燃煤电厂脱硫废水零排放技术探究

＊陆 军

（江苏科行环保股份有限公司 江苏 224600）

现阶段，在我国燃煤电厂运行期间，通常是应用湿法脱硫技术对污染现象进行有效控制，该项施工工艺的效果良好，可以避免脱硫系统受到严重腐蚀，在确保脱硫系统良好运行的基础上将废水彻底排放出来，促使其良好运行。基于燃煤电厂水系统的广泛应用，脱硫废水位于全场处理的最终阶段，包含的水量极小，不过水质波动程度极大，含盐量非常高，所以演变成了燃煤厂运行期间处理难度极高的一项废水。基于我国环境保护政策的日益完善，我国环境污染治理水平全面提升，实施燃煤电厂脱硫废水零排放是必然形式，是燃煤电厂废水系统未来的主要发展趋势。

1.排放脱硫废水的基本特征以及必然性

在我国新建的燃煤电厂中，水资源论证和环境影响评价批复内一般都有具体的要求，电厂需要做到废水集中处理，处理以后的废水回收利用，严格依照废水零排放要求展开设计，禁止在厂区内设置废水排放口。针对于我国环保新政策，为了和燃煤电厂环评要求相符合，就要求电厂加强深度节水以及废水零排放技术的落实程度，电厂除脱硫废水外的其他废水经过处理以后可以达到一水多用和梯级利用的目的，集中处理以后进入脱硫系统回用，不过高盐和高腐蚀以及高结垢的脱硫废水无法有效回收利用。基于此，形成的脱硫废水属于全厂废水零排放的关键所在。其中，排放脱硫废水的基本特征如下所示。

(1)基本特征

当前，加大对燃煤电厂废水零排放力度有着极高的作用，产生的生态和社会价值都是非常高的。对于零排放来讲，并不是说不将水排放出去，而是采取合理方式处理难以降解的有害物质，减少水体污染物，防止污水水体对自然水体产生不良污染，维护居民用户安全。我国相关区域存在着严峻的水源缺失现象，水资源利用率降低，排污费用以及污水整体数量随之增加，而电厂实施脱硫废水零排放作业有利于加快燃煤电厂零污染进程。在燃煤电厂内，一般是采取石灰石石膏湿法，排放废水的成分与脱硫塔内部浓度以及石灰石质量等多方面有着密切的联系性，当脱硫装置处于运行期间，应严格控制脱硫系统中各个环节浓度标准，和标准要求相一致以后才可以达到零排放废水的目的。

(2)必然性

在早期阶段中，我国对于燃煤电厂脱硫废水处理的限制非常少，采取的传统处理工艺较为单一，主要包含了煤场喷洒、灰场喷洒以及水力冲灰等。煤场喷洒以及灰场喷洒是从确保安全和抑尘的目的入手，把脱硫废水喷洒到煤场以及灰场内，不过在具体应用阶段中还存在着废水用量特别小的现象。因为工艺没有对污染物本身进行任何的处理，在转移过程中直接污染了周围环境状况，水力冲灰是把脱硫废水混合到水力除灰系统内，可以同时对灰色起到良好的输送以及中和效果，不过该项工艺不可以用在气力清灰等类型的机组，对废水用量少之又少，难以消纳几十吨的新生废水，而且脱硫废水中氯离子本身含量特别高，严重腐蚀了相关的金属管道、设备。烟气和废水属于脱硫装置的一项基本对象，这主要是因为脱硫废水杂质形成因素包含了烟气，同时还涉及到了工业用水等多方面。通过相关分析来看，引起环境污染的具体原因为烟气现象，由于烟气内包含了非常多煤矿燃烧形成的有害化合物，这些化合物随着气化的气体渗透到了脱硫系统内，处于吸收剂内被有效吸收，随之排放。有关的有害物质被残留在了吸收剂中，吸收剂杂质表现为重金属和氟化物等对生态环境存在巨大危害的杂质，此种类型的杂质和普通类型的废物杂质处理不相同，必须派遣专业性机构单独处置。

(3)废水来源

烟气经过引风机引出电除尘设备以后逐渐进入脱硫系统内，借助增压风机、换热器以及吸收塔和除雾器等多项设备，洁净的烟气进入烟筒排入大气。从吸收塔内，伴随着吸收剂吸收二氧化硫过程的不断推进，吸收剂有效成分消耗以后形成亚酸钙，经强制氧化生成石膏，并且在吸收剂洗涤烟气的过程中，高温烟气会蒸发大量的工艺水，为了维持塔内的液位平衡，需要不断补充新的工艺水，一段时间后，工艺水中的氯离子就会富集在吸收塔浆液中，同时烟气内的氯化物随之溶解到吸收液内形成氯离子富集，氯离子浓度太高会降低石膏的品质。吸收塔内浆液浓度为30%的情况下，吸收剂基本反应完全，脱硫能力特别弱，吸收塔浆液内的氯离子浓度达到了最大允许浓度，在这一现状下，把吸收塔浆液抽出到石膏脱水车间，使用真空皮带脱水机脱水，在脱水阶段中形成的滤液为脱硫废水的基本来源。

