燃煤电厂脱硫废水零排放工艺进展-北极星水处理网

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2015 年之后，国家陆续出台《中华人民共和国环境保护法》（2015 版）、《水污染防治行动计划》水十条（2015 年）、《中华人民共和国水污染防治法》（2017 年修订）、《排污许可证制度》（2017年）、《火电厂污染防治技术政策》（2017 年）；地方也出台《山东省小清河、南水北调、海河流域、半岛流域水污染综合排放标准》（2016 年修订）。《控制污染物排放许可制实施方案》国办发[2016]81号，明确指出率先对火电、造纸行业企业核发排污许可证。目前，尚有诸多燃煤电厂的脱硫废水处理后不能满足《火电厂石灰石—石膏湿法脱硫废水水质控制指标》（DL/T997-2006）, 特别是 COD、氨氮超标严重，更何况一些严格的地方标准，故燃煤电厂废水零排放处理势在必行。

1 燃煤电厂脱硫废水水质分析

1.1 脱硫废水水质参数（表1）

1.2 脱硫废水特点

①水质水量波动大：受限于锅炉负荷、煤质、石灰石品质、工艺水水质等。

② p H 低：一般为 4 ～ 6.5，容易腐蚀设备及管道。

③悬浮物高：固含量一般在 1% ～3%，有的甚至 5% 以上。

④ COD 高：大部分电厂 COD 均在 400mg/L 以上，而三联箱工艺处理效果一般，很难达标。

⑤电导率高：含有大量的钙、镁、氯根、硫酸根等离子。

⑥非碳酸盐硬度高：零排放工艺采用软化处理时，药剂成本太高。

2 常用零排放工艺

随着电厂废水排放标准越来越严，燃煤电厂也陆续上马电厂零排放工程，至今已经有 30 个以上的电厂完成了电厂零排放工程，还有十几个电厂在建中，正在可研立项的更是数不胜数。现有零排放项目工艺及运行状况详见表 2。

2.1 工艺路线的种类

脱硫废水零排放工艺最终需固化处理，国内固化工艺有多效蒸发系统、MVR 系统、高温旁路烟气蒸发系统（旋转雾化及双流体喷枪技术）、多效蒸发和 MVR 等。不同的固化工艺，前端的预处理及浓缩减量又不尽相同，主要有以下 3 种工艺路线。

2.1.1 软化预处理

去除废水中悬浮物、钙镁硬度等，再采用浓缩减量（如超滤、纳滤、反渗透、高低压反渗透、正渗透、电渗析等），最后固化。此路线运行成本，投资成本最高。

2.1.2 常规预处理

去除废水中悬浮物后固化。此路线运行成本其次，投资成本最低。

2.1.3 无预处理

废水直接进行浓缩减量后固化，主要工艺有结晶闪蒸和低温烟气浓缩。此工艺路线的运行成本最低，投资成本其次。第 1 种路线所有固化处理工艺均可以采用，第 2、3 种工艺路线的固化处理工艺一般采用旋转雾化系统和双流体喷枪系统。

2.2 工艺路线的发展

近几年来，从预处理到浓缩减量，再到固化，各种技术五花八门，国内零排放厂家与燃煤电厂通力合作，进行了大量的小试、中试及投运，最终摸索总结出各项技术的优劣特点。既淘汰、改进了一些技术，也新上了一些技术。以下对此进行归纳总结。

①正渗透等技术正在被淘汰使用；MVR 等蒸发设备消耗大量蒸汽和电力，占地和建筑物面积大，建设和运维成本较高，设备结垢和腐蚀等，还需进一步解决；

② 2017 年是“软化 + 膜浓缩”技术井喷的一年，但运行之后，问题也暴露出来，新上马的项目也越来越少。主要问题有：水质波动大；软化效果不好；软化药剂运行成本高；膜系统清洗困难；清洗周期和使用寿命短；抗负荷冲击能力差等问题。

③采用分盐结晶工艺，结晶盐指标能达到《GB/T5462-2003工业盐》一级标准，但电厂往往不具备工业盐的销售许可，滞销严重，这也是该工艺后期新建项目少的缘由。

④ “高温旁路烟气蒸发”在 2019 年得到广泛的应用，虽然也有相应的技术缺点，如：废水处理量有限，雾化喷头易磨损；如采用空预器前高温烟气蒸发，抽取的烟气越多，煤耗增加越大，机组效率下降，处理废水量有限等等。但瑕不掩疵，此工艺特别适用于废水量小的电厂。

⑤“结晶闪蒸或低温烟气浓缩”技术解决了“软化 + 膜浓缩”技术药剂成本高，抗负荷冲击能力差等问题，也解决了“高温旁路烟气蒸发”处理水量少的问题。对脱硫废水量较大的电厂来说，投资成本及运行成本低，系统简单，倍受业主及环保公司的青睐。

3 结语

随着脱硫废水零排放工艺路线日趋成熟，零排放工艺逐渐趋向于简单稳定、低运行投资成本、节水节能的技术路线进行发展。对于废水量小的电厂通常采用“高温旁路烟气蒸发”技术路线，废水量大的电厂采用“结晶闪蒸或低温烟气浓缩 + 高温旁路烟气蒸发”技术路线，这是国内目前主流的两种工艺路线，也是最经济、环保的工艺路线。当然，考虑到我国的水源水质和电厂条件有其特殊性，推广和提高适合我国国情的脱硫废水零排放技术，仍然需要科研、设计、设备制造和应用等各个方面通力合作，不断研究、不断完善、不断创新。

原标题：【技术汇】燃煤电厂脱硫废水零排放工艺进展

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