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燃煤电厂脱硫废水零排放技术概述
作者：贾旭 吴文景 张晓辉 袁建丽 来源：《智富时代》2018年第11期
【摘 要】燃煤电厂脱硫废水水质特性十分复杂，随着燃煤机组排放环保标准的不断提升，脱硫废水零排放将是继烟气超低排放后下一个火电环保产业发展方向。本文分预处理、浓缩减量、尾水固化三个环节介绍了燃煤电厂脱硫废水零排放处理技术工艺，指出了工艺路线设计及技术选择的关键点，并对脱硫废水零排放技术工艺发展方向进行展望。 【关键词】脱硫废水；废水零排放；技术应用 一、引言
燃煤电厂废水具有悬浮物含量高、组分复杂、重金属含量高等特点。据统计[1]，仅2016年全国火电行业废水排放量就高达3亿吨。如此巨量的废水排放，不仅给生态环境和人体健康带来危害，也造成了水资源的浪费。
2015年4月，国务院发布《水污染防治行动计划》，将我国水污染治理尤其是工业废水的治理工作提升到国家战略层面。2017年1月，环保部发布《火电厂污染防治技术政策》，要求火电厂水污染防治应遵循分类处理、一水多用的原则，鼓励火电厂实现废水的循环使用不外排[2]。继燃煤电厂烟气超低排放后，废水零排放已成为下一个火电环保产业发展方向。 二、燃煤电厂脱硫废水的特点
在燃煤电厂产生的废水中，脱硫废水的水量相对很大，且通常具有悬浮物含量高、水量和水质波动大、含盐量高、呈弱酸性、腐蚀性强等特点[3]，其中悬浮固体（SS）通常超过10000mg/L，总溶解性固体（TDS）可达20000mg/L以上，溶质中Ca2+、Mg2+、SO42-、Cl-等主，单一离子浓度范围可达1000～15000mg/L，上述特点决定了脱硫废水处理工艺的复杂性。
三、脱硫废水零排放技术
燃煤电厂废水零排放处理的目标是不向厂外排放废水和固体废弃物（成分以结晶无机盐为主）。废水零排放工艺一般可按照介质流向分为预处理单元、浓缩减量单元和尾水固化单元。 1.预处理单元
预处理单元的作用是对废水进行简单的初步处理，使废水水质满足后续处理对水质的要求。常见的预处理方法为化学沉淀法和是电絮凝法。
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化学沉淀法主要包括加药中和、混凝沉淀、澄清过滤等工序。根据加药步骤中所加药品的类型，预处理技术又可分为不软化、半软化和全软化三种。常用的软化方式包括石灰-碳酸钠、石灰-硫酸钠-碳酸钠、氢氧化钠-碳酸钠、石灰-硫酸钠（部分软化）等方式。为了提高过滤效率、减少占地面积，在过滤步骤中出现了新型紧凑式过滤装置，其中以管式微滤方法最具代表性。
电絮凝是一种运用电解和电混凝原理去除废水中有毒有害物质的方法。相比化学沉淀法，电絮凝方法综合了电解和絮凝沉淀的优点，能以较小的加药量、较低的耗电量以及较小的占地面积显著降低废水的总固态悬浮物（TSS）、化学需氧量（COD）和总氮水平，可去除水中75%～99%的总有机成分（TOC）。
除化学沉淀和电絮凝外，有研究者[4]提出铁氧微晶体方法用以去除废水中的重金属组分和部分有机物。该方法利用单质铁的还原性，将高价态的污染物还原转化去除，并利用生成的铁氧化物，吸附、包裹和夹带作用去除水中的各种重金属，并进行晶格固化稳定。该技术对废水中重金属、砷、硒等具有显著的去除效果，出水浓度远低于国家排放标准。该技术可在现有三联箱系统基础上加以改造，投资成本略低于三联箱系统。 2.浓缩减量单元
浓缩减量单元的作用是将废水进行高倍率浓缩，为末端处理单元提供浓缩液，同时产出大量相对洁净的出水。
