下载文档原格式
火力发电厂脱硫废水“零排放”处理技术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，单一技术路线的废水处理方案往往难以兼顾目标与成本。
本文分析了各种深度处理方法以及具体的应用环境，提出针对不同成分的废水需要有不同的应对处理措施，对于推动脱硫废水处理工作，实现脱硫废水零排放具有重要意义。
一、脱硫废水来源采用湿法脱硫工艺的燃煤电厂在运行中，需要维持脱硫装置（FGD）当中浆液循环系统的平衡度，避免离子等可能对脱硫系统和设备带来的不利影响，同时排放系统中的废水，保持脱硫系统水平衡。
从来源上看，脱硫废水主要从石膏旋流器或废水旋流器的溢流处产生。
经研究发现，在脱硫废水中，有相当比例的重金属以及各种无机盐等，如果这些含有高浓度盐分的废水不经过有效处理就直接排放到大自然环境中，会严重影响生态健康，也不利于地下水资源的保护。
二、脱硫废水进行零排放处理的必要性目前，燃煤电厂烟气脱硫装置应用最广泛的是石灰石-石膏湿法脱硫工艺。
为保证脱硫系统的安全运行和保证石膏品质而排放的脱硫废水，其中含有大量的杂质，如悬浮物、无机盐离子、重金属离子等，很多物质为国家环保标准中要求严格控制的第一类污染物，需要进行净化处理才能排放水体。
国内多数燃煤电厂净化脱硫废水采用的常规处理工艺即“三联箱”技术，采用物理化学方法，通过中和、沉降、絮凝和澄清等过程对脱硫废水进行处理，通常使用的药剂包括氢氧化钙/氢氧化钠、有机硫、铁盐、助凝剂、盐酸等。
该工艺能够去除脱硫废水中对环境危害较大的重金属等有害物质和悬浮物，但不能去除氯离子，处理出水为高含盐废水，具有强腐蚀性，无法回收利用。
排入自然水系后还会影响环境，潜在环境风险高。
随着国家对环境污染的治理日益提速，对废水的排放要求也越来越严格。
燃煤电厂在资源约束与排放限制方面的压力陡然上升，脱硫废水排放已经是燃煤电厂面临的严重的环保问题。
传统的脱硫废水处理工艺达到的水质排放标准越来越不符合当下国家越来越严格的环保发展形势，电力企业实现脱硫废水零排放的需求越来越迫切，减排和近零排放成为必然趋势。
燃煤电厂脱硫废水的零排放处理技术燃煤电厂脱硫废水多采用物化法处理，处理后的废水虽能达标排放，但盐分及氯离子的含量仍很高，导致水体矿化及土壤碱化，也会造成资源浪费。
因此，研究脱硫废水零排放(Zero-Liquid Disge，ZLD)工艺，不向环境中排出任何废液，回用废水并回收废水中的有用资源，是火力发电厂实现可持续发展的必由之路，也是未来脱硫废水系统研究的重要方向。
为了符合相关法律法规和相关产业政策，燃煤电厂废水零排放势在必行。
然而，传统的脱硫废水处理技术不能满足电厂零排放要求，探索有效且经济的脱硫废水零排放技术迫在眉睫。
一、脱硫废水的预处理1.化学沉淀。
化学沉淀是通过投加化学药剂使水中的钙、镁离子形成沉淀而被去除，从而使废水得到软化。
该法可有效去除钙、镁和硫酸根等离子，技术成熟，但污泥量大。
根据采用的药剂不同，常用的方法有石灰-碳酸钠法、氢氧化钠-碳酸钠法。
两者均有较好的软化效果;后者相比于前者，投加量少，对Ca2+、Mg2+去除率更高，但SO42-去除率偏低。
2.混凝沉淀。
化学沉淀后的废水含有大量胶体和悬浮物，通过投加混凝剂，混凝沉淀使其形成絮凝体，经沉淀过程发生固液分离而从水中去除。
混凝沉淀尽管可有效去除水中大部分悬浮物，但出水仍含有部分细微悬浮物，且处理效果不稳定，易受水质波动的影响。
常用的混凝剂有聚合氯化铝和聚硅酸铁，后者在脱硫废水处理中的效果优于前者。
3.过滤。
为进一步降低废水的浊度，确保后续系统进水水质，混凝沉淀常常需与过滤单元联用。
常用的过滤技术有：多介质过滤、微滤、超滤、纳滤等。
其中，内压错流式管式微滤，膜管内料液流速高，前处理无需投加高分子絮凝剂，甚至无需沉淀池，自动化程度高，运行稳定，适用于高固体含量废水的处理，因而在脱硫废水预处理中具有一定的技术优势。
