燃煤发电厂脱硫废水零排放方案比选研究

北极星环保网讯:分析了脱硫废水零排放技术发展水平，将燃煤电厂脱硫废水零排放处理过程归纳分为预处理、浓缩减量和蒸发固化三段；介绍了每段主要目的及其技术方法，分析了不同技术的原理与优缺点；展望了脱硫废水零排放处理技术的发展趋势，认为高温旁路烟气蒸发在蒸发固化中具有较强的优势，在此基础上探索新型预处理技术，提高废水及其所含高浓缩盐的回收率，进一步降低脱硫废水零排放投资与运行成本，将是今后的研究重点。

关键词：燃煤电厂；脱硫废水；零排放；方案比选

目前我国电源结构仍然是以燃煤火力发电为主，2015年全国总发电量为57399亿千瓦时，其中燃煤火电机组发电量为38977亿千瓦，占总发电总量的67.9%。燃煤电厂脱硫技术大多数采用石灰石-石膏法烟气脱硫技术（FGD法），FGD法具有脱硫效率高（大于90%，可达97%）、运行可靠（大于95%）、适应范围广、技术成熟、附产物可出售等优势。

这种湿法脱硫工艺为了维持脱硫系统的正常运行，浆液中氯离子与微细粉尘的浓度需维持在一定水平：为防止脱硫系统材料的腐蚀，浆液氯离子浓度一般维持在12000～20000mg/kg；为维持较高的脱硫效率及防止塔体结垢，浆液密度一般控制在1075～1150kg/m3，因此必须从脱硫系统中排出一定量的废水，从而保证FGD系统安全可靠性的运行。

脱硫系统排出的废水，其pH为4～6，同时含有大量的悬浮物（石膏颗粒、SiO2、Al和Fe的氢氧化物）、氟化物和微量的重金属，如As、Cd、Cr、Hg等[4]，如果废水直接排放将对环境造成严重危害，因此这部分废水经处理后一般用于干灰调湿或者灰场喷洒。

随着《水污染防治行动计划》（水十条）的颁布及脱硫废水“零排放”（ZeroLiquidDisge，ZLD）概念的提出，尽可能回用脱硫废水并回收废水中的有用资源，是火力发电厂脱硫废水系统研究的一个重要方向。

1现有脱硫废水处理与回用方法

1.1脱硫废水特性

石灰石-石膏湿法脱硫技术脱除烟气中的SO2的效率可达90%以上，因此在燃煤电厂中广泛使用，但随之而来的却是带来了大量的脱硫废水需要处理。脱硫废水的水量与水质受脱硫工艺补水水质、石灰石品质及燃煤种类等因素的影响。目前普遍采用控制吸收塔内的Cl-含量来确定脱硫废水的排放，大多数电厂脱硫废水排放时Cl-的质量浓度小于20g/L。脱硫废水具有以下的特点：

（1）脱硫废水呈酸性水质，一般其pH＜7；（2）脱硫废水中含有大量的飞灰、絮凝体等，导致悬浮物含量高，质量浓度可达10g/L；（3）Cl-含量高，通常脱硫废水排放Cl-的质量浓度控制在10～20g/L，具有很强的腐蚀性能；（4）采用石灰石-石膏脱硫技术，脱硫废水中含大量的Ca2+、Mg2+等离子，总硬度高，以碳酸钙计质量浓度可超过10g/L。更含有大量的重金属与盐类；（5）因燃煤中含有众多的元素，所以脱硫废水中含有大量的重金属以及非金属如氟、砷等污染物。

1.2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。

2脱硫废水“零排放”处理工艺

2.1化学沉淀

化学沉淀是通过投加化学药剂使水中的钙、镁离子形成沉淀而被去除，从而使废水得到软化。该法可有效去除钙、镁和硫酸根等离子，技术成熟，但污泥量大。根据采用的药剂不同，常用的方法有石灰-碳酸钠法、氢氧化钠-碳酸钠法。两者均有较好的软化效果；后者相比于前者，投加量少，对Ca2+、Mg2+去除率更高，但SO42-去除率偏低。此外，还可利用脱硫后烟道气中的CO2去除废水中钙离子，成本较低，但运行不稳定，目前还未见有工程实例。

