燃煤电厂脱硫废水零排放技术现状与发展

刘圣楠

（包头东华热电有限公司，内蒙古 包头 014040）

随着燃煤电厂水系统的梯级利用，脱硫废水处于全厂水处理的最末端环节，虽然脱硫废水水量很小，但因其水质波动大、含盐量高，已成为燃煤电厂中最难处理的废水。随着我国环境保护政策、法规的逐渐完善，环境污染治理水平的不断提高，特别是《水污染防治行动计划》发布之后，燃煤电厂脱硫废水的零排放处理已经迫在眉睫，成为燃煤电厂废水系统研究的一个重要方向。

1 脱硫废水零排放技术现状

脱硫废水零排放的实质在于废水的固化，即将废水中清洁的水进行分离，废水中的石膏、粉尘、杂盐进行固化干燥；而零排放的经济性主要取决于废水能否低成本地浓缩减量。燃煤电厂湿法脱硫废水的水量水质，与机组燃料成分、脱硫吸收剂、脱硫水源等多种因素有关。脱硫废水具有TDS高（通常在10～50g/L）、氯离子浓度高（通常在5～20g/L）、钙镁硬度高等特征，此外废水还有少量的重金属、氟化物等危险物质。针对燃煤电厂脱硫废水的水质特点，综合分析国内外脱硫废水零排放技术现状，脱硫废水零排放工艺可归纳为三个关键环节：预处理、浓缩减量、干燥或结晶。依据废水浓缩和固化的不同方式进行分类，浓缩可分为热法浓缩、膜法浓缩，固化可分为结晶分盐、干燥不出盐两种。

2 脱硫废水零排放技术

脱硫废水pH值一般在4～5之间，悬浮物（石膏颗粒、燃煤飞灰等）质量分数可高达5%～10%，同时，废水氟化物、化学需氧量（COD）和重金属超标，盐分极高，含大量的等。目前，脱硫废水零排放技术主要有蒸发结晶技术、主烟道蒸发技术及旁路热烟气蒸发技术等。

2.1 蒸发结晶技术

蒸发结晶技术指利用高温对废水进行蒸发浓缩，95%的废水经过蒸发、冷凝后可被再利用，而剩余5%的浓浆经处理后变为固体颗粒，根据其成分进行回收处理。目前成熟应用的蒸发结晶技术主要有多效蒸发（MED）、蒸汽机械再压缩（MVR）、热力蒸汽压缩（TVR）、低温常压蒸发（NED）。MED和MVR在国内电力行业均有应用实例，如广东河源电厂采用了MED技术。NED在国内电力行业无应用实例，但在石化行业有应用实例。该处理工艺成熟，蒸发回收后的水质良好。但脱硫废水中含有Ca2+，Mg2+，需经过软化处理或者使用阻垢剂来防止在蒸发过程中出现结垢，增加了运行成本。而且浓缩液蒸发产生的结晶盐固体纯度低，增加了后续处置费用。总体来看，蒸发结晶有技术成熟、可靠性高、水分可回收利用等优势，但需要进行复杂的预处理环节，软化成本高，且蒸汽热耗量大，相对经济性较差。

2.2 主烟道蒸发技术

烟道蒸发是在烟道中利用烟气的余热将雾化后的废水完全蒸发，将废水中的污染物转化为固体结晶物或盐类，最终被除尘器捕集，从烟道中去除，实现脱硫废水的零排放。烟道蒸发分为主烟道蒸发和旁路烟道蒸发2种。主烟道蒸发技术指将脱硫废水采用双流体喷嘴雾化喷射于空气预热器（以下简称空预器）和除尘器之间的烟道内，利用低温烟气余热将水分蒸发的技术，其产生的结晶盐和固体杂质随烟气进入后续除尘器被捕捉。由于空预器和除尘器之间烟气的温度一般仅有110～150℃，废水的蒸发速度较慢。同时，受除尘器入口烟道蒸发空间的限制，水分需要在1.0～1.5s完成蒸发。因此，往往需要对脱硫废水先进行浓缩减量，以降低在热量和空间上的需求。常规的浓缩减量方法有膜法和热浓缩法等，一般采用反渗透（RO）膜、常温常压蒸发器等设备。

2.3 旁路热烟气蒸发技术

旁路蒸发技术已成为目前脱硫废水零排放处理关注的热点，主要包括旁路烟道蒸发技术与旁路塔蒸发技术。1）旁路烟道蒸发是利用烟气余热进行废水蒸发结晶的技术。抽取部分空预器前350℃左右高温烟气，将废水泵送至蒸发结晶器的喷淋区，利用双流体雾化喷头将废水雾化成小液滴，废水在短时间内蒸发结晶，产生的结晶盐随烟气被电除尘器捕集。2）旁路塔蒸发技术还可以细分为双流体喷雾蒸发与旋转喷雾蒸发。采用双流体喷雾蒸发技术时，为了保证喷嘴的正常运行，对废水预处理要求较高，存在预处理设备投资与运行成本增加的问题。而采用旋转喷雾蒸发技术对废水要求较低，具有更好的适应性。

采用主烟道蒸发技术时，由于烟道内流速快、液滴停留时间短，存在无法完全蒸干的风险，如脱硫废水处理量大会导致主烟道过长。旁路塔蒸发技术可以使液滴停留时间延长，更利于蒸发，符合燃煤电厂实际情况。

3 结束语

电厂废水零排放是目前及未来电力环保的必然要求，大多数旧电厂的预处理技术仍采用三联箱设备，或对现有设备进行改造；对于新建电厂，针对不同电厂的废水特点，预处理环节有时可省略，减少废水处理的投资及运行成本。对于硬度较低的废水可利用膜法进行浓缩处理，可实现较高的浓缩倍率，但其较高的投资及运行成本有待解决。