此外，纳滤可实现不同价盐的分离，实现脱硫废水的资源回收，如华能玉环电厂用纳滤纯化的NaCl溶液制备了NaClO等药剂。
由于脱硫废水水质复杂多变，实际工程需根据水质特性及后处理系统的要求来选择适宜的预处理方法。
燃煤电厂脱硫废水零排放分析中国虽然降雨丰富，但是由于分布严重不均，总体上水资源还是相对匮乏。
当下低碳经济与环保意识的逐渐深入人心，水质监测与监管日益严格，燃煤电厂减少污染是必要的。
火电厂废水零排放并再次净化利用，可以从很大程度上节约珍贵的淡水资源，这对环境保护与资源利用具有重要作用。
因此，实现增产降耗、减少排放、减少水资源等目标，这具有积极的意义。
本文就燃煤电厂脱硫废水的零排放开展了探讨。
在经济的长期发展过程中，火力发电厂在我国经济中占有重要地位。
同时，燃煤电厂排放的工业废水对环境造成了严重的污染，特别是废水的排放。
为了减少环境污染，应采取相应措施实现零排放。
目前国内的火力发电厂对水资源的利用情况堪忧、技术相对粗糙，仍然还有多有待完善的地方。
希望本文能给相关致力于火电厂提高资源利用率研究的同仁以有价值的参考。
1燃煤电厂废水零排放概述零排放并不是说不排放水，而是不降有害物质通过水体排放到自然环境中，电厂生产使用的水资源最终以蒸汽的形式排放大自然环境中，或者爱电厂内部水循环系统中留存。
零排放对水处理技术的要求非常之高，需要很高的技术投入,因此其资金投入与严格的管理制度与监管制度是必不可少的。
横看世界发达国家的发电厂情况，越来越多的废水发电厂可以看到实现电厂废水零排放，是一项非常复杂的系统工程。
它与水系统的方法有很大的不同，如使用水力除灰、干除灰或干法和湿法。
节约用水的现象比较少，导致在中国的电厂很少注意低水耗技术的开发，在处理废水、排放。
如今的水资源短缺日益突出，在中国的北方表现尤为突出，水资源已成为我国电力工业发展的重要问题。
2脱硫废水的性质及零排放的必要性目前，火力发电厂依然担负着中国70%以上的电力供给,燃煤机组的S02排放量很大，国家要求电厂开展强制脱硫主要是为了降低酸雨对环境的破坏。
石灰石一石膏湿法脱硫的废水含有大量固体悬浮物、过饱和亚硫酸盐、硫酸盐、氯化物以及微量重金属，其中很多物质为国家环保标准中要求严格控制的第一类污染物。
燃煤电厂湿法脱硫废水零排放处理技术解析所属行业: 水处理关键词：脱硫废水废水零排放烟道蒸发我国绝大多数电厂采用了石灰石湿法脱硫技术脱除烟气中的SO2，在运行中产生的脱硫废水因成分复杂、污染物种类多，成为燃煤电厂最难处理的废水之一。
目前国内主要采用化学沉淀法（俗称三联箱沉淀）处理脱硫废水，处理出水含盐量很高，直接排放后容易造成二次污染。
由于脱硫废水水量较小、含盐量高，近年来，国内外都很多学者开始研究脱硫费零排放处理技术。
但是由于废水零排放技术的投资和运行成本高昂，目前实际应用案例很少。
本文介绍了脱硫废水现行处理技术的优点和不足，重点分析了脱硫废水零排放处理技术研究和应用现状，以期为相关研究和工程技术人员提供有益参考。
脱硫废水处理现状目前我国90%以上燃煤电厂采用了石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术。
在湿法烟气脱硫工艺中，为了维持系统稳定运行和保证石膏产品质，需要控制将液中氯离子浓度不能过高，因此需排出一部分浆液，从而产生脱硫废水。
目前大多数电厂采用化学沉淀法处理脱硫废水，主要是通过氧化、中和、沉淀、絮凝等工艺去除脱硫废水中的重金属和悬浮物等污染。
化学沉淀法工艺流程如图1所示。
图1 典型脱硫废水化学沉淀处理工艺化学沉淀法具有操作简单、运行费用较低的优点，但是其设备较多、建设投资高。
而且在实际运行中也存在较多问题，研究者对40余家燃煤电厂脱硫废水处理系统运行结果分析表明，出水中SS和COD 往往不能稳定达标排放。
