脱硫废水浓缩减量工艺研究

樊 梅

（中建中环工程有限公司，江苏南京 210019）

近年来国家和地方环保政策日益严格，随着2021年1月《关于推进污水资源化利用的指导意见》的发布，火电厂等高耗水行业的废水处理回用乃至“零排放”处理已成大势所趋。石灰石-石膏湿法脱硫工艺是燃煤发电厂，尤其是中大型机组烟气脱硫主流工艺技术，在脱除烟气中绝大多数硫氧化物减少大气污染的同时，烟气中的大量盐分、重金属、悬浮物等会不断富集在浆液中，会引起设备及管道的腐蚀，减少脱硫吸收塔设备的使用寿命，严重时抑制吸收塔内反应过程，降低脱硫效率，因此每隔一段时间必须排出定量的脱硫废水。脱硫废水具有高悬浮物、高含盐量及重金属种类多等特性，一直是全厂废水“零排放”的“老大难”。随着技术的发展，低温蒸汽负压闪蒸结晶工艺、低温烟气塔式浓缩工艺、高压反渗透工艺、MVR蒸发结晶工艺、主烟道蒸发雾化工艺、旁路烟道蒸发雾化工艺及“管式微滤+纳滤+SCRO+DTRO+MVR蒸发结晶”工艺等废水处理工艺得到了示范应用，为脱硫废水“零排放”发展提供了技术支撑。

1 脱硫废水来源及水质

火电厂燃煤中含有包括重金属元素在内的多种元素，如钙、镁、铁、磷、氟、氯、砷、铅、汞，这些元素分别以有机或无机化合物的形态存在，在燃烧中生成了多种形态的化合物，一部分残留在灰渣中，随炉渣、飞灰排出，另一部分随烟气进入脱硫装置，溶解于吸收浆液中。在不断循环洗涤烟气的过程中，浆液会富集氯离子和重金属元素等，引起脱硫设备腐蚀，还会影响脱硫效率，降低石膏品质。在脱硫装置运行过程中，需定期排出一定量的废水同时补充新鲜水来稀释浆液中氯离子浓度，排出的这部分废水就是脱硫废水。脱硫废水中COD、SS、pH等水质超标，并且很多成分是国家严格控制的第一类污染物，若直接排放，将会严重污染环境，必须加以治理后才能排放。

脱硫废水水质与烟气成分、飞灰成分、吸收剂、工业水水质等多种因素有关，由于电厂燃煤成分不同、采用的脱硫剂成分不同，产生的废水水质有较大差异。脱硫废水主要特点是成分多，水质变化大，盐含量高，硬度高，易结垢，悬浮物含量高，腐蚀性强。

如表1所示，脱硫废水的水质很差，其中电导率、氯离子、硫酸根离子及溶固含量严重超标，如果不处理就直接排放，会严重污染自然水体。

表1 江苏某电厂脱硫废水水质参数

2 脱硫废水“零排放”主要技术路线

当前脱硫废水“零排放”工艺主要包含三个单元，一是传统的三联箱预处理单元，二是浓缩减量单元，三是末端的蒸发固化单元。

2.1 脱硫废水预处理工艺

脱硫废水预处理工艺路线比较单一，通常采用传统的“三联箱”工艺，可初步去除废水中的污染因子，如：悬浮物、pH、氟离子以及少量重金属元素等。废水收集到废水箱后，进入调节箱调整pH到9～10，可以使氟化物及部分重金属离子产生沉淀物。经调节pH后的废水自流至反应箱，在硫化物和氯化铁作用下，废水中的重金属污染物转化为易于沉淀分离的化合物。反应箱的废水自流至絮凝箱，在高分子助凝剂作用下，废水中的氟化物和重金属沉淀形成大的矾花。絮凝箱废水自流至澄清池，在澄清池下部絮凝状矾花沉淀下来形成污泥，送入压滤机进行脱水处理，澄清池上部的清液自流进入净水箱。净水箱内水质基本清澈，但是仍含有大量的氯离子，pH低，易对管道、设备造成腐蚀，需进一步处理，如图1所示。

