燃煤电厂脱硫废水零液体排放技术的发展

浓缩单元采用热蒸发浓缩发，通过除盐技术使脱硫废水浓缩减量的同时实现清水回收。

脱硫废水处理中常用的热浓缩工艺有多效强制循环蒸发系统（MED）、立管降魔机械蒸汽压缩蒸发系统（MVC）和卧式喷淋机械蒸汽压缩蒸发系统（MVC）。经蒸发浓缩后废水中的TDS浓度提高到200,000mg/l左右，从而回收近80%左右的水分。也大大降低了后续蒸发结晶单元的处理量。

蒸发结晶单元将浓缩产生的高浓度盐水进行进一步蒸发，分离出结晶盐。结晶工艺主要包括多效强制循环蒸发结晶系统、卧式喷淋机械蒸汽压缩蒸发结晶系统、强制循环机械蒸汽压缩蒸发结晶系统以及自然晾晒[4]。

2.2脱硫废水零排放实例分析

该工艺路线技术成熟，在国内外都有成功运行实例。阿奎特公司为意大利ENEL电力公司旗下五个燃煤电厂设计的脱硫废水零排放处理设施，于2007年陆续投入运行。这五个电厂均采用预处理软化后接蒸发浓缩和强制循环结晶工艺，其中零排放处理系统的处理能力分别为15，35，70m3/h，处理效果稳定，运行良好[5]。

国内以河源电厂脱硫废水零排放工艺为典型代表。

河源电厂发电机组容量为2组600MW，脱硫废水处理能力22m3/h，系统投资9750万元。经处理后，实现废水零排放，蒸发结晶系统产生的盐达到二级工业盐标准。河源电厂工艺流程图如图2所示。

图2河源电厂脱硫废水零排放工艺流程图

采用两级预处理，一级反应通过投加有机硫、石灰处理，在线仪表控制废水pH值在10以上，以达到除镁除重金属的目的，反应沉淀物在投加混凝絮凝剂后沉淀去除。

二级反应器内投加碳酸钠，去除硬度同时去除硅，降低蒸发结晶系统的结垢风险。预处理段药剂消耗22～25元/吨。二级沉淀出水调节pH值保证在中性，然后送入后续的四效立管强制循环蒸发结晶系统（MED）进行蒸发浓缩结晶。

三水恒益电厂脱硫废水处理工艺主流程与河源电厂工艺类似，预处理采用常规预处理，调节pH值去除悬浮固体后直接送入蒸发结晶系统。三水电厂的蒸发结晶系统采用卧式管喷淋机械蒸汽压缩蒸发结晶系统（卧式MVC）与两效强制循环蒸发结晶（MED）相结合的处理工艺。

该系统与河源电厂的工艺相比，因为预处理没有进行硬度控制，运行药耗大幅节省。但是，由于硬度很高，水质结构倾向严重，导致后期除垢维护费用增加。

此外，废水中高浓度的氯化钙导致溶液沸点升高，使系统能耗增加[6]。由于恒益电厂的脱硫废水预处理系统没有考虑重金属等杂质的去除，使得结晶固体盐的品质不佳，只能按照危废物处理，进一步运行成本增加。

2.3现有工艺的问题

现有工艺国内外运行业绩较多，技术成熟，工艺流程短，设备种类少。但是，在实际运行中还是存在问题。

（1）设备投资高。热法蒸发浓缩和蒸发结晶设备由于运行条件复杂，进水TDS浓度高，对材质和控制要求较高，技术复杂，导致设备造价很高。虽然大量国产蒸发结晶设备的开发使得工程成本有一定的下降，但是热蒸发系

统的投资仍然占到整个工程投资成本的80％～90%。如果能够降低蒸发单元的处理规模，可以显著降低成个工程的造价。目前，已经出现利用反渗透、正渗透、电渗析等比较经济成熟的浓缩方式代替热浓缩单元的工艺路线。

（2）运行成本高。以河源电厂为例，吨水运行成本为80元，其中预处理段成本占18%，蒸发浓缩和结晶段占82%。吨水电耗22kW•h，消耗蒸汽0.28吨。蒸发浓缩结晶段采用四效MED系统，需要外来蒸汽作为热源，蒸汽成本较高占运行成本的70%以上。而恒益电厂采用卧式MVC和MED想结合的蒸发结晶工艺，吨水电耗20～25kW•h，吨水蒸汽消耗0.05～0.06吨[7]。相比较而言，恒益电厂的运行能耗比河源要低。因而，根据厂区蒸汽来源和电价的情况，采用合理的蒸发结晶工艺对运行成本的控制至关重要。

（3）结晶盐品质不高。为了得到高品质的结晶盐，需要在预处理段去除重金属，并对原水进行软化处理。然而，由于大量的硫酸根无法在于出中有效控制，致使结晶盐通常为氯化钠和硫酸钠的混合物，达不到工业盐的级别只能作为危废进行处理，从而增加了运行成本。即使在控制条件较好的河源电厂，产品品质受进水水质的影响波动较大。因而，经济可靠的硫酸根浓度控制技术对于提高结晶盐品质，降低运行成本，实现资源化非常重要。

3新型脱硫废水零排放处理路线

针对现有脱硫废水零排放工艺存在的问题，越来越多的新工艺已经被开发出来。目前有以下两种已经得到了工程应用。

3.1两级预处理/正渗透浓缩（MBC）与蒸发结晶工艺组合

正渗透MBR技术利用自然界普遍存在的渗透原理，利用选择性透过膜两侧溶液的渗透压差作为驱动力，使水自发地从原料液一侧透过选择性膜到达汲取液一侧的浓缩分离方式。正渗透技术在海水淡化、垃圾渗滤液处理等方面都有应用[8-9]。

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