作者：李 飞 （大唐环境产业集团股份有限公司，北京 100097）

摘 要: 燃煤电厂脱硫废水的零排放一般包括预处理、浓缩及蒸发固化等环节，根据废水水质和处理要求等因素合 理选择相应的技术是实现零排放的关键。对国内脱硫废水零排放技术的应用与研究进展进行了总结，分别对预处 理、浓缩和蒸发固化等环节的常用技术进行了归纳，分析了技术的适用条件、优缺点及应用前景，指出高温烟道旁路 蒸发塔技术在当前具有较大的应用优势，未来可从降低蒸发能耗和减小蒸发塔体积等方面做进一步的优化。

关键词: 脱硫废水;零排放;烟道蒸发;蒸发结晶;燃煤电厂

截止2018年，中国煤电机组已累计完成烟气超 低排放改造 7 亿多千瓦，约占全国煤电机组的 75% 以上，其中约有85%以上的机组采用了石灰石-石膏 湿法脱硫技术。该技术在高效脱除烟气二氧化硫的 同时，也会使烟气和石灰石中的氯化物不断在浆液 中富集，为了防止过高的氯离子抑制石灰石溶解，降 低脱硫效率和腐蚀设备，系统需定期排出一部分废 水，将氯离子含量控制在一定范围，这部分定期排出 的废水即为脱硫废水［1］。 燃煤电厂脱硫废水的水质和水量受煤质、石灰 石品质和脱硫系统特征等多因素的影响［2］，一般而 言其水质具有如下特征：1）弱酸性，pH 在 4.5～7.0 之间；2）悬浮物（SS）含量高，一般为 10～60 g/L；3） 盐含量高，总溶解性固体（TDS）高达 20～50 g/L；4） 硬度高，Ca或 Mg含量为 1～15 g/L；5）氯含量高，一 般为 5～20 g/L；6）含多种重金属超出排放标准，如 Hg、Cr、Cd和 Pb等［3-4］。脱硫废水若直接排放，会对 环境造成严重污染，危害区域生态安全。2015 年 4 月，国务院印发水污染防治行动计划，明确提出了 “全面控制污染物排放，狠抓工业污染防治”的要求， 燃煤电厂脱硫废水的零排放势在必行。 近年来，国内已有不少电厂进行了脱硫废水的 零排放改造，取得了一系列的成果。本文结合实际 工程案例，对脱硫废水零排放技术的应用和研究进 展进行了归纳总结，对比了各工艺的优缺点，总结了 合理可靠的技术路线，同时也为未来的研究方向提 出了建议。

1 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［2］。 近年来，脱硫废水的零排放已逐渐成为了业内关注 的热点，不少电厂已经开展了零排放技术的工程推 广。表1列出了国内主要的脱硫废水零排放工程案 例，从表中可以看出零排放技术已在 300～1 000 MW 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120 m3 /h。 脱硫废水的零排放工艺主要包括预处理、浓缩 和蒸发固化等环节。蒸发固化是指采用一定方式对 废水进行固液分离的技术，可以分为烟道蒸发和蒸 发结晶两种技术路线（表 1）。浓缩和预处理技术需按照蒸发固化技术、废水水质、水量和电厂运行状况 等因素进行综合选择。浓缩是为了减少废水在蒸发 固化阶段的能耗与成本，当废水水量较大时，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却相对较高，所以往往先 需对废水进行深度预处理。当废水水量较小，并且 蒸发固化技术对水质要求不高时（如表 1 中的浙能 长兴电厂、同煤临汾热电和扬州电厂），可酌情不对 其进行浓缩，采用常规预处理即可满足要求。 2 蒸发固化

2.1 烟道蒸发

