燃煤电厂脱硫废水零排放工艺进展分析

韩志成

摘要：现如今，我国是社会经济迅猛发展的新时期，人们的生活质量有了大幅度提升，科学技术发展十分迅速，本文就国内燃煤电厂烟气脱硫废水零排放技术的研究进展，以及结合笔者多年参与的试验研究和工程建设的经验，对该技术提出了论证和探讨。

关键词：脱硫废水；零排放；技术

引言

目前国内燃煤电厂控制SO2污染主要采用湿法脱硫技术，湿法脱硫工艺为了维持脱硫系统的正常运行、防止脱硫系统的腐蚀，浆液中氯离子浓度不能过高，因此必须从脱硫系统中排出一定量的废水，以保证整个湿法脱硫系统及主机的安全可靠运行。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。

1脱硫废水技术路线选择的总原则

1)可靠和经济性原则。便于运行和维护，满足脱硫废水零排放系统长期稳定运行的要求。2)一厂一策原则。坚持因地制宜、因煤制宜、因炉制宜的原则，充分考虑各厂脱硫废水产生和排放实际情况。3)协同性原则。脱硫废水处理系统要与现有污染控制单元，如脱硫、脱硝、除尘等节能环保设备协同考虑。4)无害化原则。脱硫废水处理的产物要实现无害化和资源化，不能产生新的二次污染。

2常用零排放工艺

2.1预处理技术

由于脱硫废水中含有大量SS颗粒、重金属，以及Ca2+、Mg2+、SO42-等结垢性离子，为了满足后续水处理单元的进水水质要求，脱硫废水必须进行预处理。目前应用较广的为石灰(或烧碱)-纯碱软化工艺，通过投加石灰（或烧碱）和Na2CO3，去除水中的Mg2+和Ca2+，降低水的硬度。该工艺具有稳定性和可靠性好的优点，但运行过程中投加大量的化学药剂，形成大量污泥沉淀，增加处理成本。相比于石灰软化工艺，采用烧碱软化脱硫废水具有有效利用率高、对镁硬度去除率高等优点。研发了石灰-芒硝-烟道气软化工艺，利用烟道气中的CO2替代纯碱进行预处理。首先添加石灰乳和芒硝，生成Mg(OH)2和CaSO4沉淀，部分石灰乳与Na2SO4反应生成NaOH。芒硝的添加可以提高Ca2+的去除率，并且有利于提高NaOH产量。然后利用锅炉排出的烟道气中含有的CO2与废水中的Ca2+反应生成CaCO3沉淀，达到除去Ca2+的目的，SO42-以芒硝形式分离。此方法比石灰(或烧碱)-纯碱法工艺过程复杂，工艺控制难度较大，工程造价较高，还未投入到实际的工程应用中。除此之外，还有离子交换和膜过滤软化预处理技术，去除水中的Ca2+和Mg2+，降低水的硬度。但对于硬度过高的废水，存在建设成本和运行费用高的问题，并且对进水水质有较高要求，可作为药剂软化后的深度软化。

2.2反渗透(ＲO)

ＲO技术最初常用于海水淡化，全球近80%的海水淡化处理技术均采用反渗透。ＲO以压力差为推动力，在高浓度水溶液一侧施加压力，使高浓度水溶液侧与低浓度水溶液侧的压差大于渗透压，则高浓度水溶液中的水通过渗透膜进入低浓度水溶液中。起初对反渗透的研究主要是反渗透膜的改进，如具有较好的半透性醋酸纤维制成的反渗透膜;随着纳米技术的发展，将纳米材料应用于膜，为反渗透膜开辟了新的道路。目前反渗透膜市场主要以薄膜复合材料(主要是TFC)为主，具有能耗低、处理能力高等优势，已广泛用于脱硫废水处理，其操作压力在2～100MPa，可分离分子量小于500的小分子物质，水的渗透通量为0．1～2．5m3/(m2·d)。但ＲO系统易发生膜污染与结垢堵塞，需定时清理膜组件，且需达到反渗透的进水要求。经一级ＲO浓缩的浓水，其盐浓度未能达到可直接进行蒸发结晶的盐浓度，所以，采用ＲO无法将盐水浓缩至可结晶固化水平。利用“微滤+反渗透”工艺对预处理后的火电厂脱硫废水进行深度处理，该工艺系统运行稳定，无明显污堵现象，系统脱盐率大于98%。利用反渗透特种膜处理脱硫废水，其系统出水的氯离子含量为1700mg/L，对氯离子的去除率达88%，对钙镁离子的截留率达84%以上，同时具有去除部分重金属的能力，对Cr、Pb、Ni的去除率达49%以上。利用管式微滤膜(TMF)+高压碟片式反渗透(DTＲO)处理脱硫废水，结果表明，9MPa压力下可将脱硫废水的含盐量浓缩至11%以上，高压反渗透的产水电导在800μS/cm左右，同时进行了“管式超滤膜+高盐反渗透+高压反渗透”的膜浓缩中试试验，可达到零排放的要求。利用反渗透－电解制氯对脱硫废水进行综合利用，其反渗透浓水质量浓度可达114．6g/L，满足电解制氯的水质要求。利用膜组合工艺，其浓缩液的Cl－浓度为原来的1．7～2．3倍，同时其膜组件均未出现不可逆膜污染。对2种零排放技术进行对比分析，分析表明，其两级ＲO耦合正渗透技术可将20t/h脱硫废水浓缩至3t/h，其TDS可浓缩至150000～200000mg/L，成本相对较低。

