摘要：国内外燃煤电厂普遍采用烟气脱硫技术(FGD)来降低二氧化硫的排放量，有效地缓解了空气污染问题。在不同的烟气脱硫工艺中，湿式烟气脱硫工艺因反应速度快、脱硫效率高、运行可靠、水质变化适应性强等优点，使得该工艺全球应用占比达85%以上，因而产生大量的脱硫废水。该废水因成分复杂，污染物种类多，回用困难，逐渐成为燃煤电厂最难处理的废水之一。随着《水污染行动计划》的颁布与实施，对燃煤电厂脱硫废水排放标准提出了更高的要求，同时受烟气成分变动、吸收液用水的水质差异、脱硫系统管理难控制等限制，对脱硫废水处理工艺的适应性提出了更高要求。
关键词：火电厂；脱硫废水；零排放处理工艺
1脱硫废水的来源及危害
1.1脱硫废水的主要来源
湿法脱硫工艺采用液态吸收剂来吸收烟气中二氧化硫和其他污染组分，主要包括钠碱法、氨法、石灰石－石膏法等。与其他方法相比，石灰石－石膏法因操作简单、稳定性好、脱硫效率高、技术成熟等优点成为目前国内外燃煤电厂最主流的脱硫技术。该方法往往将石灰石浆液作为吸收剂与燃煤机组产生的烟气反应，直接接触并发生反应，使得烟气中的SO2与石灰石浆液发生化学反应，生成亚硫酸钙，汇于吸收塔下部的浆液，由氧化风机向吸收塔内送入空气，与亚硫酸钙反应氧化成硫酸钙即石膏，再由石膏排出泵输送至石膏处理系统进行脱水处理。脱水过程中将会产生一定量的脱硫废水。
1.2脱硫废水的水质特点及影响
脱硫废水组分复杂，处理困难，危害巨大。①该废水pH介于在5.0～6.5之间，整体呈弱酸性;②存在大量悬浮物，废水浊度大，沉降性能差;③硫酸盐含量高，其中Ca2+、Mg2+含量高达20～50g/L，易结垢，难以处理;④重金属(Hg、Cr、Pb、Ni、Cd等)含量超标;⑤氯离子浓度高，含量为6～20g/L，处理和回用比较困难。同时，脱硫浆液在循环使用的过程中，浆液内的氯离子浓度不断增大，高浓度的氯离子导致设备管道的腐蚀，继而影响整个脱硫系统正常运行，极大地降低了脱硫效率。其次，脱硫废水中的高浓度硫酸盐、可溶性重金属和其他有毒有害物质一旦随意排放到环境中进行迁移转化，将会对周围的生态环境及人体健康造成巨大伤害。
2传统脱硫废水处理技术
我国在发展初期，对于燃煤电厂产生的脱硫废水尚未制定严格的排放标准，因此针对该类废水，主要采用灰场喷洒、煤场喷洒与水力冲灰等粗放型的物理处理工艺。这些处理工艺操作简便，成本低廉，但实质上未对脱硫废水本身进行处理。随着我国对废水处理要求的不断提高，三联箱工艺因技术相对成熟、处理量大、运行成本相对较低、处理效果满足我国污水达标排放要求等优点，被燃煤电厂广泛应用。该工艺利用混凝与化学沉淀技术实现悬浮物和重金属的去除。脱硫废水经旋流器顶流进入废水箱，通过废水泵送至三联箱(中和箱、沉淀箱和絮凝箱)进行处理。首先向中和箱中添加熟石灰或烧碱，使箱内废水的pH达到9.0～9.5，此时废水中的可溶性重金属在碱性条件下发生反应，生成难溶的氢氧化物沉淀到箱底，而中和箱的上清液继续流入沉淀箱中。通过向沉淀箱中添加有机硫或硫化钠，使得废水中如Pb2+、Hg2+等重金属离子发生沉淀。而流入絮凝箱的上清液，向其投放絮凝剂和助凝剂，使得废水中的悬浮物和胶体物质凝聚成大颗粒絮状物实现沉降分离，经絮凝箱的废水流入澄清器中，在重力作用下絮凝体沉积池底，形成污泥。顶部清液流入出水箱，调节pH至中性后排放或回用。为了进一步改善该系统的处理效率，国内燃煤电厂通过提高三联箱搅拌器转速、优化加药配比、定期更换废水旋流器旋流子以及加装污泥泵冲洗管线等方式对脱硫废水系统进行改造升级。
3脱硫废水零排放处理技术
脱硫废水的传统处理主要集中在中和废水pH值，降低第一类污染物和一些重金属离子浓度。为此，国内外电厂均主要以化学处理为主，脱硫废水处理系统主要分为废水处理系统和污泥处理系统，其中废水处理系统又分为中和、沉降、絮凝、浓缩澄清等工序。其流程如图1 所示。
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图1 传统脱硫废水处理方法流程
目前国内燃煤电厂脱硫废水大多数采用上述简单处理后外排至环境中，带来诸多环境隐患。基于此，近年来脱水废水零排放已应用于部分燃煤电厂的升级改造中。