2.燃煤电厂废水零排放技术的关键所在

传统脱硫废水达标排放通常是使用常规的化学沉淀技术，被称之为三联箱技术，化学沉淀工艺在脱硫废水内的大多数重金属以及悬浮杂质等多方面中都起到了极高的去除作用，可是因为本身对于工艺控制提出了严格的要求，电厂具体应用期间根本不符合精确的控制需求，导致有的指标根本不符合排放标准。所以，为了快速实现燃煤电厂废水零排放，就需要合理应用废水梯级。在这其中，废水梯级主要是从电厂内包含的不同水系统和水质等多方面入手，综合性判断以及分析，将全场用水当成一项标准，结合各项部门的排水特征有效调整，保持水量平衡程度，以水质和水量基本要求为主，防止补水量处于增加状态，将节水效果发挥到最大化。强化工艺控制力度，全面分析指标超标的具体因素，在优化和改善系统加药方式以及用量等。现阶段，燃煤电厂废水零排放核心技术涉及到了多方面。

其一，加强水务的监督管理力度，降低燃煤电厂发生跑冒滴漏等不良现象，定期检验用水系统的性能，减少燃煤发电厂各项机组设备的实际耗水量，以水梯级方式为主。

其二，提升循环水系统的浓缩倍率，减少循环水排污的实际耗水量。合理应用各项废水，从燃煤发电场内创建良好的废水处理设施，分流处理雨水以及污水情况，再次利用全厂废水，提升利用率，降低废水量的实际排放数目。

其三，做好末端废水的整改治理作业，因为大部分燃煤发电厂的末端水包含的盐类以及腐蚀性有机物是特别多的，所以，可以结合湿法脱硫形成的脱硫废水对结晶加以蒸发，减少污染现象的形成。

3.燃煤电厂脱硫废水零排放技术

(1)膜法过滤类型的工艺

在实施脱硫废水零排放期间，其对于水盐分离程度提出了极为严格的要求，要想和基本要求相一致，就需要应用多重反渗透过滤工艺技术，该项工艺的首要环节是预处理，预处理的实质性目的是将水内的微生物以及悬浮物彻底清除干净，确保经过处理以后的水质和基本的反渗透进水要求相符合。当采取预处理工艺期间，结合膜过滤以及沉淀工艺，借助反渗透系统的优势获取二段进水期间的浓水，添加相应比例的调节剂以及阻垢剂，防止产生结垢问题，从而直接影响到系统自身的稳定性。最后，当产品水流到回用池内的话，可以使用系统中剩余的浓水实施冲渣处理，从而做到脱硫废水零排放。

(2)预处理蒸发工艺

高盐废水处理低温多项蒸发结晶工艺组成结构包含了低温多效蒸发浓缩、预热以及蒸发结晶等多方面，从厂区生产系统内实施余热，采取蒸发处理的方式实施低温多效蒸发浓缩以后的高温废水，产生高盐废水，到加热器内实施预加热处理工作，和蒸汽实施换热作业以后逐渐进入蒸发器内加以浓缩，二次蒸汽进到压缩机系统内被全面的压缩，而蒸发器内的液料进到稠厚器中实施增稠，符合标准浓度以后，排设到离心机离心处进行分离。

第一，在实施脱硫水废水零排放处理工作期间，可以采取两极反应和沉淀的处理方式将石灰添加到废水内，软化水质，借助多效蒸发结晶有效蒸发脱硫废水内的盐和腐蚀物等，形成相关的固体结晶盐，以此确保废水内的盐含量被全面降低。

第二，当脱硫废水流经废水缓冲池以后，必须使水质处于良好的均衡状态，采取反应器对石灰乳以及絮凝剂进行适当添加，确保脱硫废水内包含的重金属物质被全部沉淀，形成的沉淀物基于絮凝剂和助凝剂的作用中产生巨大颗粒，直接处于沉淀池底部加以沉淀，清水流到二级反应器中，达到固液分离的目的。并且要想进一步提升后期深度处理的水平，必须适当的缩减清洗次数，直接处理出现结垢的物质。

第三，将软化剂添加到二次反应器中能够使水中钙处于良好的沉淀现象，沉淀以后产生的颗粒物基于血凝剂和助凝剂作用中成为大颗粒物，产生沉淀效果，清水进入二级澄清器内，提升废水处理效率。一般来讲，蒸发装置包含了多方面，分别是多效蒸发装置以及MVR蒸发装置，前者包含了附属单元和回收单元以及结晶单元等，清水进入热输入单元以后形成低压蒸汽，进入离心机内实施废水预处理，完成以后放置于冷凝水箱中。诸多颗粒盐结晶合理利用各项大颗的颗粒盐结晶，运输到旋流器中，将结晶盐体有效分离，采取螺旋输送机保持干燥性，成为结晶盐。在集中式处理结晶盐的基础上将其运输出去。后者则是应用高效能蒸气压缩机开展废水二次蒸汽操作，提升热能，保持蒸汽热循环应用，在不需要额外蒸汽的基础上便可以达到循环目的。该项方式产生的节能效果非常好，占地面积较小，与燃煤电厂脱硫废水零排放基本要求相一致。

