脱硫废水烟气余热蒸发零排放技术(对外)

- 133 -生 态 与 环 境 工 程0 引言由于我国用电量急剧增加，燃烧煤炭释放的污染气体也有所增加。

为了减少这些污染气体的产生，脱硫技术快速发展。

常见的脱硫技术有以下4种：湿式洗涤器、喷雾干式洗涤器、吸附剂注射和可再生工艺[1]。

由于石灰石烟气脱硫系统的脱硫废水含盐浓度高，腐蚀设备，因此脱盐效率很低。

需要定期对脱硫浆进行稀释，用水清洗设备的同时排放脱硫废水[1]。

目前，电厂脱硫废水由于成分复杂，通常含有悬浮固体、盐（氯、硫酸盐）和镉、铅和汞等重金属，其通常呈酸性，会引起设备的腐蚀和结垢等问题[2]。

表1为安徽省某电厂脱硫废水中的主要离子浓度，其中含有不能充分利用的镁离子和氯离子。

随着脱硫废水循环，氯离子浓度增加，使废水呈酸性。

石灰石的溶解被抑制，导致腐蚀。

因此，不正确处理脱硫废水就会造成严重的环境问题[1]。

目前，低温浓缩-高温蒸发工艺、膜浓缩-蒸发结晶工艺以及离子置换电渗析-蒸发工艺是目前电厂废水零排放的主流工艺。

其中，与其他两种工艺相比，膜浓缩-蒸发结晶工艺效果更稳定、投资运行成本低以及具有一定经济效益[3]。

对此，该文以某电厂废水零排放技术的运行数据为依托，详细分析了膜浓缩-蒸发结晶技术在该项目中的应用情况，以期为电厂脱硫废水的零排放技术的发展提供参考。

表1 某电厂脱硫废水中主要离子浓度离子（mg/L）钙离子镁离子钠离子氯离子硫酸根镉离子化学需氧量SS 数值1971.125440.53107817204.34683.40.173.8754771 项目概述某电厂始建于2005年，主要用于供给电网用电和工业园区供热，共配备2台装机容量为60万kW 的发电机，年发电量约为50亿度。

由于建设久远，因此其产生的脱硫废水水质波动大、钙镁离子含量高。

由于国家对电力能源行业的改革，该电厂开始进行电厂脱硫废水的无害化和零排放处理。

对该某电厂采用膜浓缩-蒸发结晶工艺进行脱硫废水处理。

其主要原理是脱硫废水经过预处理，然后通过膜法浓缩。

浅谈脱硫烟气余热闪蒸自结晶废水零排放技术Document number：NOCG-YUNOO-BUYTT-UU986-1986UT浅谈燃煤电厂脱硫烟气余热闪蒸自结晶废水零排放技术国网能源哈密煤电有限公司、脱硫专业赵坤联系电话[摘要]本文针对火电厂脱硫废水常规三联箱工艺设计进行大胆革新，论述了脱硫废水零排放具体改造思路，并用现场实际的效果分析验证了工艺的可行性和项目普及的可靠性。

[关键词]脱硫废水；零排放；烟气余热；蒸发结晶；前言燃煤电厂目前脱硫废水处理一般采用“三联箱”工艺流程，但此工艺主要处理了脱硫废水中的固体颗粒物，未对废水中的Cl-进行处理，不能进行回用。

回收水资源是新疆、西北等缺水地区面临的重要难题。

在神华集团和当地政府的大力支持下，国网能源哈密煤电有限公司在新疆首次采用脱硫烟气余热闪蒸自结晶废水零排放技术，达到脱硫废水零排放，蒸发出的干净水回用，固体颗粒物与石膏一起排出。

通过上述工艺，既达到了资源综合利用，也减少了对环境的污染。

一、项目背景在石灰石-石膏湿法脱硫系统中，吸收塔内浆液中的Cl-浓度不应大于20mg/l，所以，需将吸收塔内的部分水排出、置换，脱硫系统便有了废水产生和排放。

为了维持脱硫装置浆液循环系统物质的平衡，防止烟气中可溶部分即氯浓度超过规定值，必须从系统中排放一定量的废水，废水主要来自石膏脱水和清洗系统。

废水中含有的杂质主要有悬浮物、过饱和的亚硫酸盐、硫酸盐等。

湿法脱硫废水的主要特征是呈现弱酸性，pH值低于；悬浮物高，但颗粒细小，其溶液中存在了大量Cl-。

目前，脱硫废水处理一般采用的工艺流程为：脱硫废水→中和箱(加入石灰乳)→沉淀箱(加入硫化物)→絮凝箱(加入混凝剂)→澄清池→清水pH值调整箱→排放。

根据上述工艺流程可以看出，此工艺主要处理了脱硫废水中的固体颗粒物，但未对废水中的Cl-进行处理，其处理后的液体仍含有大量的Cl-，需进行二次处理，否则不能对液体进行回用。

其溶液中存在了大量Cl-,类似于海水，故采用闪蒸结晶法，达到脱硫废水零排放。

燃煤电厂脱硫废水烟气余热蒸发零排放工程的设计与应用对燃煤电厂脱硫废水盐含量高、成分复杂、腐蚀性和结垢性强的特点，介绍了国内处理现状，比照了实现脱硫废水零排放的“预处理+多效蒸发结晶”、“预处理+膜浓缩+正渗透+机械蒸发”和“预处理+膜浓缩+烟气余热蒸发”3种技术的优缺点。

目前国内应用较少，投资及运行费用较高。

要真正实现脱硫废水零排放，需综合考虑自身实际情况，须开展采取其中合适的技术，并要妥善处置污泥与结晶盐，防止污染的转移，从而树立绿色环保的企业形象。

目前脱硫废水零排放技术在国内应用较少，投资及运行费用都较高，且存在着各自的优点与问题。

燃煤电厂要真正实现脱硫废水零排放，做好水污染防治工作还需综合考虑自身实际情况，须开展多方比照，采取其中合适的技术，并要妥善处置污泥与结晶盐，防止污染的转移，从而树立绿色环保的企业形象。

