脱硫废水零排放处理工艺

脱硫废水零排放处理工艺

党正

大唐太原第二热电厂山西太原030002

摘要：近年来，在环保政策驱使下，湿法脱硫废水成为治理重点。然而，目前脱硫废水零排放技术流派多，且均处于试点、技术验证阶段，解决结垢堵塞、能耗高、成本高等难题是当下行业研究焦点。基于此，文章对燃煤电厂脱硫废水零排放技术进行了分析与研究，以供参考。

关键词：脱硫废水；处理工艺；烟道蒸发

目前我国的水资源具有时空分布不均，呈现南多北少，东多西少的状态，人均水资源量少，仅为世界平均水平的1/4，约为2200m3，供求矛盾尤为突出等特点。此外，受经济模式、发展现状和气候变化的影响，水资源短缺问题已经越来越受到人们的重视，该问题已成为制约我国可持续发展的瓶颈。如何高效、合理地利用水资源已成为我国可持续发展和生态文明建设的重要研究问题。然而，燃煤式发电厂作为大型用水、排水单位，用水量很大，占工业用水比例的30%到40%。从水环境保护和经济运行的角度，保护水资源，节约电厂用水，提高水资源的再利用，对燃煤式发电厂的节能减排具有重要意义，这不只是关系到电力行业经济效益，还是关系到电力行业持续发展。废水零排放是一种理想的密闭用水系统，即不向外排出废水，系统中的水不断循环、处理、再利用，达到保护水资源，节约水资源的目的。

1燃煤式发电厂废水处理面临的问题

根据我国目前的相关环保法规以及燃煤式发电厂的设计标准，可把燃煤式发电厂分为三类排放类型。第一类是建设较早的燃煤式发电厂，电厂建设设计时可以允许设置排放废水口，相关的环保部门允许电厂排放一定量的废水并收取相应的排污费。第二类是近些年根据废水“零排放”标准设计建设的电厂，此类电厂按相关环保规定没有设置排放的废水口，只设置一个排放雨水口。第三类是电厂在向相关部分缴纳排污费用之后将产生的废水排入到城市污水处理厂。具体而言，燃煤式发电厂在处理废水方面存在以下三个问题：

1.1老旧燃煤式发电厂排水废水改造费用高、难度大

近些年，新建的燃煤发电厂从设计、建设、运行等方面均考虑了废水问题，并且取得的效果显著，但对于部分老旧燃煤式发电厂，其废水改造费用高、难度大。较早建立的燃煤式发电厂，在设计时没有考虑废水方面的问题，所采用的工艺技术也比较落后，使用的废水处理设备也比较少，已不能满足当前对于环保的要求，这些燃煤式电厂在废水改造时需要整体更新原有设备，改造费用较高，电厂承担的经济负担重。此外，由于电厂基建资料严重缺失，也增加了改造的难度。

1.2脱硫废水等高含盐废水终端处理经济代价大

燃煤式发电厂最难处理的废水主要是脱硫废水、化学再生废水等含盐量高的废水。这一类高含盐废水不适合重复利用，因此燃煤式发电厂为满足环保要求，开始采用废水处理零排放工艺。废水处理零排放概念很早就已经提出，但在我国真正废水零排放应用的电厂却很少，主要因为废水零排放工艺投资成本高、运行维护费用贵、操作要求严格等。我国在2009年投入运行第一个燃煤式发电厂废水零排放项目，废水处理水量可达22m3/h，其中脱硫废水处理量为18m3/h，项目总投资费用约九千万元，处理废水成本在100-150元/吨。近几年还有其他燃煤式发电厂也应用了该工艺，但投入费用和运行费用都十分昂贵。

1.3废水处理产生的盐类急需解决

在燃煤式发电厂废水处理过程中，通常把废水中的盐类与水进行分离，分离后得到的纯净水可重复利用。得到的盐类大致有两种处理方法。一是分离后盐类处理达到工业盐的标准则当作工业盐进行使用。二是与灰渣进行混合使用。但第一种处理方法通常由于品质不稳定、产量不高等原因，无法稳定使用；第二种方法中灰渣可能混有盐中水份，影响灰渣的利用。目前燃煤式发电厂还没有更好处理盐类的方法，相关部门也没有对此部分盐类做出明确规定，随着我国环保政策的出台，将有明确的方法和技术来处理这部分盐类。

