燃煤電廠脫硫廢水零排放治理技術路線分析與選擇

李宏遠

(國家能源投資集團 火電產業運營管理中心，北京 100011)

脫硫廢水是電廠中污染物含量最多、最末端的一股廢水，不能再進入發電工藝系統重復利用，其處理存在一些技術難點，一是廢水中污染組分受煤種、脫硫島工藝水質、排放周期等因素的影響，不同地區電廠的差別很大；二是脫硫廢水為間斷排放，水量波動較大；三是廢水中鈣離子、鎂離子、氯離子、硫酸根離子、溶解性固體含量非常高[3，4]，這些高濃度離子的存在，易造成深度處理系統工藝單元的結垢、腐蝕、磨損。

目前，大多數電廠處置脫硫廢水的方式是：首先采用“中和+絮凝+沉淀”三聯箱工藝進行處理，然后在廠內回用于干灰調濕、水力除渣、灑入灰場降塵、煤場抑塵等。但是，如果脫硫廢水排放量較大時，這些方式難以將水全部消耗，剩余廢水的處置成為難題。

隨著廢水治理技術的發展，越來越多的電廠開始嘗試通過膜法處理、干燥濃縮等技術對脫硫廢水進行深度治理，爭取回收大部分凈水，實現脫硫廢水的零排放。

1 脫硫廢水零排放治理技術路線

進行脫硫廢水零排放治理，是在常規達標排放治理的基礎上進一步開展深度處理，治理后實現脫硫廢水的零排放。整套工藝一般分為三部分，預處理單元、濃縮減量單元和尾水固化單元。技術路線就是通過組合預處理單元、濃縮減量單元、末端濃水蒸發干燥(尾水固化)單元的一種或者多種技術而形成的一套完整工藝流程的技術組合。

1.1 預處理技術

預處理的目的是通過加藥、過濾等方式降低脫硫廢水中的懸浮物及硬度，軟化水質。主要技術有高效絮凝、CaCO3-Na2CO3(Na2SO4)軟化、NaOH-Na2CO3軟化、石灰-常溫結晶-納濾聯合軟化、納濾軟化、離子交換軟化等[5]。

1.2 濃縮減量技術

濃縮減量的目的是實現廢水濃縮，回收大部分水量，為下一階段的尾水固化打基礎，降低尾水固化單元處理負荷，提高系統經濟性和穩定性。濃縮減量技術主要分為熱法和膜法[6]。熱法技術有多效蒸發(MED)、機械蒸汽再壓縮(MVR)、熱力蒸汽再壓縮(TVR)、旁路煙氣蒸發濃縮塔、晶種法MVR降膜蒸發、空氣蒸餾等[7]；膜法技術有反滲透(RO)、正滲透(FO)、電滲析(ED)等。隨著技術發展，反滲透技術也多種多樣，有海水反滲透(SWRO)、碟片式反滲透(DTRO)、高鹽反滲透(HSRO)、高壓反滲透(HPRO)等等[8，9]。

1.3 尾水固化技術

尾水固化是將經預處理、濃縮減量后的濃水進行干燥處理，實現水與溶解鹽的分離，最終實現脫硫廢水零排放。尾水固化技術主要分為蒸發結晶制鹽和煙道蒸發。蒸發結晶制鹽技術，包括多效蒸發(MED)、機械蒸汽再壓縮(MVR)和熱力蒸汽再壓縮(TVR)[10]；煙道蒸發技術分為直接煙道蒸發和高溫旁路蒸發兩種[11，12]，高溫蒸發工質可以用熱二次風，也可以用高溫煙氣。

1.4 主要技術路線

這些技術通過組合可以形成多條技術路線。經過近幾年的工程示范和探索，目前示范工程應用的典型技術路線有：“預處理+膜濃縮減量+蒸發結晶”技術路線、“低溫煙氣直接濃縮+高溫熱風旁路干燥”技術路線、“煙氣余熱閃蒸自結晶+高溫煙氣旁路干燥”技術路線。第一條技術路線屬于膜法處理路線，第二、三條技術路線屬于熱法處理技術路線。

