作者：王正阳 1 程 阳 2 赵德远 3 林 昇 3 罗如生 1 廖增安 1 （1.福建龙净环保股份有限公司，2.中国华能集团有限公司，3.华能罗源发电有限责任公司）

摘 要：湿法烟气脱硫技术是我国燃煤电厂烟气脱硫的主流工艺。脱硫废水作为燃煤电厂的终端废水，其零排放 受到越来越多的重视。从脱硫废水的来源与水质情况、脱硫废水的处理现状出发，比较分析了几种已经获得应用 的脱硫废水零排放技术和部分正在研究的处理技术。最后，对脱硫废水零排放处理技术的研究和发展方向进行了 展望。

关键词：火力发电厂；脱硫废水；氯平衡；零排放处理技术；烟气脱氯技术

目前，在燃煤烟气处理上我国有 80%以上的火 力发电厂采用了石灰石－石膏湿法烟气脱硫技术。 在超低排放改造后，为了保持较高的脱硫效率和保 证石膏品质，需要控制脱硫浆液中的 Cl浓度（一般 在 15000～20000 mg/L 以下），因此需排出一部分 浆液，从而产生了脱硫废水[1]。随着国家对燃煤电 厂污水排放和发电水耗量的限制，越来越多的火电 厂通过水务管理与水的梯级利用，将其他生产过程 中产生的废水作为脱硫工艺用水，故脱硫废水相当 于是燃煤电厂的全厂终端废水，它的处理方式将决 定着全厂废水是否最终能够实现零排放[2]。 目前大多数采用石灰石－石膏湿法的燃煤电厂 多采用化学沉淀法来去除脱硫废水中的重金属和悬 浮物等污染物，主要包括通过氧化、中和、沉淀、 絮凝等处理工艺，相关指标需要达到国家标准《火 电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》 （DL/T997-2006）中的要求后排放。但该标准对于 铜、铁、锰、钙、镁等阳离子和氯根、硫酸根等阴 离子没有限制，标准中对其他重金属的排放的要求 也相对较低[3]。而呈弱酸性且含盐量较高的脱硫废 水直接排放往往会对水体造成严重的污染。随着多 项标准进一步趋严，一些重点区域甚至禁止污水排 放，火力发电厂脱硫废水的零排放越来越受到各方 面的重视。

1 脱硫废水的水质情况与水量

脱硫废水的成分和水量对处理系统的设计及运 行有很大影响。一般来说脱硫废水具有以下几个特点[4～9]： (1) 水质呈现弱酸性：一般国外废水 pH 值为 5.0～6.5，国内为 4.0～6.0； (2) 当三联箱工艺处理效果较差时悬浮物 （SS）含量高，其质量浓度可达数万 mg/L； (3) 废水中重金属、COD、氟化物等超标，其 中还包括第一类污染物，如砷、 铅、汞 等； (4) 废水中盐分含量高（TDS 可达 30000～ 70000 mg/L），主要是大量的 SO3 2−、SO4 2−、Cl−等 阴离子和 Mg2+、Ca2+等阳离子。 脱硫废水的水质及水量主要受煤质、石灰石成 分、脱硫系统的设计及运行方式、吸收塔上游污染 物控制设备以及脱水设备等影响。具体包括：①煤 中约有 90%以上的 Cl 是以 HCl 气体的形式进入吸 收塔被脱硫浆液洗涤下来[11]，氯含量越高则浆液中 的氯离子浓度越高，同时若机组其他水处理工艺的 含氯外排废水也进入到吸收塔，也会增加脱硫浆液 中的 Cl−浓度，为了保证脱硫系统的正常运行，需 要将脱硫浆液中的氯离子浓度控制在一定的水平， 这就需要增加脱硫废水的排放量；②煤燃烧所产生 的污染物是脱硫废水污染物的主要来源，煤中含硫 量的不同将会影响脱硫废水的排放量：例如燃烧高 硫煤会增加脱硫剂的用量，最终增加石膏和脱硫废 水的排放量；③脱硫系统整体水平衡：当吸收塔输 入水量大于蒸发量与石膏携带水量，为保持塔内液 位水平需要排出部分废水以保持脱硫水平衡。