一、脱硫废水处理现状根据废水来源，燃煤电厂废水一般包括生活污水、循环水排污水、脱硫废水和各种再生废水等。

当石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统运行时，吸收剂在循环使用过程中盐分和悬浮物等杂质浓度越来越高，为使杂质浓度不超过设计上限,当其浓度到达一定值后需从系统中排出部分废水，排出的这部分废水称为脱硫废水。

燃煤电厂脱硫废水具有如下水质特性：1）呈酸性，pH在4.5〜6.5之间；2）含盐量高，且浓度变化范围极广，一般在20〜50g∕1;3）硬度高，构造风险高；4）悬浮物高，一般在20~60g/1；5）成分复杂，水质波动大;6）氯离子含量高，腐蚀性强且回用困难。

脱硫废水因这些特性成为燃煤电厂最复杂和最难处理的一股废水，是实现燃煤电厂废水零排放的关键。

传统脱硫废水处理方法包括灰场处置、煤场喷洒、灰渣闭式循环系统及三联箱法等。

灰场处置、煤场喷洒、灰渣闭式循环系统所需水量较少，且会造成系统设备的腐蚀，对电厂的安全运行造成隐患；三联箱法经过简单中和、絮凝和沉淀澄清后，虽可有效去除悬浮固体、重金属离子和F-等污染物，但该工艺难以有效去除Na+、C1-.S042-、Ca2+和Mg2+等离子，出水含盐量仍很高，回用困难。

关于烟气余热用于脱硫废水处理的探讨行业内目前脱硫废水处理工艺主要有三联箱处理排放，蒸发结晶固化等技术，但利用锅炉烟气余热进行脱硫废水的蒸发干燥处理，具有回收水分减少湿法脱硫塔蒸发水量，降低脱硫废水处理成本等优点。

根据国务院2022年印发的《水污染防治行动计划》，以及环境保护部办公厅2022年12月22日印发《关于规范火电等七个行业建设项目环境影响评价文件审批的通知》环办[2022]112号要求，火电厂需"根据"清污分流、雨污分流'原则提出厂区排水系统设计要求，明确污水分类收集和处理方案，按照"一水多用'的原则强化水资源的串级使用要求，提高水循环利用率，最大限度减少废水外排量。

因此，含氯高盐废水的处理回用以及零排放，成为电厂亟需解决的问题。

1 目前国内外脱硫废水处理工艺路线1.1 传统三联箱工艺目前，火电厂采用最多的脱硫废水处理方法是传统的"三联箱'工艺，该工艺经过中和、沉降、絮凝和澄清等过程对废水进行处理，不但该工艺比较复杂、投资大且需要消耗多种药剂，而且对脱硫废水含有的高浓度氯离子无法处理，导致处理后的脱硫废水仍然不能回收利用也不能直接排放,其基本工艺流程如图1所示。

1.2蒸发结晶通过蒸发结晶可实现氯化物的结晶析出与蒸发水分的循环利用，解决脱硫废水中Cl-的富集问题。

蒸汽浓缩蒸发技术是利用蒸发对废水进行蒸发浓缩产生蒸馏水和浓缩水，浓缩通过结晶器或是喷雾干燥进一步的蒸发，产生蒸馏水和固体废弃物，固体废弃物进行回收或是填埋处理。

为了防止蒸发器结垢，需要对废水进行预处理，去除废水中的钙镁离子，其基本工艺流程如图2所示国内河源电厂采用了此技术，该系统设计出力为22m3/h，包括脱硫废水18m3/h 和其他废水4m3/h，采用"预处理+深度处理'的方式，其中预处理分为混凝沉淀系统、水质软化系统和污泥处理系统;深度处理则采用4效立管强制循环蒸发结晶工艺，预处理出水依次进入1～4效蒸发结晶罐进行蒸发结晶。

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本钱。

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，防止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。

为保证脱硫系统的平安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。

电厂锅炉脱硫废水——旁路低温烟气余热利用UAE浓缩蒸发器零排放处理系统（临海市道川环保设备厂）烟气蒸发是燃煤电厂锅炉脱硫废水处理领域的一种新兴技术，相较于传统脱硫废水处理技术，该技术具有节能、高效等优点，有较大的推广应用价值与发展趋势。

目前，国内已有部分电厂投入应用，主要由高温烟道喷雾蒸发干燥和旁路高温烟气蒸发干燥工艺技术构成，热源从省煤器或空预器间进行，烟气温度约350℃~450℃。

这两种工艺优点是温度高、蒸发效率高，属高温蒸发干燥。

缺点是影响锅炉系统和主烟道的参数的稳定性、增加电除尘器和脱硫塔的负荷，每处理一吨脱硫废水需增加煤耗约100kg，同时，对烟道装置系统的堵塞、腐蚀和积灰等不利因素。

我公司根据旁路高温烟气蒸发工艺的缺点与不足，经过长期的研究与实践开发出“低温换热烟气余热利用UAE蒸发”技术。

该技术利用脱硫塔排出的低温烟气余热（温度约50~60℃）与换热器产生热交换，热交换器工质是空气经热交换后温度约35~40℃进入UAE低温蒸发器与分散的脱硫废水逆流蒸发，蒸发的水蒸汽和烟气进入排空烟囱，或经冷凝器成冷凝水回收利用；而浓缩液循环浓缩蒸发直至过饱和结晶沉淀提取得到固体盐。

该工艺技术不影响锅炉、烟道和各系统省煤器、空预器、电除尘器和脱硫塔运行稳定性和热损失。

UAE旁路低温烟气浓缩蒸发装置的特点：结构简单、耐腐蚀、不结垢、不堵塞、易维护，占地面积少，节能和处理成本低。

同时，具有对结晶的混杂盐分质提纯功能，分别分质硫酸钙盐、氯化钠盐和重金属杂质，硫酸钙盐和氯化钠盐达到工业级盐标准。

同时，可以对电厂其它浓盐水如：离子交换树脂再生浓盐水、RO反渗透浓盐水蒸发除盐的处理。

UAE低温蒸发技术还可以应用于炼钢炉、焦化炉、回转窑、水泥窑、砖窑等脱硫废水处理，适用石灰法、氨法等多种湿法脱硫废水处理。

以下对高温烟道喷雾蒸发燥、旁路烟气高温蒸发干燥和UAE低温蒸发对脱硫废水零排放处理的比较：1、烟道高温直喷蒸发：脱硫废水直接喷入省煤器或空预器烟道实现固液分离，温度350~450℃，热风量12000m3/t，锅炉增加煤耗80~100kg。

