作者：陈海杰1 ，李飞1 ，孙莹2 ，谷小兵1 ，高飞1 ，杨林军2* CHEN Haijie1 ，LI Fei1 ，SUN Ying2 ，GU Xiaobing1 ，GAO Fei1 ，YANG Linjun2* （1.大唐环境产业集团股份有限公司，北京 100097；2.能源热转换及其过程测控教育部 重点实验室（东南大学），南京 210096）
摘 要：燃煤机组全厂废水零排放是目前环保工作的重点。结合燃煤电厂废水排放及水处理系统设施、工艺的现 状，对如何实现全厂废水零排放进行了研究、分析。试验结果表明，通过优化废水处理系统，可以对各类废水进行 分类和梯级利用：将反渗透浓水作为脱硫系统补给水，进而减少废水排放量，提高废水回用率；对无法回用的脱硫 废水采用蒸发结晶、烟道蒸发的零排放工艺进行处理，可实现全厂废水零排放。废水零排放具有良好的社会效益 和环境效益。

关键词：废水零排放；梯级利用；反渗透浓水；脱硫废水；蒸发结晶；烟道蒸发

0 引言

燃煤电厂经过近几年的超低排放改造，已有效 控制了 SO2，NOx，粉尘等污染物的排放，但废水排放 仍与环保要求差距较大。燃煤电厂是用水大户，其 耗水量约占工业用水量的 40%［1］ 。随着国务院《水 污染防治行动计划》的正式实施，对燃煤电厂废水 排放的要求越来越严格，以最终实现全厂废水零排 放。目前，燃煤电厂在废水处理系统设计时已考虑 了水资源的合理利用，但由于大多数电厂设备存在 老化、运行维护不周等问题，水处理系统面临排水 量大、运行不畅的局面，导致污水排放不达标［2-3］ 。 水资源的高效利用与全厂废水零排放成为燃 煤电厂持续、健康发展的关键，受到广泛关注［4-7］ 。 2017 年 1 月环保部发布了《燃煤电厂污染防治技术 政策》，鼓励采用蒸发干燥或蒸发结晶等处理工艺， 实现脱硫废水不外排。脱硫废水零排放是目前研 究的热点，也是实现全厂废水零排放的难点，国内 已有多个示范工程［8-10］ 。从燃煤电厂供排水系统不 同环节分析，实现燃煤电厂废水梯级利用与减量排 放是实现燃煤电厂废水零排放的基础。本文结合 燃煤机组废水处理现状，分析实现全厂废水零排放 的技术路径。

1 燃煤机组现有的废水处理设施

目前，燃煤电厂通常建有废水回用处理系统和 脱硫废水处理系统。不少电厂将全厂循环冷却水 与排污水、生活污水、工业废水、凝结水精处理及化学水处理的废水集中处理后作为循环冷却水系统 补充水，全厂废水回用处理系统的排污水及处理后 的脱硫废水用于机组除灰除渣系统用水。但这并 未真正实现废水的分类处理、综合利用、零排放。 特别是随着电厂废水排放标准的日益提高，处理后 的废水已禁止用于灰场冲灰用水。因此，全厂废水 零排放的重点是科学组织前端工业废水的分质、分 量梯级利用，提高废水的重复利用率；通过将回用 处理后的反渗透浓水用作脱硫补给水，降低废水排 放，同时减少取水量；采用脱硫废水零排放技术方 案处理少量难以回用的脱硫废水及其他少量高盐 废水，进而实现全厂废水零排放。