2 脱硫废水零排放技术

2.1 脱硫废水喷洒灰场、煤场及水力除渣 当燃煤电厂的飞灰采用填埋处理时，脱硫废水 可用于这部分飞灰的增湿，这有利于在装卸与运输过程中减少粉尘的飞扬和装载体积，但也需要注意 雾化增湿过程不能对附近生态造成影响。若飞灰用 于商用（如制砖、作为水泥添加剂），由于喷洒很 难做到和飞灰的混合均匀，则部分飞灰过高的 Cl− 含量将影响到最终建材产品的质量。需要注意的是， 此技术脱硫废水中的重金属会迁移到飞灰中，因此 也会影响到飞灰的后续利用。 有少部分电厂将脱硫废水用于渣池供水及水利 冲渣之用，这种技术的主要问题有：①脱硫废水呈 弱酸性且氯离子含量高，对金属管道和除渣设备的 腐蚀性需要注意；②由于脱硫废水中含有大量氯和 重金属，对灰渣的综合利用有影响；③冲渣水需要 二次处理，难以实现真正废水零排放。 也有少量的电厂将脱硫废水直接在煤场进行喷 洒，其主要问题是：①脱硫废水中的氯元素在燃烧 过程中挥发出来，提高了烟气中的 HCl 气体浓度， 增加锅炉尾部受热面和烟道的腐蚀风险；②脱硫废 水中钠盐在高温条件下容易在炉内结焦；③因为废 水容易造成地下水重金属污染，因此需要对煤场进 行防渗处理；④由于大部分的氯离子在高温下转化 为 HCl，因此废水中的氯在热力系统中并没有减除， 而是回到吸收塔中被洗涤脱除，并逐渐在吸收塔中 累积，对吸收塔的正常运行造成影响。

2.2 蒸发塘技术 蒸发塘技术是通过自然蒸发的方式减少废水体 积，主要利用阳光的热力、风力、以及与环境相对 湿度差等作用。美国有部分电厂采用此技术处理脱 硫废水[9～10]。蒸发塘技术利用的是自然环境，因此 处理废水成本低，适用于半干旱或干旱地区使用。 但为防止地下水受到污染，即使是在沙漠或干旱无 用土地采用该技术也需要对蒸发塘作防渗处理。该 技术一般适用于处理高浓度、总量少的含盐废水。 若废水量较大，为了加快蒸发速率，减少蒸发塘的 使用面积，降低处理费用，必要时可采用辅助风加 速蒸发的方法。该技术还需要注意防止蒸发后的盐 粒被吹到空中，对附近生态环境造成污染。 2.3 蒸发浓缩-结晶工艺 蒸发浓缩又分为多效蒸汽蒸发技术（Multiple Effect Distillation，MED）和机械式蒸汽再压缩技术 （Mechanical Vapor Recompression，MVR）。MED 技术是利用蒸汽热量对废水进行蒸发浓缩得到蒸馏 水和浓缩水，浓缩水则通过结晶器或是喷雾干燥等 再进一步的蒸发，产生蒸馏水和含盐固体废弃物， 固体废弃物可进行回收精制或是直接填埋处理。该 工艺为了防止蒸发器的结垢，一般需要对废水进行 预处理，去除废水中的钙、镁的硬度离子。

国内广东河源电厂采用了常规预处理+软化+ 四效蒸发 MED+盐干燥打包系统。该系统设计废水 处理量为 22 m3 /h，包括脱硫废水 18 m3 /h，以及其 他废水 4 m3 /h。它采用“预处理+深度处理”的两级处 理方式，其中预处理分为混凝沉淀、水质软化和污 泥处理等工艺；深度处理则采用四效立管强制循环 蒸发结晶工艺，预处理后的废水依次进入一～四效 蒸发结晶罐进行多级蒸发结晶(图 1、2）。该系统 运行 5 年多来，实现了脱硫废水零排放。但一次性 投资和运行费用较高，系统投资达到 7000 万元以 上，每吨废水的蒸汽能耗为 0.28t/h，综合脱硫废水 处理费用约 180 元/m3 （含药耗、能耗、设备折旧与 人工费用等）[11]。