此外，在污泥脱水处理中，也存在板框压滤机故障率高、运行维护困难等问题。
废水零排放处理技术所谓零排放是一种理想的封闭用水系统，系统不向外排水，系统内的水不断进行循环或处理后复用。
而废水零排放则是要求不向系统外排放任何形式的废水，从而节约水资源和保护环境。
从理论上讲，废水零排放是可以实现的，但是综合考虑经济和技术现状，目前所谓的零排放只是废水的近零排放，很难实现真正的零排放。
美国德克萨斯州的2座新建燃气电厂将采用GE的液体零排放系统处理循环冷却水，主要采用盐水浓缩和结晶处理工艺，回用率超过98%。
燃煤火力发电厂脱硫废水零排放处理技术探讨发布时间：2021-12-20T05:32:04.195Z 来源：《工程管理前沿》2021年第20期作者：常铁军[导读] 本文就"零排放处理技术"展开研究,探讨使用零排放处理技术如何处理燃煤火力发电厂的脱硫废水,以及技术是否可以推广.常铁军国电建投内蒙古能源有限公司内蒙古鄂尔多斯市 017209摘要：随着全球环境问题日益严重,环保被提上了日程.传统的燃煤发电厂通常排放大量脱硫废水,给生态环境造成了破坏.在日常处理过程中,常出现处理不完全,有残留污染环境或者处理过程中出现损坏设施,造成经济破坏.为了解决这些问题,本文就"零排放处理技术"展开研究,探讨使用零排放处理技术如何处理燃煤火力发电厂的脱硫废水,以及技术是否可以推广.关键词：燃煤火力发电厂；脱硫废水；零排放?引言：我国是一个水资源缺乏的国家，人均资源占有量不足世界平均水平，但无论是人民日常生活还是工业生产，都需要使用大量的水。
在煤炭火力发电的过程中，常常会出现废水排放问题，但在当前低碳经济和可持续发展理念的引导下，火力发电厂应该做好对废水排放的处理，对废水中的重金属离子等有害物质进行有效的清理，大力研究运用零排放处理技术，切实做好水资源保护工作。
一、燃煤电厂脱硫废水的来源大多数情况下，采用该脱硫工艺技术生成的工业废水是来自于脱硫塔排出的生产废水。
采用湿法脱硫时，煤炭的燃烧、石灰石溶解时会形成数量较多的烟气、悬浮物以及各种杂质，对水体会形成一定程度的污染。
因为该脱硫工艺技术可以高效率地对锅炉排放烟气中二氧化硫进行滤除。
形成硫酸钙以及亚硫酸钙，为了对浆液内的氯离子、氟离子以及灰尘颗粒的浓度实现有效的控制，减小系统的腐蚀能力，为了保证脱硫装置内的物质平衡情况，必须要排放一定数量的废水，把从烟气内吸纳的有害物质进行排放。
二、现有燃煤电厂脱硫废水零排放处理技术1.烟道干燥技术烟道干燥技术原理是用水泵将废水导入特殊管道后，用高压喷头将废水进行雾化处理，在此之后，又将雾化后的废水注入高温烟道，利用高温蒸发掉烟道中的水分，使之生成结晶，从而实现对废水的有效处理。
电厂脱硫废水的零排放技术摘要：以煤炭为主要能源结构的发展中国家，实现双碳目标走煤炭高效清洁利用的绿色转型发展路线是大势所趋。
另外，受经济社会飞速发展和生态环境变化的影响，资源浪费、利用率低、污染严重、缺少纳污水体等问题日益凸显。
因此，在电厂开展脱硫废水零排放对提高水资源利用率、节约电厂用水具有十分重要的意义。
基于此，本文主要就电厂脱硫废水的零排放技术进行了分析。
关键词：电厂；脱硫废水；零排放引言目前，大多数电厂以废水分级利用为原则进行全厂水资源综合利用，而脱硫废水成为全厂最末端的高盐浓度废水。
脱硫废水成分复杂，悬浮物、硬度和溶解性盐浓度高，对于目前广泛应用的膜法水回用和零排放处理工艺。
目前，脱硫废水零排放工程主要分为预处理单元、膜浓缩单元（或分盐膜浓缩单元）和结晶固化单元。
其中，预处理单元承担了从脱硫废水原水到进入膜浓缩单元之间的悬浮物去除、硬度去除、水质调节等功能，是零排放工艺流程实现水完全回用和固体盐产出的重要保障。
1电厂脱硫废水的来源与特点电厂脱硫废水是指在火电厂进行烟气脱硫过程中产生的废水。
脱硫废水的主要来源是烟气脱硫设备中的吸收液（如石膏乳液或石灰乳液）和洗涤液。
脱硫废水的特点如下：(1)高浓度。