某电厂脱硫废水处理采用零排放工艺，结晶高纯度、可作为工业生产原料的氯化钠结晶盐，并产出高品质的厂内回用水，最终实现脱硫废水系统“零排放”的目标。选择了“石灰碳酸钠硫酸钠两级软化预处理+纳滤分盐+两级反渗透+MVＲ 蒸发结晶”。具体工艺流程如图2 所示。
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图2 某电厂脱硫废水零排放项目工艺流程
3．1脱硫废水预处理部分
脱硫废水预处理部分主要是通过去除废水中的固体悬浮物、钙离子、镁离子、重金属离子等，达到避免对后续设备造成结垢和污堵的目的，预处理是进行脱硫废水零排放的基础。目前，预处理主流技术是化学软化+过滤，化学软化包括石灰石－碳酸钠软化、氢氧化钠－碳酸钠软化、石灰－烟道气软化等，其主要原理是通过添加石灰石－碳酸钠或者氢氧化钠－碳酸钠与废水中的钙镁离子进行沉淀，其中石灰－烟道气软化是利用烟气中的二氧化碳来代替碳酸钠与钙镁离子进行沉淀。过滤包括管式微滤、超滤、纳滤等，其主要原理是通过过滤装置进一步降低脱硫废水的浊度，从而提高脱硫废水预处理的出水水质。
3．2脱硫废水浓缩减量部分
3．2．1膜法浓缩
膜法浓缩根据原理的不同，又可以分为纳滤膜、反渗透膜、正渗透膜和电渗析膜，其中较为成熟的膜浓缩工艺有海水反渗透、碟管反渗透、高压正渗透、电渗析等，膜法浓缩优点在于对水质适应性强、占地小、造价相对低、运行维护简单、业绩较多;缺点是工艺链长、产水水质因膜而异、需定期更换膜。
(1)海水反渗透(SWＲO)。回收率一般达到40%～45%，SWＲO最佳的进水溶解性固体总量(TDS)约20g/L，浓水侧最大TDS可以达到50g/L。经过软化处理后的脱硫废水回收率可以适当提高，按50%设计。
(2)碟管反渗透(DTＲO)。一种特殊的反渗透形式，是专门用来处理高浓度污水的膜组件，其主要特点有:避免物理堵塞现象、最低程度的结垢和污染现象、浓缩倍数高。DTＲO最佳的进水TDS在40～60g/L，浓水侧最大TDS可以达到100～120g/L，国内电力行业应用业绩较多。
(3)高压正渗透(FO)。利用半渗透膜和提取液，水分子通过半渗透膜在两侧渗透压差的驱动下自发并且有选择性地从高盐水侧扩散进入提取液侧。专利提取液是由特定摩尔比的氨和二氧化碳气体溶解在水中形成。由于氨和二氧化碳混合气体在水中具有很高的溶解度，形成的提取液可以产生巨大的渗透压驱动力(相当于350MPa的物理压力)，从而使得水分子可以自主地渗透过膜，即使高含盐量原水的TDS高达150g/L。
3．2．2热法浓缩
热法浓缩的原理是使用电厂热源将脱硫废水蒸发，但不蒸干，热源可以利用锅炉脱硫后尾部低温烟气余热，也可以利用其他工艺热源。热法浓缩主要包括多效蒸发、蒸汽再压缩蒸发和低温烟气余热蒸发等，前两者较为成熟，但投资和运维成本较高，电力行业业绩屈指可数;低温烟气余热蒸发技术为近2年研究热点，投资和运维成本较低，目前电力行业投运业绩不多，但在建项目比较多。采用不同性质热源一般遵循3个原则:一是根据不同的边界条件选择合理经济的蒸发工艺、蒸发效数与蒸发温度等;二是针对不同汽、电价格进行合理的运行、投资成本分析，给出最优化的配置;三是提出合理的蒸汽抽取位置和末效蒸汽利用方案。总体而言，利用尾部低温烟气进行浓缩是和膜浓缩在不同水质条件下进行经济技术比选的又一有利选择。热法浓缩的优点在于产水水质稳定、可浓缩到200g/L、自身可实现分盐;缺点是占地大、造价高、对净空要求高、对水质适应性较差、业绩较少。
结束语
石灰石－石膏湿法脱硫工艺具有脱硫效率高、运行可靠性高、适用煤种范围广、吸收剂利用率高、设备运转率高和吸收剂价廉易得等诸多优点，是目前世界上应用较广泛、技术较成熟的二氧化硫脱除技术，约占已安装总脱硫机组容量的90%。湿法脱硫在运行中产生的脱硫废水，因其具有高盐、重金属、成分复杂、腐蚀性和结垢性等特点，成为火电厂最难处理的废水之一。
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论文作者:曹宇峰
论文发表刊物:《电力设备》2019年第24期
论文发表时间:2020/5/6