2.4 膜法浓缩-蒸发结晶工艺 膜法浓缩技术是水处理行业的一项成熟技术。 高盐废水浓缩反渗透膜是一种以压力差为推动力， 从溶液中分离出溶剂的膜分离操作。通过对膜一侧 的溶液施加压力，当压力超过它的渗透压时，溶剂 会产生反向渗透，从而在膜的低压侧得到渗透液， 而高压侧则得到浓缩液。若用反渗透技术处理脱硫 废水，在膜的低压侧得到淡水，在高压侧得到浓缩 后的高盐废水。同样的，对于高盐脱硫废水，渗透 膜的污堵是不可避免的，因此为延长清洗周期，对 废水需预先进行软化及多级过滤处理。 浙江长兴电厂采用“反渗透+正向渗透+蒸发结 晶”的脱硫废水处理工艺（图 3），实现废水的零排 放处理。该厂所采用的废水零排放系统的设计处理 能力为 650 m3 /d，废水首先经过软化及混凝澄清、 双级过滤等工艺，然后进入反渗透系统进行两级浓 缩，最终产生的浓水进入蒸发结晶器，而各工艺产 生的淡水则回用于电厂生产，其制成的结晶盐可用 做工业原料。该系统投资 7000 多万元，废水中的杂 质与溶解盐经过精制处理后得到结晶盐和污泥[12]。 以上采用蒸发浓缩-结晶或者膜法浓缩-蒸发结 晶工艺虽然能够较彻底的实现脱硫废水零排放甚至全厂废水零排放，但是其产生的结晶盐的再销售一 直困扰着使用方，这主要是一方面市场对于这种结 晶盐的成分上是否含有重金属等还存有疑虑，另一 方面由于电厂本身并不具有销售盐的资格。有部分 化工集团自备电厂采用该技术获得较好的效果，主 要是因为其产生的结晶盐可以自身消化作为原材 料。

2.5 烟气蒸发工艺——主烟道蒸发与旁路烟道蒸 发的比较 脱硫废水烟气蒸发技术是利用烟气的余热将雾 化后的废水完全蒸发,将废水中的污染物转化为结 晶物或盐类，最终随飞灰一起被除尘器捕集。一般 又可分为锅炉空预器旁路烟道蒸发与空预器后主烟 道蒸发两种。该技术具有无液体排放、建设与运行 费用低、所占空间小等优点。系统动力消耗低，且 利用的是烟气余热（烟温约 100～160 ℃），无需额 外的能量输入，也基本不产生多余的固体。 锅炉旁路烟道蒸发是利用空预器前后压差抽取 空预器前少量高温烟气，在锅炉外的蒸发室内蒸发。 其与空预器与除尘器之间的主烟道蒸发的区别在 于：①旁路烟道蒸发室烟温高（约 300～400 ℃）， 烟气使用量小；②旁路烟道蒸发室体积小，蒸发速 度快；③对锅炉运行的影响相对较小，蒸发效果的 好坏仅影响蒸发室，不会造成锅炉主烟道和电除尘 等积灰结垢，而主烟道蒸发则需要严格保证雾化效 果和蒸发效果，否则将对后续烟道、低温省煤器、 电除尘等产生影响；④由于利用的是品味相对较高 的高温烟气，故对锅炉效率会造成一定的影响，而 主烟道蒸发利用的是空预器后的排烟余热，当没有 低温省煤器时不会对机组能耗产生影响。 这两种技术中，旁路烟道蒸发能耗的计算并不 是直接按照旁路热量占主机输入热量的比例折算煤 耗，而应以最终空预器出口一、二次风温的降低为 准，这主要是因为空预器本身的自补偿特性会使烟 气量减少后的空预器出口烟温降低，进而较大程度 的控制一、二次风温的降低，相应的能耗并不高。 例如某机组旁路 5%的烟气用于蒸发脱硫废水，其 降低锅炉炉效约 0.245%，折算供电标煤耗约 0.75 g/kWh。对于主烟道蒸发废水而言，若空预器后布 置有低温省煤器，则相应的需要将降低的烟温折算 到原低温省煤器减少能耗的减少量上作为系统能 耗，例如某机组原低温省煤器的节能效果为每降低 烟温 10 ℃净降低供电标煤耗 0.5 g/kWh，则若主烟 道喷雾蒸发废水使得进入低省的烟温降低 5℃，则 需要将其产生的0.25 g/kWh节煤效益减少计入系统 能耗中。 烟气蒸发技术其他还有增加烟气湿度、提高电 除尘运行效率、减少脱硫水耗的作用。其缺点是包 括：脱硫废水若不能预先除去大颗粒物质，可能会 造成喷嘴发生堵塞与磨损，使得雾化效果下降；若 脱硫废水不能完全蒸发则可能造成烟道的沉积结 垢，也可能造成电除尘疏灰的不畅。因此需要加强 脱硫废水中的固体悬浮物的脱除及强化雾化效果。 另外，废水中的氯离子进入到飞灰中，可能会对飞 灰的再利用产生影响，需要采用系统氯平衡的方法 分析或实测飞灰含氯量。 为兼顾锅炉效率与蒸发能力两方面因素，华能 某电厂 2×660 MW 采用了主烟道+旁路烟道的工艺 路线（图 4）。即同时设置了空预器后主烟道废水 喷入点和空预器前旁路烟道废水喷入点。当机组负 荷较高、烟气温度较高时，部分脱硫废水经由空预 器后主烟道雾化喷入蒸发，其他剩余的脱硫废水则 雾化喷入旁路烟道蒸发室，利用旁路高温烟气使废 水完全蒸发，这种组合可以起到尽可能减少高温烟 气的作用。两处废水中的污染物蒸发后转化为盐类 固体，随烟气中的飞灰一起被电除尘器收集下来。 当机组负荷较低、烟温较低无法使废水迅速蒸发时， 则采用旁路烟道蒸发室单独工作，即全部废水在旁 路烟道蒸发室内高温蒸发。该系统具有工艺简单、 占地面积小、投资和运行费用较低、设备维护量低 等优点。虽然对锅炉总效率略有影响，但折算后相 较其他减量化来说，还是具有较好的经济性。 2.6 烟气预脱氯技术

