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如何选择合适的燃煤电厂脱硫废水零排放技术
来源：MG不朽情缘环保 发布时间：2020-09-29
我国燃煤电厂主流的烟气脱硫技术是采用石灰石-石膏法湿法脱硫 。为了维持脱硫塔内的氯离子浓度低于20 000 mg/L，需外排脱硫废水 。外排的脱硫废水不仅包括脱硫过程产生的废水，还包括锅炉冲洗水、机组冷却水等，导致产生的废水水质*为恶劣 。
目前由于环保政策的严格要求，尤其是从2015年4月14日发布的《水污染防治行动计划》（即“水十条”），提出禁止燃煤电厂脱硫废水外排；截至2018-06-06，修编的《发电厂废水治理设计规范》规定了电厂废水处理设施的设计规范，新增多条废水的设计要求，逐步推动废水零排放的实现 。
针对废水零排放的要求，许多专家学者通过分析国内外研究现状以及实际电厂案例运行结果，提出了几种脱硫废水零排放的技术路线，但技术的优劣仍需实践检验 。
为了更科学有效选择脱硫废水处理技术，笔者对目前燃煤电厂脱硫废水处理技术进行汇总分析，根据实际案例详细分析各处理技术的优缺点，为燃煤电厂对脱硫废水零排放技术的选择提供参考 。
01
脱硫废水技术路线选择的总原则
三联箱处理技术作为脱硫废水的预处理技术，虽去除了废水中大量的钙镁易结垢离子，但未能去除其中高浓度的Cl-，需与其他处理技术相结合；同时其耗药量较大，三联箱处理技术在电厂不同负荷、脱硫废水水质水量多变的情况下达不到预期的处理效果 。
双碱法可利用电厂原有的处理设施，运行灵活性较高，但由于该技术要在较高的pH下运行，因此碱性药剂和纯碱（软化剂）投加量很大，污泥产生量高，系统占地面积较大 。
03
浓缩减量技术
目前浓缩减量技术主要分为膜法浓缩和热法浓缩 。膜法浓缩包括正渗透（FO）、反渗透（RO）、电渗析（ED）、纳滤（NF）、膜蒸馏（MD）等；热法浓缩主要是依靠蒸汽实现废水的蒸发，包括机械蒸汽再压缩（MVR）、多效蒸发（MED）、蒸汽动力压缩式（TVR）、多级闪蒸、降膜蒸发等，也可依靠电厂烟气余热进行废水的蒸发浓缩减量，该技术无需引入大量蒸汽能源，节约成本，同时又能达到预期目标，实现了电厂的废热再利用 。
膜法浓缩中的反渗透（RO）应用范围广，但易发生膜污染与结垢堵塞问题；正渗透（FO）属自发过程，能耗低，无需额外压力，设备简单，其膜表面不易形成滤饼层，膜污染可逆，但需选取合适的汲取液，汲取液的再生需额外能量，同时，正渗透膜存在严重的内部浓差极化现象 。电渗析（ED）技术具有优异的处理效果、较低的运行能耗等优点 。
综上，膜浓缩主要存在以下4个问题：① 成本 。投资成本和运行费用高，包括能耗成本、清洗成本、膜元件更换成本、设备维修、维护成本等 。② 易结垢和堵塞 。系统可靠性差 。③ 前处理要求高 。膜组件对进水要求较高，需去除废水中悬浮物等杂质，增加了废水前处理成本 。④ 占地面积大 。需提供专一的场地以搭建膜组件等设备 。
热法浓缩中的蒸汽浓缩是利用蒸汽进行废水蒸发，常见技术包括机械蒸汽再压缩技术(MVR)、多效强制循环蒸发(MED) 。MVR系统较成熟，占地面积较小，运行平稳，自动化程度高 。但在盐水浓缩过程中，MVR系统运行仍存在盐浆排放过程中堵塞、风机叶轮易损坏等问题 。流程上MVR技术比MED技术短，设备少，占地面积小，蒸汽的消耗量较低，但在一次性投资成本上，MVR高于MED 。利用蒸汽蒸发浓缩脱硫废水，采用MVR或MED技术，投资成本均偏高 。
利用低温烟气余热进行废水的浓缩减量，使电厂的低温烟气余热得到有效利用，无需引入其他蒸汽等能源；可去除预处理单元，电厂也可自行收纳产生的浓盐水；附加处理设施可利用电厂现有的设备进行改造，改造费用不高，大幅减少了投资成本；由于浓缩塔可单独隔离与拆卸，方便运行维护 。该技术将成为废水浓缩减量的新趋势 。
04
蒸发结晶技术
将浓缩后少量较高浓度的脱硫废水进行蒸发结晶，较为成熟的MVR蒸发结晶技术和多效蒸发结晶技术已得到普遍应用 。目前利用电厂烟气余热进行蒸发结晶的技术，如旁路烟道蒸发、烟道喷雾蒸发等日渐成熟 。