烟气蒸发的燃煤电厂脱硫废水零排放处理技术利用双流体雾化喷嘴将脱硫废水雾化并喷入空预器与除尘器之间的烟道中，利用烟气余热将废水完全蒸发，使废水中的污染物转化为结晶物或盐类，随飞灰一起由后续除尘器捕集；国内已有不少应用实例；东南大学正在开展的研究:脱硫废水蒸发特性及其应用试验；脱硫废水烟道蒸发对后续电除尘、WFGD系统的影响；基于脱硫废水烟道蒸发的PM∕Hg∕S03协同治理研究一、脱硫废水水质特点及其零排放处理技术二、脱硫废水烟道蒸发零排放处理技术2.1技术原理2.2脱硫废水蒸发特点2.3工程应用试验2.4基于脱硫废水烟道蒸发处理的多污染物协同治理技术三、脱硫废水喷雾干燥零排放处理技术四、烟道蒸发与喷雾干燥零排放技术比照化学团聚技术原理：在电除尘器入口烟道（适宜烟温:120180。

C）喷入由高聚物粘结剂、润湿剂、降比电阻剂等组成的化学团聚剂溶液，利用带有极性基团的高分子长链以“架桥”方式将多个PM2.5连接，促使其团聚长大，进而增强电除尘脱除PM2.5及总尘。

粘结剂：通过“架桥”方式将两个或更多的粉尘团聚在一起，是促进细微粉尘长大的主要组分。

润湿剂：主要用以促进粉尘颗粒润湿，加速粉尘进入团聚促进剂液滴内部可能出现的问题：烟道内尘堆积较多，导致阻力过大影响锅炉运行。

积灰原因分析：烟道积灰主要是由于喷出的废水液滴与粉尘接触后，废水或粉尘蒸发不干，部分粉尘重量增大导致在烟道中沉积；烟道内流场分布、废水雾化蒸发情况、烟气温度对此均有重要影响；特别是废水雾化不佳存在少量粗液滴，以及喷嘴布置不当，喷点所在位置烟道流速偏低，更易出现烟道积灰；锅炉不稳定（低负荷下烟温和烟气流速降低）、运行过程中喷嘴发生磨损堵塞等情况导致雾化性能变差，均有可能出现烟道积灰；因此，喷嘴雾化性能、喷嘴布置、清灰措施特别关键。

解决措施：脱硫废水进入喷嘴前，需基本不含固体颗粒以免堵塞喷嘴；同时需防止脱硫废水在输送管道及喷嘴内结晶；设置储气罐，以提供稳定压力的压缩空气，保证喷嘴雾化性能；喷嘴布置前开展烟道内流速分布测试及流场、粉尘沉积特性数值模拟；喷嘴布置在流速较高位置，若烟道流速分布不均，需设置导流板；需设置清灰装置（如声波清灰）。

火力发电厂脱硫废水“零排放”技术路线分析发表时间：2019-12-23T09:20:15.900Z 来源：《电力设备》2019年第17期作者：刘向华[导读] 摘要：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。

（天津国华盘山发电有限责任公司天津 301900）摘要：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。

关键词：火力发电厂；脱硫废水；零排放；技术路线；从行业现状来看，脱硫废水“零排放”技术流派众多，但均处于试点、技术验证阶段，未形成成熟、统一的路线。

系统运行稳定性差、运营成本高、生化污泥及结晶盐处置难度大等技术难题仍是“零排放”的主要障碍。

1 脱硫废水的产生及其水质特点脱硫废水主要来自石膏脱水和清洗系统，或是水力旋流器的溢流水及皮带压滤机的滤液，是维持脱硫装置浆液循环系统物质平衡，控制石灰石浆液中可溶部分（即Cl-）含量、保证石膏质量的必要工艺环节。

废水中所含物质繁杂，大体分为氯化物、氟化物、高浓度的亚硫酸盐、悬浮物、硫酸盐以及少量的重金属离子（如Pb2+、Cr2+等）、氨氮等，是火电厂最难处理的末端废水之一。

2 常见脱硫废水治理工艺及其特点2.1 脱硫废水“零排放”工艺概述要实现脱硫废水“零排放”，不论何种技术路线，基本都可分解为预处理、浓缩和结晶3个工艺段。

2.2 国内常见脱硫废水“零排放”方案2.2.1 借助除灰系统间接实现“零排放”具备水力除灰系统的电厂，脱硫废水经预处理后直接排放至水力除灰系统。

只要电厂水力除灰系统水平衡不被破坏，这种处理方式的经济性最好，原水力除灰系统基本不用改造，也不需要额外增加水处理系统，且不会明显降低湿渣品质，造成灰渣降级使用；加之碱性灰渣水对脱硫废水中重金属离子和酸性物质有一定的脱除效果，脱硫废水预处理指标可适当放宽。

烟气脱硫废水“零排放”技术应用李晋摘要：随着火电厂污染防治要求越来越高，脱硫废水零排放技术关注度也越来越高。

对目前火电厂常见的脱硫废水处理工艺进行了简单介绍，并指出目前脱硫废水处理系统常见的问题，提出了脱硫废水处理需要根据电厂自身实际进行工艺选择和优化的建议。

关键词：火电厂；脱硫废水；零排放为有效控制燃煤电厂大气污染物排放，改善环境空气质量，电厂加装了一系列炉后环保设施（如脱硝、脱硫、除尘设施等），其中对于烟气二氧化硫的控制，90%以上的机组都采用石灰石一石膏湿法脱硫技术川。