2 燃煤电厂废水梯级利用方案

燃煤电厂废水减量一般通过废水梯级利用来 实现，废水的梯级高效利用要求对燃煤电厂不同来 源的废水进行精细化分类处理。中/高品质的废水 主要为循环冷却水，水量大、水质较好，以 600 MW 机组为例，水量在 100~200 m3 /h，总含盐量（质量浓 度，下同）在1. 5~3. 0 g/L；低品质废水主要为化学再 生废水，比如反渗透浓水等，其水量较小、水质较 差，以 600 MW 机组为例，低品质废水水量在 5~10 m3 /h，总含盐量在 20. 0~50. 0 g/L。将各废水水质参 数和一系列国家标准相比较，选择直接或经处理后 回用于电厂工业用水、厂内服务和生活杂用水以及 绿化用水等，提高废水的重复利用次数，以实现废 水梯级利用。电厂废水梯级利用可采用如下技术 方案（如图1所示）。 （1）高品质排水直接回收利用。对于原本水质 较好并且在使用过程中水质未发生明显变化的一 类废水，建议直接集中回用。如锅炉补给水处理系 统的水源主要为地表水，整体水质较好，可考虑回 收后作循环补给水使用。 （2）中品质排水经处理后可重复利用。对于使 用后水质有所下降、水质要求不满足直接回用标准 的，经软化澄清处理后可重复利用。如循环冷却水 排水水量大，可回收至废水回收池，经废水回用处 理系统再生后重新用于循环冷却水补给水。通常， 循环冷却系统排水水质稳定，水质明显优于反渗透 浓水，因此，当脱硫系统补给水匮乏时，也可考虑将 循环冷却水排水用于脱硫系统补充水。 （3）低品质排水经收集后作为脱硫补充水。高 含盐废水主要为反渗透浓水排水，经收集后可用作 脱硫补给水。

