作者：王焕伟1，治    卿1，张文耀1，柳丽平2 （1.  内蒙古电力科学研究院，内蒙古   呼和浩特   010020； 2.  内蒙古交通质监局，内蒙古   呼和浩特   010020）

摘    要： 文章综述了脱硫废水的水质特点及脱硫废水零排放的处理工艺；介绍了预处理单元、浓缩减量单元和固化单 元的成熟技术；并对 5 个燃煤电厂脱硫废水零排放应用成功的典型案例进行了分析。结果表明，各电厂要从自身实际出 发，选取适合本企业的技术路线。

关键词： 脱硫废水零排放；预处理单元；浓缩减量单元；固化单元

美国电力研究中心将火电厂全厂废水零排放 定义为“电厂不向地面水域排放任何形式的水，离 开电厂的所有水都是以水蒸汽或在灰或渣中固化[1]。” 2017 年 1 月 10 日生态环境部在《火电厂污染防治 技术政策》中提出，脱硫废水宜经石灰处理、混凝、 澄清和中和等工艺处理后回用，鼓励采用蒸发干燥 或蒸发结晶等处理工艺，实现脱硫废水零排放。 火力发电厂耗水量大，废水排量大。尤其北方 地区，水资源短缺，燃煤电厂利用各种技术对各类 废水进行回用，最大程度的从源头上减少废水产生 量。对各类废水按照水质高低分类，不用处理或简 单处理即可实现梯级回用[2] ，不但减少处理费用，而 且节约水资源。燃煤电厂废水分为以下 4 个阶 梯。第一阶梯：城市中水、地表水和工业用水等；第 二阶梯：城市中水和部分再利用的中水（工业废水 和生活污水可用水处理）循环冷却水；第三阶梯：循 环污水、再生水、反渗透浓水、冲煤废水、渣水和脱 硫工艺用水；第四阶梯：脱硫废水。其中，第四阶段 剩余的脱硫废水是实现燃煤电厂废水零排放的关键。

较强； 5）重金属：包含铅、铬、镉、铜、锌、锰和汞等， 污染性强； 6）不稳定：发电厂负荷波动、季节、煤质对脱 硫废水成分影响大。 脱硫废水零排放工艺可以分为预处理单元、浓 缩减量单元和固化单元。每个单元都有多种成熟 技术可供比选。电厂可根据当地气候条件，经济预 算，技术论证选取适合电厂本身的技术路线。

1.2 预处理单元 预处理过程是实现脱硫废水零排放的第一步， 用于去除废水中的部分悬浮物及硬度、重金属离 子。脱硫废水常规预处理：中和/反应/絮凝三联 箱+澄清池[3]。深度预处理：碳酸钠/氢氧化钠澄清 池或管式微滤、纳滤、电驱动膜。常规预处理方法 操作相对简单，费用低，处理能力有限，预处理出水 硬度及重金属离子浓度大，对后续设备运行不利。 深度预处理出水水质效果良好，减少后续设备结 垢，但是用于去除硬度使用的碳酸钠用量大，费用 高，有工艺用价格便宜的硫酸钠代替碳酸钠去除硬 度，可以有效降低费用成本[4]。

1.3 浓缩减量单元 浓缩减量单元中的各种水处理技术现已应用 广泛，浓缩减量单元工艺的选取要依据固化单元可 处理的水量。目前，脱硫废水处理方法主要是膜浓 缩工艺。常用的膜浓缩处理方法包括反渗透、正渗 透、电渗析和蒸馏法，其中反渗透技术应用最为广泛。

1.3.1    反渗透    反渗透是自然渗透的逆过程。近 几十年来，该技术已经发展地较为成熟，并广泛应 用于纯水和超纯水制备，工业水、生活污水处理以 及海水淡盐水淡化领域[5]。其缺点是废水中杂质的 沉积易导致膜污染，膜氧化后设备的处理能力降 低，维护成本高。近年来，出现了几种处理高盐废 水的反渗透膜技术，如碟式反渗透（DTRO）技术，国 电汉川电厂和华电包头电厂正在应用此项技术。 DTRO 是一种特殊的反渗透形式，专门用于处理高 盐废水，可以处理 SDI 值高达 20 的高污染水源，膜 污染程度较轻[6]。

1.3.2    正渗透    正渗透方法与反渗透原理相反，属 于膜分离过程。正渗透利用溶液不同的化学势，使 脱硫废水中的水分子自发的通过膜进入汲取液。 脱硫废水在不需要外部压力的情况下被浓缩。汲 取液吸收水分后，再通过加热将水分蒸发分离出 来。正渗透法的回收率可达 85%～90%。正渗透 技术具有节能、产水量大和回收率高、不易污染、 难结垢等优点。技术难点在于选择具有高水通量、 耐酸碱性和良好机械性能的渗透膜，以及如何选择 能够产生更高渗透压的汲取液。

