用高能效蒸汽压缩机压缩蒸发产生的二次蒸汽，提高二次蒸汽的焓，被提高热能的二次蒸汽打入蒸发室进行加热，以达到循环利用二次蒸汽已有的热能，从而可以不需要外部鲜蒸汽，通过蒸发器自循环来实现蒸发浓缩的目的。从理论上来看，使用MVR蒸发器比传统蒸发器节省80%以上的能源，节省90%以上的冷凝水，减少50%以上的占地面积。预处理+蒸发工艺，投资成本较高，所有废水进入蒸发系统，运行费用高。

5.2预处理+膜浓缩+蒸发工艺

考虑蒸发装置的投资成本和运行成本，新兴的脱硫废水零排放工艺在预处理之后，加入膜浓缩工序，对脱硫废水进行减量化，降低后续蒸发装置的处理规模。降低脱硫废水零排放工艺的整体投资成本和运行成本。膜浓缩工序一般采用高压反渗透、DTRO和正渗透3种工艺。高压反渗透主要采用海水淡化膜对预处理后的脱硫废水进行浓缩，提高脱硫废水含盐量至80000mg/L，降低进入后续蒸发装置的处理规模。DTRO采用碟管式膜组件对预处理后的脱硫废水进行浓缩，DTRO膜可耐受120MPa超高压，能够使脱硫废水含盐量浓缩至12000mg/L。正渗透是采用正渗透膜，利用具有高渗透压的汲取液，将水分子自发的由低渗透压的原水侧汲取出来，而且将原水中的其他溶质截留，然后再采用其他工艺将水从被稀释的汲取液中分离出来，最终获得纯净的水，汲取液可以循环利用。正渗透可以使脱硫废水含盐量浓缩至15000mg/L。

5.3预处理+膜浓缩+烟道蒸发工艺

此种工艺主要在末端浓水处理采用烟道蒸发系统代替多效蒸发系统或MVR蒸发系统，大大降低了脱硫废水零排放系统的投资成本和运行成本。浓水烟道蒸发系统利用雾化喷嘴将浓水进行雾化，并且喷入除尘器和空预器之间的烟道中，利用高温烟气将废水液滴蒸干，然后形成微颗粒结晶，进入除尘器中外排，以期达到脱硫废水零排放的目的。

6 国内燃煤电厂废水零排放案例

6.1广东河源电厂

广东河源电厂（2×600MW）采用“二级预处理+多效蒸发结晶”工艺，系统投资9750万元，于2009年投入运行，是国内第一家真正意义上实现废水零排放的电厂。预处理系统采用“两级反应+沉淀、澄清”处理工艺，一级加石灰、二级加碳酸钠对废水进行软化，出水钙离子浓度小于5mg/L；蒸发结晶系统采用“四效立管强制循环蒸发结晶”工艺，出水TDS小于30mg/L，回用于电厂循环水补水，产生的固体结晶盐达到二级工业盐标准。该系统运行情况良好，水质较稳定，设备结垢量小，但该系统无浓缩，蒸发水量大，运行能耗高，处理1t废水消耗蒸汽约300kg，耗电约30kWh[36]。

6.2华能长兴电厂

华能长兴电厂（2×600MW）废水零排放工艺由预处理单元、膜浓缩单元及蒸汽压缩蒸发结晶单元组成，总投资约8000万元[5]，于2015年4月投运，工艺流程如图6所示。其反渗透单元产水水质良好，回用于锅炉补给水，蒸发结晶析出的固体盐中NaCl和Na2SO4质量分数大于95%。该系统处理1t废水，耗电10.4kWh，消耗蒸气203kg。

结束语

总而言之，目前，我国脱硫废水零排放技术仍处于广泛研究与初步应用探索阶段。现有零排放技术的投资成本普遍较高且运行费用较大。如何组合现有工艺，扬长避短，实现低成本脱硫废水零排放，提高废水和矿物盐的综合利用率，将是今后脱硫废水零排放研究的重点。