燃煤电厂脱硫废水零排放技术应用与研究进展

燃煤电厂脱硫废水零排放技术应用与研究进展

1 韩丽燕 2 单连英 1 新疆中泰创新技术研究院有限责任公司 2 新疆生产建设兵团建设工程（集团）环境工程有限公司

摘要：石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺具有脱硫效率高、脱硫剂丰富、负荷范围广的优点，占我国火电发电厂烟气脱硫工艺总量90%以上。但其产生的脱硫废水呈酸性且具有高悬浮物、高盐量、高COD、高腐蚀性、高危害等特点，复杂的水质特点使其当选为燃煤电厂湿法脱硫系统终端水质最恶劣的废水。解决脱硫废水“零排放”的问题即实现全厂废水的“零排放”。随着我国环保要求和节能意识不断提高，优化火电发电厂废水处理工艺、提高水资源利用率、实现废水资源“零排放”和循环再利用是大势所趋。

关键词：脱硫废水;零排放;烟道蒸发;蒸发结晶;燃煤电厂

引言

随着人们生活水平提高，对SO₂排放治理非常迫切。绿色发电成为发电厂未来发展的战略方向，大部分火电厂烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法，产生的脱硫废水水质复杂，浊度、含盐量、氯离子、重金属、易结垢离子、COD 及氨氮含量高，且水质波动很大，极易造成设备结垢和腐蚀。随着国家相关环保政策的出台，国家对火电厂的废水排放监管必将日趋严格。因此，如何通过优化用水流程及增设废水处理设施实现废水减排，直至最终实现全厂废水的零排放，将是目前各大发电公司需要面对和解决的问题。

1概述

随着近年来我国火力发电的快速发展，环境问题不断凸显。受水资源短缺问题的影响，废水零排放备受关注。目前火电行业高盐废水处理工艺主要有两个大方向，一是蒸发结晶，二是烟气余热蒸发。其中蒸发结晶器造价高，而烟气余热蒸发受烟气量的限制。目前高盐废水综合治理工艺流程分三个步骤：第一步：预处理，去除悬浮物、硬度、碱度、重金属等；第二步：浓缩处理，减少废水的量，以降低末端蒸发结晶或烟气蒸发的投资；第三步：固化处理，采用蒸发结晶或烟气加热，实现废水“零排放”。

2零排放现状

目前，国内大多数电厂仍在采用传统化学沉淀的方法（即“三联箱”）对脱硫废水进行达标排放处理，由于该方法对氯离子等可溶性盐成分没有去除效果，因此无法满足日趋严格的环保排放要求。近年来，脱硫废水的零排放已逐渐成为业内关注的热点，不少电厂已经开展了零排放技术的工程推广。脱硫废水零排放技术已在300～1000MW等多类型机组取得应用，不少电厂在处理脱硫废水的同时，也会协同处理一些其它高盐废水（如化学再生水等），处理水量最高可达120m³/h。脱硫废水的零排放工艺主要包括预处理、浓缩和固化等环节。固化是指采用一定方式对废水进行固液分离的技术，目前固化工艺主要有高温烟气旁路蒸发和蒸发结晶。浓缩和预处理需根据固化技术、废水水质、水量和电厂运行状况等因素进行综合选择。浓缩是为了降低后端固化阶段成本与能耗，当废水量较大时，一般都需采用浓缩的方式对废水进行减量，主要包括膜浓缩和热法浓缩。由于脱硫废水水质很差，而大多数浓缩技术对进水水质的要求相对较高，所以往往先需对废水进行深度预处理。

3脱硫废水零排放主要处理工艺简介

3.1自然蒸发结晶

自然蒸发结晶就是传统的制盐方法，脱硫废水经过预处理软化、浓缩（膜法或热法）减量后，通过建设蒸发塘，在合适的气候条件下，有效利用充足的太阳能，将高浓盐水逐渐蒸发结晶，结晶盐填埋，浓缩过程产生的水回收利用。此方法投资和运行成本低，不过需要建设大晒场，占地面积大，同时此方法需要一定的气候环境：常年风速大、日晒时间长、降雨量小、蒸发多。

3.2膜浓缩+蒸发结晶

膜浓缩是根据渗透压的原理，利用特殊的膜材料，将水分从盐液中提取，使盐水得到浓缩，达到减量的目的。膜浓缩的技术方案比较多，常应用于废水零排放的主要有反渗透、正渗透、电渗析及 DTRO 技术等。浓缩后的废水通过盐结晶装置使盐分结晶析出，实现固液分离。

该方案技术成熟，占地面积相对较小，已应用于国内多座电厂。

3.3预处理+多效蒸发结晶

脱硫废水经预处理后，进入多效蒸发浓缩结晶系统。多效蒸发浓缩结晶系统

由相互串联的多个蒸发器组成，加热蒸汽被引入第一效，加热其中的废水，使废

水蒸发产生比加热蒸汽温度低的几乎等量蒸汽。产生的蒸汽被引入第二效作为加

热蒸汽，使第二效的废水以比第一效更低的温度蒸发。这个过程一直重复到最后

一效。第一效冷凝水返回热源处，其它各效冷凝水汇集后作为产水输出。同时，

废水经过由第一效到最末效的依次浓缩，在最末效达到过饱和而析出结晶盐，由

此实现废水的固液分离。

该工艺系统运行稳定、水质水量调节范围大，占地面积相对较大，但系统运行较复杂，目前应用于河源电厂一期工程等。

3.4低温烟气旁路蒸发

该技术是将脱硫废水进行软化处理后，在空预器后的烟道内设置双流体喷枪，将脱硫废水直接喷射到烟道内干燥，干燥后的粉尘进入静电除尘器实现脱除，最终掺混到粉煤灰中。但低温烟气温度低，不能满足干燥的要求，对烟道及烟道内支撑杆造成结垢和腐蚀；高含盐量废水可能堵塞喷嘴。该方案工艺比较简单，占地面积小。目前在国内几个试点项目投运后，出现了一系列烟道腐蚀、除尘器堵塞等问题，目前没有大范围推广。