3 反渗透浓水用于脱硫补给水方案 将循环冷却水系统或锅炉补给水处理系统反 渗透浓水作为湿法脱硫系统工艺补给水是降低废 水排放量、实现废水梯级利用的重要手段。目前， 电厂普遍采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，脱 硫系统用水主要为水库来水、循环水来水和脱硫除 灰冷却水，如图 2 所示。湿法脱硫系统工艺水主要 用于石灰石浆液制备及浆液系统补给水、除雾器冲 洗、石膏冲洗和停运设备的管道冲洗，不同用途用 水对水质要求有所不同。目前针对石灰石-石膏湿 法脱硫工艺用水的水质没有明确的国家标准，水质 要求主要从对脱硫工艺影响和设备腐蚀、结垢方面 进行考虑。 （1）工艺方面。湿法脱硫过程中要控制吸收塔 浆液中 Cl等离子质量浓度，Cl质量浓度过高会带 来许多负面影响，其中包括：同离子效应会抑制 CaCO3的溶解，影响SO2的吸收、传质过程，使脱硫工 艺效果下降，影响石膏的脱水、结晶，降低石膏品 质；同时也会加剧对金属材料的腐蚀等。为防止Cl等离子的富集，脱硫系统在运行过程中一般通过排 放一定量的废水将浆液中的 Cl质量浓度控制在 20 000 mg/L 以下。脱硫工艺水是浆液中 Cl和其他 盐类离子的来源之一，为了降低工艺水对脱硫系统 的影响，对工艺水总含盐量，特别是 Cl质量浓度要 进行限制。 （2）设备腐蚀、结垢方面。当工艺水中的石油等物质进入到浆液中后，可能覆盖在石灰石表面， 影响其溶解和反应；工艺水中有机物含量较高时， 在吸收塔运行温度环境下可能会导致浆液变稠、变 黑，脱硫效率降低；另外，如果工艺水水质有较强酸 性或碱性，还会造成金属设备以及一些泵轴密封系 统的腐蚀和损坏。水的腐蚀性与其总含盐量、强酸 阴离子质量浓度和酸碱性有关，为防止工艺水造成 设备腐蚀，有必要对工艺水水质进行限制。 脱硫工艺中的设备管道冲洗、除雾器冲洗等用 水对水质要求较高，若水质不佳，易导致喷嘴堵塞： 除雾器喷嘴堵塞会造成除雾效率降低、除雾器压损 增大；石膏冲洗喷嘴堵塞造成石膏质量降低；冷却 喷嘴堵塞造成烟气冷却效果变差。因而将废水回 用于脱硫系统通常是指将其用于石灰石浆液制备 及浆液系统补给水。根据 GB/T 19923—2005《城市 污水再生利用 工业用水水质标准》，结合现有实际 运行经验，湿法烟气脱硫系统（WFGD）工艺水水质 应参考表1。将循环冷却水系统及锅炉补给水处理 系统的反渗透浓水水质和工艺水水质要求比较，可 以看出反渗透浓水 pH 值、Cl质量浓度和重铬酸盐 指数（CODCr）均符合一般要求，总硬度和 SO4 2- 质量 浓度高于工艺水水质要求。由表 1 可知，锅炉补给 水系统反渗透浓水的水质通常要优于循环冷却水 系统反渗透浓水水质，建议优先回用。 为考察反渗透浓水用于脱硫用水对脱硫系统 性能的影响，分别对添加了不同比例反渗透浓水的 脱硫补给水进行试验研究，具体如下：工况 1，不添 加浓水，用清水作为脱硫补给水；工况 2，用浓水替 换一半的清水；工况 3，用浓水替换一半的清水，并 将 Cl- ，SO4 2- 质 量 浓 度 分 别 提 高 至 1 500 mg/L 和 4 000 mg/L；工况 4，直接将浓水用于脱硫补给水。
表2为试验中不同掺混比例的脱硫补给水。 试验均在典型脱硫工况下进行：脱硫塔入口烟 气温度为120 ℃，液气比为15 L/m3 ；脱硫浆液石膏质 量分数为15%，温度为40 ℃；脱硫塔入口SO2质量浓 度为 1 800~2 100 mg/m3 ；试验中向浆液槽中通入 CaCO3溶液将脱硫浆液的pH值维持在5. 5左右。 图3为试验装置，主要由配气系统、输水系统以 及烟气脱硫系统组成：配气系统由空气压缩机产生 装置所需的驱动力，并用 SO2钢瓶气模拟烟气的含 硫情况；输水系统由一个 1. 5 m3 的脱硫水槽以及循 环水泵构成；烟气脱硫系统是一个 2 m 高的脱硫装 置并设置了3枚螺旋雾化喷嘴。 不同工况条件下脱硫试验装置的脱硫效率有 一定差异，在工况 1、工况 2、工况 3、工况 4 下，装置 的脱硫效率分别为 88. 6%，87. 2%，86. 8%，85. 3%。 当脱硫浆液及脱硫补给水全用浓水配制时，脱硫效 率略有下降，考虑到实际工业脱硫过程中反渗透浓 水水量低于脱硫用水量，脱硫用水不可能全用反渗 透浓水。因此，将反渗透浓水用作脱硫用水对 SO2 脱除效率影响不大。此外，对比工况 2 和工况 3 可 知，Cl- ，SO4 2- 的略微增加对脱硫效率影响不大。 目前，将反渗透浓水回用于脱硫系统用水的节水技术已经在国内多家电厂得到了运用。国电内 蒙古东胜热电有限公司通过将反渗透浓水用作脱 硫补给水，减少了电厂外排水 13 m3 /h；华能上安电 厂反渗透浓水总产量 305 m3 /h，将反渗透浓水用于 脱硫系统工艺水时，确保了水量的基本平衡；华能 沁北电厂将反渗透浓水回用作脱硫系统的除雾器 冲洗水。此外，湖北华电江陵发电厂、福建省鸿山 热电厂等都实现了将反渗透浓水用于脱硫系统补 给水的改造，并取得了良好的运行效果。

4 脱硫废水零排放方案 脱硫废水 pH 值一般在 4~5 之间，悬浮物（石膏 颗粒、燃煤飞灰等）质量分数可高达5%~10%，同时， 废水氟化物、化学需氧量（COD）和重金属超标，盐分 极高，含大量的 Ca2+ ，Mg2+ ，Cl- ，SO4 2- ，SO3 2- 等。目前， 脱硫废水零排放技术主要有蒸发结晶技术、主烟道 蒸发技术及旁路热烟气蒸发技术等。

