燃煤电厂脱硫废水零排放技术研究

俞海防

（淮河能源电力集团有限责任公司 安徽淮南 232001）

引言

当前我国针对废水排放的标准日益严格,随着《节约能源法》、《环境保护法》和相应的用水、排水收费政策颁布与逐步实施，对火电厂产生的环境影响提出了更高要求：“实现全厂污水零排放”，新建电厂将不预留排污口。2017 年国务院印发《火电厂污染防治可行技术指南》,明确提出了相关处理工艺是实现电厂脱硫废水近零排放的可行性技术路线。为严格执行国家的法律、法规和行业规范，火电厂作为用水、排水的大户，实现燃煤电厂“零排放”已迫在眉睫[1]。零排放的关键在脱硫废水。

1 脱硫废水水质影响因素及主要特征

1.1 脱硫废水水质影响因素

目前国内应用最多，技术较成熟的脱硫工艺是石灰石-石膏湿法烟气脱硫。截至2017 年年底，全国已投运燃煤电厂烟气脱硫机组容量超过9.4×108kW，占全国煤电机组容量的95.8%[2]，其中90%以上燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术[3]。此工艺产生的废水，受煤质影响较大，因煤中可能含有包括重金属元素在内的多种元素，这些元素在炉膛内的高温条件下进行一系列化学反应，生成很多种不同的化合物。一部分化合物会随炉渣排出，另一部分随烟气进入脱硫装置吸收塔，溶解于浆液中，且在吸收浆液循环系统中不断浓缩，造成脱硫废水水质比较特殊。

1.2 脱硫废水水质主要特征

脱硫废水主要特证：第一，水质情况变化复杂。脱硫废水水质受到石灰石纯度、燃煤种类以及脱硫氧化风量等因素的影响，即使相同脱硫装备在不同时段，水质也存在较大差别[4]；第二，盐份含量较高。脱硫废水一般情况下含盐量介于10000～45000mg/L之间；第三，有较高含量的悬浮物质。根据燃煤种类不同和脱硫设备运行工况的影响，悬浮物质的浓度一般情况下介于6000～15000mg/L 之间。

2 脱硫废水预处理技术及应用

良好的预处理是实现零排放的基础。三联箱工艺是目前脱硫废水主要的预处理技术，由中和箱、反应箱和絮凝箱等组成[5]。通过对国内运行电厂调研发现其预处理工艺大体相似，宿迁某电厂采用：预沉池+直接出水至浓缩塔，陕西商洛某电厂采用：预沉池+二级软化，上都某电厂采用：预沉池+一级软化，河源某电厂采用：预沉池+两级软化反应+沉淀、澄清，长兴某电厂采用：预沉池+一级软化+砂滤。

3 脱硫废水浓缩减量技术

浓缩减量是对预处理后的脱硫废水进行浓缩处理，减少后续零排放过程的处理量，降低脱硫废水处理成本[6]。浓缩减量可回收大部分水量，降低末端处理载荷，提高系统运行效率。主要分为热法和膜法。热法技术有旁路烟气蒸发浓缩塔、余热闪蒸自结晶等；膜法技术有反渗透（RO）、海水反渗透（SWRO）、正渗透（FO）、超滤（UF）等。目前国内燃煤电厂脱硫废水浓缩主要技术如表1。

表1 国内燃煤电厂脱硫废水浓缩主要技术

4 脱硫废水零排放处理技术及应用

脱硫废水零排放的处理主要包含三个过程，预处理、浓缩减量、末端处理，其中预处理是基础，浓缩减量是保障，末端处理是核心。通过对经过预处理和浓缩减量后的浓水进行干燥处理，将溶解盐和水份进行分离，最终实现零排放。通过对国内燃煤电厂脱硫废水零排放处理工艺的详细调研，发现目前实际运用的零排放技术主要包括为以下几种：浓缩+蒸发结晶、烟道雾化蒸发、烟气余热蒸发浓缩、浓缩+干渣蒸发。