脱硫废水中含有大量的二氧化硫（SO2）和其他污染物，使其浓度较高。
(2)酸性。
脱硫废水通常呈酸性，主要是由于二氧化硫与吸收液中的碱性物质反应生成的酸性物质。
(3)含有悬浮物和溶解物。
脱硫废水中可能含有煤灰、石膏颗粒、燃烧产物等悬浮物和溶解物。
(4)富含重金属。
脱硫废水中可能含有一些重金属离子，如铅、汞、镉等，这些重金属是过程中的污染物。
2电厂脱硫废水的零排放技术2.1脱硫废水预处理技术脱硫废水零排放工艺是一个连续的、灵活的处理过程，良好的预处理效果是开展后续工序的基石，为实现脱硫废水零排放和水回用，目前应用最为广泛的是纳滤和反渗透技术。
纳滤和反渗透都是以压力驱动的选择性膜分离工艺，为防止膜污染，延长膜的使用寿命，纳滤和反渗透对进水中悬浮物、胶体及硬度的要求都很高。
高新技术2017年12期︱21︱火电厂脱硫废水烟道蒸发零排放关键技术浅析江建平 晋银佳 冯前伟 杜 振 张 杨 朱 跃华电电力科学研究院，浙江 杭州 310030摘要：国家《水污染防治行动计划》的发布对火电厂水污染处理提出更高要求，脱硫废水由于其高含固量、高含盐量等特点，处理难度大，已成为火电厂水污染治理的难点。
本文重点分析了火电厂脱硫废水烟道蒸发零排放工艺的技术关键，通过采用纯物理浓缩技术和优化喷雾装置可以实现火电厂脱硫废水处理的无加药浓缩、无污泥产生、无废水外排，同时通过尾部装置的综合评估优化可以保障尾端除尘和脱硫系统的稳定运行。
关键词：火电厂；脱硫废水；深度过滤；烟道蒸发；废水零排放中图分类号：TF704.3 文献标识码：B 文章编号：1006-8465（2017）12-0021-02前言 近年来，随着国家环保政策的日益严格，为控制火电厂的SO 2污染，石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术因技术成熟、脱硫效率高等优势得到广泛应用。
烟气湿法脱硫系统在脱除SO 2过程中，烟气中的Cl -也不可避免地被浆液吸收，经过多次循环不断富集。
为避免塔内件和管路系统发生氯应力腐蚀，同时保证石膏品质，需及时排出一定量的浆液，并补充新鲜浆液。
从脱硫吸收塔排出的浆液经过石膏旋流器和真空皮带脱水机处理后产生的废水即为脱硫废水。
脱硫废水具有“高含固量、高含盐量”的特征，不仅含有高浓度的溶解性盐及Cl -，具有一定的腐蚀性，还含有一定量的重金属离子及石膏等固体悬浮物。
随着环保标准的日益严格，脱硫废水的处理受到大量关注，对脱硫废水进行处理回用直至“零排放”已成为火电厂节能减排工作的重要内容。
国外开展脱硫废水处理较早，欧美及日本早在六七十年代就开展脱硫废水治理研究。
其中丹麦的爱屋得电厂采用流化床法来替代化学沉淀法进行脱硫废水处理，该技术工艺紧凑、设备简单、易于二次处理回用，但是不能去除脱硫废水中的Cl -，只适用在原水含氯量低的情况。
能源环保与安全一、探讨燃煤电厂脱硫废水零排放处理工艺的重要意义在我国，发电依然主要依靠火力发电，同时这也是我国经济发展的重要保障之一。
另外，虽然以煤炭为主要燃料的火电厂为我国提供了稳定的电力资源，但是其在发电过程中产生的以二氧化硫为主的各种污染物也给环境带来了严重的负担。
探讨燃煤电厂脱硫废水零排放处理工艺是为了从根本上解决火电厂的污染物排放问题，该项工作的开展对电力行业的健康发展具有深远意义。
二、燃煤电厂脱硫废水零排放处理工艺探讨１．预处理技术总结脱硫废水特点可知，水质成分复杂，并且回收处理难度较高，基于此，应选用适合的预处理技术，以便为接下来的工序运行起到铺垫作用。
预处理技术具有多样性，其中，应用频率最高的当属软化预处理技术，具体指的是二级沉淀软化法，沉淀方式有两种，分别为化学沉淀和混凝沉淀，化学沉淀即适量添加药剂，如碳酸钠、石灰乳，借此减少无机垢，但化学沉淀法稳定性较差，至今尚未发现成功工程案例。