烟道蒸发是指利用锅炉排烟余热将脱硫废水蒸 发的技术，废水被雾化后喷射于烟道或蒸发设备内 与烟气发生传热传质，蒸发产生的固体物质最终随 烟气进入除尘器被脱除［30］。根据所选用热源和雾 化方式的不同，烟道蒸发技术主要分为低温烟道蒸 发、高温烟道旁路蒸发器蒸发和高温烟道旁路蒸发 塔蒸发等三种。 1） 低温烟道蒸发。低温烟道蒸发技术的工艺 流程如图 1 所示，该技术通过雾化喷嘴将脱硫废水 喷入空预器和电除尘器之间的主烟道内，以其中的 低温烟气为蒸发热源将废水蒸发。由于该段烟气温 度较低，可处理水量有限，工程中往往需先对废水进 行预处理和浓缩，降低其在蒸发过程中对烟气热量 的需求。 目前，对低温烟道蒸发技术的研究多采用数值 模拟的方法，康梅强［5］、邓佳佳［1］和马双忱等［6］的模 拟结果表明烟气温度需高于130～140 ℃，废水才能 在进入电除尘器之前彻底蒸发。马双忱等［7］通过实 验测试了烟气温度等因素对废水蒸发性能的影响， 结果表明烟气温度宜控制在 180 ℃左右，该技术难 以实现废水零排放。低温烟道蒸发技术曾在焦作万 方和内蒙古上都等电厂投运，从运行效果来看，普遍 存在较为严重的废水蒸发不完全、灰分沉降和烟道 结垢堵塞等问题，无法持续实现废水零排放［3］。 一般而言，燃煤机组空预器和电除尘器之间的 烟气温度约为 110～130 ℃，虽然高于水的沸点，但 废水在烟道中的传热传质过程需要足够的时间才能 完成，由于空预器和电除尘器之间烟道的长度有限， 废水的停留时间不足，当烟温为110～130 ℃时很难 完全蒸发。此外，目前国内大多数火电机组均处于 长期低负荷运行的状态，空预器和电除尘器之间的 烟气温度甚至可能会降到 100 ℃以下，低温烟道蒸 发技术将更难稳定运行。 2） 高温烟道旁路蒸发器蒸发。 高温烟道旁路 蒸发器技术的工艺流程如图 2 所示，该技术设置与 空预器并联的旁路烟道，在旁路烟道上安装蒸发器， 通过旁路烟道引空预器之前的高温烟气进入蒸发 器，同时用压缩空气将脱硫废水雾化后喷射于蒸发 器内部，烟气与废水在蒸发器中充分换热，蒸发器出 口的烟气通过旁路烟道进入空预器和电除尘器之间 的主烟道，废水蒸发产生的固体物质最终被电除尘 器捕捉。 高温烟道旁路蒸发器技术以空预器之前的高温 烟气（约300～380 ℃）为热源，废水可在短时间内蒸 发，由于蒸发过程发生在旁路烟道上的蒸发器内，产生的固体物质不会对空预器产生任何不良影响，技 术的蒸发效率和可靠性都较高。此外，该技术采用 双流体喷嘴对废水进行雾化，蒸发器的体积较小，对 现场空间的要求较低，如山西某电厂采用的蒸发器 直径仅为2～3 m，长度约15～20 m。 高温烟道旁路蒸发器技术需消耗部分空预器前 的高温烟气，会降低炉膛进风的温度，导致锅炉效率 的小幅下降。焦作万方电厂在 100% BMCR 工况 下，蒸发每吨废水平均消耗约0.62%的总烟气量，导 致空预器出口风温下降约 0.42 ℃［8］，废水蒸发共导 致锅炉效率下降约 0.3%～0.5%［3］。由于高温烟道 旁路蒸发器可蒸发水量较低，该技术一般都需对废 水进行浓缩和预处理，会增加很多工艺流程复杂性 和成本，如青海某电厂的废水量 35～40 t/h，采用了 深度预处理和热浓缩的方式将水量降低为 10 t/h后 才能进入高温烟道旁路蒸发器蒸发，技术路线主要 包括了软化、微滤、多效蒸发和烟道蒸发等，工艺流 程较为复杂。此外，该技术是采用气液双流体喷嘴 对废水进行雾化，需不断消耗压缩空气，喷嘴口径仅 3～5 mm，容易在运行过程中发生堵塞等问题。 3） 高温烟道旁路蒸发塔蒸发。高温烟道旁路 蒸发塔技术的工艺流程如图 3 所示，该技术设置与 空预器并联的旁路烟道，在旁路烟道上设置蒸发塔， 通过旁路烟道引空预器之前的高温烟气进入蒸发塔 顶部的烟气导流装置，经流场调整后进入蒸发塔顶 部，脱硫废水经旋转雾化器雾化后进入蒸发塔顶部， 与高温烟气充分接触完成传热传质过程，蒸发塔出 口的烟气由塔底部排出，经旁路烟道进入空预器和 电除尘器之间的主烟道，蒸发产生的固体物质最终 被电除尘器捕捉。 