3.5低温烟气旁路浓缩+热风蒸发

脱硫废水不需要进行复杂的预处理，一般设置预沉池即可满足要求，系统主

要包括浓缩单元、调质单元和干燥单元三部分。

该工艺利用脱硫塔前高温烟气余热实现废水的浓缩减量，抽取空预器风道出口热二次风进入干燥床进行蒸发，利用高温热二次风实现浆液的彻底干燥，干燥粉尘气力输送、均匀掺混进入烟道，由除尘器收集。其中干燥塔及浓缩塔需要分别单独配置增压风机，以克服系统阻力。

该方案占地面积相对较小。该技术对煤耗及灰分有一定的影响，目前应用于

泰州电厂#2 机组的脱硫废水处理。

3.6烟道旁路旋转雾化喷雾蒸发

该工艺采用旋转喷雾干燥技术（WSD），不用预处理。喷雾干燥是一种将溶液、乳浊液、悬浮液或浆料在热风中雾化成细小的液滴，在它下落过程中，水分被蒸发而形成粉末状或颗粒状的过程。当热烟气经过分散进入 WSD干燥塔时，脱硫废水利用旋转雾化器雾化成细小雾滴与其进行接触，水分被迅速蒸发。通过控制气体分布、液体流速、雾滴直径等，使雾化后的雾滴到达WSD干燥塔壁之前被干燥。脱硫废水中的盐类最终形成粉末状干燥产物。干燥产物随烟气进入除尘器进行处理。

该处理工艺流程简单，但烟气中水分增加，运行烟温提高，导致运行烟气量

增大，阻力升高；除尘器以及引风机运行阻力增大，电耗增加；空预器出口烟温

降低，相应烟冷器换热量较小，MGGH系统辅助蒸汽消耗量增加。

该方案占地面积小，应用实例少，对煤耗及灰分有一定的影响，2017年7月在山西临汾热电厂作为烟道旁路旋转雾化喷雾蒸发工艺示范工程投运。

3.7预处理+膜浓缩+烟道旁路喷雾蒸发

脱硫废水经预处理及膜浓缩后，进入烟道旁路脱硫废水蒸发装置，前后设置

电动隔离阀，入口装有电动调节阀，烟气流量流速可控，蒸发管内部结构简单且

可根据蒸发水量进行设计，确保液滴在结晶器内100%蒸发，避免了对电厂原有

设备的不利影响；可单独隔离的设计方便了后续的运行维护。根据蒸发结晶器进

出口温度、烟气流量、烟气湿度等参数，结合锅炉负荷，动态调整雾化水量，确

保液滴 100%完全蒸发，实现脱硫废水“零排放”。

该方案占地面积相对较小，避免了对主烟道的直接影响，对煤耗及灰分有一

定的影响，应用实例少。

3.8烟道直喷蒸发

脱硫废水经预处理后直接喷入主烟道，利用烟气的高温直接蒸发，干燥盐分随烟气进入除尘器截留，混入粉煤灰。

该方案存在烟道壁和喷嘴严重结垢和腐蚀，喷雾装置的废水喷嘴需要频繁清

洗等问题，可靠性和稳定性不高。

3.9低温闪蒸浓缩

该工艺在脱硫吸收塔入口烟道位置安装烟道换热器，其工作介质为工艺水，

在烟道换热器中利用烟气余热加热，在一效真空泵产生的负压工况下，生成负压

蒸汽，给脱硫废水处理装置提供热源。脱硫废水经废水收集水箱由进料泵送入加

热器，将废水加热至设计温度后进入多效分离器，经多次循环浓缩后，进行汽、

液分离初步浓缩，物料在增稠器内进一步冷却闪蒸浓缩，达到所需浓度的浓液（混

合固体）从底部由出料泵抽出，送入下道工序，上部稀溶液返回蒸发系统继续浓

缩，整个过程形成一个连续循环作业体系。

该处理工艺流程简单，没有预处理设施，对设备材质要求高；凝结水可回用；

增加烟道换热器后，烟气系统总的阻力升高；除尘器以及引风机运行阻力增大，

电耗增加。

该方案占地面积小，应用实例相对较少，已运行电厂有灵州电厂和哈密大南

湖电厂，2017年在天津大港电厂作为低温闪蒸浓缩结晶工艺示范工程投运。

结束语

（1）脱硫废水零排放技术多种多样，但归根到底离不开预处理、浓缩减量和固化。目前预处理技术均需投加化学混凝药剂，虽然有些脱硫废水可以使用膜过滤，但离不开化学混凝药剂的投加，药剂使用量大，运行费用很高。（2）浓缩减量技术包括热法减量和膜法减量。热法减量技术工艺流程简单，但是运行费用高。膜法减量工艺流程长，但运行费用低，膜法减量技术可以由各种不同的膜处理技术组合而成，方式多变，发展较快。（3）固化处理技术均是利用热量对废水进行固化。目前蒸发结晶技术比较成熟，MVR、TVR强制循环结晶技术应用较多，但是投资和运行费用均较高；蒸发塘工艺由于苛刻的应用条件限制了其应用；烟道蒸发和烟气余热利用等技术由于没有对终端固化产物进行处理，存在一定的环境风险。（4）脱硫废水零排放在技术上是可以实现的，但是由于其昂贵的一次性投资及高昂的运行成本，限制了脱硫废水零排放工程的应用与发展。

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