混凝沉淀即添加适量混凝剂，待絮凝体形成、沉淀、分离操作后去除杂质，这种方法虽然能够去除大体积悬浮物，但仍停留小体积悬浮物，并且处理稳定性得不到保证，受水质波动影响较大。
最后针对废水过滤处理，以此减轻废水浑浊度，最为常用的过滤技术主要有介质微滤、介质过滤、介质纳滤、介质超滤等，内压错流式管式微滤自动化效果显著，并且运行稳定性较强，在高固体废水中利用率较高，对比于其他过滤技术，内压错流式管式微滤技术应用优势较明显。
应用纳滤技术能够高效回收废水资源，并且支持药剂制备。
２．蒸发固化技术蒸发技术处理脱硫废水，主要以蒸发结晶法，以及烟道气蒸发法为主，前者应用原理为：废水蒸发处理后，提炼可用水资源，在这一过程中，蒸发处理装置主要有结晶器，通过蒸发浓缩、喷雾干燥等操作提高废水利用率，这为机械蒸汽压缩工艺应用起到奠基作用。
这种蒸发技术应用期间会消耗大量电能，并且需要为相关设备及装置准备足够空间，同时，设备维修养护操作需要投入大量资金，废水水质控制难度相对较大。
火电脱硫废水零排放技术的探讨摘要：GB13223-2011《火电厂大气污染物排放》标准颁布实施，对二氧化硫排放提出了明确要求。
同时，能源紧缺和环境污染是制约我国经济可持续发展的主要因素之一，节约用水、清洁生产对我国经济的持续发展具有重要的战略意义。
火电行业存在产水量较大，脱硫废水盐分含量较高，除盐难度较大的问题。
近年来，随着国家对工业废水排放标准的逐渐提高，尤其是在火电厂，将脱硫废水全部回用于发电系统，实现“零排放”将成为火电行业节能减排的必经之路。
关键词：废水；零排技术；闪蒸＋干燥技术引言随着社会经济的发展和工业化进程的加快，工业废水排放量仍在持续增加，且污染物组成日趋复杂，如何妥善处理工业废水成为环保行业亟待解决的难题之一，给世界各国带来了极大挑战。
1脱硫废水水质概述燃煤性质、脱硫石灰石品质、工艺水水质和脱硫运行控制条件等均影响脱硫废水水质，因此各厂脱硫废水水质各异，且同一电厂不同时间阶段排出的脱硫废水水质也不同。
脱硫废水处理车间或设施排放口出水水质一般执行《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》（DL/T997—2006）。
2火电脱硫废水零排放技术2.1低温闪蒸技术燃煤电厂脱硫废水、循环水排污水和酸碱再生废水含盐量较高（通常达到5000mg/L以上），常统一作为高盐废水进行处理。
脱硫废水具有含盐量高、腐蚀性强、硬度离子和悬浮物含量高的特点，处理难度极大；循环水排污水水量较大，通常在立足回用的基础上进行浓缩减量处理后与脱硫废水一并处理；酸碱再生废水具有含盐量高、硬度低、水量小等特点，可以与浓缩后的循环水排污水一并处理。
高盐废水的深度浓缩减量（将其含盐量浓缩至100000mg/L以上）处理能够有效降低进入“零排放”系统的水量，显著降低“零排放”系统的投资和运行成本，其运行稳定性对整个“零排放”系统的运行具有决定作用。
低温烟气闪蒸浓缩处理技术是利用除尘器出口低温烟气（或辅汽）的热量将除盐水加热蒸发，除盐水蒸发产生的蒸汽作为热源对废水在低真空条件下进行逐级闪蒸，类似于多效蒸发的处理流程。
燃煤电厂脱硫废水零排放技术探究近年来，随着《新环保法》、《国务院办公厅关于推行环境污染第三方治理的意见》、《水污染行动计划》等一系列法规政策的出台和实施，提高用水效率，实现节水和废水的有效再利用已成为必然的选择。
寻求处理效果更好、工艺稳定性更强、运行费用更低的水处理工艺，实现废水零排放的目标，已成为产业发展的内在需求。
1传统处理技术早期国家对燃煤电厂脱硫废水处理的限制较少，传统的处理工艺较为粗放，主要有煤场喷洒、灰场喷洒与水力冲灰等。
煤场喷洒和灰场喷洒是出于安全和抑尘等目的将脱硫废水喷洒入煤场和灰场，在实际应用中存在废水用量小的问题,其次由于工艺未对污染物本身开展任何处理，在其转移过程中容易对周边环境造成一定的污染。