机组运行过程中，烟气中的重金属、氯化物等不断被洗涤下来，在脱硫塔内富集，为保障脱硫系统的高效稳定运行，需定期排出一部分脱硫废水，以维持浆液密度的稳定和各种离子的平衡。

脱硫废水含有大量的溶解性离子和悬浮物，是典型的高含盐、高硬度、高固含物的废水团。

1 脱硫废水水质特点目前燃煤电厂主要采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺。

该工艺中脱硫循环浆液由于不断吸收来自烟气及石灰石中的氯化物，导致氯离子浓度不断增高，其浓度的增高会带来诸多不利影响，如：抑制石灰石的溶解，使浆液的pH值降低，影响二氧化硫的吸收效果，使硫酸钙（CaSO4）易于结垢，还易导致金属材料的腐蚀等。

此外，氯离子浓度过高也会影响脱硫副产物石膏的品质。

为保证脱硫系统的正常运行，一般应控制吸收塔中氯离子含量低于20000mg/L。

另外，与氯离子一样，粉尘也会在循环浆液中不断积累，脱硫系统的微细粉尘主要来自烟气中携带的粉尘、石灰石中的惰性物质、停止生长的小石膏晶体及工艺水中的杂质等。

为保证商用石膏的纯度和系统浆液正常的物理化学性质，需要对系统内的微细粉尘浓度进行控制。

因此，为了保证脱硫系统的正常运行和脱硫副产物石膏的品质，必须排放一定量的脱硫废水。

脱硫废水水量、水质受煤质和脱硫系统工艺用水的水质影响很大，且水质和水量随上述影响因素的变化而出现较大变化，基本上是一厂一水量、水质。

2 脱硫废水零排放技术传统的脱硫废水常规处理工艺，即采用石灰中和处理、混凝、澄清沉降后回用或达标排放，无法做到近零排放，且出水仍含浓度较高的盐、Cl-，F-等。

烟气脱硫废水!零排放"技术介绍!杜明生!大唐环境产业集团股份有限公司"北京!&&&’-$摘要!火电厂脱硫废水含盐量大%腐蚀性强%对环境危害大!是实现电厂废水)零排放*的重点和难点#介绍了脱硫废水的水质性质及特点!着重介绍了废水零排放的预处理%浓缩%固化市面上主流技术#并就Q a f 蒸发器与多效蒸发结晶器%烟道蒸发与旋转雾化蒸发从技术%经济上进行对比分析#关键词!脱硫废水"零排放"烟道蒸发"旋转雾化蒸发1’",&$#/"1&’&.%O ),&)-1!!1&’&")/(’&0&5%.&,.5$*+!")*+"),,7Q ;35I :E 35!,2F 235A 3B ;C 43D E 3F H 3M7I F C >h C 47P *4$"]F M "T E ;6;35!&&&’-"*:;32$+789:;<9%F :E ME I 7?P:7C ;R 2F ;43L 2I F E L 2F E C ;3F :E C D 2?P4L E C P?23F ;I <:2C 2<F E C ;R E M G>:;5:I 2?;3;F >"I F C 435<4C C 4I ;4323M 5C E 2F :2C D F 4F :E E 3B ;C 43D E 3F "L :;<:;I F :E SE >23M M;@@;<7?F P4;3F F 4C E 2?;R ER E C 4M;I <:2C 5E4@P4L E C P?23F L 2I F E L 2F E C $J :;I P2PE C ;3F C 4M7<E IF :EL 2F E Cc72?;F >23M <:2C 2<F E C ;I F ;<I4@ME I 7?P:7C ;R 2F ;43L 2I F E L 2F E C "23M E D P:2F ;<2??>;3F C 4M7<E IF :E D 2;3F E <:34?45;E I 4@PC E F C E 2F D E 3F "<43<E 3F C 2F ;4323M I 4?;M;@;<2F ;434@F :ER E C 4M;I <:2C 5E4@L 2I F EL 2F E C $J :EF E <:3;<2?232?>I ;I 23M E <434D ;<<4D P2C ;I 43GE F L E E 3Q a fE B 2P4C 2F 4C 23M D 7?F ;E @@E <F E B 2P4C 2F 4C "@?7E E B 2P4C 2F ;4323M C 4F 2C >2F 4D ;R 2F ;43E B 2P4C 2F ;43L E C E <2C C ;E M 47F $=>?@A:B 8%ME I 7?P:7C ;R 2F ;43L 2I F E L 2F E C #R E C 4M;I <:2C 5E #@?7E E B 2P4C 2F ;43#C 4F 2C >2F 4D ;R 2F ;43E B 2P4C 2F ;43""""""""!大唐环境环境产业集团股份有限公司科技攻关项目!,J A h N k U N #&!/N &#!$&收稿日期%#&!/W&0W &!""随着我国现代工业的快速发展"环境问题不断凸显"大气(水及土壤等污染事件屡禁不止&受水资源短缺问题的影响"废水零排放备受关注&在工业发展中"不同以牺牲环境来获得经济利益"国家环保部门倡导工业企业严格实施脱硫废水技术"实现零排放目标&CD 脱硫废水处理的必要性石灰石W 石膏湿法脱硫系统的脱硫废水"由于*?W和含盐量较高"无法在电厂内部综合利用"且很难深度净化处理"成为电厂最难处理的废水&据了解"目前脱硫废水主要应用于煤场喷洒(干灰加湿(湿渣冲洗等"但上述方法均无法保证完全消化脱硫废水"且给现有工艺系统的安全稳定运行带来隐患*!N %+&考虑到氯离子对脱硫效率的影响"脱硫废水氯离子浓度一般控制在#&&&&D5\]以内"据电厂调研"目前大多数电厂控制在!