(3)预处理膜浓缩蒸发工艺

在全面分析蒸发装置投资成本以及运营成本的基础上应用预处理膜浓缩蒸发工艺，缩减脱硫给水蒸发装置的实际处理规模，节省成本输出。该项工艺运行原理表现为以高压反渗透和正渗透多项渗透工艺为主，采取高压反渗透方式有效压缩脱硫废水，减少脱硫废水中的实际含盐数量，放置于蒸发装置内加以处理。DTRO则是浓缩预处理的脱硫废水，因为DTRO膜有着一定的耐高压性能，因此有利于有效浓缩脱硫废水内的实际含盐量。另外，正渗透方式结合高压渗透的汲取液把脱硫废水从低压侧挤入另外一侧中，和其他类型的溶质处于相互节流状态，采取合理工艺提取水分，从中获取纯净水，在循环利用的基础上降低排放量和污染现象的形成。

(4)预处理膜浓缩烟道蒸发工艺

直接烟道蒸发技术的系统操作流程表现为：实施脱硫废水作业、水箱、利用高压泵，使烟道蒸发。喷入烟道位置设置在低温省煤器除尘器之前的烟道内，结合实际情况来看，控制烟气温度降低5℃之内，对后期除尘和脱硫产生的影响特别小。锅炉烟气排烟温度的下降也应当控制于烟气酸露点子上。此种系统利用电厂外排烟气的余热热能，实现脱硫废水蒸发零排放的目标。预处理膜浓缩烟道蒸发工艺的运行原理是基于末端浓水使用烟道蒸发系统加以处理，将以往的多效蒸发系统加以代替，以此减少脱硫废水零排放系统运行以及投资成本输出。而浓水烟道蒸发系统则是应用雾化喷嘴对浓水加以雾化处理，将其喷洒到除尘器和空预器内，蒸干废水滴液，成为细小的结晶。此种工艺的优势表现为：处理系统得到优化，废水处理流程特别短，添加的药品少，设备投资较少，占地面积不大，操作简单，可以应用除尘器将废水蒸发以后产生的粉尘彻底清除。缺陷表现为：①为了避免腐蚀烟道和后续设备，锅炉烟气排烟温度应当全面控制于烟气酸露点以上，不可以在低低温省煤器中安装系统。②为了使废水处于完全汽化状态，一般情况下，对于烟道直管段长度有着极高的要求，在当前超洁净排放配置的状态下，直管段长度不符合标准要求。③在锅炉负荷波动幅度特别大的情况下，不利于直接烟道。基于以上的技术特征，通常烟道直接蒸发技术较多的应用在旧机组改造方面，鲜少使用新建超洁净排放要求的机组。

(5)低温多效蒸发浓缩烟道蒸发工艺

脱硫废水不经过预处理系统，直接从脱硫废水旋流器溢流提取废水，利用低压蒸汽或者低低温省煤器出口热水作为热源进行加热，经过三效蒸发浓缩后，浓缩率可达到90%，并且在线50%-90%自动可调，浓缩后的浓液进入安装在锅炉侧的喷雾干燥器蒸发干燥（干燥机的热源来自脱硝后空预器前之间烟道的350℃的热烟气），产生的粉尘及水蒸气随烟气引入电除尘前烟道，利用电除尘捕捉氯离子和其他固态颗粒及金属元素，蒸发的水蒸汽进入脱硫塔。闪蒸浓缩过程中产生水蒸汽，经过凝结后可回收至脱硫工艺水或其它用途补水。

4.制定燃煤电厂废水零排放方案

根据燃煤电厂相关规定，电厂供水排水的总体规划、合理的水排水回用、水的再利用、提高回用率、尽可能实现系统内水循环的自给自足，以及有效地节约水资源，并不能尽可能地增加水量。根据电厂的水质要求，循环利用冷却水的最大用量，使用多用途的水和循环水。从长远的角度来看，我们应该节约水资源，从燃煤电厂供水系统实际运行现状来看，诸多类型的燃煤电厂逐渐实现了零排放的要求。目前工农业污水处理点主要对工农业污水加以整合，开展相应的技术处理，使其达标排放，并将燃煤电厂等工厂的含油废水和锅炉酸性废水分离。絮凝沉淀过程最终将水体中各种物质的含量控制在国家排放标准线以下，废水略高于国家排放标准，可在燃煤电厂的水循环中再次使用，提升利用率。

5.结语

全球资源日益短缺是未来发展的主要问题。提高用水管理水平极为重要，燃煤厂将使用大量工业用水。解决工业用水的问题主要集中在如何解决燃煤电厂的用水问题上。缺水、湿冷却装置，燃煤电厂和绝对水等一系列问题的比例很大。因此，对我国燃煤电厂工业的发展方向进行了研究，对我国供排水模式进行了研究，并对燃煤电厂废水进行零排放。通过对燃煤电厂给排水系统的深入研究和分析，可以合理地改进现有的生产技术。燃煤电厂对周围环境的污染和破坏。从整体上而言，我国燃煤电厂水资源的利用率较低，技术方面极为滞后，所以，未来还有许多环节有待完善和改进。