4.1 浓缩+蒸发结晶

该技术在电厂中运用较多，分为废水浓缩及浓盐水结晶两部分，目前国内脱硫废水浓缩结晶处理主要有以下几种方案。

4.1.1 多效蒸发结晶

蒸发系统主要有四个部分组成：热输入、热回收、结晶、附属系统。相当于把多个蒸发器设备串联起来发挥作用从而达到固液分离的效果。首先，从主厂区引入热蒸汽，通过处理变为低压蒸汽送至加热室对废水进行加热，通过热的交换冷凝后形成的液态水进入冷凝水箱中。预处理后的脱硫废水，通过多级加热蒸发室对废水进行热浓缩，浓缩后的高盐度废水，送盐浆箱并通过旋流器最后至末端离心机进行固液分离，分离出盐结晶体，液体再回到蒸发系统进行循环蒸发浓缩干燥，最终形成的结晶盐交于有资质的单位进行处置。多效蒸发结晶工艺成熟，但占地面积较大，蒸汽消耗量大，投资成本相对较低[7]。河源某电厂一期工程采用了该工艺。

4.1.2 MVR 蒸发结晶

MVR 技术是利用蒸发器与蒸汽泵相结合，采用热力循环压缩过程，把蒸发器排出的二次低温位蒸汽转换为高温位蒸汽，当作加热蒸汽送至蒸发器加热室，使料液维持沸腾状态，而加热蒸汽本身则冷凝成水。蒸汽冷凝和冷凝水冷却时释放的热能作为废水蒸发所需热能。闪蒸罐中产生的二次蒸汽经蒸汽压缩机压缩升温升压后，作为浓缩强制循环换热器的加热热源，重复利用了蒸汽的潜热。系统正常运行后，仅需少量外加蒸汽。

浓缩后废液排入MVR 强制循环制盐结晶系统，通过循环泵在强制循环换热器和闪蒸罐中循环，进入到结晶器分离室的浓水发生闪蒸。随着蒸发的进行，浓缩液浓度增加，蒸发继续，浓缩产生结晶盐，盐浆排至固液分离设备进行处理。通过对废水进行蒸发、结晶、干燥包装后，无需向地面水域排放废水[8]。MVR 系统技术成熟，运行维护简单，具有蒸汽需要量小、效率高、设备占地小等优点。三水某电厂采用类似工艺。

4.1.3 膜浓缩+蒸发结晶

脱硫废水经过澄清、软化、过滤等预处理，去除废水中的SiO2、Sr2+、Ba2+和其它重金属，并将永硬和暂硬降低至膜可承受的范围内；再通过膜法对废水进行浓缩减量；最后再进行蒸发结晶，最终实现固液分离。其生产出来的淡水可回用于工业水等系统。膜浓缩+蒸发结晶工艺复杂，各单元之间有多种工艺可以选择，该工艺适用性强，但系统较为复杂，运行费用较高。汉川某电厂采用该工艺。

4.2 烟道雾化蒸发

4.2.1 主烟道雾化蒸发

经浓缩后的脱硫废水，导入空预器后、除尘器前之间的烟道内，经雾化设备高度雾化后，在锅炉尾部烟气余热作用下快速蒸发，所含盐分结晶成颗粒后附着在烟气中的粉煤灰上在除尘系统中被捕集。产生的蒸气进入脱硫吸收塔进行循环利用，实现脱硫废水零排放。其优点：系统简单，投资运行费用较低，无盐饼产生，对机组热效率影响较小；缺点：对雾化系统的设计及控制要求较高，设计输入及限制条件较多,废水中的盐分析出沉积在烟道底部，造成烟道堵塞，降低效率[6]。主烟道雾化蒸发工艺在国内已有数家应用案例，如内蒙古上都某电厂、华电土右某电厂、包铝某电厂等。工艺流程见图1。

