摘要：介绍了某1000 MW火电厂脱硫废水处理和排放现状，并结合该火电厂的水源、水质、水量、现有水处理系统设施及工艺 等情况，分析了4种脱硫废水零排放工艺的经济性和可行性，确立了该发电厂采用软化预处理-浓缩-蒸发结晶技术方案，处理 后Ca2+、Mg2+、SO4 2-等离子质量浓度明显降低，达到国家标准要求。 关键词：超超临界机组；湿法脱硫；蒸发结晶；烟道喷洒；废水零排放
0 引言
随着国内越发严格环保政策的实施及逐渐深 入的零排放形势，火电厂脱硫废水处理、零排放工 艺路线得到越来越多的研究。零排放是未来热电 厂脱硫废水处理的主要途径，亟需加快新材料、新 装备、新工艺等在脱硫废水零排放的工业化应用进 程。郑利兵等指出“膜分离+蒸发结晶”组合工艺将 会成为脱硫废水深度处理与零排放的关键工艺[1]。李 润昌等提出火电厂脱硫废水高温烟气蒸发处理工 艺[2]。庞冬等提出脱硫废水处理系统工艺优化对 策，最大限度对脱硫废水进行回收利用[3]。韩庭苇 等针对目前燃煤电厂脱硫废水存在废水污染组分 差别大、硬度高，造成易结垢、易腐蚀设备等问题， 提出进一步开发组合工艺，实现脱硫废水近零排放 或零排放是未来燃煤电厂脱硫废水处理技术的发 展方向[4]。曹艳芳等分析了目前脱硫废水处理系统 的常见问题，同时列举了国内运行较好的案例，提 出脱硫废水处理需根据电厂自身实际进行工艺选择 和优化的建议[5]。 某发电厂一期工程 2×1030 MW 超超临界机组 分别于2010年11月和12月投产。锅炉为东方锅炉 股份有限公司 DG3000/26.15-Ⅱ型，超超临界参数 变压直流、一次再热、平衡通风、露天岛式布置、固 态排渣、全钢构架、全悬吊结构、对冲燃烧方式Π型 锅炉。工程同步建设烟气脱硫、脱硝设施，其中脱硫设施采用石灰石/石膏湿法烟气脱硫工艺，脱硫吸 收剂为石灰石，副产物为石膏。运行中会产生少量 的脱硫废水，水质恶劣、复杂、处理回用难度大，单 台机组脱硫废水排放量约为 10 m3 /h。《水污染防治 行动计划》发布后，发电厂对脱硫废水处理设施进 行了升级改造，并优化了处理工艺，实现了脱硫废 水的零排放[6]。该工程建成后，电厂每年可减少排 放脱硫废水10.08万t，满足国家和地方技术政策、产 业政策及行业发展规划要求，社会和环境效益良 好。
1 水处理系统现状
该发电厂2台燃煤发电机组采用2次循环单元 制供水系统。每台机组配1座12 000 m2 逆流式自然 通风冷却塔、3台立式循环水泵，循环水泵出水汇至 1条直径为3800 mm的循环水进水管、回水汇至另1 条同一直径的回水母管。循环冷却水系统的补水 由污水处理厂的中水和水库水联合供给，水库水同 时作为城市中水的备用水源，生活用水由水库供 给，中水经石灰处理后补入冷却塔。循环冷却水经 过循环水泵加压后向凝汽器和辅机提供冷却水，循 环排污水以工业水的形式作为脱硫用水、灰库加湿 搅拌机用水等。干灰输送系统采用正压浓相气力 分别将省煤器、电除尘的灰输送至粗细灰库收集外 运。除渣系统采用干式排渣，由冷灰斗下落的热渣 经风冷和破碎后存储于渣仓，定期通过工业水加湿 后由搅拌机排至拉渣汽车外运。栈桥冲洗、栈桥喷 雾、煤场喷洒等用水主要采用工业废水，使用后的 含煤废水通过煤水处理系统处理合格后回用，废水 零排放技术改造前全厂水平衡如图1所示。在2016 年8月水平衡测试期间，以双机同时运行时段计算， 1号机组平均电负荷为855.66 MW，2号机组平均电 负荷为845.19 MW，全厂平均负荷率85.04%。公司 总取水量为3028.1 m3 /h，总耗水为2956.1 m3 /h，总排 水量为72 m3 /h，单位发电量取水量为1.78 m3 /MWh。
2.1 预处理工艺
2.2 浓缩工艺 目前，脱硫废水零排放技术路线较多，固化工 艺阶段的投资均很高，采用一些较为廉价的浓缩工 艺可以有效降低蒸发结晶等固化处置系统的投 资。高含盐废水的浓缩技术中，除了蒸发浓缩工艺 外，应用最广且成本相对低廉的工艺为电渗析 （Electrodialysis，ED）工艺，超滤-高压反渗透工艺和 纳滤-高压反渗透工艺，具体的工艺流程如图4—6 所示。 通过比较分析可知，3 种浓缩工艺均可以达到 脱硫废水减量的目标且产水水质较好。ED工艺对 预处理要求相对较低，浓水含盐量可以达到10%以 上，但淡水含盐量较高，需配置多级脱盐电渗析或 反渗透进一步脱盐才能达到回用系统水质要求，工 艺流程长、操作复杂，针对该发电厂脱硫废水浓缩 减量工程，电渗析工艺优势不大。超滤-高压反渗 透工艺技术成熟，在电厂已有实际工程案例，产水 水质稳定，可以达到减量要求，并且投资运行费用 较低，但需要配合严格合理的预处理工艺才能保证 系统的安全稳定运行。纳滤-高压反渗透工艺与超 滤-高压反渗透工艺相比，增加了纳滤单元，可以将 预处理后废水中一、二价离子分离，抗有机物性能 好，纳滤产水进入反渗透系统，水中盐成分主要为 NaCl，可以在后续工艺中获得纯净的工业盐，但在 没有严格要求后续固化单元提纯工业盐时，纳滤工 艺优势不大。