浓缩减量方法可根据废水含盐量大致分为热法（适用废水含盐量为15%～20%）和膜法（适用废水含盐量为5%～8%），也有案例采用抑尘、拌干灰等消耗性减量方法。热法包括多效蒸发（Multiple-effect desalination，MED）、机械式蒸汽再压缩（Mechanical vapor
recompression，MVR）、蒸汽热力压缩器（Thermal vapor compressor，TVC）等，主要原理为通过热量交换实现水的气液相间转化。膜法可分为超滤、纳滤、反渗透、正渗透、振动膜等，主要原理为利用膜材料的选择透过性。有分盐需求时，通常选择“纳滤分盐”实现一价盐和二价盐的分离。由于膜材料的多样性，膜法浓缩工艺又存在电渗析-反渗透、多级反渗透、反渗透-正渗透等多种组合。 3.尾水固化单元
尾水固化单元的作用是对废水浓缩液进行最终处理，将其中的污染物形成固态污泥，并回收少量清洁水。尾水固化方法可分为蒸发结晶法和烟气干燥法。
蒸发结晶法技术成熟，可实现废水中无机盐的资源化利用，通常将蒸发固化和浓缩减量单元合为一个整体布置在处理系统中，常见技术有MED、MVR、TVC等，原理同浓缩减量单元。
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烟气干燥法利用烟气余热加热浓缩液，浓缩液中的水分被蒸发，随烟气排向大气，含盐杂质进入除尘器等电厂已有烟气处理装置处理。根据所用烟气来源，烟气干燥法可进一步分为高温段烟气干燥（利用主烟道或旁路烟道）和低温段烟气干燥（利用低负荷下烟气或低低温烟气等）。烟气蒸发方法有如下特点：一是不会产生需要处置的工业杂盐；二是能够变工况或间断运行，适合参与深度调峰的机组；三是与脱硫系统共用一个DCS系统；四是投资运行成本低，投资成本100～200万元/m3烟气，运行成本通常高于10～20元/m3烟气，系统设备少、占地面积小、建设工期短、运行维护较方便。 四、脱硫废水零排放工艺路线设计与技术选择
在进行脱硫废水零排放工艺路线设计及技术选择时，通常需要注意以下关键点： （1）处理工艺应满足基本要求。应保证在不外排的前提下，使处理后的出水指标满足回用水要求；要能应对废水水量及水质变化的波动特征；
（2）优先选用烟道蒸发方案。受限于当前的技术发展水平，分盐工艺的投资和运行成本普遍较高，而我国对灰渣综合利用制约较少，尤其在西北及北方地区。当前，应慎重考虑分盐方案；
（3）根据电厂所在地区选择合适的处理工艺。在经济发达地区，通常选择技术成熟、处理效果较好的热法浓缩；在欠发达地区，推荐选用烟气干燥法；北方地区废水硬度偏高，对软化要求较高，北方缺水少雨，应尽量加以回用；南方地区水质硬度较低，可采用成本较低的软化方案；沿海地区可利用已有海水淡化系统进行深度处理，水质达标后可就近排入大海。 五、结语
脱硫废水的水质特性复杂，为实现脱硫废水零排放，需要综合运用多种技术工艺，通过多个环节逐步去除污染物、提取洁净水。当前，国内诸多电厂已开展脱硫废水零排放技术工艺示范应用，但各类处理技术工艺在去除效果及能耗方面仍存在欠缺。随着新型药剂、膜材料、工艺路线以及一体化标准化设备的研发，将逐渐形成具备示范推广条件的脱硫废水零排放技术及工艺路线。 【参考文献】
[1]潘荔.火电行业节水现状、政策标准及潜力分析[R].北京：中国电力企业联合会，2017. [2]中华人民共和国环境保护部.火电厂污染防治技术政策[EB/OL]， 2017-01-10. [3]胡石，丁绍峰，樊兆世.燃煤电厂脱硫废水零排放工艺研究[J].洁净煤技术， 2015（2）：129-133.