燃煤電廠脫硫廢水零排放處理技術(shù)與應(yīng)用

馮紅利，趙夢(mèng)月，丁舒喆

（北京安國(guó)水道自控工程技術(shù)有限公司，北京 100101）

燃煤發(fā)電是我國(guó)電力工業(yè)的基礎(chǔ)，燃煤發(fā)電裝機(jī)占電力總裝機(jī)規(guī)模的65%。中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)2017年電力統(tǒng)計(jì)基本數(shù)據(jù)一覽表公示，截至2017年底，我國(guó)的總發(fā)電量已經(jīng)達(dá)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(guò)程產(chǎn)生的煙氣會(huì)對(duì)大氣環(huán)境造成污染。為解決煙氣中的二氧化硫污染問(wèn)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(shù)（簡(jiǎn)稱濕法FGD技術(shù)）由于其脫硫效率高，為國(guó)內(nèi)外燃煤電廠廣泛采用。此工藝運(yùn)行過(guò)程中會(huì)產(chǎn)生水質(zhì)較差、污染物種類多的高鹽廢水，同時(shí)包含重金屬、懸浮物等雜質(zhì)［1]，需要單獨(dú)處理后排放。由于脫硫廢水水量小，20世紀(jì)70年代，國(guó)外學(xué)者提出可行的 “零排放”的思路（zero liquid discharge，簡(jiǎn)稱ZLD），提出燃煤電廠可采用煙道蒸發(fā)等方法實(shí)現(xiàn)不向外排放任何廢水。排出的廢水經(jīng)過(guò)處理后可重復(fù)使用，鹽類等其他物質(zhì)經(jīng)濃縮結(jié)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(xué)反應(yīng)，因此脫硫廢水中的污染物主要來(lái)自煤、油等燃料的燃燒產(chǎn)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(shù)

脫硫廢水的水質(zhì)特點(diǎn)如下：pH較低，呈酸性，腐蝕性強(qiáng)；含有較高濃度的懸浮物質(zhì)［3]；硬度高，易結(jié)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(dǎo)則》中脫硫廢水水質(zhì)指標(biāo)

傳統(tǒng)脫硫廢水排放標(biāo)準(zhǔn)對(duì)重金屬的排放濃度作了規(guī)定，同時(shí)規(guī)定了全廠排放口懸浮物、化學(xué)需氧量、硫化物、氟化物等主要污染物的排放限值。近年來(lái)，針對(duì)脫硫廢水的零排放問(wèn)題，環(huán)保部在2017年頒布的 《火電廠污染防治技術(shù)政策》和 《火電廠污染防治可行技術(shù)指南》（HJ 2301—2017）中指出，火電廠水污染防治應(yīng)遵循分類處理、一水多用的原則，鼓勵(lì)火電廠實(shí)現(xiàn)廢水的循環(huán)使用不外排，宜經(jīng)石灰處理、絮凝、澄清、中和等工藝處理后回用，并鼓勵(lì)采用煙氣余熱蒸發(fā)干燥或蒸發(fā)結(jié)晶等處理工藝，實(shí)現(xiàn)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(jié)晶兩條技術(shù)路線。

1.1 煙道蒸發(fā)技術(shù)

煙道蒸發(fā)技術(shù)通過(guò)將脫硫廢水噴入煙道內(nèi)，霧化后經(jīng)煙氣加熱蒸發(fā)。污染物（包括結(jié)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(shí)現(xiàn)對(duì)污染物的去除。煙道蒸發(fā)技術(shù)又分為主煙道蒸發(fā)處理技術(shù)和旁路煙道蒸發(fā)處理技術(shù)。

（1）主煙道蒸發(fā)工藝流程如圖1所示，廢水經(jīng)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(jié)晶后隨煙氣中的灰一起進(jìn)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(jìn)入脫硫吸收塔，在噴淋水的冷卻作用下，水蒸氣凝結(jié)進(jìn)入脫硫塔的漿液循環(huán)系統(tǒng)循環(huán)利用，從而實(shí)現(xiàn)脫硫廢水的“零排放”處理。該技術(shù)的特點(diǎn)在于投資費(fèi)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(fēng)險(xiǎn)。