旋转雾化器和烟气导流装置是高温烟道旁路蒸 发塔技术的核心设备。马双忱等［6］的研究表明，废 水液滴粒径越小，越利于其快速蒸发。旋转雾化器 的转速可达 10 000～20 000 r/min，以高速旋转的方 式将废水雾化为 50 μm 左右的液滴，为废水的高效 蒸发提供了必要的保障。烟气导流装置可调整烟气 流场，使之以蜗状向下的方式进入蒸发塔，蜗状向下 的高温烟气与废水液滴在蒸发塔内部充分接触，可 迅速完成传热传质过程，实现废水零排放。 高温烟道旁路蒸发塔技术以空预器之前的高温 烟气为蒸发热源，具有蒸发效率高和性能稳定等优 点。此外，旋转雾化器的喷射口径可达 1～2 cm，对 水质的要求较低，不易发生堵塞，因此一般情况下仅 需对废水做简单的预处理即可（如沉淀，调整 ph 等），工艺流程简单，可在很大程度上降低成本。浙 能长兴电厂仅对脱硫废水进行了简单的调酸碱预处 理就可以送入蒸发塔蒸发，投资成本仅 700 万元左 右。一般情况下，300 MW、600 MW 和 10 000 MW 机组分别可处理约6 t/h、10 t/h和15 t/h的废水，几乎 不影响机组的正常运行，可以满足常规水量脱硫废 水的处理。当待处理废水量过高超过上述处理能力 时，该技术需先对废水进行浓缩减量，会增加工艺的 复杂性和成本。 高温烟道旁路蒸发塔技术会导致锅炉效率的小 幅下降，浙能长兴300 MW机组抽取总烟气量的3% ～5% 蒸发 3～4 t/h 的脱硫废水，引起锅炉效率下降 约 0.3%～0.5%［9］；同煤临汾热电 300 MW 机组共抽 取3%～5%的总烟气量处理4～5 t/h的脱硫废水，引 起锅炉效率下降约 0.2%～0.3%，发电煤耗上升 0.6 ～0.9 g/kWh［10］。此外，该技术采用在水平方向上高 速旋转的方式雾化脱硫废水，为了增大废水的停留 时间，蒸发塔的体积往往较为庞大，一般直径为 6～ 9 m，高 度 为 15～20 m，对 现 场 可 用 空 间 的 要 求 较高。

2.2 蒸发结晶 蒸发结晶是指利用热量将水分蒸发，使废水浓 度升高至过饱和状态，最终析出结晶盐实现固液分 离的技术。在实际应用中，蒸发结晶常与热浓缩技术联用，主要采用的技术有多效蒸发（MED）和机械 式蒸汽再压缩蒸发（MVR）等。 1） 多效蒸发。MED 系统一般由多个蒸发器 组成（即多效蒸发器），在多效蒸发系统中，各效的操 作压力、相应的加热蒸汽温度与溶液沸点等是依次 降低的。图 4 为典型的四效蒸发流程图，废水和抽 汽首先进入第一效蒸发器进行换热，产生二次蒸汽 与浓缩液进入第二效蒸发器，二次蒸汽作为第二效 蒸发器的加热蒸汽，浓缩液经第二效蒸发浓度得到 提高，蒸发器再次产生的二次蒸汽和被浓缩的浓缩 液再进入第三效蒸发器，以此类推，最末效浓缩液经 增稠机和离心机等进行固液分离，最终产生的结晶 盐排出系统，蒸发过程产生的纯水可作为资源回收 利用［3］。 多效蒸发只在第一效使用了生蒸汽，后几效均 以前一效产生的二次蒸汽为热源，故节约了对生蒸 汽的需求量，有效地利用了二次蒸气的热量，提高了 热能利用率。然而，由于对进水水质的要求较高，且 蒸发器的规模较为庞大，该技术占地面积较大，流程 复杂，投资成本和运行能耗较高［11-12］。广东河源电 厂采用了“深度预处理+四效 MED”的零排放系统， 投资费用高达9 000多万，仅蒸发结晶系统投资就高 达7 000万元，处理每吨废水约消耗蒸汽0.28 t，消耗 电能30 kWh，占地面积达400 m2左右［11，13-14］。 2） 机械式蒸汽再压缩蒸发。