旁路烟道蒸发技术对电厂原有系统影响较小，河南焦作万方2×350 MW机组引入旁路烟道蒸发结晶器系统，脱硫废水的体积流量减少4.3%，工艺补充水体积流量减少14.6% 。国内旁路烟道研究大多以数值模拟为主，缺少与实际拟合度较高的动力学模型；气液两相流雾化喷头孔径小，处理复杂的未经预处理的废水时，易堵塞；同时雾化器密封件材料的耐温性有待提高；酸性脱硫废水在蒸发过程中易腐蚀蒸发器，需选择合理的脱硫废水前处理工艺或对蒸发结晶器内部涂防腐材料 。
除了利用旁路蒸发结晶器蒸发，还可采用蒸发塔蒸发 。虽然蒸发塔能较好实现废水的蒸发结晶，但应用过程中存在许多技术风险：结垢风险、维护困难、可利用率差、关键设备进口、占地面积大 。
烟道喷雾蒸发工艺简单、占地面积小、无需加药，减少了投资运行维护费用，对除尘器无明显影响，不影响粉煤灰品质 。但烟道蒸发受负荷的影响较大，处理量不足；喷嘴易堵塞；同时，空预器后烟温偏低 。
05
废水零排放产物去向
脱硫废水零排放产物去向是零排放技术选择的关键 。目前废水蒸发产生的结晶盐及高浓度含盐水主要有4种处理途径：① 转移入灰渣、液态排渣或粉煤灰中；② 产生的结晶盐可分为杂盐和纯盐，杂盐的利用价值较低，纯盐可被部分行业利用，如在废水除硬过程中产生的Mg(OH)2可回收利用；③ 产生的高盐水可电解制氯，产生的次氯酸盐可用于循环水消毒；④ 高浓度盐水进行水泥固化制备建筑材料（如制砖、低品级建材），或直接抛弃 。
06
脱硫废水盐分制备净水剂
脱硫废水盐分制备净水剂解决了脱硫废水高浓度氯离子难处理问题，使得废水能够二次利用，制得的净水剂可进行自用或外销，产生一定的经济效益；该工艺产生的复合型净水剂，结合了聚合硫酸铁、聚合氯化铝、聚合氯化铁等净水剂的优势，能够对废水中的多种污染成分进行有效处理；此工艺不对电厂系统进行改造，对整体电厂系统无影响 。
07
结语
1）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 。
2）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 。
3）废水零排放技术路线需结合电厂的生产特点选择 。由于电厂废水水质普遍较差，对电厂烟气余热的利用是未来废水处理技术的发展趋势，尤其在低温余热利用，但仍存在诸多问题 。
4）脱硫废水的盐分制备净水剂，具有对电厂运行无影响、产生的净水剂能够二次利用等安全性与经济性优势，值得进行深入研究 。
目前由于环保政策的严格要求，尤其是从2015年4月14日发布的《水污染防治行动计划》（即“水十条”），提出禁止燃煤电厂脱硫废水外排；截至2018-06-06，修编的《发电厂废水治理设计规范》规定了电厂废水处理设施的设计规范，新增多条废水的设计要求，逐步推动废水零排放的实现 。
针对废水零排放的要求，许多专家学者通过分析国内外研究现状以及实际电厂案例运行结果，提出了几种脱硫废水零排放的技术路线，但技术的优劣仍需实践检验 。
为了更科学有效选择脱硫废水处理技术，笔者对目前燃煤电厂脱硫废水处理技术进行汇总分析，根据实际案例详细分析各处理技术的优缺点，为燃煤电厂对脱硫废水零排放技术的选择提供参考 。
01
脱硫废水技术路线选择的总原则
可靠和经济性原则；一厂一策原则；协同性原则；无害化原则
02
脱硫废水预处理技术
三联箱处理技术作为脱硫废水的预处理技术，虽去除了废水中大量的钙镁易结垢离子，但未能去除其中高浓度的Cl-，需与其他处理技术相结合；同时其耗药量较大，三联箱处理技术在电厂不同负荷、脱硫废水水质水量多变的情况下达不到预期的处理效果 。
图1 三联箱处理工艺
双碱法可利用电厂原有的处理设施，运行灵活性较高，但由于该技术要在较高的pH下运行，因此碱性药剂和纯碱（软化剂）投加量很大，污泥产生量高，系统占地面积较大 。
图2 河源电厂双碱法脱硫废水预处理工艺
03
浓缩减量技术
目前浓缩减量技术主要分为膜法浓缩和热法浓缩 。膜法浓缩包括正渗透（FO）、反渗透（RO）、电渗析（ED）、纳滤（NF）、膜蒸馏（MD）等；热法浓缩主要是依靠蒸汽实现废水的蒸发，包括机械蒸汽再压缩（MVR）、多效蒸发（MED）、蒸汽动力压缩式（TVR）、多级闪蒸、降膜蒸发等，也可依靠电厂烟气余热进行废水的蒸发浓缩减量，该技术无需引入大量蒸汽能源，节约成本，同时又能达到预期目标，实现了电厂的废热再利用 。
膜法浓缩中的反渗透（RO）应用范围广，但易发生膜污染与结垢堵塞问题；正渗透（FO）属自发过程，能耗低，无需额外压力，设备简单，其膜表面不易形成滤饼层，膜污染可逆，但需选取合适的汲取液，汲取液的再生需额外能量，同时，正渗透膜存在严重的内部浓差极化现象 。电渗析（ED）技术具有优异的处理效果、较低的运行能耗等优点 。
