燃煤電廠脫硫廢水零排放處理技術與應用

馮紅利，趙夢月，丁舒喆

（北京安國水道自控工程技術有限公司，北京 100101）

燃煤發電是我國電力工業的基礎，燃煤發電裝機占電力總裝機規模的65%。中國電力企業聯合會2017年電力統計基本數據一覽表公示，截至2017年底，我國的總發電量已經達到64171億kW·h，其中燃煤電廠的發電量為41498億kW·h。燃煤發電過程產生的煙氣會對大氣環境造成污染。為解決煙氣中的二氧化硫污染問題，燃煤電廠一般都配有煙氣脫硫系統。石灰石—石膏濕法煙氣脫硫技術（簡稱濕法FGD技術）由于其脫硫效率高，為國內外燃煤電廠廣泛采用。此工藝運行過程中會產生水質較差、污染物種類多的高鹽廢水，同時包含重金屬、懸浮物等雜質［1]，需要單獨處理后排放。由于脫硫廢水水量小，20世紀70年代，國外學者提出可行的 “零排放”的思路（zero liquid discharge，簡稱ZLD），提出燃煤電廠可采用煙道蒸發等方法實現不向外排放任何廢水。排出的廢水經過處理后可重復使用，鹽類等其他物質經濃縮結晶后可作為化工原料繼續使用［2]。燃煤電廠煙氣脫硫的基本原理是石灰漿液與煙氣中SO2發生化學反應，因此脫硫廢水中的污染物主要來自煤、油等燃料的燃燒產物以及作為脫硫劑的石灰石。

1 燃煤電廠FGD廢水零排放處理技術

脫硫廢水的水質特點如下：pH較低，呈酸性，腐蝕性強；含有較高濃度的懸浮物質［3]；硬度高，易結垢［4]；含有重金屬污染。表1為脫硫廢水的主要成分以及濃度。

表1 《石灰石——石膏濕法煙氣脫硫廢水處理導則》中脫硫廢水水質指標

傳統脫硫廢水排放標準對重金屬的排放濃度作了規定，同時規定了全廠排放口懸浮物、化學需氧量、硫化物、氟化物等主要污染物的排放限值。近年來，針對脫硫廢水的零排放問題，環保部在2017年頒布的 《火電廠污染防治技術政策》和 《火電廠污染防治可行技術指南》（HJ 2301—2017）中指出，火電廠水污染防治應遵循分類處理、一水多用的原則，鼓勵火電廠實現廢水的循環使用不外排，宜經石灰處理、絮凝、澄清、中和等工藝處理后回用，并鼓勵采用煙氣余熱蒸發干燥或蒸發結晶等處理工藝，實現脫硫廢水不外排。

燃煤電廠煙氣脫硫廢水零排放處理主要包括煙道蒸發和蒸發結晶兩條技術路線。

1.1 煙道蒸發技術

煙道蒸發技術通過將脫硫廢水噴入煙道內，霧化后經煙氣加熱蒸發。污染物（包括結晶析出的溶解性鹽）隨煙氣中的煙塵一起被除塵器捕集，廢水中的水蒸氣冷凝回用，從而實現對污染物的去除。煙道蒸發技術又分為主煙道蒸發處理技術和旁路煙道蒸發處理技術。

（1）主煙道蒸發工藝流程如圖1所示，廢水經霧化噴射裝置（一般采用雙流體霧化噴嘴）霧化噴入煙道，液滴在鍋爐尾部煙氣的加熱作用下迅速蒸發形成水蒸氣，廢水中的鹽分結晶后隨煙氣中的灰一起進入除塵器而被捕集去除。廢水蒸發形成的水蒸氣隨除塵后的煙氣進入脫硫吸收塔，在噴淋水的冷卻作用下，水蒸氣凝結進入脫硫塔的漿液循環系統循環利用，從而實現脫硫廢水的“零排放”處理。該技術的特點在于投資費用較低，但其處理量有限；雙流體霧化噴嘴易堵塞；存在煙道腐蝕與積灰風險。

圖1 主煙道蒸發工藝流程

（2）旁路煙道蒸發工藝流程如圖2所示。脫硫廢水經過霧化噴射裝置（一般采用旋轉霧化噴嘴）霧化后，利用鍋爐熱煙氣（鍋爐脫硝后進空氣預熱器前的熱煙氣）作為熱源，在噴霧干燥塔或旁路煙道內將廢水蒸發，水分以蒸汽形式進入煙氣，鹽分結晶形成小顆粒進入空氣預熱器后段隨煙氣被除塵器去除。該技術的特點為：無煙道腐蝕與積灰風險；旋轉霧化噴嘴適應性強；投資費用較高；影響鍋爐熱效率。旁路煙道蒸發技術已發展為煙道蒸發零排放路徑的代表性技術。