MVR 的蒸发结 晶流程如图5所示，该系统最初需要生蒸汽的输入， 生蒸汽与废水在蒸发器内完成换热，水分蒸发产生 的二次蒸汽被分离后进入压缩机进行绝热压缩，将 其热焓提高后再次被送入蒸发器进行下一循环的换 热（至此不再需要生蒸汽的不断输入），废水吸收热 量后产生的二次蒸汽再次进入压缩机循环使用，蒸 汽多次进入压缩机和换热器，废水随着浓度的提高 达到过饱和状态最终析出结晶盐排出［15-16］。 相对于MED系统，MVR系统占地较小，工艺流 程短，运行效率较高［11，17］。然而，由于对水质要求较 高，MVR 系统需要对废水进行深度预处理，有时也 会与膜浓缩技术联用，工艺流程较为复杂，成本较 高。目前，MVR 技术主要在佛山恒益电厂、包头电 厂和国电汉川电厂等取得推广应用。佛山恒益电厂 采用“深度预处理+MVR+MED”的工艺流程，投资 成本高达6 000万元左右［11，18］；包头电厂和国电汉川 电厂均采用“深度预处理+膜浓缩+MVR”的工艺，投 资成本分别为1.2亿左右和86 00万元［14］。 综上所述，在三种烟道蒸发工艺中，低温烟道蒸 发技术具有较大的运行风险，尤其在当前火电机组 长期低负荷运行的背景下，难以稳定实现废水零排 放；高温烟道旁路蒸发器技术工艺流程较长，成本 高，适用于废水量较大、蒸发器安装空间有限的电 厂；高温烟道旁路蒸发塔技术流程简单，成本低，对 废水水质适应性强，具有较大的推广应用优势，然而 蒸发塔较大的体积在一定程度上限制了其使用，该 技术适用于安装空间较为充足的电厂，可从降低蒸 发能耗和减小蒸发塔体积等方面作进一步的优化。 两种蒸发结晶技术对进水水质的要求较高，需进行 深度的预处理，也可与膜浓缩技术联用，工艺流程复 杂，对运行控制水平要求很高，成本高昂，在很大程 度上限制了其推广应用。2017年12月以前，国务院 在盐业管理条例中明令“禁止利用盐土、硝土和工业 废渣、废液加工制盐”，火电厂脱硫废水蒸发结晶产 生的盐难以销售，作为固体废物处理又进一步增大 了成本。2017年12月之后，国务院发布食盐专营办 法，禁止将工业废液制盐作为食盐销售，原盐业管理 条例被废止，故不再限制通过工业废水制盐。在此 政策的影响下，蒸发结晶技术产生的盐可以作为非 食用盐对外销售，将增大技术的使用价值。目前，蒸 发结晶技术适用于废水量大、水资源缺乏和具备销 售结晶盐条件的电厂。

3 浓 缩 根据采用能量和方式的不同，浓缩主要包括热 浓缩和膜浓缩两类，其目的在于减少废水水量，降低 其在蒸发固化阶段的能耗与成本。热浓缩是通过加 热蒸发使废水浓度提高的技术，常用的有 MED 和 MVR，热浓缩与蒸发结晶通常配套使用，也可以作 为浓缩工艺与烟道蒸发技术联用。青海某电厂采用 了“MED+高温烟道旁路蒸发器”技术处理废水， MED 技术将 40 m3 /h 的废水浓缩为 18 m3 /h，减量效 果显著。由于热浓缩技术已在“蒸发结晶”部分有所 介绍，本部分主要对膜浓缩技术进行介绍。 膜浓缩是利用膜的选择透过性，对废水进行浓 缩减量的过程。常用的膜浓缩技术主要包括反渗透 （RO）、正渗透（FO）、电渗析（ED）和膜蒸馏（MD）。 表2列出了几种膜浓缩技术的特征以及适用范围。 1） 反渗透。反渗透是通过向高渗透压侧溶液 提供压力，使水分子通过 RO 膜向低渗透压侧渗透 的技术，随着水分子的转移，高浓度测溶液的浓度被 不断提高。目前该技术已相对成熟，在污水处理、海 水淡化以及纯水制备等多领域得到了广泛应用。理 论上，RO 膜可以截留＞0.1 nm 的物质，能有效截留 水中的无机盐、胶体和相对分子量＞100的有机物， 其除盐率高达95%～97%，具有安全可靠，出水水质 稳定等优点［3，29］。