2 典型技術路線的工程應用

2.1 技術路線1——預處理+膜濃縮減量+蒸發結晶

A廠應用該技術路線的示范工程建于2016年，系統設計處理能力36t/h，蒸發結晶系統設計處理能力8t/h。總投資8600萬元。主要工藝流程如圖1所示。

圖1 A廠膜法技術路線工藝流程圖

1)脫硫廢水進入預處理軟化系統，通過添加石灰和絮凝劑，部分金屬離子、硫酸根離子與所加藥劑進行反應，在澄清器進行絮凝沉淀，底部污泥排至污泥壓濾系統進行壓濾；上清液進入三聯箱，在第一反應箱中加入氫氧化鈉提高pH值，再在第二反應箱加入碳酸鈉去除Ca2+，最后進入濃縮槽，濃縮槽底部污泥排至污泥壓濾系統。用于脫硫廢水的軟化處理及一二價鹽的分離，系統采用了“化學加藥軟化+管式膜過濾(TUF)+納濾(NF)分鹽”的處理工藝，經處理后，懸浮物、鈣鎂硬度、二氧化硅、氟離子等會對膜運行造成污堵的因子均得到去除，并且將廢水中的氯化鈉和硫酸鈉進行分離，納濾膜產水送往后續的濃縮處理單元。

2)廢水經過納濾分鹽膜處理之后，分成兩股水，一股水以氯化鈉為主，進入膜濃縮減量系統；另一股水以硫酸鈉和部分氯化鈉為主，返回原脫硫廢水處理系統。以氯化鈉為主的廢水經過“高壓抗污染反滲透膜(SCRO)+超高壓碟管式反滲透膜(DTRO)”的濃縮處理后，淡水返回電廠鍋爐補給水系統，濃縮液去蒸發結晶系統。

3)濃縮液經過MVR蒸發器濃縮、結晶，析出結晶鹽，結晶鹽經干燥處理可以工業應用，實現資源回收。

2.2 技術路線2——低溫煙氣直接濃縮+高溫熱風旁路干燥

B廠應用該技術路線的示范工程建于2017年，系統設計處理能力15t/h，用于處理一臺1000MW發電機組脫硫廢水，總投資3100萬元。

主要工藝流程是：首先脫硫廢水經過濃縮單元：利用引風機后約110℃的低溫煙氣作為熱源，在濃縮塔內對脫硫廢水進行高倍率濃縮蒸發，濃縮倍率可達到10～15倍，濃縮過程中蒸發出的濕煙氣返回脫硫塔中，濃縮液Cl-濃度達到150000～300000mg/L，其中固體成分主要是石膏、飛灰等。然后濃縮液進入調質單元：濃縮后的漿液中加入消石灰調整pH值，經過固液分離后，污泥摻入煤中混燒或外運處理，上清液進入后續干燥段。干燥固化單元：抽取少量空預器出口250～300℃左右的熱二次風，在旁路干燥床中將約1t/h的濾液干燥，實現廢水固化，最終固體通過氣力輸送噴入靜電除塵器前，被收集入粉煤灰中。

該技術路線在濃縮前不需要對廢水進行預處理，工藝流程如圖2所示。

圖2 B廠煙氣直接濃縮熱法技術路線工藝流程圖

2.3 技術路線3——煙氣余熱閃蒸自結晶+高溫煙氣旁路干燥

C廠應用該技術路線的示范工程于2017年11月投運，系統設計處理能力30t/h(設有兩套并行流程，每套2×15t/h)，用于處理四臺300MW級發電機組脫硫廢水。濃縮單元總投資3000萬元，干燥單元總投資1000萬元。該路線濃縮技術屬于多效蒸發(MED)技術的一種。主要工藝流程如圖3所示。

圖3 C廠煙氣多效蒸發熱法技術路線工藝流程圖

抽取脫硫塔入口約110℃的部分煙氣，煙氣進入氣-水換熱器，通過水介質取出煙氣中的熱量。熱水進入三效閃蒸系統，在真空條件下，熱水沸騰蒸發，產生的蒸汽加熱脫硫廢水。在每效的加熱器與分離器組合作用下，使脫硫廢水中水分子蒸發、鹽離子結晶，廢液得以逐級濃縮。蒸發出的水蒸汽冷凝回收利用，第三效最終高濃度濃縮液經真空脫水后進入尾水固化單元。固化單元采用高溫煙氣旁路干燥技術，將最終濃縮廢水分2路，選取2臺鍋爐實施干燥。每路對應一臺鍋爐和一臺干燥塔，抽取空預器入口約320℃的熱煙氣，在旁路干燥塔中將約1.5t/h的濾液干燥，實現廢水固化，最終固體通過氣力輸送噴入靜電除塵器前，被收集入粉煤灰中。

