[关键词]：燃煤电厂；脱硫废水；零排放；治理技术；路线；选择
引言
随着中国水环保政策趋于严控，火力发电厂脱硫废水“零排放”理念不断升温。脱硫废水是火电厂最难处理的末端废水之一，单一技术路线的废水处理方案往往难以兼顾目标与成本。对国内外脱硫废水处理工艺进行分析，寻求各方案间择优组合、分步建设的技术线路，为火电厂实现脱硫废水“零排放”目标提供参考。
1燃煤电厂脱硫废水主要来源及特性
1.1脱硫废水来源
现在，在国内和国外燃煤电厂应用最为广泛的脱硫技术就是石灰石-石膏方式，其原理非常简单，可以有效脱除二氧化硫气体，并且还能对控制液体当中的颗粒浓度进行有效控制。但是为了维持内部的物质平衡，必然产生一些废水的排放，即脱硫废水，其中含有悬浮物、过饱和的硫酸盐、亚硫酸盐及重金属等污染物，其中很多的物质都是国家在环保标准中重要提出要处理的污染物，脱硫废水对环境造成了严重的影响，由此可见对于燃煤电厂的脱硫废水零排放十分必要。
1.2脱硫废水主要特性
第一，水源质量不稳定。脱硫废水水质受到石灰石纯度、煤种类以及脱硫氧化风量等因素的影响，所以即使在同一脱硫装置中不同的时间段内水质也存在很大的差异；第二，含盐量比较高。在脱硫废水中，通常含盐量控制在10000~45000mg/L之间；第三，悬浮物质含量比较高。在脱硫废水中，悬浮物的浓度质量受到燃煤种类的变化和脱硫运行工作状况的影响，通常在6000~15000mg/L之间，并且绝大部分的电厂脱硫废水能够在2~3小时之内自然的澄清，还有一少部分的废水在很长一段时间内很难自然澄清。
2燃煤电厂脱硫废水处理工艺
2.1脱硫废水传统处理工艺
在燃煤电厂电能生产过程中，为了降低二氧化硫对大气环境的污染，常采取脱硫技术，降低粉尘环境污染。在脱硫装置浆液中的水在往复循环运行过程中会不断富集重金属元素、氯离子，以及一些细微颗粒等，这些物质的存在会加速了脱硫设备的腐蚀程度，也会对脱硫效率和石膏的品质产生一定影响。因此，常常在脱硫装置中排出一定量的废水，这些废水进入专门的处理系统中，再经过中和、沉降、絮凝、脱水，实现达标排放至工业废水调节池。随着环保标准的逐步提高，为了确保建成环境友好型电厂，真正实现全厂工业废水的“零排放”，必须对难以回用的脱硫废水在预处理后，进一步进行深度处理，最终实现固液分离。
2.2 目前常用的脱硫废水零排放处理工艺国内外脱硫废水零排放工艺路线一般包括脱硫废水预处理、浓缩减量和固化处理3个部分。
脱硫废水进行预处理的目的主要是降低Ca2+ 、Mg 2+ 、SiO 2 及 COD，减轻对后续减量和固化单元的影响；浓缩减量的目的主要是为后续固化处理提供合适的水量，目前主要有热法减量和膜法减量两种方式。固化处理的目的是为了达到真正的废水零排放，固化处理技术主要有蒸发结晶、自然蒸发、烟道雾化蒸发、干渣蒸发几种。
其中“自然蒸发”技术受自然环境(包括降雨量、蒸发量)及地理环境(占地面积、环境等)的限制，大部分工程并不适用，蒸发结晶、烟道雾化蒸发和干渣蒸发工艺目前国内电厂均有应用案例。
3脱硫废水“零排放”技术路线
3.1通过运行调整控制废水量
常规脱硫工艺及系统防腐等级的Cl-质量浓度上限为20000mg/L，而脱硫废水排水的Cl-质量浓度仅为8000～10000mg/L。通过燃料控制、运行调整、加药辅助，提高FGD（烟气脱硫）浆液Cl-质量浓度至上限，可有效降低脱硫废水排放量。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆废水排放量的多少决定了后续处理工艺的选择和整体设计以及投资，所以脱硫废水的排放量需尽量准确。
3.2预处理优化加药工艺降低加药成本