4. 1 蒸发结晶技术 蒸发结晶技术指利用高温对废水进行蒸发浓 缩，95% 的废水经过蒸发、冷凝后可被再利用，而剩 余 5% 的浓浆经处理后变为固体颗粒，根据其成分 进行回收处理。目前成熟应用的蒸发结晶技术主 要有多效蒸发（MED）、蒸汽机械再压缩（MVR）、热 力蒸汽压缩（TVR）、低温常压蒸发（NED）。MED 和 MVR在国内电力行业均有应用实例，如广东河源电 厂采用了 MED 技术。NED 在国内电力行业无应用 实例，但在石化行业有应用实例。 该处理工艺成熟，蒸发回收后的水质良好。但 脱硫废水中含有 Ca2+ ，Mg2+ ，需经过软化处理或者使 用阻垢剂来防止在蒸发过程中出现结垢，增加了运 行成本。而且浓缩液蒸发产生的结晶盐固体纯度 低，增加了后续处置费用。总体来看，该方法投资 运行成本较高。 4. 2 主烟道蒸发技术 主烟道蒸发技术指将脱硫废水采用双流体喷 嘴雾化喷射于空气预热器（以下简称空预器）和除 尘器之间的烟道内，利用低温烟气余热将水分蒸发 的技术，其产生的结晶盐和固体杂质随烟气进入后 续除尘器被捕捉。由于空预器和除尘器之间烟气 的温度一般仅有110~150 ℃，废水的蒸发速度较慢。 同时，受除尘器入口烟道蒸发空间的限制，水分需 要在1. 0~1. 5 s完成蒸发。因此，往往需要对脱硫废 水先进行浓缩减量，以降低在热量和空间上的需 求。常规的浓缩减量方法有膜法和热浓缩法等，一 般采用反渗透（RO）膜、常温常压蒸发器等设备。目 前，主烟道蒸发技术已在美国 Bailly电厂、内蒙古上 都电厂、内蒙古土右电厂、哈尔滨发电厂、焦作万方 电厂以及宁夏灵武电厂等开展了工程应用。由于 锅炉在变负荷运行时主烟道内废水无法完全蒸发， 烟气中夹带部分未蒸干液滴，会对后续除尘器的正 常运行带来风险，一般不建议采用该方案。

4. 3 旁路热烟气蒸发技术 旁路蒸发技术已成为目前脱硫废水零排放处 理关注的热点［11］ ，主要包括旁路烟道蒸发技术（如 图4所示）［12-13］ 与旁路塔蒸发技术。 （1）旁路烟道蒸发指通过设置与空预器并联的 烟道旁路，在空预器入口处引部分高温烟气进入旁 路烟道，采用双流体雾化喷嘴将脱硫废水雾化喷射 于旁路烟道内，利用高温烟气余热将水分蒸发，产 生的结晶盐和固体杂质随旁路烟气回到空预器之 后的主烟道，最终进入后续除尘器被捕捉。目前， 焦作万方铝业热电厂将主烟道蒸发改为选择性催 化还原（SCR）脱硝装置与空预器间设置旁路烟道蒸 发，采用“双碱法+双膜法+旁路烟道蒸发”工艺。 （2）旁路塔蒸发技术还可以细分为双流体喷雾 蒸发与旋转喷雾蒸发。采用双流体喷雾蒸发技术 时，为了保证喷嘴的正常运行，对废水预处理要求 较高，存在预处理设备投资与运行成本增加的问 题。而采用旋转喷雾蒸发技术对废水要求较低，具 有更好的适应性。 采用主烟道蒸发技术时，由于烟道内流速快、 液滴停留时间短，存在无法完全蒸干的风险，如脱 硫废水处理量大会导致主烟道过长。旁路塔蒸发 技术可以使液滴停留时间延长，更利于蒸发，符合 燃煤电厂实际情况。

5 结论 燃煤电厂现有水处理系统普遍存在一定的运 行问题。通过优化全厂水平衡系统，实现废水分类处理、分类回收、梯级利用，可降低废水产生总量。 废水回用处理系统将反渗透浓水作为脱硫用水使 用，实现全厂废水只有脱硫废水，即废水零排放处 理只处理脱硫废水。因此，废水分质、分量梯级利 用是实现燃煤电厂废水零排放的基础和关键，特别 是将反渗透浓水作为湿法脱硫系统工艺补给水是 降低废水排放量、实现废水梯级利用的重要手段； 脱硫废水零排放工艺是最终实现全厂废水零排放 的重要保证，建议采用旁路热烟气蒸发技术。两者 联合运用可实现全厂废水零排放。