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(jīng)過(guò)霧化噴射裝置（一般采用旋轉(zhuǎn)霧化噴嘴）霧化后，利用鍋爐熱煙氣（鍋爐脫硝后進(jìn)空氣預(yù)熱器前的熱煙氣）作為熱源，在噴霧干燥塔或旁路煙道內(nèi)將廢水蒸發(fā)，水分以蒸汽形式進(jìn)入煙氣，鹽分結(jié)晶形成小顆粒進(jìn)入空氣預(yù)熱器后段隨煙氣被除塵器去除。該技術(shù)的特點(diǎn)為：無(wú)煙道腐蝕與積灰風(fēng)險(xiǎn)；旋轉(zhuǎn)霧化噴嘴適應(yīng)性強(qiáng)；投資費(fèi)用較高；影響鍋爐熱效率。旁路煙道蒸發(fā)技術(shù)已發(fā)展為煙道蒸發(fā)零排放路徑的代表性技術(shù)。

圖2 旁路煙道蒸發(fā)工藝流程

煙道蒸發(fā)產(chǎn)生的固態(tài)污染物通過(guò)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(chǎn)水泥熟料的原料，制造燒結(jié)磚、空心砌磚，鋪筑道路等［5]。目前煙道蒸發(fā)技術(shù)在國(guó)內(nèi)電廠工程應(yīng)用較少，相關(guān)研究人員的研究?jī)?nèi)容主要集中在蒸發(fā)過(guò)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(guān)系［6-8]。

1.2 蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)

蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)一般通過(guò)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(fù)利用，污染物最終以晶體形式析出，從而實(shí)現(xiàn)脫硫廢水的零排放［9]，結(jié)晶鹽干燥后裝袋外運(yùn)，進(jìn)行綜合利用或處置，避免產(chǎn)生二次污染。蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)的路線為預(yù)處理—濃縮減量—蒸發(fā)結(jié)晶。預(yù)處理方式一般為三聯(lián)箱預(yù)處理、化學(xué)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(shù)和膜法減量技術(shù)。熱法減量技術(shù)包括低溫多效蒸發(fā)（low temperature-multiple effect distillation， LT-MED）、機(jī)械蒸汽壓縮（mechanical vapor compression，MVC）、機(jī)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(shù)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(shù)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(jìn)入結(jié)晶工藝段的廢水減少。蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)與熱法減量技術(shù)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(diǎn)在于降低腐蝕和提高結(jié)晶鹽純度等。

蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)各工藝段處理方式多種多樣，可根據(jù)實(shí)際廢水水質(zhì)，并結(jié)合出水及結(jié)晶鹽的要求靈活確定合理的技術(shù)方案。目前，此項(xiàng)技術(shù)已被廣泛應(yīng)用到我國(guó)電廠脫硫廢水的實(shí)際處理中。但其各工藝段均存在優(yōu)化難題，預(yù)處理階段藥劑量消耗大，運(yùn)行成本高；濃縮減量階段工藝復(fù)雜，濃縮極限低；結(jié)晶階段處理濃鹽水量大，投資與能耗高，最終產(chǎn)生結(jié)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(shù)總結(jié)

以某水量為10 t／h、60萬(wàn)kW機(jī)組的項(xiàng)目為例，采用煙道蒸發(fā)工藝與蒸發(fā)結(jié)晶工藝的對(duì)比，如表2所示。

表2 煙道蒸發(fā)工藝與蒸發(fā)結(jié)晶工藝的對(duì)比

目前，也有研究將煙道蒸發(fā)技術(shù)、膜技術(shù)、MVR技術(shù)等組合，實(shí)現(xiàn)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(jié)合的處理方案，但此工藝尚處中試階段，缺少工程化數(shù)據(jù)支撐，汲取液內(nèi)濃差極化、正滲透膜截留率低等問(wèn)題也亟待改進(jìn)。張凈瑞等［10]針對(duì)河南焦作某電廠2×350 MW機(jī)組脫硫廢水項(xiàng)目，提出了高效多維極相電絮凝反應(yīng)器耦合雙堿法脫硫廢水預(yù)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(shù)不僅投資與運(yùn)營(yíng)成本低，而且可減少脫硫工藝用水，具有廣泛的推廣應(yīng)用價(jià)值。