水力冲灰是将脱硫废水混入水力除灰系统，能同时对灰分起到输送和中和作用，但该工艺不能用于气力清灰等类型机组，对废水的用量较少，难以消纳每小时数吨甚至十余吨的新生废水，而且由于氯离子含量高，会对相关的金属管道造成一定的腐蚀。
2达标排放脱硫废水达标排放一般采用常规的化学沉淀技术，即“三联箱”技术。
脱硫废水经废水箱缓冲后首先进入中和箱，向其中投加熟石灰或烧碱，将PH调整至9左右，大部分重金属离子形成难溶的氢氧化物沉淀，从溶液中分离；中和箱的上清液进入沉淀箱，向其中投加有机硫TMT-15或Na2S等，将Pb2+和Hg2+等未在中和箱去除的金属离子沉淀分离；沉淀箱的上清液进入絮凝箱，向其中投加絮凝剂和助凝剂等，废水中的悬浮颗粒和胶体物质凝聚为大颗粒沉淀沉降分离；最后，废水经澄清箱调节pH到中性后排出。
化学沉淀工艺对脱硫废水中的大部分重金属和悬浮杂质均有很好的去除效果，但由于其对工艺控制的要求较高，电厂在实际应用中往往达不到相对精准的控制要求，导致个别指标难以到达排放标准。
鉴于此，电厂应加强工艺控制，针对性地分析指标超标原因，尤其对系统加药方式和用量等开展必要的调整优化。
此外，化学沉淀法对于废水中高浓度的氯离子（高达1万~2万mg∕1）无任何去除作用，其出水的可溶性盐含量仍然很高，限制了其回收利用与排放。
火电厂脱硫废水零排放处理技术浅析发表时间：2019-02-13T16:10:53.017Z 来源：《基层建设》2018年第36期作者：柏发桥[导读] 摘要：根据国家提出的“实施国家节水行动”，“加快水污染防治”的决定，在保证电厂安全运行前提下，采用先进节水与废水零排放技术，使有限的水资源发挥更大经济效益，是我国发展电力工业的必然选择和发展趋势。
安徽安庆电厂安徽安庆 246008摘要：根据国家提出的“实施国家节水行动”，“加快水污染防治”的决定，在保证电厂安全运行前提下，采用先进节水与废水零排放技术，使有限的水资源发挥更大经济效益，是我国发展电力工业的必然选择和发展趋势。
本文列举了某电厂1000MW机组脱硫废水零排放处理中试实例，对大型火电机组脱硫废水零排放处理技术路线选择与问题解决提供参考。
关键词：节水利用；脱硫废水；废水零排放；蒸发0前言某电厂2×1000MW机组采用石灰石-石膏湿法脱硫，系统工艺要求需要连续排放一定量的废水以维持吸收塔氯离子浓度，脱硫系统设计废水处理采用常用的三联箱沉淀法，通过中和、沉淀、絮凝等工艺去除脱硫废水中的重金属和悬浮物等污染物，处理后废水水质达到国家《污水综合排放标准》（GB8978-2002）规定第一类污染物最高允许排放浓度及第二类污染物最高允许排放浓度一级标准，处理后脱硫废水主要用于锅炉渣水系统、干灰拌湿、灰场喷洒等，为进一步提高电厂节水综合利用水平，电厂委托江苏某环保科技公司进行了脱硫废水零排放处理中试。
1电厂脱硫废水零排放处理中试工艺技术根据电厂现有工艺系统、水质情况及应用要求，经过综合分析，确定电厂中试采用“化学预处理+分质（盐）+膜减量浓缩+MVR蒸发结晶”技术路线。
1.1 技术要求1.1.1进水条件电厂中试进水水量为5m3/h，水质具有以下特点。
1）进水硬度较高，镁硬远高于钙硬；2）进水含盐量较高，仅采用普通卷式反渗透的浓缩倍数较低，采用极性分流（质）与高压平板膜结合的技术可以有效的提高浓缩倍数，降低蒸发水量；3）水体中主要阴离子为氯离子、硫酸根离子，其他离子共存，同时水中COD较高。
采用极性分流（质）单元将氯化物与硫酸盐分离，同时分离大分子COD和氯化物，使得极性分流（质）产水氯化钠纯度较高，其余盐分在蒸发结晶单元利用溶解度的差异与氯化钠进行分离。
1.1.2 产水水质要求根据《城市污水再生利用工业用水水质》GBT19923-2005的规定，经过脱硫废水零排放系统处理后的产水可以回用于系统内部。
1.1.3固化盐要求经过脱硫废水零排放系统后的工业盐可以达到《工业盐》GBT5462-2003标准中精制工业盐二级标准。