常规的反渗透技术适用于TDS为 0.5～35 g/L 的原液，其浓缩液 TDS 能达到 90 g/L 左 右；碟管式反渗透技术可用于 15～100 g/L 的原液， 其浓缩液 TDS 可达 160 g/L 左右。 随着原液浓度的 提高，其运行压力和成本也会大幅增高。RO膜对进 水水质的要求很高，一般要求浊度<1.0 NTU，SDI< 3，余氯<0.1 mg/L等，需对废水进行深度的预处理方 能满足，否则膜组件极易发生污染或损坏。 在脱硫废水浓缩过程中，几乎只有水分子可以 透过 RO 膜，因此可以得到纯度很高的净水与高浓 度的浓缩液，其中净水可回收利用，浓缩液可直接进 行蒸发固化，也可与其它浓缩技术联用对废水作进 一步的浓缩。反渗透技术目前已在多个电厂推广应 用，焦作万方电厂首先通过 RO 系统将 20 m3 /h 的废 水浓缩为 8 m3 /h，然后采用高温烟道旁路蒸发器技 术实现零排放；国电汉川电厂通过超高压 RO 膜将 36 m3 /h 的废水浓缩为了 8 m3 /h［19］，然后采用 MVR 蒸发结晶的方式实现零排放；华能长兴电厂先用RO 系统将 22 m3 /h的废水浓缩为 6 m3 /h（TDS>60 g/L）， 再通过FO技术对RO浓水做进一步的浓缩［20］。 2） 正渗透。与 RO 技术相反，正渗透是利用 FO 膜的选择透过性使水分子自发从较低渗透压侧 透过 FO 膜流向较高渗透压侧的技术［31］，是一种浓 度驱动的新型膜分离技术，具有除盐率高、浓缩能力 强、膜污染小和回收率高等优点［25］。在废水浓缩过 程中，必须配置和再生浓度极高的汲取液才能使废 水中的水分子不断通过FO膜转移到汲取液之中。 FO 可将脱硫废水含盐量浓缩至 200 g/L 以上， 当进水浓度达到 60～120 g/L 时运行效果最佳。由 于脱硫废水浓度一般难以达到其最佳运行浓度，在 实际使用中需先通过反渗透将废水浓度提高后再输 入 FO 系统。华能长兴电厂首次采用正渗透的技术 对脱硫废水进行了浓缩，系统采用了 RO和 FO联用 的膜浓缩工艺，将 6 m3 /h 的 RO 浓水进一步浓缩为 1.5～2 m3 /h（TDS＞200 g/L）的浓缩液，废水流量进 一步减少了 66% 以上，浓缩减量效果极其显著［20］。 然而，正渗透技术存在汲取液再生能耗高、工艺流程 长、浓差极化严重、水通量低和成本高等缺点［26］。 目前，FO 在国内脱硫废水零排放领域的应用尚少， 其稳定性和可靠性等需进一步验证。 3） 电渗析。电渗析是在直流电场中设置若干 交错排列的阳膜和阴膜，利用电极对阴阳离子的驱 动力和滤膜的选择透过性实现废水的浓缩减量。在 外加电场下，废水中的阴阳离子会在电极驱动下向 相反电极移动，由于阴离子不能透过阳膜，阳离子不 能透过阴膜，因此会在两极之间形成交错排列的淡 水室和浓水室［21］。ED 的浓缩效果非常显著，其浓 缩液TDS可达200 g/L以上，可以极大地减少废水流 量。卢剑等对某电厂脱硫废水进行了浓缩试验，先 用 RO将废水浓缩至 70 g/L左右，再将 RO浓水通过 ED浓缩为210 g/L左右，废水流量可减小90%，浓缩 效果极其显著［27］。ED 技术具有能耗低、运行稳定 等优点，其抗污染能力较 RO 强，但是耗水量较大，难以处理不易电离物质，对电极材料的要求较高。 目前，该技术已较为成熟，被广泛应用于化工、冶金、 造纸、医药工业和环境保护等领域，在火电厂脱硫废 水零排放领域的使用效果尚需进一步验证。 4） 膜蒸馏。膜蒸馏采用疏水膜，是以膜两侧 蒸气压为驱动力的膜分离技术，适用于非挥发性溶 质溶液的浓缩［32］。MD 膜具有选择透过性，水分可 以水蒸气的形式透过 MD 膜，脱硫废水中的其它成 分几乎无法透过。在外部热源加热下，废水中的水 形成水蒸气产生一定的蒸气分压，膜两侧的蒸汽分 压差产生驱动力使水蒸气不断透过 MD 膜。