2脱硫废水零排放处理工艺概况

2.1浓缩减量技术

浓缩减量技术的思路在于通过某种浓缩工艺对脱硫废水进行浓缩，以减少脱硫废水的量，最后少量的浓缩水进入结晶系统进行结晶。其中浓缩工艺主要包括反渗透、正渗透、纳滤、蒸馏等工艺；浓缩减量、结晶工艺一般流程为：脱硫废水→预处理→浓缩工艺→浓水→结晶器，产水回用于脱硫工艺用水，污染物以固体盐形式结晶出来。

2.1.1预处理工艺

为了确保后续浓缩系统的正常运行，预处理工艺采用两级全软化工艺。预处理过程中通过投加石灰、碳酸钠、TMT15、混凝剂和助凝剂等来去除水中的悬浮物、重金属及钙镁。确保处理后出水硬度基本为0。全软化工艺的优点在于出水钙镁含量非常低，后续膜或者蒸馏系统的结垢倾向非常低；缺点是对于钙和镁含量高的脱硫废水来说，加药成本惊人。以原水中Ca2+为1.7g/L，Mg2+为5g/L计，脱硫废水单纯加药的成本在35元/吨水左右。

2.1.2浓缩处理、结晶工艺

目前主流的蒸发结晶工艺是MVC蒸发。MVC蒸发是通过将蒸发器蒸发出来的二次蒸汽，经压缩机压缩，使其压力、温度升高，热焓增加，然后送到蒸发器的加热室当作加热蒸汽使用，使料液维持沸腾状态，而加热蒸汽本身则冷凝成水。这样，原来要废弃的蒸汽就得到了充分的利用，回收了潜热，又提高了热效率，生蒸汽的经济性相当于多效蒸发的30倍，相比多效蒸发节能效果相当明显。

2.1.3反渗透工艺

通常为了保证反渗透的进水要求，反渗透之前可以设置管式膜过滤装置或砂滤装置等过滤设施。目前用于脱硫废水的反渗透膜类型主要有DTRO（叠管式反渗透膜）和STRO（网管式反渗透膜）。通常经过一级膜处理后，浓缩液TDS可以达到60～70g/L，经过二级膜处理后，浓缩液TDS可以达到130～140g/L。反渗透法投资小、能耗低，但回收率相对稍低，能回收70%～75%的废水。

2.2烟道蒸发技术

2.2.1直接烟道蒸发工艺

直接烟道蒸发技术，系统流程为：脱硫废水→水箱→高压泵→烟道蒸发。一般喷入烟道位置设置在低温省煤器至除尘器之前的烟道中，通过实验数据表明，控制烟气温度降低5℃以内，对后续的除尘及脱硫影响较小。锅炉烟气排烟温度的降低也需控制在烟气酸露点以上。该系统可以充分利用电厂外排烟气的余热热能，达到脱硫废水蒸发零排放的目的。该系统的优点是：处理系统极大简化，废水处理流程短，添加药品少，设备投资少，占地面积少，操作检修简单。可利用除尘器去除废水蒸发后产生的粉尘。缺点是：（1）为了防止对烟道及后续设备的腐蚀，锅炉烟气排烟温度需控制在烟气酸露点以上。系统不能设置低低温省煤器；（2）为保证废水的完全汽化，通常对烟道直管段长度有所要求，在目前超洁净排放配置的情况下，直管段长度通常满足不了要求；（3）锅炉负荷波动大时，不利于直接烟道蒸发。鉴于以上的技术特点，一般烟道直接蒸发技术较多的应用在旧机组的改造中，较少用于新建超洁净排放要求的机组。

2.2.2旁路烟气余热蒸发结晶技术

旁路烟气余热蒸发结晶技术，系统流程：脱硫废水→预处理→旁路蒸发结晶器。旁路烟气余热蒸发结晶技术采用旁路蒸发结晶器，直接将脱硫废水或其浓缩液在蒸发结晶器内利用双流体雾化喷嘴进行雾化，蒸发结晶器从空预器前端，SCR出口之间烟道引入少量烟气，利用烟气的高温使雾化后的脱硫废水迅速的蒸发，废水蒸发产生的水蒸气和结晶盐随烟气一起并入空预器与低低温省煤器之间烟道，结晶盐随粉煤灰一起在除尘器内被捕捉去除，水蒸气则进入脱硫系统冷凝成水，间接补充脱硫系统用水。

结束语：电厂废水处理零排放系统在实际过程中，具有出水水质稳定、达标，在投资、运行、管理等方面与常规技术相当的特点。从目前废水处理零排放系统的实际运行实际来看，废水处理零排放系统能够有效的解决电厂废水排放与回收再利用的问题，具有一定的经济和环保价值，符合当前节能环保的理念，满足当前环保政策要求。

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