1.3.3    电渗析    通过半透膜的选择渗透性分离不 同溶质颗粒（如离子）的方法称为渗析。在电场作 用下进行渗析时，溶液中带电溶质颗粒（如离子）通 过膜迁移的现象称为电渗析[7]。通过电渗析纯化和 分离物质的技术称为电渗析法，这是 20 世纪 50 年 代开发的新技术。它最初用于海水淡化，现已广泛 应用于化工、轻工、冶金、造纸和制药等行业，特别 是纯净水的制备和环保三废的处理。电渗析技术 对进水要求高，脱盐率低，电渗析交换过程中产生 的钙镁离子会堵塞交换膜，限制了电渗析的发展。

1.3.4    蒸馏法    蒸馏法是利用厂内热源，在蒸馏装 置内与脱硫废水进行热交换，使水蒸发冷凝后再利 用，废水浓缩。蒸馏装置有多种类型，如多效蒸发 器、卧式喷淋蒸发器和立式降膜蒸发器等多种型 式。蒸馏法回收率较高，能回收 80%～85% 的废 水，该技术投资大，能耗高，必须特别注意高温下的 结垢和腐蚀。蒸馏法的设备材质多采用钛材，防止 腐蚀[8]。

1.4 固化单元 减量处理后的废水进行固化处理，主要包括蒸 发结晶法、蒸发塘及尾部烟气蒸发法。

1.4.1    多效强制循环蒸发系统（强制循环 MED）     多效蒸发技术（MED）可多次重复使用蒸汽的热 量进行热交换，以减少热能消耗并降低成本。脱硫 废水在蒸发器中串联加热蒸发，前效蒸发产生的二 次蒸汽作为后效蒸发器的热源，重复利用热能加 热，在结晶器内蒸发结晶实现固液分离，此技术比 较成熟，但是能耗比较高。

1.4.2    蒸汽浓缩蒸发（MVR 蒸发系统）    MVR 蒸发器是一种新型节能蒸发设备，主要用于制药行 业，采用低温与低压汽蒸技术产生蒸汽，蒸汽将脱 硫废水加热后使水分离出来，是目前国际先进的蒸 发技术。MVR 蒸发结晶系统适用于高盐废水的浓 缩和结晶。该技术充分利用热焓值，占地面积小， 运行成本低，但是投资大，设备造价高。

1.4.3    自然蒸发结晶    蒸发塘的原理类似于海盐的晒制，夏天蒸发量尚可，北方地区冬天结冰，蒸发 量为零，容易泄露，污染周围环境。因此蒸发塘模 式受场地、气候条件等限制，可实施性不强。类似 的做法有通过湿排渣解决，但是受水量影响、排渣 现状限制。

1.4.4    直接烟道蒸发法    直接烟道蒸发法是将高 盐脱硫废水转移到除尘器前烟道中，雾化的废水在 高温烟道中迅速蒸发，废水中的杂质、固体颗粒和 灰分进入除尘器被捕获。水蒸汽被回收再进入脱 硫系统利用。该系统充分利用发电厂的余热来实 现废水的零排放，优点：系统简化，投资少，药耗少， 占用空间小，操作检修简单。缺点：处理废水量有 限；对锅炉的热效率可能有影响，可能影响热负荷； 雾化喷嘴容易被腐蚀堵塞。目前，烟道直接蒸发技 术较多的应用在改造旧机组。

1.4.5    外置旁路烟道蒸发法    外置旁路烟道蒸发 法采用废水高效节能蒸发结晶器，高盐脱硫废水喷 入结晶器，用双流体雾化喷嘴雾化。从空气预热器 和脱硝出口之间的烟道引入少量高温烟气，以蒸发 雾化废水，产生的水蒸气和晶体颗粒与烟气一起进 入低温前烟道，固体颗粒随飞灰被除尘器捕获。水 蒸汽进入脱硫系统并冷凝成水，间接补充脱硫系统 用水[9]。

1.4.6    旁路烟气余热蒸发浓缩法    在除尘器之后 脱硫塔之前引出旁路烟气，烟气与脱硫废水在浓缩 塔内直接换热接触，浓浆液通过压滤机进行固液分 离。底部的渣水通过大流量循环泵不断循环浓缩， 实现固液分离。该工艺的典型优点是利用了烟气 余热，脱硫废水无需预处理直接进入浓缩塔。