1.2 工艺流程电厂中试采用“化学预处理+分质（盐）+膜减量浓缩+MVR蒸发结晶”技术路线，见下列系统框图。
图1 工艺流程脱硫废水中试设备预处理及膜浓缩设备均为集装箱式。
系统主要由GIC预处理系统、极性分流系统、膜浓缩系统、MVR蒸发系统及配套的清洗系统组成。
设计处理量5m3/h，通过膜浓缩后剩余废水进入蒸发器蒸发，得到纯度较高的合格工业盐。
1.2.1中试装置来水为系统三联箱出水，经过三联箱后出水悬浮物得到较好去除，直接进入GIC预处理系统加药，加药系统采用料仓加药，每种药剂配一个溶药箱一个计量箱，软化系统加药主要包括石灰、硫酸钠、碳酸钠、PFS、PAM。
加药系统集装箱还包括污泥处理系统，含污泥沉淀箱、板框压滤机及其配套设备。
1.2.2 GIC软化产水溢流进入浸没式超滤系统将未完全沉淀的悬浮物过滤，保证后续膜分离及膜浓缩系统的正常运行。
1.2.3过滤后的产水进入极性分流（质）系统进行分盐，分离后浓水氯离子含量较低，回用到脱硫塔系统，产水为较纯净的氯化钠浓盐水，通过高压反渗透系统浓缩后最终浓水进入MVR蒸发系统。
1.3中试技术路线主要特点1.3.1 GIC预处理系统采用硫酸钠代替大部分碳酸钠可以极大的降低系统的运行成本；1.3.2极大限度的利用膜系统作为蒸发的预处理，160bar高压平板膜系统将蒸发水量降到最低，降低整体系统的运行及投资成本；1.3.3极性分流（质）系统浓水氯离子含量较低，回流至脱硫塔利用，分盐的同时可以降低后续设备的投资成本；1.3.4集成化设计，占地面积小，运输方便，布置自由；1.3.5采用MVR蒸发工艺比传统多效蒸发，降低运行成本；1.3.6采用盐盐分离、盐与COD分离的工艺，只产生一种合格的工业盐（氯化钠），简化了副产物处理环节，工业盐满足《工业盐》GBT5462-2015标准中精制工业盐二级标准，实际生产增加二级处理后产水可达到《城市污水再生利用工业用水水质》GBT19923-2005标准回用，减少场内购水成本。
2 脱硫废水零排放中试效果与经验总结2.1中试各阶段实施情况2.1.1 GIC除硬技术目前较为常用的除硬技术包括石灰-碳酸钠除硬法，即双碱法；江苏某环保科技公司在双碱法的基础上做了适当改进：水质相对稳定且优时，加入硫酸钠；水质劣化时，加入适量碳酸钠，有效地降低了化学软化的药剂成本，是经济有效的除硬技术。
本次中试通过添加石灰、硫酸钠、结晶引发剂、碳酸钠、PAC、PAM等，在GIC预处理过程中分质沉淀，尽可能的降低了危废处理量，将脱硫废水中大部分硬度去除，同时去除废水中的重金属及悬浮物。
加入石灰主要与水中的重金属、碳酸盐硬度及镁离子进行反应：Ca（HCO3）2+Ca（OH）2→2CaCO3↓+2H2OMg（HCO3）2+Ca（OH）2→CaCO3↓+ MgCO3+2H2OMgCO3+Ca（OH）2→CaCO3↓+Mg（OH）2↓MgCl2+Ca（OH）2→Mg（OH）2↓+CaCl2加入硫酸钠与水中的钙离子反应：CaCl2+Na2SO4→CaSO4↓+2NaCl加入纯碱与未反应完全的钙离子发生反应剩余：CaCl2+Na2CO3→CaCO3↓+2NaCl2.1.2极性分流（质）系统极性分流（质）为本工艺的核心环节，其作用在于分离浓缩二价盐的同时，负截流一价盐，使得浓水氯化钠含量降低，可以返回软化系统前端，同时可以返回脱硫塔内回用。
I.若不采用极性分流（质）系统：1）软化出水直接进入抗污染反渗透或高压平板膜系统，会增加反渗透及高压平板膜的负荷，增加抗污染反渗透及高压平板膜的支数； 2）水体为混盐系统，最终蒸发后只能得到混盐，晶体为硫酸钠、氯化钠和COD的混合物，没有利用价值，还要增加固废处理成本，若采用传统工艺进行分盐，最终产生两种盐，增加副产物处理环节；II.采用极性分流（质）系统：1）浓水氯离子含量较低，可回流至脱硫系统再利用，产水则经过海水淡化膜及高压平板膜系统进行再浓缩，最终进行蒸发结晶达到零排放；2）采用极性分流（质）系统后，减少了后续工段的负荷，同时二价盐被截留，减少了水体含盐量，提高了后续工段的浓缩倍数，进一步降低蒸发水量，可有效降低运行成本；3）采用极性分流（质）分离二价盐后，一价盐的纯度更高，最终蒸发后的结晶可以达到精制工业盐二级标准。