#&&&D5\]以内"远大于以上排放标准&所以脱硫废水必须在厂内进行处理或者消纳&FD 脱硫废水的性质及特点石灰石W 石膏湿法烟气脱硫技术"因其具有煤种适用范围广(脱硫效率高!*’%.$(系统可用率高!*’%.$(吸收剂利用率高!*’&.$(石灰石来源丰富且廉价(工艺成熟(运行可靠等优点"成为国内外烟气脱硫的主导技术&这种脱硫工艺中的浆液在不断循环的过程中"会逐渐富集重金属元素和*?W等杂质"这部分杂质来源于石灰石的溶解和烟气*0+&随着浆液的循环"这些杂质不断浓缩&为了维持脱硫装置浆液循环系统物质的平衡和保证石膏质量"必须从系统中排放一定量的废水来降低杂质浓度&FE CD 产生原因脱硫废水的成因是因为煤和脱硫剂!石灰石$以及工艺水中含有*?W及其他成分的杂质&同时燃煤和石灰石中还含有其他的各种金属离子及惰性物质&这些杂质都会在吸收塔的循环系统中逐渐富集起来&这样的后果是既会降低脱硫效率"同时对脱硫副产品石膏的品质也有影响&所以脱硫废水必须排放&废水排放通常从废水旋流器溢流液排放&FE FD烟气脱硫废水水质特征脱硫废水中污染物的品种和含量与很多因素有关"如煤的产地(品种(除尘器效率(V h,运行方式(吸收剂细度和杂质含量(工艺水水质以及脱水设备(石膏品质要求等&从运行电厂所排放的废水水质分析结果进行统计分析"可以看出%!$脱硫废水的P1值较低"一般为(‘0_%"呈酸性"与浆液的P1相同或略高&#$含大量的悬浮物"主要为石膏颗粒(9;+#(铝和铁的氢氧化物"悬浮物质量分数通常为’&&&‘!#-&&D5\]&悬浮物!99$的含量受脱水设备(废水排放点位置(各类杂质含量等因素影响而波动较大& )$化学耗氧量!*+,$通常为!%&‘(&&D5\]&脱硫废水中*+,主要由连二硫酸根(工艺水浓缩中的耗氧化合物以及少量的还原性物质"如亚硫酸根等组成&($含有大量的*?W(V W(9+#W(等阴离子&对于湿法烟气脱硫技术"一般控制氯离子含量小于#&&&&D5\]& %$含有微量的重金属离子&一般含汞(铅(镍(锌等重金属以及砷(氟等非金属污染物&脱硫废水的水质较差"既含有一类污染物"又含有二类污染物&可能含有的一类污染物有镉(汞(铬(铅(镍等重金属离子#可能含有的二类污染物有铜(锌(氟化物(硫化物&另外"废水的*+,(悬浮物等都比较高"许多水质指标都超过了排放标准"其中酸性物质和阴离子主要来源于烟气"阳离子和重金属离子主要来源于脱硫所用的石灰石*-N/+&脱硫废水如果不进行处理直接外排"势必对周围水环境造成严重污染"因此"电厂脱硫系统需同步建设脱硫废水处理系统&GD废水%零排放&应用技术GE CD预处理经三联箱处理后的脱硫废水中硬度离子含量很高"若不加处理会对后续设备及管道造成严重污堵"常会采用’P1调节j混凝j沉淀)的处理工艺降低水中钙镁离子的含量&首先在P1调节池中将进水调整至’_&‘!&_&"将镁硬度转换为钙硬度&然后在混凝池中分别加入碳酸钠药剂"可以有效的将水中的硬度离子降低至!‘#D D4?\]&再投加Z d Q药剂"通过絮凝(沉淀工艺将无机泥排出&处理后的水进入浓缩工艺段进一步处理&GE FD浓D缩脱硫废水的浓缩工艺主要有9Kf+膜法(,J f+膜法(电渗析膜法(多效蒸发法等*’+&!$9Kf+工艺!海水膜浓缩$&脱硫废水含盐量极高"为!&&&&‘)&&&&D5\]"与海水含盐量相当"采用海水反渗透技术进行脱盐" 9Kf+一般回收率可以做到(&.‘(%."经过软化处理后的脱硫废水回收率可以适当提高"按照%&.设计&#$,J f+浓缩&,J f+是一种特殊的反渗透形式"专门用于处理高浓度废水&其核心技术是碟管式膜片膜柱"将反渗透膜片和水力导流盘叠放在一起"用中心拉杆和端板进行固定"然后置入耐压套管中"就形成一个膜柱& ,J f+主要有如下特点%避免物理堵塞现象"最低程度的结垢和污染现象"浓缩倍数高采用,J f+不仅可实现预处理"还可对废水进行减量浓缩"使进入后续蒸发器的水量减少一半以上"相对降低了蒸发器的造价"但由于与传统预处理相比",J f+的造价较高"综合比较下来"两种组合方案的总造价仍然相差不大&,J f+技术最开始主要用于垃圾渗滤液处理"国内一些垃圾填埋场和焚烧厂多年前就有应用"如北京阿苏卫填埋场(重庆长生桥填埋场(上海御桥垃圾焚烧厂等&近几年来",J f+开始在脱硫废水深度处理中得到应用&)$电渗析!A,$工艺&电渗析原本是一种传统的脱盐工艺"早期在工业水处理及海水淡化中均有大量应用&近年来"随着国内高盐水处理难题的逐步出现"这一传统工艺重新受到重视"并得到了进一步的改进和创新&目前"新型的选择性A,膜浓缩单元可选择性的浓缩氯离子和钠离子等一价盐"将二价的硫酸根离子等截留在淡水侧"浓缩液进入结晶干燥单元制备工业级氯化钠盐"淡水侧产水由于去除了大部分的氯离子"可以作为脱硫系统的补水回到脱硫塔&选择性电渗析膜浓缩是一种非常成熟的无机盐浓缩技术"将其用于脱硫废水酸性废水零排放系统"与其他技术相比较具有以下特点%!$技术成熟"在酸性废水回收领域拥有大量的成功业绩&#$系统运行连续稳定"全自动控制"无人值守&)$运行成本更低"只消耗电能和极少量化学药剂&GE GD 固D 化脱硫废水的固化工艺主要有蒸发结晶(烟道蒸发(旁路烟道蒸发(烟气蒸发塔等*!