2.3膜法浓缩结晶

膜法浓缩结晶工艺是利用溶液中不同离子具有不同半径及电荷的特性，利用膜实现不同离子的分离和浓缩，再通过热法结晶工艺得到结晶盐；膜法浓缩通常会将多种膜技术组合使用，膜浓缩技术主要包括正渗透、反渗透、膜蒸馏、电渗析等。“石灰+碳酸钠软化+离子交换软化+反渗透+正渗透+结晶”工艺是膜浓缩结晶的典型路线。脱硫废水首先经过双级混凝澄清及离子交换软化预处理过程，再进入膜浓缩单元，膜浓缩单元核心设备为正渗透膜系统、汲取液回收系统，经过膜浓缩处理后的浓缩液最终进入结晶单元生成杂盐。

3工艺路线的发展

近几年来，从预处理到浓缩减量，再到固化，各种技术五花八门，国内零排放厂家与燃煤电厂通力合作，进行了大量的小试、中试及投运，最终摸索总结出各项技术的优劣特点。既淘汰、改进了一些技术，也新上了一些技术。以下对此进行归纳总结。①正渗透等技术正在被淘汰使用；MVR等蒸发设备消耗大量蒸汽和电力，占地和建筑物面积大，建设和运维成本较高，设备结垢和腐蚀等，还需进一步解决；②2017年是“软化+膜浓缩”技术井喷的一年，但运行之后，问题也暴露出来，新上马的项目也越来越少。主要问题有：水质波动大；软化效果不好；软化药剂运行成本高；膜系统清洗困难；清洗周期和使用寿命短；抗负荷冲击能力差等问题。③采用分盐结晶工艺，结晶盐指标能达到《GB/T5462-2003工业盐》一级标准，但电厂往往不具备工业盐的销售许可，滞销严重，这也是该工艺后期新建项目少的缘由。④“高温旁路烟气蒸发”在2019年得到广泛的应用，虽然也有相应的技术缺点，如：废水处理量有限，雾化喷头易磨损；如采用空预器前高温烟气蒸发，抽取的烟气越多，煤耗增加越大，机组效率下降，处理废水量有限等等。但瑕不掩疵，此工艺特别适用于废水量小的电厂。

结语

燃煤电厂作为用水和废水排放大户，为了满足不断严格的国家环保要求，降低电厂运营成本，提高电厂水资源利用率，应对全厂各用水系统进行分项治理，针对不同类型的废水开发行之有效的处理方法；按照“一水多用，梯级利用”的原则，对处理后的各类废水进行回用，实现废水不外排。针对处理难度大的脱硫废水，应在预处理及减量化后，采用高盐废水蒸发结晶、烟道蒸发干燥等零排放技术进行废水的高效处理与回收利用。目前我国的电厂脱硫废水零排放技术仍处于探索期，应当“因厂制宜”，根据电厂的实际情况开发低成本的零排放工艺，实现废水的资源化。

参考文献

[1]中国电力企业联合会.中国电力行业年度发展报告2019[M].北京:中国建材工业出版社,2019.

[2]孙晨皓.燃气电厂循环冷却水排污水处理技术研究[D].北京:华北电力大学,2017.