這兩種現(xiàn)行主流的零排放工藝還存在以下問(wèn)題：

（1）預(yù)處理軟化藥劑費(fèi)用高，預(yù)處理設(shè)備產(chǎn)泥量大；

（2）蒸發(fā)結(jié)晶設(shè)備投資高、運(yùn)行能耗高，且蒸發(fā)結(jié)晶產(chǎn)生的混鹽分離和處置費(fèi)用高。后續(xù)分鹽后產(chǎn)出的工業(yè)氯化鈉、硫酸鈉等市場(chǎng)價(jià)值低，難以回收成本，同時(shí)需要考慮外委處置［11]；

（3）煙道蒸發(fā)技術(shù)應(yīng)用較少，廢水對(duì)噴頭的堵塞和影響狀況，以及霧滴對(duì)煙道的腐蝕需要進(jìn)一步檢驗(yàn)。實(shí)際運(yùn)行中，煙氣濕度增加可能致使除塵器積泥，煙氣排放溫度過(guò)低［12]。

針對(duì)蒸發(fā)結(jié)晶和煙道蒸發(fā)存在的問(wèn)題，促使未來(lái)火電研發(fā)機(jī)構(gòu)加強(qiáng)對(duì)利用電廠尾部煙氣余熱的脫硫廢水固化技術(shù)的研究。

2 國(guó)內(nèi)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(gè)燃煤電廠設(shè)計(jì)的脫硫廢水零排放處理設(shè)施，于2007年陸續(xù)投入運(yùn)行。這5個(gè)電廠均采用預(yù)處理軟化后接蒸發(fā)濃縮和強(qiáng)制循環(huán)結(jié)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(yùn)行良好。其水質(zhì)見表3，工藝流程見圖3。

表3 意大利ENEL電廠脫硫廢水水質(zhì)

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(jī)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(yùn)，系統(tǒng)投資9750萬(wàn)元。經(jīng)處理后，實(shí)現(xiàn)廢水零排放，蒸發(fā)結(jié)晶系統(tǒng)產(chǎn)生的鹽達(dá)到二級(jí)工業(yè)鹽標(biāo)準(zhǔn)。直接運(yùn)行成本（電費(fèi)、藥劑費(fèi)及蒸汽費(fèi)）為201.9 元／m3， 占地面積約為 3000 m2［20]。 河源電廠脫硫廢水水質(zhì)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(jī)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(yùn)，系統(tǒng)投資6000萬(wàn)元。經(jīng)處理后，實(shí)現(xiàn)廢水零排放，蒸發(fā)結(jié)晶系統(tǒng)產(chǎn)生的鹽為混鹽。直接運(yùn)行成本（電費(fèi)、藥劑費(fèi)及蒸汽費(fèi)）為22元／m3。三水恒益電廠脫硫廢水水質(zhì)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(zhì)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(zhì)量濃度

2.4 華能長(zhǎng)興電廠

華能長(zhǎng)興電廠［19，22，23]發(fā)電機(jī)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(yùn)，系統(tǒng)投資8500萬(wàn)元。經(jīng)處理后，實(shí)現(xiàn)廢水零排放，蒸發(fā)結(jié)晶系統(tǒng)產(chǎn)生的鹽為混鹽。直接運(yùn)行成本（電費(fèi)、藥劑費(fèi)及蒸汽費(fèi)）為46.1元／m3， 占地面積約為1000 m2［20]。 華能長(zhǎng)興電廠脫硫廢水水質(zhì)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(zhǎng)興電廠脫硫廢水污染物質(zhì)量濃度