图1 脱硫废水预处理工艺

2.2 脱硫废水浓缩减量工艺

脱硫废水含盐量通常在2%～5%，通过浓缩减量工艺后浓缩液中含盐量可达到15%～20%，蒸发过程中产生的凝结水水质较好，可回用至循环水系统或其他用水系统，浓缩后待处理的废水量大幅降低，降低了后续固化工艺投资。在浓缩减量工艺中，膜法浓缩工艺对进水的水质要求比较高，出口水质也较好，但是由于其高昂的投资与运行费用导致应用并不广泛，更多用于后续有分盐工艺的废水处理。在电厂由于蒸汽和热烟气来源便利，热法浓缩工艺得到了广泛应用，其中以蒸汽作为热源的负压多效蒸发工艺和以烟气作为热源的低温烟气蒸发应用最为广泛。蒸汽负压多效蒸发工艺利用水溶液沸点随压力降低而降低的原理，在真空状态下，采用100°C左右的低品质蒸汽作为热源，实现了蒸汽的分级利用。低温烟气蒸发工艺布置在脱硫装置入口，利用脱硫原烟气作为热源，降低了原烟气温度，减少了脱硫装置水耗，如图2所示。

图2 脱硫废水浓缩减量工艺分类

2.3 脱硫废水蒸发固化工艺

脱硫废水经浓缩减量后，水量大幅降低，但是水中污染物总量基本不变，仍未达到“零排放”要求。对于需要分盐的废水“零排放”工艺，通常采用干净的蒸汽作为结晶热源，制取杂盐供化工行业使用。从投资成本和安全性考虑，大多数电厂更倾向于采用旁路烟道雾化干燥工艺，从SCR脱硝后空预器前300°C左右的高温烟气引出一股作为热源，将废水进行浓缩雾化，盐分干燥后形成的固体物与灰尘混合，被除尘器捕捉下来，对粉煤灰的综合利用基本没影响。以某电厂2×330MW机组为例，脱硫废水水量为150t/d，废水ρ（Cl-）在17 000mg/L左右，每天Cl-的产生量为2 550kg；每台锅炉产生粉煤灰为30.23t/h，2台锅炉日产生粉煤灰为1 451.04t，粉煤灰按20%的比例作为原料掺做水泥，则Cl-在水泥中的占比为0.036%，低于GB 175—2007《通用硅酸盐水泥》要求的0.06%。因此，烟道雾化干燥工艺不会影响粉煤灰的资源化，如图3所示。

图3 脱硫废水蒸发固化工艺分类

2.4 脱硫废水“零排放”工艺路线组合

每一种废水处理工艺技术具有不同的优缺点和适用边界条件，在制定电厂废水“零排放”技术路线时，应考虑电厂实际情况，如厂区布置、机组运行水平、脱硫废水水质和水量、投资成本、运行成本等，选取几种适用的技术路线，并进行详细的可行性分析，从而得出适合的废水“零排放”方案。根据目前国内相关技术的最新发展情况，推荐脱硫废水“零排放”工艺路线如下：

（1）低温蒸汽负压三效蒸发浓缩+高温烟气旁路烟道干燥，该工艺不需要加药预处理，对水质适应性好，由于采用了高温烟气旁路烟道干燥工艺，利用空预器前部分烟气热量为热源，锅炉效率会有少量降低，适用于300MW以上机组且废水量不超过3m3/h/100MW。

（2）预处理+低温烟气蒸发浓缩+高温烟气旁路烟道干燥，该工艺利用脱硫塔入口烟气废热，直接传热传质，蒸汽变成淡水直接进入脱硫塔，脱硫系统工艺用水量减少，会影响水平衡，对于使用主体循环水排水的脱硫装置，由于用水量减少，影响主体循环水系统的安全经济运行，适用于没有安装低温省煤器、排烟温度较高的机组。

（3）预处理+高温烟气旁路烟道干燥，该工艺减少了浓缩减量环节，直接抽取高温烟气，通过旁路干燥塔进行干燥处理，工艺流程短，投资低，但是由于全部采用高温烟气进行蒸发干燥，对锅炉热效率影响大，煤耗增加，适用于废水量较少的机组，以废水量不超过1m3/h/100MW为宜。

（4）预处理+膜法浓缩+蒸汽加热结晶方案，该工艺直接回收高品质水资源，末端产品能够直接得到综合利用，但是投资高，吨水直接运行成本高，适用于废水总量大，有工业盐销售渠道的电厂。

3 结束语

由于各火电厂煤质、水质各不相同，导致进入脱硫系统的烟气参数不尽相同，排放的废水量和水质也差别较大，脱硫废水“零排放”工艺方案论证、实施时需综合考虑，要遵循“一厂一策”原则，尽量选择系统简单、对主机运行影响小的工艺路线。