注：以下数值为水样送检检测的平均值。
图2 极性分流（质）系统对二价盐的截留率图3 极性分流（质）系统通量变化曲线1）极性分流（质）系统对二价盐截流效果较好，出水硫酸根离子几乎检测不到；2）极性分流（质）系统对氯离子的负截流效果较好，浓水氯离子含量约2000mg/L；3）极性分流（质）系统运行半个多月期间处理效果稳定，通量稳定且大于500L/支；4）极性分流（质）产水钙硬<1mmol/L，完全能能保证后续深度浓缩不结垢的要求；5）运行半个月期间未进行化学清洗，性能维持稳定。
2.1.3 海水反渗透系统极性分流（质）产水主要含盐为氯化钠，在进高压平板膜系统前，先通过海水反渗透进行预浓缩以减少设备投资。
海水反渗透是在反渗透的基础上做了改进，使得膜系统耐压更高，对盐的截留率更高，本系统采用的陶氏SW30HRLE-400型海水淡化膜，不仅对盐类具有较高的截留率，还能降低耗能。
图5 卷式反渗透系统平均通量变化曲线1）经过极性分流（质）后的产水水质较好，海水反渗透设计通量可以适当增加，减少整体设备投资，运行期间平均通量大于20L/m2•h，运行半个多月未进行化学清洗，通量波动不大；2）运行期间反渗透系统截留率最高可达98%，平均截留率大于96%，运行稳定，产水可根据用途进行二级处理；3）经过海水反渗透处理后的氯化钠溶液平均含盐量约3.5%，由于进水氯化钠与硫酸钠含量波动较大，所以海水反渗透浓水含盐量略有波动，按照中试进水氯化钠含量，实际生产大水量可继续提高该段浓缩倍数，使得最终浓水含盐量大于5%，进一步减少后续高压平板膜投资。
2.1.4高压平板膜系统高压平板膜系统是一种超高压力的反渗透系统，最高运行压力可达到160bar，适用于高盐度废水、海水、以及各种高浓度水性物料的高倍数浓缩和处理。
本次中试高压平板膜系统使用160bar级别的高压平板膜元件，最高进膜压力可达160bar，浓水最高平均含盐量大于11.5%，运行稳定，其优势在于：1）不需频繁的清洗维护，高浊度进水的情况下，清洗周期也能达到3周以上；2）只需按动启动开关，系统自动启动；3）无需单独设置工作岗位、经过培训后普通工人均可操作；4）无需频繁现场管理，只需偶尔巡视；5）设备稳定可靠，单次运行无故障时间可达3000小时；6）正常年检修时间不超过100小时；7）对原水预处理要求低，最高适用于浊度80NTU的进水水质的处理；8）抗污染性能好，即使在高浊度进水的情况下，通量衰减依然较小。
中试高压平板膜系统所使用的膜材质为聚酰胺材质，加速老化实验表明，膜柱在使用3年后，其膜截留率是最开始使用时的95%以上，其使用寿命按照设计经验在3～5年，对于有机废水，由于水中的有机物含量高，膜的使用寿命正常情况下在3～5年以上。
图7 DTRO膜系统截留率及进膜压力变化曲线1）运行期间高压平板膜系统平均截留率可达97%以上，运行稳定，产水可根据用途进行二级处理；2）经过高压平板膜处理后的氯化钠溶液含盐量约10%-12%，系统运行压力可达150bar，系统运行稳定，运行期间仅进行了一次清洗，通量变化不大，平均通量大于100L/支膜。
2.1.5 MVR蒸发系统上述经膜浓缩系统浓缩后的高盐浓水，最后进入MVR蒸发系统制取高纯度氯化钠工业盐产品，机械蒸汽再压缩蒸发（MVR）技术是采用机械压缩的方法，将二次蒸汽的温度、压力提高后做为加热蒸汽使用的一种技术，与传统蒸发器加热方式相比，在蒸发等量液体的情况下其所需能耗将大大降低，以下表所示为例，将60℃的水加热到80℃的加热蒸汽时，所需热媒提供的热量为2391.9kJ/kg，而由60℃的蒸汽加热到相同状态的加热蒸汽时，所需要的能量仅为34.27kJ/kg。