图1 主烟道雾化蒸发工艺流程示意图

4.2.2 旁路烟道雾化蒸发

从空气预热器前的主烟道引出一部分烟气，进入喷雾干燥塔，与雾化的脱硫废水充分接触，利用烟气的高温迅速蒸发脱硫废水，干燥后的大部分产物落入到干燥塔底部后被处理，产生的水蒸气和少部分结晶盐随烟气进入除尘器，结晶盐随粉煤灰在除尘器内被捕捉，水蒸气则在脱硫系统内冷凝成水，间接补充脱硫系统用水，从而实现零排放。优点：单独设置干燥塔，对主烟道影响较小；可进行底渣和飞灰分置，不影响灰的综合利用，消除结晶盐处置问题；缺点：对锅炉效率影响较大，一般为0.5%左右。工艺流程见图2。

图2 旁路烟道雾化蒸发工艺流程示意图

4.3 烟气余热蒸发浓缩

该工艺是从电除尘后的烟道内抽出一部分的烟气经过风机升压后进入浓缩塔，脱硫废水在塔内循环，水分蒸发被烟气带走至脱硫塔；盐分及重金属、悬浮物则均在塔底的浆液箱中浓缩富集；浓缩的浓浆液加入消石灰调质后再送至污泥压滤机，经压缩脱水后的污泥作为固体废弃物排出；浓液喷入专用干燥器，经干燥后粉末随同热烟气一起进入电除尘器被捕捉去除；也可将浓液喷至干渣系统，利用底渣余热及渣井的辐射热进行蒸发，结晶盐随灰渣排出。优点：直接利用烟气余热，无其它热源消耗；工艺简单，设备少，维护量较小；无需进行预处理及软化，对水质的适应性很强，只需根据废水浓度、水量调节风量，需要调节的参数少，利于运行。缺点：浓缩塔外形尺寸较大；固体废弃物的处理需要进一步研究；脱硫废水的酸性强，对脱硫塔的防腐要求高，且极易导致设备、管道的结垢与腐蚀。

4.4 浓缩+干渣蒸发

利用锅炉底渣余热及渣井的辐射热，蒸发预处理后脱硫废水。蒸干后的盐附着于干渣上，由排渣系统引出至渣仓储存。其实质就是利用渣的余热和炉膛辐射热作为蒸发热源，对废水进行蒸发。此工艺需对锅炉底部的水冷壁管道、钢带机钢带和罩壳进行喷涂防腐。

通过对国内运行电厂的调研，发现产生底渣中各种重金属含量极低，满足GB5085.3 的要求，则底渣不属于危废物，可以进行综合利用。底渣氯离子含量≤0.06%，底渣可以用来制砖，生产出的砖块具有一定的防冻性，还可以用来生产防冻加气混凝土砌块等非承重建筑材料。将氯盐和部分重金属固化在建筑材料内。优点：系统投资小，运行费用低，大大减少甚至取消了锅炉的入炉冷却风量，干渣机系统对煤种和锅炉负荷变化的适应性大大提高，使干渣机对锅炉效率影响接近于捞渣机的水平。缺点：其处理废水的容量受到渣量的限制。大唐南京某电厂采用该工艺。

结语

本文概述了燃煤电厂处理脱硫废水的全过程，重点介绍了零排放处理的主要技术及优缺点。“浓缩+蒸发结晶”“浓缩+烟道蒸发”“烟气余热蒸发浓缩”“浓缩+干渣蒸发”这四种工艺都可用于脱硫废水零排放系统。但结合目前电厂运行特点，零排放系统应尽量选用自动化程度高、维护工作量小的工艺。“膜浓缩+烟道蒸发” 工艺有成功运用经验且适用性较强。膜浓缩系统均为成熟可靠的单元，运行稳定，自动化程度高；烟道蒸发可根据实际情况选择主烟道蒸发或旁路烟道蒸发，系统简单，运行费用低，最终盐分随灰分带走，无需后续处理。建议新建电厂可以优先考虑“膜浓缩+烟道蒸发”工艺来实现废水零排放。