透过 MD膜的水蒸气被冷凝，水分可回收利用，同时也确 保了产水侧的低压状态，维持了 MD 膜两侧的蒸气 压驱动力［28］。 MD 工艺可以制备纯度极高的水（接近 100%） 和浓度极高的浓缩液（TDS≥200 g/L），一些溶解度 较低的盐甚至可以直接在 MD 系统中发生结晶［22］。 该技术不需将废水加热到沸点以上，提供低品位热 能即可正常运行。虽然 MD 技术的能耗高，但火电 厂在运行过程中有着丰富而廉价的低品位热能可供 利用，该技术在火电厂废水零排放中有着较大的潜 在应用前景。 综上所述，各种膜浓缩技术均有其最佳运行条 件和浓缩极限，在实际应用中需根据废水水质、水 量、蒸发固化要求等选择一种或多种合适的浓缩技 术。一般来说，只有当废水水量不高，采用高温烟道 旁路蒸发塔技术时才可不设置浓缩单元。膜浓缩技 术对进水的水质和预处理的要求很高，容易发生堵 塞，工艺流程复杂，成本高昂。RO技术最为成熟，已 取得广泛推广应用，但其浓缩能力有限，随着废水浓 度的提高其运行成本也会增大；FO、ED和 MD均可 将废水浓缩到 200 g/L 以上，浓缩减量效果极其显 著，但目前应用于火电厂脱硫废水的案例尚少，其运 行效果需通过更多的中试或工程做进一步的检验。 从技术的成熟度来讲，ED 具有较大的推广前景。 MD 仅需消耗低品位的热能，对于火电厂具有不错 的应用潜力。

4 预处理

由于脱硫废水水质极其复杂，预处理的目的在 于使废水满足相应浓缩和蒸发固化技术对水质的要 求，是浓缩和蒸发固化环节正常运行的必要前提。 预处理工艺的选择与废水水质以及采用的浓缩、蒸 发固化工艺密切相关。按照预处理的复杂程度与对 出水水质的要求，预处理大致可以分为常规处理和 深度处理两类。 1） 常规处理。处理工艺不能完全满足浓缩和 蒸发结晶等技术对废水水质的要求，只适用于对水 质要求较低的高温烟道旁路蒸发塔技术，或者配合 其它预处理技术对废水进行深度处理。由于脱硫废 水含有大量的氯离子，并且呈酸性，若直接进行烟道 蒸发会使部分 Cl以气态 HCl的形式进入主烟道，最 终回到脱硫塔，导致 Cl 在脱硫废水中的循环，故在 废水进入旁路蒸发塔之前需调整废水酸碱性。常用 的方法是投加熟石灰，将废水的 pH 调整为 8～10。 此外，工程中也常采用沉淀的方法，将较大的固体颗 粒物与废水分离，防止管道和设备的堵塞，降低废水 蒸发时间。浙能长兴和华电扬州电厂均采用了调整 pH 和沉淀等方式作为高温烟道旁路蒸发塔技术的 预处理技术。 2） 深度处理。深度处理主要包括软化、深度 过滤和纳滤（NF）等，是对废水中的离子以及微小颗 粒进行处理或分离的技术。 软化主要是去除废水中的Ca2+ 和Mg2+ 等结垢离 子，常用的方法有石灰软化、石灰/烧碱-纯碱软化和 芒硝-石灰-纯碱软化等。石灰软化法适用于碱度较 高的废水，当碱度较低时需采用石灰-纯碱软化法， Ca2+和 Mg2+最终以 CaCO3 和 Mg（OH）2 沉淀析出。 刘海洋等［23］的研究表明，石灰-纯碱软化可将Ca2+ 和 Mg2+浓度分别降低到 2.5 mg/L 和 2.6 mg/L，软化效 果非常显著。国电汉川电厂采用石灰/烧碱-纯碱软 化法，将废水 Ca2+和 Mg2+浓度均降低到 2 mg/L 左 右，满足了后续高压反渗透和MVR蒸发对废水硬度 的要求［19］。芒硝-石灰-纯碱软化法是利用硫酸根的 同离子效应辅助碳酸根沉淀 Ca2+，Ca2+和 Mg2+最终 以CaSO4、CaCO3和Mg（OH）2沉淀析出，由于芒硝的 价格远低于纯碱，该方法可显著降低软化药剂 成本［24］。 深度过滤常用于处理软化系统的出水，主要包 括多介质过滤、微滤（MF）和超滤（UF）等，这些技术 目前均已较为成熟，广泛应用于化工、水处理等多领 域。