&N !0+&!$蒸发结晶&脱硫废水蒸发结晶系统主要有Q af (Q A ,等&Q a f !D E <:23;<2?B 2P4C C E <4D PC E I I ;43$是蒸汽机械再压缩技术的简称&Q af 是重新利用它自身产生的二次蒸汽的能量"从而减少对外界能源的需求的一项节能技术&蒸发器其工作过程是将低温位的蒸汽经压缩机压缩"温度(压力提高"热焓增加"然后进入换热器冷凝"以充分利用蒸汽的潜热&除开车启动外"整个蒸发过程中无需生蒸汽&多效蒸发浓缩系统,Q A,流程是由多个蒸发器组合后的蒸发操作过程&多效蒸发时要求后效的操作压强和溶液的沸点均较前效低"引入前效的二次蒸汽作为后效的加热介质"即后效的加热室成为前效二次蒸汽的冷凝器"仅第一效需要消耗生蒸汽&一般多效蒸发的末效或后几效总是在真空下操作"由于各效!除末效外$二次蒸汽都作为下一效的加热蒸汽"故提高了生蒸汽的利用率"即经济性&#$烟道蒸发技术&如图!所示"脱硫废水烟道蒸发技术是利用气液两相流喷嘴将脱硫废水雾化并喷入空预器与除尘器之间的烟道中"利用烟气余热将废水完全蒸发"使废水中的污染物转化为结晶物或盐类"随飞灰一起被除尘器捕集&图!"脱硫废水烟道蒸发工艺流程除尘器前烟道蒸发技术实际投运的项目不多"资料有限&根据实际调研"综合分析如下%"烟道蒸发系统发生蒸发不彻底"烟道结垢(腐蚀(堵塞等问题的风险较高&烟道蒸发技术采用空预器出口烟气作为热源"烟温!!#&‘!)&^$偏低"雾化液滴的蒸发时间长"液滴完全蒸干所需的有效行程长&一旦未蒸干的液滴附着在烟道壁面上"很容易导致烟道粘污(结垢(腐蚀(堵塞等问题的发生&#烟道蒸发系统的处理能力有限"不能适用于所有电厂&随着对机组能耗指标要求的提升"国内电厂的空预器出口烟温设计值逐渐降低"一般!#&^"有的甚至更低&这就大大限制了烟道蒸发系统的应用范围&$烟道蒸发系统受机组负荷(煤种变化等因素的制约较大"运行不可靠&%烟道蒸发系统采用气液两相流喷嘴"运行不可靠"容易发生堵塞&&烟道蒸发系统对安装位置及空间的要求较高&烟道蒸发系统一般需要在空预器前预留!&‘!%D 长的直管段"且需要对后部的烟气流场进行严格控制"对于部分电厂来说"无法满足上述要求&’烟道蒸发系统的优点是充分利用烟气废热"系统简单"无固体废物处理&)$旁路烟道蒸发技术由于除尘器前烟道直接蒸发技术结垢及堵塞问题"烟道直接蒸发技术进行了升级"从空预器进口引接一旁路烟道至空预器出口烟道"在旁路烟道内利用高温烟气进行废水蒸发&主要流程如图#所示&图#"系统工艺流程经两级软化处理后的废水经双膜法减量浓缩"回收/&.的淡水于循环水补水#剩余#&.的浓水通过旁路烟道蒸发&旁路烟道采用高效节能废水蒸发结晶器"直接将浓缩后的浓水在高效节能废水蒸发结晶器内利用双流体雾化喷嘴进行雾化"高效节能废水蒸发结晶器从空预器前端"9*f出口之间烟道引入少量烟气"利用烟气的高温使雾化后的脱硫废水迅速的蒸发"废水蒸发产生的水蒸气和结晶盐随烟气一起并入空预器与低低温省煤器之间烟道"结晶盐随粉煤灰一起在除尘器内被捕捉去除"水蒸气则进入脱硫系统冷凝成水"间接补充脱硫系统用水&基于旁路烟道蒸发的脱硫废水零排放技术具有可行性"该技术中预处理是基础"膜减量是保障"旁路烟道蒸发是核心&应用该技术时应根据允许蒸发水量反推膜浓缩倍数"设计合理的预处理工艺参数&利用高温烟气实现脱硫废水的高效蒸发"无需额外热源"运行能耗低#且旁路烟道可充分利用烟道间空隙"占地面积小"工程投资省&旁路烟道蒸发的脱硫废水零排放技术具有的优点是%自动化程度高(操作方便"提高了系统的运维水平#旁路烟道入(出口隔离门的设计可实现与电厂主体的隔离"不影响电厂的日常运作&($旋转雾化蒸发处理技术&技术原理%建造独立的蒸发塔"引空预器前部分热烟气进入干燥塔对雾化的脱硫废水进行蒸发"蒸发后产物返回除尘器烟道&该技术是在旁路烟道蒸发技术的基础上"可不需要预处理和浓缩"直接将废水和高温烟气混合进行蒸发固化&该技术适用于所有类型电厂(所有种类脱硫废水的处理&该技术建造及运行费用低"系统可靠性高"对后续系统影响小#结合国家政策及市场对脱硫废水零排放技术的巨大需求"蒸发塔技术有很大的应用空间&脱硫废水经过预处理后由送料泵输送到喷雾干燥塔顶部的旋流雾化器雾化为雾滴#干燥过程所需的气体从空预器前抽取"经过气体分布器后进入干燥塔顶部"气量可根据需要调整#经雾化器雾化的液滴和来自气体分布器的热烟气在喷雾干燥塔内相互接触(混合"进行传热与传质"即进行干燥#干燥的产品与烟气一起进入除尘器"随粉尘一起被捕集!图)$&技术特点%旋转雾化蒸发处理技术可以保证脱硫废水的完全汽化&由于蒸发塔的烟温高!)&&‘(&&^$"蒸发强度大"雾化效果好"流场分布理想"传热传质剧烈"脱硫废水以液态进入蒸发塔"到蒸发塔下半部后"全部的液态水已经变为水蒸汽"这样就基本杜绝了由于烟气中存在未蒸发完全的液滴"从而造成烟道壁面或除尘器粘污(结垢(腐蚀(堵塞等现象的图)"旋转雾化蒸发技术流程图发生&脱硫废水的蒸发对烟气酸露点的影响轻微&由于脱硫废水的喷入"导致烟气中的含水量以及气态1*]的含量增加"客观上造成了烟气酸露点下降&但经过计算"烟气酸露点下降幅度约为#‘)度&由于幅度较小"只要在运行中控制烟气温度高于酸露点"则基本可以消除烟气结露现象"避免烟道(除尘器"以及后部引风机的腐蚀&加装蒸发塔后对于空预器的影响"相当于机组降负荷运行&由于蒸发塔从空预器前抽取了部分烟气"客观上造成了空预器入口烟气量的减少&对于空预器来说"这就相当于机组负荷被人为降低了"相应会造成锅炉排烟温度和热风温度有不同程度的下降&脱硫塔的耗水量相应降低&对于石灰石,,,石膏湿法脱硫来说"由于脱硫塔出口烟气基本处于饱和状态"含水量是个定值"因此随着入口烟气含水量的增加"脱硫塔的耗水量相应降低&HD技术与经济性对比Q a f蒸发结晶与多效蒸发结晶Q A,对比如表!