三联箱是常规脱硫工艺的标配絮凝沉淀设备，现场应用普遍存在设备腐蚀严重、加药系统自动化程度低、加药配比不合理、加药设备故障率高等现象。通过设备改良，提高防腐等级；加装水质在线监测设备，调整加药配比，实施自动加药系统改造，以实现达标排放。研究重点可放在Ca2+、Mg2+去除方面，为后续深度处理创造条件。
3.3根据后续固化处理工艺合理选择浓缩减量工艺
浓缩减量的工艺需根据整个系统的废水回收率确定，因此需要由脱硫废水排放量和固化处理水量来综合确定。若脱硫废水排放量较少，后续固化处理可全部消纳，即取消浓缩减量步骤。
3.4固化处理工艺选择
蒸发结晶技术为国内部分电厂使用的废水零排放技术，可采用不同的工艺组合最终实现固液分离，已有实际运行业绩，运行较为可靠，对不同的水质和水量的适应性强；但设备投资及运行费用最高，其系统复杂，而且虽然其最终产物是达到《工业盐标准》一级标准的工业盐，但仍较难找到合适的去处。
烟道蒸发技术目前也有较多电厂成功运用，其中主烟道蒸发工艺流程最为简单，设备少，运行费用最低；但跟机组负荷，废水中Cl-含量等有密切关系，烟道雾化水量需根据烟气量、烟气温度等情况实时进行调整，若控制不好，容易造成烟道腐蚀、结垢、积灰等现象。
干渣蒸发工艺系统投资小，运行费用低，大大减少甚至取消了锅炉的入炉冷却风量，干渣机系统对煤种和锅炉负荷变化的适应性大大提高，使干渣机对锅炉效率影响接近于捞渣机的水平。但其处理废水的容量受到渣量的限制。
因此不同电厂要根据实际情况，如脱硫废水水质，机组负荷，灰渣利用途径等情况综合考虑选择合理的固化处理工艺。
4燃煤电厂脱硫废水零排放应用实践分析
广东河源电厂废水零排放项目：机组容量2 600MW，设计处理水量为22m /h，其中脱硫废水18m /h，其它废水4m /h；其主要工艺流程如下：
河源电厂是国内第一家真正意义上的废水零排放的电厂，于2009年12月投入运行。预处理系采用石灰+碳酸钠两级絮凝澄清，蒸发结晶采用4效强制循环蒸发结晶工艺；脱硫废水经两级软化澄清预处理基本完全去除了硬度及重金属离子，保证了蒸发结晶装置不易结垢。软化的出水经过滤后进入多效蒸发系统，废水经蒸发处理后直接达到出水回用标准。多效蒸发器可把进水中的含盐量从 2~8%浓度浓缩到 20%以上，使得废水中NaCl、Na2SO4接近饱和，浓液排入结晶系统继续浓缩，最终获取结晶盐产品。
河源电厂脱硫废水零排放系统运行现状：预处理软化系统配碳酸钠溶液仍需要外接工业水；运行期间，脱硫吸收塔Cl-浓度控制8000~15000mg/L；4效蒸发系统能耗较高，吨水消耗蒸汽300kg，耗电30kWh；工业盐产量约3~4吨/天；预处理系统每天产生约50吨泥饼。该工艺方案预处理软化无法去除SO42-，最终产品盐为硫酸钠和氯化钠的混盐。由于采用了多效蒸发，该工艺设备投资高且整体占地较大，且为保证蒸发系统不结垢，预处理部分需投加石灰和碳酸钠做彻底软化，加药费用很高。
结语
燃煤电厂脱硫废水零排放成本较高，日常的设备运维较为复杂，但随着我国环境保护政策、法规的逐渐完善，环境污染治理水平的不断提高，加强废水治理、提高废水的回收利用率，以有效地节约水资源、减少废水排放对水环境的污染，已是摆在政府、企业面前的大事。电厂脱硫废水的零排放。电厂脱硫废水的零排放实现了能源节约，以及机组的清洁高效运行，提升了废水的利用效率。
参考文献
[1]杨建浩.燃煤电厂脱硫废水零排放工艺分析[J].科技创新与应用，2016,（31）：143.
[2]钱感,关洪银.燃煤电厂脱硫废水综合处理工艺[J].水处理技术，2017,（02）：136-138.
论文作者: 齐琪
论文发表刊物:《中国电业》2019年 19期
论文发表时间:2020/3/4
标签：废水论文; 电厂论文; 工艺论文; 燃煤论文; 系统论文; 结晶论文; 技术论文; 《中国电业》2019年 19期论文;