圖6 華能長(zhǎng)興電廠脫硫廢水處理系統(tǒng)工藝流程

2.5 國(guó)電漢川電廠

國(guó)電漢川電廠［19，24]發(fā)電機(jī)組容量為：一、二期工程4×330 MW，三期工程建設(shè)2×1000 MW，脫硫廢水水量為36 m3／h。經(jīng)處理后，實(shí)現(xiàn)廢水零排放，蒸發(fā)結(jié)晶系統(tǒng)產(chǎn)生的鹽達(dá)到二級(jí)工業(yè)鹽標(biāo)準(zhǔn)。直接運(yùn)行成本（電費(fèi)、藥劑費(fèi)及蒸汽費(fèi)）為30.28元／m3。國(guó)電漢川電廠脫硫廢水水質(zhì)見表7，廢水處理工藝流程見圖7。

2.6 萬(wàn)方鋁業(yè)電廠

萬(wàn)方鋁業(yè)電廠［10，19]發(fā)電機(jī)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(wàn)元。直接運(yùn)行成本（電費(fèi)、藥劑費(fèi)及蒸汽費(fèi)）為 15.8 元／m3， 占地面積約為 318 m2［20]。 萬(wàn)方鋁業(yè)電廠脫硫廢水水質(zhì)見表8，廢水處理工藝流程見圖8。

表7 國(guó)電漢川電廠脫硫廢水污染物質(zhì)量濃度

圖7 國(guó)電漢川電廠脫硫廢水處理系統(tǒng)工藝流程

表8 萬(wàn)方鋁業(yè)電廠脫硫廢水污物質(zhì)量濃度

圖8 萬(wàn)方鋁業(yè)電廠脫硫廢水處理系統(tǒng)工藝流程

3 國(guó)內(nèi)外電廠脫硫廢水工程技術(shù)經(jīng)濟(jì)對(duì)比

國(guó)內(nèi)外電廠脫硫廢水工程對(duì)比分析見表9。

從表9可以看出，不同電廠需根據(jù)實(shí)際情況確定預(yù)處理工藝，最終需通過(guò)蒸發(fā)結(jié)晶或煙道蒸發(fā)工藝脫除鹽分，回用水分。目前，蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)相對(duì)成熟，應(yīng)用較多，但最終大多產(chǎn)生混鹽，仍需進(jìn)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(yùn)行成本均較高。相比之下，煙道蒸發(fā)技術(shù)運(yùn)行成本低于蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)，系統(tǒng)占地較少，節(jié)約前期投資成本。因此，若要產(chǎn)生更大的環(huán)境效益，還需加強(qiáng)煙道蒸發(fā)技術(shù)的研發(fā)。

表9 國(guó)內(nèi)外電廠脫硫廢水工程對(duì)比分析

4 結(jié)論及展望

（1）在 “超低排放” 標(biāo)準(zhǔn)（環(huán)發(fā) ［2015]164號(hào)文 《全面實(shí)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(lái)越多的電廠開始考慮對(duì)脫硫廢水進(jìn)行深度處理和回用，實(shí)現(xiàn)零排放。電廠脫硫廢水實(shí)現(xiàn)零排放技術(shù)可行性已無(wú)疑問(wèn)，且具有巨大的經(jīng)濟(jì)效益、社會(huì)效益以及環(huán)境效益。

（2）目前處理技術(shù)以蒸發(fā)結(jié)晶和煙道蒸發(fā)技術(shù)為主。蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)成熟且穩(wěn)定，但基建投資及運(yùn)維成本較高，產(chǎn)品鹽品質(zhì)低；煙道蒸發(fā)技術(shù)尚在推廣階段，具有基建投資及運(yùn)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(diǎn)，有電廠已實(shí)現(xiàn)工程化應(yīng)用，具有較高推廣價(jià)值。

（3）廢水零排放技術(shù)路線仍需結(jié)合電廠的生產(chǎn)特點(diǎn)來(lái)選擇。由于電廠廢水水質(zhì)普遍較差，對(duì)電廠煙氣余熱的利用是未來(lái)廢水處理技術(shù)的發(fā)展趨勢(shì)，尤其在低溫余熱利用方面將成為下一階段的研究熱點(diǎn)。研究目標(biāo)是實(shí)現(xiàn)技術(shù)國(guó)產(chǎn)化，設(shè)備國(guó)產(chǎn)化，與國(guó)際公司對(duì)比并學(xué)習(xí)，找到符合國(guó)內(nèi)電廠的廢水零排放技術(shù)路線。