脱硫废水的排放主要是为了控制脱硫浆液中的氯离 子浓度，而氯离子主要来自燃煤烟气、石灰石和工 艺水。对于没有将其他工艺废水输入到吸收塔的电 厂来说，燃煤烟气中的氯化氢是脱硫浆液中氯离子 的主要来源。通过对烟气中的氯离子进行预脱除可 大幅减少进入脱硫系统的氯离子量，而石灰石与工 艺水输入的氯离子则通过石膏的排出使得系统氯离 子保持平衡[11]。该技术主要是将碱性吸收剂在脱硫 前烟道内喷入，包括 SCR 前烟道、SCR 与空预器 间烟道、空预器与除尘器间烟道等。碱性吸附剂包 括 NaHCO3、Ca(OH)2、Mg(OH)2 等，最终氯离子转 化为氯盐，被除尘装置捕集，不进入到吸收塔内， 因此可以将脱硫浆液中的氯离子浓度始终保持在一 个较低的水平，相应的脱硫相关设备及管道的腐蚀 情况减弱，吸收塔的运行和使用寿命增加，脱硫效 率提高，石膏品质变好。其主要问题有：①碱性吸 附剂在脱除 HCl 的同时还会与 SO2，SO3，HF 等酸 性气体发生反应，使得脱氯效果受到限制，因此合 适的选择性碱性吸附剂的选取还有待进一步研究； ②吸附剂在大烟道内均匀分布是大幅降低HCl 浓度 的关键，故需要对喷入点、喷入形式等进行优化。

3 总结 本文介绍了脱硫废水的来源与水质特点进行了 分析，目前常规的火电厂湿法脱硫废水三联箱处理 工艺不能满足废水零排放的要求。本文进一步对脱 硫废水喷洒灰场、煤场及水力除渣技术；脱硫废水 喷洒灰场、煤场及水力除渣；蒸发浓缩‐结晶工艺； 膜法浓缩‐蒸发结晶工艺；烟气蒸发工艺、烟气预脱 氯等技术进行了介绍，并对相关技术存在的问题进 行了分析。通过对相关技术的比较分析，本文认为 在未来一段时间内浓缩‐结晶工艺和烟气蒸发工艺 将是脱硫废水零排放技术发展的重点。