2.3 固化处置工艺 固化处置主要有蒸发结晶、烟道喷雾蒸发、旁 路烟气蒸发和机械雾化蒸发4种工艺。通过对比现 有脱硫废水零排放系统预处理、浓缩以及固化工艺 技术路线可知，当选择蒸发结晶工艺作为脱硫废水 固化处置工艺时，如需要分盐得到纯净的NaCl等结 晶盐时，必须对脱硫废水进行严格的预处理，反之可以采用晶种法蒸发结晶工艺，不需要严格的预处 理，最终得到混盐。当采用烟道喷雾蒸发或旁路烟 气蒸发工艺作为脱硫废水最终处置工艺时，不回收 二次冷凝水，但最终也不会生成结晶盐，不存在分 盐提纯环节，并且旁路烟气蒸发工艺进水要求较 低，进水一般不需要严格软化预处理。机械雾化蒸 发受地理环境因素影响较大，宜用于干旱或半干旱 地区。并且需根据水量计算机械雾化设备数量、喷 洒位置、喷洒高度等。同时该工艺需在较为宽阔的 场地实施，以保证蒸发后颗粒物落入可控范围内， 不造成二次污染。 脱硫废水的氯主要来自燃煤，现场化验数据显 示该电厂粉煤灰中氯的质量分数为0.007%。但现 场脱硫废水中氯的质量浓度为 14 500 mg/L。2016 年机组平均负荷率71%，平均运行小时数5862 h，年 累计耗煤量3942.848 kt，燃煤灰分为37%，燃煤灰分 约有 89%进入电除尘器，产生的粉煤灰总量为 1298.38 kt。根据实际运行数据测算，满负荷时脱硫 废水为20 m3 /h，71%负荷时脱硫废水量为14.2 m3 /h， 全年总的脱硫废水量为83 240 m3 ，其中氯的总量为 1207 t。若按废水中的氯完全转移进入粉煤灰中 （最不利情况）计算，喷入脱硫废水后，粉煤灰中氯 的质量分数为 0.093%，在制水泥过程中，如果采用 本工程旁路烟气蒸发后的粉煤灰，当其掺混比例低 于 65%时可以控制最终产品中氯的质量分数小于 0.06%，达到 GB 175—2007《通用硅酸盐水泥》中水 泥产品氯的质量分数≤0.06%的要求，也低于出厂 水泥SO4 2-质量分数≤3.5%的限值要求[7]。
2.4 综合选择 综上所述，针对该发电厂脱硫废水水质情况， 可选用4种零排放系统工艺，4种工艺的投资费用、 实施后系统运行费用如表2、表3所示。方案1为晶 种法蒸发结晶工艺，具有流程短，预处理要求低的 优势，但晶种投加控制难度大，结垢后不容易清洗， 对运行要求非常高。另外，该工艺由于不进行预处 理，传统膜处理工艺无法在蒸发结晶前对脱硫废水 进行减量，因此后续蒸发结晶系统处理水量大，投 资运行费用高。方案2为软化预处理-膜浓缩-蒸发 结晶工艺，工艺流程如图7所示，前期通过较为廉价 的膜浓缩工艺对脱硫废水进行减量，有效降低后续 蒸发结晶系统出力，降低蒸发结晶投资费用，安全可 靠、技术成熟并且有成功的设计运行管理经验，但预 处理工艺药剂费用较高。方案3（软化预处理-膜浓 缩-旁路烟气蒸发）和方案4（直接旁路烟气蒸发）最 终采用的都是旁路烟气蒸发工艺，有较好的价格优 势；但在处理效果相同的情况下，方案3需要前期的 预处理和膜浓缩工艺，增加了运行费用，而方案4实 际应用工程案例较少，工艺流程如图8所示。 综上所述，最终采用方案2作为脱硫废水零排 放处理工艺，同时将旁路烟气蒸发工艺作为备用方 案，不断关注其实际应用案例。 3 改造效果 应用方案2脱硫废水处理前后水质见表4。分 析表明，软化预处理-膜浓缩-蒸发结晶技术方案每 天节约水量为461 m3 ，全年可节约水量为96.81 kt， 年 减 少 废 水 量 100.8 kt，系 统 运 行 成 本 合 计 为 1608.09万元/a，每年节约水费及排污费较少，但可以实现全厂废水零排 放，环境效益明显，且具有工艺设备成熟可靠、自动 化程度高、检修方便等特点。
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