燃煤电厂湿法烟气脱硫废水零排放蒸发浓缩工艺应用综述

北极星环保网讯:燃煤电厂脱硫吸收塔产生的脱硫废水具有高含盐量、高硬度、高Cl-的特征，具有较强的腐蚀性和结垢性，目前，国内外燃煤电厂脱硫废水“零排放”技术主要采用热蒸发处理工艺，该工艺包括蒸发浓缩工艺和烟道蒸发工艺。

1、常规处理方法与回用途径

1.1脱硫废水的排放量

燃煤电厂运行中，一般通过控制脱硫吸收塔内浆液Cl-浓度来确定废水排放量。以某2x600MW机组为例,脱硫废水排放量为17.3m3/h(吸收塔浆液C1-质量分数20kg/m3)。若工艺水水质较差或者需要控制更低的C1-质量分数，则脱硫废水排放量会有所增加。

1.2脱硫废水的水质特征

脱硫废水中的污染物成分及含量与煤种、脱硫工艺与运行方式、烟尘量、石灰石品质、石膏脱水效果、SCR系统氨逃逸率等多种因素有关。

通过多个电厂的监测数据发现，脱硫废水的水质特点主要有：1)PH值为4~6.5,呈酸性;2)悬浮物含量高,一般在10000~15000mg/L之间;3)含有微量的汞、铅、铬等重金属离子和砷、硒、氰化物等污染物;4)含有大量Ca2+Mg2+阳离子和Cl-、HS03-、HC03-等阴离子，溶解性固体总量(TDS)—般在25000~60000mg/L之间，其中Cl-含量一般在5000~20000mg/L之间。

由此可见，脱硫废水具有高含盐量、高硬度、高Cl-的特征，具有较强的腐蚀性和结垢性。

1.3常规处理方法和水质

国内脱硫废水常规处理工艺一般采用加石灰中和(碱化)、絮凝、沉降处理后，经澄清/浓缩、pH调整达标后回用或排放。该工艺主要去除了悬浮物和大部分重金属、氟化物。

出水水质达到《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》(DI/T997—2006)标准。但系统出水仍具有含盐量高、Cl-、F-含量高和痕量重金属的特点。废水中还可能存在的硒、硝酸盐、有机物等成分不能通过常规处理工艺去除，仍可能对水体造成一定污染。

1.4传统的回用途径

(1)用于水力冲灰或灰场喷洒:对于采用水力冲灰系统的燃煤电厂，可以将经过常规处理的脱硫废水排水作为冲灰水。例如西柏坡发电厂于2000年6月投运的全厂废水处理系统，其所有厂区废水均用于水力除灰，实现厂内闭式循环使用，也有部分采用干除灰的电厂，将脱硫废水用于干灰调湿、灰场喷洒，但消耗水量小。

(2)用于除渣系统:对于采用水力除渣或湿式除渣系统的燃煤电厂，有电厂尝试将脱硫废水作为除渣系统补水。但据报道,这种回用途径受到渣系统闭式循环水量的限制，还会引起系统堵塞、设备及管道腐蚀问题而影响系统可靠性。

燃煤电厂目前已普遍采用干除灰、灰渣综合利用等措施，除灰、除渣系统已不具备回用大部分废水的能力。

2、脱硫废水“零排放”技术

废水“零排放”又称零液体排放(ZLD),—般是指电厂不向外部水域排放任何废水，所有离开电厂的水都是以蒸汽的形式蒸发到大气中，或是以少量的水分包含在灰和渣中。目前，国内外燃煤电厂脱硫废水“零排放”技术主要采用热蒸发处理工艺，该工艺包括蒸发浓缩工艺和烟道蒸发工艺。

烟道蒸发工艺是将脱硫废水用泵送到除尘器前烟道，经喷嘴雾化后在烟道内蒸发，废水中不溶物与盐类与飞灰一起被除尘器捕集而达到不排废水的目的。烟道蒸发技术要求除尘器前烟气温度较高,存在雾化效果差、运行不稳定等问题，对机组和煤种的适用性不足。

蒸发浓缩工艺是利用蒸发器将脱硫废水进行浓缩，产品水回用,而浓缩水可通过结晶、干燥工艺转化为固体盐进行处置。这类技术对废水水质、机组和煤种的适用性广，具备较广的应用前景。

2.1蒸发工艺概述

由于蒸发工艺可以达到浓缩溶液、获得固体溶质、制取纯净溶剂等目的,在化工、食品、海水淡化等行业得到广泛应用。蒸发过程中溶剂汽化需要吸收大量汽化热，因此蒸发操作是大量耗热的过程。目前，在化工行业主要采用多效蒸发(MED)工艺来提高加热蒸汽的利用率和改善传热条件，从而降低蒸发单元的能耗。

为减小蒸汽耗量，又研发出采用机械蒸汽再压缩（MVR或MVC)技术的蒸发器。MVR(MVC)技术是将二次蒸汽经机械驱动的压缩机绝热压缩后送入蒸发器的加热室，二次蒸汽经压缩后温度升高，与蒸发器内沸腾液体形成足够的传热温差，故可重新作为加热剂用。这样，只需补充一定量的压缩功，便可将二次蒸汽的大量潜热加以利用。通常使用电动机作为压缩机的驱动装置。

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