本技術路線在濃縮前也不需要對廢水進行預處理。脫硫廢水中含有石膏晶體、亞硫酸鈣、石灰石顆粒等形狀不規則固體微粒，為鹽類離子的吸附和結晶提供了條件。取樣脫硫廢水蒸發結晶后的產物，分別在顯微鏡下觀察固體的表面特性，并與脫硫廢水中的固體表面特性進行比較，如圖4所示。

圖4 蒸發結晶前(左圖)后(右圖)固體表面對比

從圖4中可以看出，蒸發結晶后的固體顆粒粒度明顯增大，且表面不規則性增大。蒸發后的產物顆粒粒徑在第三效后明顯增大，當密度為1150mg/m3時，顆粒的平均粒徑約在22μm，當密度達到1370mg/m3時，顆粒的平均粒徑約在31μm，為后續固液分離、脫除鹽離子提供了條件。

3 各技術路線對比分析

三個技術路線由于采用的技術不同，所以在工藝系統設計、參數選取、設備運行狀況、處理成本等方面各有不同，也各有優點和不足。

3.1 綜合處理成本對比分析

噸水綜合處理成本是體現經濟性的主要指標，也是選擇技術路線的重要依據之一。主要包括直接運行成本、固定資產折舊、檢修維護費、人工費四大部分。對于脫硫廢水零排放處理工程，直接運行成本主要包括設備運行電耗、熱耗(煙氣和蒸汽消耗)和加入的藥劑成本。經過統計測算，在A廠的工程應用中，噸水綜合處理成本達81元/t；B廠工程噸水綜合處理成本67元/t；C廠工程噸水綜合處理成本45元/t。

3.2 運行優缺點對比分析

技術路線1在A廠投運已3a，運行基本平穩，回收水質好，結晶鹽為高純度的NaCl，可作為工業鹽出售，尾水固化段采用機械蒸汽再壓縮(MVR)設備效率高。但是，系統流程長，轉動設備多，占地面積大(1400m2)，預處理加藥量大，污泥產生量大，運行費用較高。預處理和濃縮段主要通過膜元件來實現，膜元件對水質波動的適應性較差，預處理管式膜污堵頻率較高。

技術路線2的優點是系統流程少，占地面積小(360m2)，無需加藥預處理；濃縮段采用的是低溫煙氣，不影響鍋爐效率，但為保持合理設備電耗水平，煙氣溫度一般要求100℃以上；濃縮倍率高；尾水固化段將脫硫廢水中離子帶入粉煤灰，無固體廢物產生。缺點是濃縮塔及干燥塔可能出現腐蝕結垢問題，需要采取防范措施[13]；該技術路線濃縮熱源來自低溫煙氣，對于小容量機組受負荷影響較大。

技術路線3的優點是無需加藥預處理；濃縮段的設計巧妙運用了熱力學原理，負壓工況下使用的低溫煙氣溫度可低至85℃，既顯著降低了運行成本投入、綜合利用了低溫煙氣，又可降低脫硫裝置入口煙溫約4～5℃，減少脫硫塔內水分蒸發量，進而降低排出煙氣的帶水量。缺點是濃縮倍率比技術路線2略低，更適用于脫硫廢水產生量較小的機組；占地面積較大(714m2)。

技術路線2和3中的高溫旁路蒸發干燥技術由于使用了高溫工質，經核算，對鍋爐效率的影響情況是：技術路線2高溫熱風旁路干燥技術在B廠示范應用中，1t/h的濃縮漿液，干燥固化需要9000Nm3/h的熱二次風，占鍋爐總熱二次風比例0.4%，影響鍋爐效率下降約0.02%，折算鍋爐煤耗增加0.07g/(kW·h)。技術路線3高溫煙氣旁路干燥技術在C廠示范應用中，1.5t/h的濃縮漿液，干燥固化需要19000Nm3/h的高溫煙氣，影響鍋爐效率下降約0.025%，折算鍋爐煤耗增加0.14g/(kW·h)。所以，總體看，高溫旁路蒸發干燥技術對鍋爐效率影響很小。

三條技術路線優缺點對比見表1。

表1 三條技術路線優缺點對比

4 脫硫廢水零排放治理工程技術路線選擇

結合上述技術路線和工程應用分析，燃煤電廠脫硫廢水零排放治理工程技術路線的選擇可以從投資及運行成本、工藝復雜程度、運行穩定性、外部條件要求、處理效果等方面綜合考慮，結合脫硫廢水水質、空間大小等現狀，分單元選擇成熟可靠、投資運行成本低、運行穩定性高、管理維護簡單的技術，并考慮三個單元的技術銜接。