1.4.7    振动膜法    振动膜主要由膜组和使膜组往 复运动的振动机组成。在一定压力下，脱硫废水从 入口处流到浓液口，脱硫废水通过膜组捕获盐分， 水分被收集。膜表面的往复振动在膜表面上产生 强烈的剪切力，盐难以留在膜表面，避免了膜表面 结垢[10]。优点：不需要预处理过程去除硬度。缺 点：振动膜短时间不结垢，长时间运行可能存在结 垢风险；清洗频率高（系统应考虑备用设备）；膜元 件在长时间运行下的使用寿命。

2 典型案例介绍

2.1 “预处理+反渗透+正渗透+蒸发结晶”技术工艺 浙江某电厂对电厂脱硫废水处理系统采取清 污分流、分类处理，处理工艺主要包括混凝-澄清-过 滤-软化预处理单元、膜浓缩单元和蒸发结晶单元， 其中膜浓缩单元采用正渗透技术。污水来源于脱 硫处理后废水和混床再生排水。项目建设投资约 6 000 万元，占地面积约 3 000 m2 ，运营成本高，废水 处 理 量 26.4  m3 /h。 来 水 化 学 需 氧 量 (COD)≤ 100  mg/L，Ca2+、 Mg2+浓度在 1  000～3  000  mg/L， TDS 在 20～25 g/L 左右[11]。这是国内首个运用正 渗透技术的废水零排放项目，正渗透因其具有技术 能耗低、分离效果好和膜污染性低被采用。

2.2 “预处理+四效多级蒸发+结晶”工艺 广东某电厂采用“预处理+四效多级蒸发+结 晶”工艺，采用多效蒸发技术，热源取自电厂的蒸 汽。项目占地面积约 3 000 m2 ，投资 9 750 万元，运 营成本高，废水处理量 20 m3 /h。该技术相对成熟。

2.3 直接烟道蒸发工艺 内蒙古某电厂采用直接烟道蒸发工艺，脱硫废 水处理量为 17 m3 /h，烟道蒸发技术的吨水运行费用 低、不影响锅炉效率，项目占地面积小、建设周期 短以及设备维护简单等方面都有其独特的优势。 该工艺可能存在喷嘴堵塞，烟道结垢腐蚀等问题。

2.4 旁路烟道蒸发技术 河南某热电厂采用预处理+双膜法+旁路烟气 蒸发技术。脱硫废水处理量为 20 m3 /h，旁路烟道蒸 发技术逐步应用于废水零排放工程，充分利用电厂 的热源。项目占地面积小，可以充分利用旁路烟道 之间的空间，投资小。优点：自动化程度高，操作简 便，维护方便，低耗高效；旁通烟道设有入口和出口 隔离门，隔离门可与发电厂主体隔离，不会影响发 电厂的日常运行[12]。

2.5 “纳滤+反渗透+碟式反渗透+蒸发结晶”工艺 包头某电厂脱硫废水零排放工程采用 “纳 滤+反渗透+碟式反渗透+蒸发结晶”工艺，设计最大 处理水量 120 m3 /h，专门处理高盐废水，污水来源于 脱硫废水约 30 m3 /h，反渗透浓水、再生水废水约 90 m3 /h。高盐混合废水钙离子浓度约 1 735.78 mg/L， 镁离子浓度约 1  193.88  mg/L，硫酸根浓度约为 6 161.22 mg/L，先通过纳滤膜将废水中氯化钠和硫 酸钠分离，并采用机械蒸汽再压缩蒸发结晶工艺最 终实现混盐的资源化回收[13]。 2.6 经济运行分析 不同企业经济运行情况分析[14 − 16] ，见表 1。


浙江某电厂浓缩减量过程采用了正渗透技术， 有效地节约了运行成本；广东某电厂采用的技术路 线投资金额、占地面积大，运行成本高，但该技术成 熟可靠；内蒙古某电厂采用的直接烟道蒸发工艺投 资金额少，占地面积小，运行成本低，目前备受市场 青睐，但是该工艺处理末端废水量较小；河南某热 电厂投资小，运行成本低，增加了废水浓缩减量过 程，但末端废水处理水量较小；包头某电厂工艺路 线投资金额大，但废水处理量大，蒸发结晶的各类 盐纯度较高。 3 结果与讨论 1）近年来，脱硫废水零排放技术发展迅速，种 类多样，但是还没有占据市场主导地位的技术路线 出现。 2）从应用实例分析看，广东某电厂采用的技术 虽然相对成熟，但投资大，运行成本高，废水处理量 20 m3 /h；包头某电厂采用的工艺废水处理量可达 120 m3 /h，专门处理高盐废水，废水处理能力强，但 投资大；内蒙古某电厂采用直接烟道蒸发工艺投资 小，占地面积小，运行成本低，废水处理量 17 m3 /h， 各电厂要从自身实际出发，选取适合本厂的技术 路线。