(表#所示&表CD两种蒸发结晶技术比较比较内容Q a f蒸发结晶多效蒸发结晶Q A,优缺点充分利用潜热"最大限度减少能量损耗#只消耗电能"能源条件较便捷#占地面积小&不能处理高沸点的物料#液体中含挥发性*+,较多时会影响压缩机的运行&随着效数个体增加"蒸汽消耗越节约#设备投资费用少"消耗蒸汽量较大#能耗大"运行成本高"占地面积大&投资高低蒸汽消耗开启启动时消耗少量蒸汽&消耗蒸汽量较大"大约蒸发!F水消耗&_#%‘&_)%F蒸汽&表FD两种蒸发结晶技术运行成本比较设备机械蒸汽再压缩降膜蒸发器传统(效降膜蒸汽加热蒸发器机械压缩机%&(SK\:!(!_!#元循环泵耗电(/SK\:!)_((元(/SK\:!)_((元冷凝水泵耗电#(SK\:0_-#元#(SK\:0_-#元真空泵耗电!#SK\:)_)0元#(SK\:0_-#元冷却塔耗电!#SK\:)_)0元冷却水循环泵))_-%SK\:’_(%元鲜蒸汽//&&S5\:/#%元冷却水(/D)\:%#/D)\:每小时费用!0(_0(元/0(_0’元每吨成本%_!(%元#-_&#元""注%)&F\:蒸发量运行成本"电费按&_#/元\!SK-:$计算&""烟道蒸发与旋转喷雾蒸发对比如表)所示&烟道蒸发技术和旋转雾化蒸发技术从系统和原理上看比较接近"二者的投资费用相差不大"运行费用烟道蒸发略高"但旋转雾化蒸发技术具有处理能力更有保证(运行可靠(调控灵活(便于改造等优点"总体而言优于烟道蒸发系统"可作为烟道蒸发技术的升级版&MD结D语综上所述"需根据原水水质和后续处理工艺进水要求"确定预处理工艺与运行参数"是脱硫废水零排放处理的基础&浓缩减量可有效降低蒸发固化段处""表GD技术对比对比项目烟道蒸发旋转雾化蒸发投运业绩较少较少系统复杂程度蒸发系统相对简单"但需要空压机"需要降低废水固含量"对预处理及浓缩系统的要求较高"系统相对复杂一般不需要加装预处理及浓缩系统&即使加装"由于要求较低"系统相对简单运行可靠性较差"常见故障有%!$喷嘴堵塞##$由于蒸发不完全"造成烟道内壁沾污(积灰(堵塞"腐蚀#)$机组低负荷运行时烟温过低"系统无法正常运行#($预处理及浓缩系统故障停运稳定"主要有如下特点!$采用高温烟气"保证废水完全彻底地蒸发"避免对后需烟道(除尘器产生影响##$采用旋流雾化"防堵性能好"运行可靠#)$机组低负荷时"系统可正常运行是否实现废水零排放0但在锅炉负荷降低的情况下不能实现零排放是是否实现无二次污染0是但如果控制不当"可能会造成飞灰中盐分或重金属超标"影响飞灰二次利用是如果当地有特殊要求"可在蒸发塔后加装旋风除尘器"收集高盐飞灰特殊处理"减少对静电除尘器及飞灰利用的影响#改造难度比较困难烟道上需要预留!&‘!%D的直管段"对于部分老厂来说比较困难不允许除尘器前加装低温省煤器容易对烟道长度无要求#除尘器前可加装低温省煤器#蒸发塔占地面积较大"现场需要满足布置要求&占地面积小中表HD两种蒸发结晶技术运行成本比较项目烟道蒸发旋转喷雾脱硫废水处理量%!#F\:#!&&万元!/&&万元脱硫废水处理量%#&F\:)%&&万元)#%&万元运行费费用!元\F$%&元\F))元\F理负荷"保证后续系统的高效蒸发"是实现脱硫废水零排放的关键#相较于热法浓缩"膜法浓缩设备简单"占地面积小"能耗较低#尤其"电渗析浓缩颇具潜在应用前景&高温烟气蒸发将脱硫废水中的杂质以盐形式固化下来"最终实现脱硫废水零排放"是零排放处理的核心#旋转雾化蒸发技术无需额外热源(效率高(占地少(简单易于自动化控制"并且可无须预处理"对电厂其他设备影响小"极具推广前景&目前"我国脱硫废水零排放技术仍处于广泛研究与初步应用探索阶段&现有零排放技术的投资成本普遍较高且运行费用较大&如何组合现有工艺"组合优化"实现低成本脱硫废水零排放"将是今后脱硫废水零排放研究的重点&参考文献*!+"马双忱"于伟静"贾绍广"等$燃煤电厂脱硫废水处理技术研究与应用进展*e+$化工进展"#&!0")%!!$%#%%N#0#$*#+"芦伟$脱硫废水零排放工艺路线研究*e+$山东化工"#&!0"(% !($%!(%N!(0$*)+"张广文"孙墨杰"张蒲璇"等$燃煤火力电厂脱硫废水零排放可行性研究*e+$东北电力大学学报"#&!(")(!%$%/-N’!$*(+"邵国华"方棣$电厂脱硫废水正渗透膜浓缩零排放技术的应用*e+$工业水处理"#&!0")0!/$%!&’N!!#$*%+"张净瑞"刘其彬"李飞"等$燃煤电厂脱硫废水烟气余热蒸发零排放工程的设计与应用*e+$电力科技与环保")#!)$%!0N#&$ *0+"刘亚鹏"王金磊"陈景硕"等$火电厂脱硫废水预处理工艺优化及管式微滤膜实验研究*e+$中国电力"#&!0"(’!#$%!%)N!%/$ *-+"胡石"丁绍峰"樊兆世$燃煤电厂脱硫废水零排放工艺研究*e+$洁净煤技术"#&!%!#$%!#’N!))$#下转第FG页$。

