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(fā)電是我國電力工業(yè)的基礎，燃煤發(fā)電裝機占電力總裝機規(guī)模的65%。中國電力企業(yè)聯(lián)合會2017年電力統(tǒng)計基本數據一覽表公示，截至2017年底，我國的總發(fā)電量已經達到64171億kW·h，其中燃煤電廠的發(fā)電量為41498億kW·h。燃煤發(fā)電過程產生的煙氣會對大氣環(huán)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(tǒng)。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(fā)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(xù)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(fā)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(tǒng)脫硫廢水排放標準對重金屬的排放濃度作了規(guī)定，同時規(guī)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(huán)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(huán)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(fā)干燥或蒸發(fā)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(fā)和蒸發(fā)結晶兩條技術路線。

1.1 煙道蒸發(fā)技術

煙道蒸發(fā)技術通過將脫硫廢水噴入煙道內，霧化后經煙氣加熱蒸發(fā)。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(fā)技術又分為主煙道蒸發(fā)處理技術和旁路煙道蒸發(fā)處理技術。

（1）主煙道蒸發(fā)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(fā)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(fā)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(huán)系統(tǒng)循環(huán)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(fā)工藝流程

（2）旁路煙道蒸發(fā)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(fā)，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(fā)技術已發(fā)展為煙道蒸發(fā)零排放路徑的代表性技術。

圖2 旁路煙道蒸發(fā)工藝流程

煙道蒸發(fā)產生的固態(tài)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(fā)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(fā)過程的模型模擬，包括蒸發(fā)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(fā)結晶技術

蒸發(fā)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(fā)，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(fā)結晶技術的路線為預處理—濃縮減量—蒸發(fā)結晶。預處理方式一般為三聯(lián)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(fā)（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(tǒng)的回收率，使得進入結晶工藝段的廢水減少。蒸發(fā)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(fā)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(yōu)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(fā)工藝與蒸發(fā)結晶工藝的對比，如表2所示。

表2 煙道蒸發(fā)工藝與蒸發(fā)結晶工藝的對比

目前，也有研究將煙道蒸發(fā)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(fā)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(fā)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(fā)結晶設備投資高、運行能耗高，且蒸發(fā)結晶產生的混鹽分離和處置費用高。后續(xù)分鹽后產出的工業(yè)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(fā)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(fā)結晶和煙道蒸發(fā)存在的問題，促使未來火電研發(fā)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(xù)投入運行。這5個電廠均采用預處理軟化后接蒸發(fā)濃縮和強制循環(huán)結晶工藝，其中零排放處理系統(tǒng)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(wěn)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(tǒng)工藝流程

2.2 廣東河源電廠

河源電廠［15-19]發(fā)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(tǒng)投資9750萬元。經處理后，實現廢水零排放，蒸發(fā)結晶系統(tǒng)產生的鹽達到二級工業(yè)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(fā)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(tǒng)投資6000萬元。經處理后，實現廢水零排放，蒸發(fā)結晶系統(tǒng)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(tǒng)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(fā)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(tǒng)投資8500萬元。經處理后，實現廢水零排放，蒸發(fā)結晶系統(tǒng)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(tǒng)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(tǒng)工藝流程

2.5 國電漢川電廠

國電漢川電廠［19，24]發(fā)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(fā)結晶系統(tǒng)產生的鹽達到二級工業(yè)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(yè)電廠

萬方鋁業(yè)電廠［10，19]發(fā)電機組容量為 2×350 MW，脫硫廢水水量為6～10 m3／h，系統(tǒng)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(yè)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(tǒng)工藝流程

表8 萬方鋁業(yè)電廠脫硫廢水污物質量濃度

圖8 萬方鋁業(yè)電廠脫硫廢水處理系統(tǒng)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(fā)結晶或煙道蒸發(fā)工藝脫除鹽分，回用水分。目前，蒸發(fā)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(tǒng)投資和運行成本均較高。相比之下，煙道蒸發(fā)技術運行成本低于蒸發(fā)結晶技術，系統(tǒng)占地較少，節(jié)約前期投資成本。因此，若要產生更大的環(huán)境效益，還需加強煙道蒸發(fā)技術的研發(fā)。

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(huán)發(fā) ［2015]164號文 《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)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(huán)境效益。

（2）目前處理技術以蒸發(fā)結晶和煙道蒸發(fā)技術為主。蒸發(fā)結晶技術成熟且穩(wěn)定，但基建投資及運維成本較高，產品鹽品質低；煙道蒸發(fā)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(jié)約能源等優(yōu)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(fā)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。