4.1 預處理單元的技術選擇

預處理單元的設置應與后續濃縮減量工藝相銜接。當采用熱法工藝濃縮減量時，可根據其具體工藝要求確定是否設置預處理系統。當采用膜法濃縮減量工藝時，應設置預處理軟化單元。預處理技術的選擇宜根據進水水質水量情況和后續濃縮減量或蒸發固化工藝的要求進行確定。比較常用的有高效絮凝、化學加藥軟化、納濾軟化等技術[14，15]。

4.2 濃縮減量單元的技術選擇

濃縮減量單元的設置應與后續尾水蒸發固化工藝相銜接。采用煙道噴霧蒸發固化的技術路線，為防止噴入過量廢水對煙道煙氣參數、后續煙氣系統設施、運行效率產生不良影響，當300MW級、600MW級、1000MW級單臺機組脫硫廢水量分別大于3t/h、6t/h、8t/h時，應設置廢水濃縮減量單元。當采用蒸發結晶制鹽的固化技術路線時，為降低蒸發結晶器處理水量，減少投資和運行費用，也宜先對廢水濃縮減量。

相比市政污水處理廠、其它工廠污水處理廠等，燃煤電廠具備余熱利用的先天優勢條件，因此，濃縮減量單元宜優先選擇熱法工藝[16，17]。熱源可來自于蒸汽或低溫煙氣。當脫硫塔前煙氣溫度高于105℃時，可考慮選擇取用脫硫塔前煙氣作為直接熱源的旁路煙道蒸發塔工藝(如技術路線2的濃縮減量技術)對脫硫廢水進行濃縮減量。當脫硫塔前煙氣溫度低于105℃高于85℃時，可考慮選擇取用脫硫塔前煙氣作為換熱熱源的低溫多效閃蒸自結晶技術(如技術路線3的濃縮減量技術)。

當脫硫廢水含鹽量較低，尤其是硬度較低且水量較大時，采用熱法濃縮方式消耗的煙氣量比較大，從技術經濟性、運行穩定性和減少對發電系統影響的角度考慮，采用膜法濃縮工藝比較具有優勢，可采用膜法濃縮減量技術[18](如技術路線1的濃縮減量技術)。

4.3 尾水固化單元的技術選擇

考慮到燃煤電廠的熱力條件，在評估對粉煤灰中氯離子含量增加程度和綜合利用的影響后[19，20]，宜優先選擇高溫熱風或熱煙氣旁路蒸發技術。熱風取自空預器出口，采用惰性載體流化干燥床設備；熱煙氣取自空預器入口，采用噴霧干燥塔設備。考慮到設備運行安全穩定性，一般單臺流化床處理能力為1t/h，噴霧干燥塔處理能力為3t/h。同時，應盡量減少對鍋爐效率的影響。高溫旁路煙道出口煙氣溫度應高于酸露點10℃以上[21，22]。對于廢水量小的小容量機組，為降低投資成本，可采用直接煙道蒸發技術，一般在機組負荷大于75%的條件下，每100MW發電容量對應煙道可蒸發廢水量約為1t/h。而選用蒸發結晶制鹽的技術，應提前確認結晶鹽消納渠道穩定可靠且合規合法，并綜合研究結晶鹽品質要求、投資和運行成本等因素來選擇是否進行分鹽。

5 結 論

經過對已具有工程應用的三條典型脫硫廢水零排放治理技術路線的研究分析，可以得出以下結論：

1)燃煤電廠脫硫廢水零排放治理可以分為預處理、濃縮減量和尾水固化三個工藝單元。三個單元在不同技術路線中可以根據水質條件、系統功能等進行適當選擇組合應用。

2)三條典型技術路線均在實踐中得到良好應用，各自具有優點和缺點。

3)技術選擇應本著運行穩定可靠、低成本、管理維護簡單的原則，并應結合外部條件，每個工藝單元應能夠良好銜接。

4)燃煤電廠具有的熱力條件為使用熱法技術路線提供了基礎，一般情況下，熱法技術路線處理成本低于膜法技術路線成本。

隨著今后膜元件國產化率的提高和性能的改善，預計膜法技術路線成本將進一步下降。