2.2混凝沉淀

化学沉淀后的废水含有大量胶体和悬浮物，通过投加混凝剂，混凝沉淀使其形成絮凝体，经沉淀过程发生固液分离而从水中去除。混凝沉淀尽管可有效去除水中大部分悬浮物，但出水仍含有部分细微悬浮物，且处理效果不稳定，易受水质波动的影响。常用的混凝剂有聚合氯化铝和聚硅酸铁，后者在脱硫废水处理中的效果优于前者。

2.3过滤

为进一步降低废水的浊度，确保后续系统进水水质，混凝沉淀常常需与过滤单元联用。常用的过滤技术有：多介质过滤、微滤、超滤、纳滤等。其中，内压错流式管式微滤，膜管内料液流速高，前处理无需投加高分子絮凝剂，甚至无需沉淀池，自动化程度高，运行稳定，适用于高固体含量废水的处理，因而在脱硫废水预处理中具有一定的技术优势。此外，纳滤可实现不同价盐的分离，实现脱硫废水的资源回收，如华能玉环电厂用纳滤纯化的NaCl溶液制备了NaClO等药剂。

由于脱硫废水水质复杂多变，实际工程需根据水质特性及后处理系统的要求来选择适宜的预处理方法。如软化处理时，废水Ca2+、Mg2+含量高而SO42-含量低时，宜采用氢氧化钠-碳酸钠法；Ca2+、Mg2+和SO42-含量都偏高时，宜选用石灰-碳酸钠法；此外，为分别回收不同价态的盐，则需增设纳滤将单价与多价离子分离。

2.4膜法过滤类工艺

由于脱硫废水“零排放”对水盐分离程度要求很高，通常采用多重反渗透过滤工艺。反渗透工艺首先需要经过预处理，反渗透预处理工艺以膜过滤为主，辅以杀菌工艺和沉淀工艺，目的是去除水中的悬浮物和微生物，使处理后的水质能够初步满足反渗透的进水要求。

主体工艺通常采用两段反渗透系统，由于二段系统的进水为一段系统的浓水，需用专门的化学药剂对其进行处理，以确保二段系统的进水参数符合要求。同时在其进入二段系统前，可针对其水质情况，添加专业的阻垢剂和调节剂，确保系统稳定运行。产品水进入回用水池，系统中少量的浓水可用来冲渣，实现水处理系统的“零排放”。

神华亿利煤矸石电厂高效反渗透废水处理工艺系统主要采用“石灰软化+过滤+离子交换+反渗透”的处理工艺，主要包括废水收集和输送系统、预处理系统、离子交换系统、反渗透系统、RO浓水回用系统、加药系统、压缩空气系统。该厂使用了美国PROC-0S反渗透膜元件，反渗透进水pH基本维持在8～9之间，系统运行较为稳定。Ca2+、Mg2+、Fe3+等在预处理阶段已得到了较好的控制，且总回收率和脱盐率均达95%左右，基本实现了“零排放”。

2.5烟道蒸发

烟道蒸发按其蒸发位置的不同，可分为直喷烟道余热蒸发和高温旁路烟气蒸发。直喷烟道余热蒸发原理为：在锅炉尾部空气预热器与除尘器之间的烟道内设置喷嘴，将预处理浓缩后的废水雾化；雾化液滴在高温烟气作用下快速蒸发，随烟气排出，而废水中的杂质则进入除尘系统随粉煤灰一起外排，从而达到零排放的目的。

河南焦作某电厂初期采用该法，运行情况表明，该工艺投资和运行成本较低。然而，低低温电除尘技术的普及，使得直喷烟道余热蒸发可利用的有效烟道长度减小，狭窄的空间限制了蒸发的水量。

结语

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。通过对脱硫废水“零排放”方案的研究可知，建设项目脱硫废水“零排放”处理方案选择时应根据项目自身建设条件及其他限制条件，综合考虑后选择符合项目建设最合理和经济的方案

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