综上，膜浓缩主要存在以下4个问题：① 成本 。投资成本和运行费用高，包括能耗成本、清洗成本、膜元件更换成本、设备维修、维护成本等 。② 易结垢和堵塞 。系统可靠性差 。③ 前处理要求高 。膜组件对进水要求较高，需去除废水中悬浮物等杂质，增加了废水前处理成本 。④ 占地面积大 。需提供专一的场地以搭建膜组件等设备 。
热法浓缩中的蒸汽浓缩是利用蒸汽进行废水蒸发，常见技术包括机械蒸汽再压缩技术(MVR)、多效强制循环蒸发(MED) 。MVR系统较成熟，占地面积较小，运行平稳，自动化程度高 。但在盐水浓缩过程中，MVR系统运行仍存在盐浆排放过程中堵塞、风机叶轮易损坏等问题 。流程上MVR技术比MED技术短，设备少，占地面积小，蒸汽的消耗量较低，但在一次性投资成本上，MVR高于MED 。利用蒸汽蒸发浓缩脱硫废水，采用MVR或MED技术，投资成本均偏高 。
利用低温烟气余热进行废水的浓缩减量，使电厂的低温烟气余热得到有效利用，无需引入其他蒸汽等能源；可去除预处理单元，电厂也可自行收纳产生的浓盐水；附加处理设施可利用电厂现有的设备进行改造，改造费用不高，大幅减少了投资成本；由于浓缩塔可单独隔离与拆卸，方便运行维护 。该技术将成为废水浓缩减量的新趋势 。
图3 泰州电厂脱硫废水零排放工艺路线
04
蒸发结晶技术
将浓缩后少量较高浓度的脱硫废水进行蒸发结晶，较为成熟的MVR蒸发结晶技术和多效蒸发结晶技术已得到普遍应用 。目前利用电厂烟气余热进行蒸发结晶的技术，如旁路烟道蒸发、烟道喷雾蒸发等日渐成熟 。
旁路烟道蒸发技术对电厂原有系统影响较小，河南焦作万方2×350 MW机组引入旁路烟道蒸发结晶器系统，脱硫废水的体积流量减少4.3%，工艺补充水体积流量减少14.6% 。国内旁路烟道研究大多以数值模拟为主，缺少与实际拟合度较高的动力学模型；气液两相流雾化喷头孔径小，处理复杂的未经预处理的废水时，易堵塞；同时雾化器密封件材料的耐温性有待提高；酸性脱硫废水在蒸发过程中易腐蚀蒸发器，需选择合理的脱硫废水前处理工艺或对蒸发结晶器内部涂防腐材料 。
图4 旁路烟道蒸发结晶
除了利用旁路蒸发结晶器蒸发，还可采用蒸发塔蒸发 。虽然蒸发塔能较好实现废水的蒸发结晶，但应用过程中存在许多技术风险：结垢风险、维护困难、可利用率差、关键设备进口、占地面积大 。
图5 蒸发塔蒸发结晶
烟道喷雾蒸发工艺简单、占地面积小、无需加药，减少了投资运行维护费用，对除尘器无明显影响，不影响粉煤灰品质 。但烟道蒸发受负荷的影响较大，处理量不足；喷嘴易堵塞；同时，空预器后烟温偏低 。
图6烟道蒸发技术
05
废水零排放产物去向
脱硫废水零排放产物去向是零排放技术选择的关键 。目前废水蒸发产生的结晶盐及高浓度含盐水主要有4种处理途径：① 转移入灰渣、液态排渣或粉煤灰中；② 产生的结晶盐可分为杂盐和纯盐，杂盐的利用价值较低，纯盐可被部分行业利用，如在废水除硬过程中产生的Mg(OH)2可回收利用；③ 产生的高盐水可电解制氯，产生的次氯酸盐可用于循环水消毒；④ 高浓度盐水进行水泥固化制备建筑材料（如制砖、低品级建材），或直接抛弃 。
06
脱硫废水盐分制备净水剂
脱硫废水盐分制备净水剂解决了脱硫废水高浓度氯离子难处理问题，使得废水能够二次利用，制得的净水剂可进行自用或外销，产生一定的经济效益；该工艺产生的复合型净水剂，结合了聚合硫酸铁、聚合氯化铝、聚合氯化铁等净水剂的优势，能够对废水中的多种污染成分进行有效处理；此工艺不对电厂系统进行改造，对整体电厂系统无影响 。
图7脱硫废水盐分制备净水剂工艺流程
07
结语
1）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 。
2）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 。
3）废水零排放技术路线需结合电厂的生产特点选择 。由于电厂废水水质普遍较差，对电厂烟气余热的利用是未来废水处理技术的发展趋势，尤其在低温余热利用，但仍存在诸多问题 。
4）脱硫废水的盐分制备净水剂，具有对电厂运行无影响、产生的净水剂能够二次利用等安全性与经济性优势，值得进行深入研究 。
