电厂烟气脱硫废水零排放工艺中的试研究-北极星火力发电网

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目前，燃煤电厂提供全球电力的41.3%，而我国2017年煤电装机总量约为10.2亿kW，占发电装机总量的58%。由于绝大多数的SO₂排放来源于燃煤锅炉，因此燃煤发电厂必须配备SO₂脱除装置。

在各种烟气脱硫技术中，石灰/石灰石-石膏法因其脱硫效率高、可靠性高、适应性强和成本低等优点而被广泛应用。考虑到设备防腐和石膏质量的需求，应定期从脱硫系统排出一定量的废水，以保证氯化物和重金属浓度低于设计水平。排出的脱硫废水普遍具有pH值低，悬浮性固体(SS)、氯化物、硬度离子浓度高，且含有多种重金属的特点。由于脱硫废水中大部分污染物为国家环保标准中要求严格控制的污染物，直接外排会产生新的污染，且脱硫废水硬度高，毒性、腐蚀性和结垢性强，废水排放也会影响设备的正常运行。2015年出台的《水污染防治行动计划》明确对电厂废水处理提出零排放要求，其中，作为全厂废水梯级利用的终点，烟气脱硫废水资源化利用是实现零排放的关键环节。

脱硫废水水质特性

中试试验用脱硫废水取自华能国际电力股份有限公司江苏南通发电厂烟气脱硫系统废水旋流器出水，水质数据见表1由表1可知：

脱硫废水水质特点为悬浮物含量高且颗粒粒径小，主要成分为灰分、惰性物质、絮凝沉淀物等;硬度高易结垢，水中Ca²⁺、Mg²⁺、SO₄^2-质量浓度高，处于过饱和状态;盐分及氯离子浓度高，pH值较低，呈弱酸性，对设备、管道有腐蚀性含Cr、Hg、Cd、Zn等重金属以及少量有机物，组分变化大，水质复杂。

脱硫废水零排放系统

工艺流程

图1为脱硫废水零排放工艺流程示意。该工艺流程可划分为四大模块：

1)预处理模块包括预沉淀池、序批式反应器(反应器)、多介质过滤器和中和池;

2)深度处理模块包括过滤器、超滤(微滤)和纳滤单元;

3)预浓缩模块包括电渗析、反渗透(也可采用正渗透或高压反渗透)、离子交换单元;

4)蒸发结晶模块。在四大模块中，预处理模块是后续运行的重要保障，也是固体物质和硬度集中排放的子系统，对其进行优化设计是脱硫废水零排放系统稳定运行的关键。

脱硫废水零排放技术预处理模块工作内容为：

脱硫废水首先经过水泵进入预沉池，通过投加石灰和聚丙烯酰胺(PAM)加速悬浮物沉降，降低出水浊度;预沉池出水进入反应器，同步投加 NaOH和Na2CO3，控制pH值大于11，以保证Ca²⁺和Mg²⁺的高效去除;以Mg(OH)₂和CaCO₃ 为主要成分的沉淀物在反应器沉淀区底部浓缩外排，上清液进入中和池，投加HCl中和至弱酸性，以控制有机物和Ca²⁺在纳滤膜表面沉积，减缓膜污染。深度处理模块工作内容为：中和池出水经双介质过滤器去除悬浮物后，进入纳滤单元去除二价离子和有机物;纳滤单元浓水排放至预沉池，淡水进入电渗析单元。预浓缩模块工作内容为：电渗析单元浓水进入离子交换单元，将水中残留的Ca²⁺、Mg²⁺和SO₄^2-置换为Na+和Cl^-，为提高最终产品工业盐的纯度而控制最理想的NaCl浓度，满足后续蒸发结晶或资源化的要求并降低运行成本。电渗析淡水经过反渗透进一步提纯后可作为脱硫废水零排放系统工艺水使用，也可作为脱硫塔补水。

示范工程技术参数

通过工艺技术耦合集成优化，在华能国际电力股份有限公司南通电厂构建了每天处理水量25m3的脱硫废水零排放处理工艺中试试验示范工程。

脱硫废水零排放出水水质特性

图2为脱硫废水零排放工艺各单元出水pH值和浊度变化情况。由图2a)可知：预沉池和反应器出水pH值分别为7.0±0.1和11.9±1.1;本研究为了保证中试试验系统运行稳定性，在中和池加入盐酸控制纳滤进水偏酸性，纳滤单元进出水以及离子交换单元pH值无显著变化，实际工程中，纳滤单元进水pH值宜根据实际运行情况和纳滤膜厂家要求进行调整，以降低运行成本;电渗析单元浓淡水pH值分别上升为3.6±1.0和4.5±0.7，这是由于电渗析单元阴膜表面极化，造成水离解成H+和OH-，H+穿透膜进入浓水室，故淡水pH值高于浓水。