多介质过滤是在一定的压力下使浊度较高的废 水通过一定厚度的过滤介质，去除悬浮杂质使水澄 清的过程，其出水浊度可达 3 度以下。微滤是以静 压差为推动力，利用筛网状过滤膜进行过滤分离的 技术，可截留悬浮物、纤维和细菌等。超滤的过滤原理与MF类似，但可以截留更小尺度的微粒，主要包 括分子量为500～300 000的各种可溶性大分子或相 当粒径的胶体微粒等［21］。在脱硫废水零排放预处 理过程中，根据水质情况以及处理要求，多介质过 滤、MF 和 UF 可单独使用，也可以配套使用。焦作 万方电厂联合使用多介质过滤和 UF去除废水中的 固体颗粒杂质，将出水污染指数 SDI降低到 3以下， 达到了后续 RO 膜对进水水质的要求［8］。国电汉川 电厂采用 UF 技术将废水浊度降低为 1 NTU 左右， SS 含量降低为 0.1 mg/L，满足了后续 RO 系统的要 求。青海某电厂采用MF技术将废水悬浮物含量降 低到 5 mg/L 以下，满足了后续 MED 和烟道旁路蒸 发器技术对水质的要求。 纳滤也是一种基于选择性分离膜的技术，可通 过筛分、溶质扩散和电荷排斥等过程对废水中的成 分实现选择性分离，理论上可截留粒径 0.1～1.0 nm、分子量 100～1 000的物质，其截留能力介于 UF 与 RO 之间。由于 NF 膜对二价及以上的无机离子 具有较高的截留率，而多数一价离子可以透过膜，所 以NF还可以起到分盐的作用。在脱硫废水处理中， NF 主要用于蒸发结晶技术的预处理。废水经过软 化等预处理之后，主要成分变为Na2SO4和NaCl。若 不 采 用 NF 技 术 ，最 终 蒸 发 结 晶 得 到 的 盐 为 以 Na2SO4和 NaCl为主的混盐，难以回收利用；若采用 NF 技术，可通过蒸发结晶得到纯度很高的 NaCl。 徐小生用纳滤处理软化后的脱硫废水，结果表明NF 膜对硫酸根离子的截留率≥95%，出水氯化钠纯度≥ 97.5%［24］。国电汉川电厂采用 NF 对脱硫废水进行 了分盐，最终蒸发结晶得到了纯度高于 96.3% 的 NaCl［19］，具备了回收利用的潜在价值。 由于脱硫废水水质极其复杂，其预处理对零排 放系统能否正常运行具有至关重要的意义。具体工 艺的选择需综合考虑水质、浓缩工艺和蒸发固化工 艺等因素。相对而言，高温烟道旁路蒸发塔技术对 废水水质要求最低，仅需进行常规预处理即可。当 废水水量较大，采用浓缩工艺时，必须先进行深度预 处理，相应的成本也会增高。

5 结 论

燃煤电厂脱硫废水的零排放一般主要包括预处 理、浓缩及蒸发固化等环节。根据废水水质、水量、 处理要求和电厂运行情况等因素合理选择技术的组 合是实现废水零排放的关键。预处理旨在使废水满 足浓缩或蒸发固化环节对水质的要求，其工艺目前 均已较为成熟。浓缩是为了降低废水在蒸发固化环 节的能耗与成本，反渗透技术是目前较为成熟的浓 缩技术，电渗析和膜蒸馏具有不错的应用前景。蒸 发固化主要包括蒸发结晶和烟道蒸发，是实现废水 零排放的核心。蒸发结晶技术流程复杂，成本高昂， 适用于废水量大、水资源缺乏和具备销售结晶盐条 件的电厂。烟道蒸发主要包括低温烟道蒸发、高温 烟道旁路蒸发器蒸发和高温烟道旁路蒸发塔蒸发等 三种技术，其中低温烟道蒸发运行风险较高，难以稳 定实现废水零排放；高温烟道旁路蒸发器技术往往 需对废水预处理和浓缩，工艺流程较长，成本较高， 适用于废水量较大、蒸发器安装空间有限的电厂；高 温烟道旁路蒸发塔技术流程简单，成本低，对水质适 用性较高，具有显著的推广应用优势，未来可从降低 蒸发能耗和减小蒸发塔体积等方面对技术做出进一 步的优化，提高其技术经济性和对空间的适用性。