脱硫废水零排放处理技术一、概述脱硫是煤炭、石油、化工等行业中的一项常见的工艺，其目的是去除燃料中的二氧化硫，以减少环境污染。

在脱硫过程中，会产生大量的废水，如何对这些废水进行有效处理，是一个需要解决的难题。

传统的脱硫废水处理技术主要是采用化学沉淀法和生物处理法，这些方法虽然可以达到污染物排放标准，但其本身也存在一些缺点，如废水处理周期长、成本高等。

随着科技的不断进步，诸如膜技术、吸附技术等新型工艺的出现，使得脱硫废水零排放处理技术得到了进一步的发展与完善。

二、脱硫废水成分脱硫废水的主要成分是二氧化硫、二氧化碳、氮氧化物、氯化物、氟化物、杂质离子及有机物等。

这些成分的组成情况因产生废水的工业类型、脱硫方式、燃料性质等因素而有所不同。

三、脱硫废水处理技术1. 化学沉淀法化学沉淀法作为一种传统的脱硫废水处理方法，其基本原理是通过加入化学物质使废水中的固体或金属离子等沉淀，从而达到除污效果。

具体而言，化学沉淀法主要是通过加入化学药剂，引起污染物的沉淀或者结晶，其中因为氢氧化物比较常见，可以将之举例说明。

将pH值调整到9-10之间，加入适量氢氧化钠（NaOH），废水中的Cr3+、Cd2+、Cu 2+、Hg2+等金属离子会被氢氧化物络合为上述离子的羟化物沉淀。

2. 生物处理法生物处理法是废水处理技术中的一种比较成熟的方法，其主要依靠微生物对废水中的有机物进行分解和降解，同时生物处理法具有操作稳定、流程简单、处理效率高等优点。

但是对于脱硫废水而言，其主要成分并不是有机物而是无机物，因此生物处理法在处理脱硫废水过程中效率不高。

3. 膜技术膜技术是近年来快速发展的一种新型脱硫废水处理技术，其主要依靠特殊的膜材料对废水中的物质进行筛选和截留，从而使得废水达到零排放的目的。

常用的膜技术主要包括微滤、超滤、纳滤和反渗透技术等。

4. 吸附技术吸附技术是一种将脱硫废水中的污染物吸附到特定材料表面，同时产生化学吸附作用而达到废水处理目的的技术。

烟气脱硫废水“零排放”技术应用发表时间：2018-08-09T10:00:42.993Z 来源：《电力设备》2018年第12期作者：杨得志[导读] 摘要：燃煤电厂烟气产生的脱硫废水有较高的含盐量及复杂成分等特点，这种废水要想再次进行回用存在一定的难度，所以成为了严重影响电气废水实现“零排放”的重点组成部分。

（大唐长山热电厂灰硫车间转机班吉林松原 131109）摘要：燃煤电厂烟气产生的脱硫废水有较高的含盐量及复杂成分等特点，这种废水要想再次进行回用存在一定的难度，所以成为了严重影响电气废水实现“零排放”的重点组成部分。

本文就针对排放脱硫废水的实际特征及再次回用现状进行分析，然后对零排放技术的应用进行探讨。

关键词：烟气；脱硫废水；零排放；技术 2015年国务院颁布了《水污染防治行动计划》（水十条），对企业用水提出了新的要求。

燃煤电厂作为用水大户，应当积极响应国家政策的要求，开展节水提效工作，实现全厂水资源分级利用和水污染防治。

脱硫废水因其具有高含盐量、成分复杂、腐蚀性和结垢性的特征，回用困难，成为制约燃煤电厂废水“零排放”实现的关键因素之一。

1、排放脱硫废水的实际特征脱硫装置的石灰石、石膏去湿法排放废水量完全由工艺部水质、石灰石质量、锅炉烟气散发量、脱硫吸取塔内部的浆液CI-浓度等因素决策。

在具体运转的过程中，电厂通常都利用对脱硫吸取塔内部的浆液CI-浓度标准进行控制才能明确具体的废水排放量。

本文将某个600兆瓦的机组为例，需要将所吸收的塔浆液CI-浓度合理的控制在20kg/m3的同时，排放脱硫废水量应达到17.3m3/h。

如果工艺水的质量较差或是必须合理的控制低于CI-的浓度，会在一定程度上增加排放脱硫的废水量。

2、脱硫废水回用现状采用常规处理工艺脱硫废水，其中的氯离子浓度和含盐量仍然很高，在回用中易引起系统腐蚀和结垢，制约了脱硫废水处理后的再利用，国内电厂的脱硫废水回用率较低。

1）用于水力冲灰或灰场喷洒对于采用水力冲灰系统的燃煤电厂，可以将经过常规处理的脱硫废水排水作为冲灰水。