圖2 旁路煙道蒸發工藝流程

煙道蒸發產生的固態污染物通過研磨處理后可用作水泥、混凝土組分，還可作為原料代替黏土生產水泥熟料的原料，制造燒結磚、空心砌磚，鋪筑道路等［5]。目前煙道蒸發技術在國內電廠工程應用較少，相關研究人員的研究內容主要集中在蒸發過程的模型模擬，包括蒸發固化的速度、程度與煙氣流速、噴射方式、液滴切割粒徑、溫度等影響因素之間的關系［6-8]。

1.2 蒸發結晶技術

蒸發結晶技術一般通過蒸汽或其他方式將廢水加熱至水分蒸發，水蒸汽冷凝后重復利用，污染物最終以晶體形式析出，從而實現脫硫廢水的零排放［9]，結晶鹽干燥后裝袋外運，進行綜合利用或處置，避免產生二次污染。蒸發結晶技術的路線為預處理—濃縮減量—蒸發結晶。預處理方式一般為三聯箱預處理、化學軟化、管式微濾膜軟化等，其目的主要是軟化和除硅。濃縮減量方式可分為兩類，即熱法減量技術和膜法減量技術。熱法減量技術包括低溫多效蒸發（low temperature-multiple effect distillation， LT-MED）、機械蒸汽壓縮（mechanical vapor compression，MVC）、機械蒸汽再壓縮（mechanical vapor recompression，MVR）、熱力蒸汽再壓縮（thermal vapor recompression，TVR）等。膜法減量技術包括納濾（nano filtration， NF）、 反滲透（reverse osmosis， RO）、 正滲透（forward osmosis， FO）、電滲析（electrodialysis， ED）、 膜蒸餾（membrane distillation，MD）或以上幾種技術的組合等。濃縮減量的目的是盡量提高系統的回收率，使得進入結晶工藝段的廢水減少。蒸發結晶技術與熱法減量技術的目的均是處理末端濃鹽水，固化脫硫廢水中的污染物，其重點在于降低腐蝕和提高結晶鹽純度等。

蒸發結晶技術各工藝段處理方式多種多樣，可根據實際廢水水質，并結合出水及結晶鹽的要求靈活確定合理的技術方案。目前，此項技術已被廣泛應用到我國電廠脫硫廢水的實際處理中。但其各工藝段均存在優化難題，預處理階段藥劑量消耗大，運行成本高；濃縮減量階段工藝復雜，濃縮極限低；結晶階段處理濃鹽水量大，投資與能耗高，最終產生結晶混鹽的處置與純鹽的出路亟待解決。

1.3 零排放處理技術總結

以某水量為10 t／h、60萬kW機組的項目為例，采用煙道蒸發工藝與蒸發結晶工藝的對比，如表2所示。

表2 煙道蒸發工藝與蒸發結晶工藝的對比

目前，也有研究將煙道蒸發技術、膜技術、MVR技術等組合，實現脫硫廢水零排放。錢感等［5]以某電廠廢水處理中試為例，提出了正滲透或MVR與煙道余熱蒸發結合的處理方案，但此工藝尚處中試階段，缺少工程化數據支撐，汲取液內濃差極化、正滲透膜截留率低等問題也亟待改進。張凈瑞等［10]針對河南焦作某電廠2×350 MW機組脫硫廢水項目，提出了高效多維極相電絮凝反應器耦合雙堿法脫硫廢水預處理模塊、雙膜法高鹽水濃縮減量模塊，以及濃縮液煙氣余熱蒸發模塊的工藝流程，該技術不僅投資與運營成本低，而且可減少脫硫工藝用水，具有廣泛的推廣應用價值。

這兩種現行主流的零排放工藝還存在以下問題：

（1）預處理軟化藥劑費用高，預處理設備產泥量大；

（2）蒸發結晶設備投資高、運行能耗高，且蒸發結晶產生的混鹽分離和處置費用高。后續分鹽后產出的工業氯化鈉、硫酸鈉等市場價值低，難以回收成本，同時需要考慮外委處置［11]；

（3）煙道蒸發技術應用較少，廢水對噴頭的堵塞和影響狀況，以及霧滴對煙道的腐蝕需要進一步檢驗。實際運行中，煙氣濕度增加可能致使除塵器積泥，煙氣排放溫度過低［12]。

針對蒸發結晶和煙道蒸發存在的問題，促使未來火電研發機構加強對利用電廠尾部煙氣余熱的脫硫廢水固化技術的研究。

2 國內外電廠脫硫廢水工程案例

2.1 意大利ENEL電廠

阿奎特公司為意大利ENEL電力公司［13]旗下5個燃煤電廠設計的脫硫廢水零排放處理設施，于2007年陸續投入運行。這5個電廠均采用預處理軟化后接蒸發濃縮和強制循環結晶工藝，其中零排放處理系統的處理能力分別為70 m3／h，35 m3／h， 15 m3／h， 35 m3／h、 12 m3／h［14]， 處理效果穩定，運行良好。其水質見表3，工藝流程見圖3。

表3 意大利ENEL電廠脫硫廢水水質

圖3 意大利ENEL電廠脫硫廢水處理系統工藝流程

2.2 廣東河源電廠

河源電廠［15-19]發電機組容量為 2×600 MW，脫硫廢水水量為22 m3／h，于2009年底建成投運，系統投資9750萬元。經處理后，實現廢水零排放，蒸發結晶系統產生的鹽達到二級工業鹽標準。直接運行成本（電費、藥劑費及蒸汽費）為201.9 元／m3， 占地面積約為 3000 m2［20]。 河源電廠脫硫廢水水質見表4，廢水處理工藝流程見圖4。

2.3 三水恒益電廠

恒益電廠［16-19，21]發電機組容量為 2× 600 MW，脫硫廢水水量為20 m3／h，于2011年底建成投運，系統投資6000萬元。經處理后，實現廢水零排放，蒸發結晶系統產生的鹽為混鹽。直接運行成本（電費、藥劑費及蒸汽費）為22元／m3。三水恒益電廠脫硫廢水水質見表5，廢水處理工藝流程見圖5。

表4 河源電廠脫硫廢水污染物質量濃度

圖4 河源電廠脫硫廢水處理系統工藝流程

表5 三水恒益電廠脫硫廢水污染物質量濃度

2.4 華能長興電廠

華能長興電廠［19，22，23]發電機組容量為 2×660 MW，脫硫廢水水量為22 m3／h，于2015年底建成投運，系統投資8500萬元。經處理后，實現廢水零排放，蒸發結晶系統產生的鹽為混鹽。直接運行成本（電費、藥劑費及蒸汽費）為46.1元／m3， 占地面積約為1000 m2［20]。 華能長興電廠脫硫廢水水質見表6，廢水處理工藝流程見圖6。

圖5 三水恒益電廠脫硫廢水處理系統工藝流程

表6 華能長興電廠脫硫廢水污染物質量濃度

圖6 華能長興電廠脫硫廢水處理系統工藝流程

2.5 國電漢川電廠

國電漢川電廠［19，24]發電機組容量為：一、二期工程4×330 MW，三期工程建設2×1000 MW，脫硫廢水水量為36 m3／h。經處理后，實現廢水零排放，蒸發結晶系統產生的鹽達到二級工業鹽標準。直接運行成本（電費、藥劑費及蒸汽費）為30.28元／m3。國電漢川電廠脫硫廢水水質見表7，廢水處理工藝流程見圖7。

2.6 萬方鋁業電廠

萬方鋁業電廠［10，19]發電機組容量為 2×350 MW，脫硫廢水水量為6～10 m3／h，系統投資3500萬元。直接運行成本（電費、藥劑費及蒸汽費）為 15.8 元／m3， 占地面積約為 318 m2［20]。 萬方鋁業電廠脫硫廢水水質見表8，廢水處理工藝流程見圖8。

表7 國電漢川電廠脫硫廢水污染物質量濃度

圖7 國電漢川電廠脫硫廢水處理系統工藝流程

表8 萬方鋁業電廠脫硫廢水污物質量濃度

圖8 萬方鋁業電廠脫硫廢水處理系統工藝流程

3 國內外電廠脫硫廢水工程技術經濟對比

國內外電廠脫硫廢水工程對比分析見表9。

從表9可以看出，不同電廠需根據實際情況確定預處理工藝，最終需通過蒸發結晶或煙道蒸發工藝脫除鹽分，回用水分。目前，蒸發結晶技術相對成熟，應用較多，但最終大多產生混鹽，仍需進一步處理，即便分鹽出氯化鈉、硫酸鈉，也常常難以利用，只能作為危廢處理［11]。廢水零排放系統投資和運行成本均較高。相比之下，煙道蒸發技術運行成本低于蒸發結晶技術，系統占地較少，節約前期投資成本。因此，若要產生更大的環境效益，還需加強煙道蒸發技術的研發。

表9 國內外電廠脫硫廢水工程對比分析

4 結論及展望

（1）在 “超低排放” 標準（環發 ［2015]164號文 《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》）的要求下，越來越多的電廠開始考慮對脫硫廢水進行深度處理和回用，實現零排放。電廠脫硫廢水實現零排放技術可行性已無疑問，且具有巨大的經濟效益、社會效益以及環境效益。

（2）目前處理技術以蒸發結晶和煙道蒸發技術為主。蒸發結晶技術成熟且穩定，但基建投資及運維成本較高，產品鹽品質低；煙道蒸發技術尚在推廣階段，具有基建投資及運行成本低，充分利用電廠煙氣余熱，從而節約能源等優點，有電廠已實現工程化應用，具有較高推廣價值。

（3）廢水零排放技術路線仍需結合電廠的生產特點來選擇。由于電廠廢水水質普遍較差，對電廠煙氣余熱的利用是未來廢水處理技術的發展趨勢，尤其在低溫余熱利用方面將成為下一階段的研究熱點。研究目標是實現技術國產化，設備國產化，與國際公司對比并學習，找到符合國內電廠的廢水零排放技術路線。