北极星水处理网讯:摘要：现有能够满足脱硫废水零排放要求。经过技术经济对比，废水零排放技术路线影响因素众多，除废水本身的性质外，还需要考虑结合技术经济性、周边环境和当地政策导向综合考虑。目前需要结合项目实际情况具体分析，选择方案。
根据中电联发布的2016年度火电厂环保产业信息，2016年当年新投运火电厂烟气脱硫机组容量约0.5×108kW；截至2016年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约8.8×108kW，占全国火电机组容量的83.8%，占全国煤电机组容量的93.6%。这些的主要脱硫工艺为石灰石-石膏/湿法脱硫工艺。火电厂在污染物排放方面，脱硫废水处理是关键限制因素，火电厂应根据自身实际，合理选择脱硫废水处理及优化工艺，从而达标排放甚至实现真正意义上的零排放。
目前，湿法脱硫（石灰石/石膏法）仍是火电厂锅炉烟气处理的主要方法，系统中必然会排放一定量的脱硫废水。该类废水主要污染物包括悬浮物、过饱和的亚硫酸盐、硫酸盐及重金属，其中很多是国家环保标准中要求控制的类污染物。在火电行业，脱硫废水因其浓度高、成分复杂，处理难度较大，而随着污染物排放限制和火电厂超低排放的提出，其零排放技术逐渐受到关注。
脱硫废水的成分及浓度对处理系统的运行管理有很大影响，是影响处理设备的选择、腐蚀等的关键性因素。脱硫废水一般具有以下几个特点:水质呈弱酸性，悬浮物含量高，氟化物、COD、重金属超标，其中包括我国严格限制排放的类污染物，如Hg、As、Pb等;盐分含量高，含有大量的Cl-、SO42-、SO32-等离子，其中Cl-的含量较高。现阶段脱硫废水主要通过三联箱处理，达标排放。随着环保形势的发展以及末端废水处理技术的成熟，将逐步实现废水零排放。
火电厂的脱硫废水，由于水质特点复杂，因此往往需要因厂制宜，探寻合理有效的预处理工艺，确保后续处理效果和回用工序的正常运行。在软化预处理中二级沉淀软化为常用，主要通过投加石灰乳、碳酸钠和液碱等药剂去除水中硬度离子、悬浮物等，保证系统运行过程中不产生无机垢类。如可结合脱硫废水预处理试验，针对实际工程中的水质采用CaSO4晶种法、FS-66、Ca(OH)2+Na2CO3等工艺或组合。
该方案首先采用NaOH或者Na2CO3为软化剂，添加絮凝剂，去除废水中的Ca2+，Mg2+离子，达到软化预处理的效果:废水进入废水缓冲罐，在初步沉淀后，进入反应器，加入NaOH、Na2CO3和絮凝剂，充分搅拌反应后进入絮凝沉淀箱，沉淀箱中沉淀分层，上层清液先进入浓缩减量工艺系统，可采用反渗透工艺(预浓缩工艺-不分盐)、纳滤工艺(预浓缩工艺-分盐)或电渗析工艺，下层污泥由排污泵排入压滤机或者脱水机。浓缩减量工艺系统出来的浓盐水进入机械蒸汽再压缩(缩写MVＲ)系统或多效蒸发器进行蒸发结晶，浓缩减量工艺系统的净水可作为锅炉补给水回用。MVＲ装置或多效蒸发器蒸发的净水与反渗透膜的净水一起回用，结晶产物是以NaCl为主的结晶混盐，外送有需求的化工厂处置。该方案投资运行成本较高，需要一定的运行管理水平。目前河源电厂、汉川电厂等都采用的类似路线高温旁路烟道蒸发方案
脱硫废水首先通过传统三联箱系统进行预处理，去除大部分悬浮物和重金属，出水箱清水经过保安过滤器，直接进入高温旁路烟道蒸发系统。高温烟道旁路蒸发系统是从脱硝出口引入高温旁路烟道将高温烟气接入蒸发塔，浓盐水经过雾化后，喷入蒸发塔内部，废水经高温烟气加热，蒸发成水蒸气，污染物盐分结晶成固体颗粒，随着烟气又被排入除尘器前的烟道中，后被除尘器捕捉进入干灰中，水蒸发随烟气进入脱硫吸收塔。该方案会略微降低锅炉热效率。烟气速度10-20m/s范围内，整体上气相速度的改变对液滴完全蒸发时间的影响很小。气相温度的改变对液滴达到临界蒸发温度的时间以及完全蒸发时间的影响很大。烟气从较高温度和较低温度分别下降相同幅度的温度时，液滴在烟气中的完全蒸发时间按不同的倍数在增加，烟气温度越低，液滴完全蒸发时间增加的越多。焦作万方电厂、长兴电厂等都采用的类似路线烟道余热蒸发方案
脱硫废水首高温旁路烟道蒸发方案类似的去除悬浮物后，然后进入烟道蒸发系统。脱硫废水经过雾化后，喷入空预器后、除尘器前烟道内部，废水经高温烟气余热加热，蒸发成水蒸气，污染物盐分结晶成固体颗粒，被除尘器捕捉进入干灰中一起外排，水蒸发随烟气进入脱硫吸收塔，该方法要求炉后烟气温度较高，但在很多电厂冬天难以满足，在发达国家拥有较多案例，具有运行成本低，新增设备少等优点。目前，上都电厂、土右电厂等都采用的类似路线国内火电厂脱硫废水零排放工程应用
火电厂脱硫废水零排放技术目前在国内案例屈指可数，随着政策的实施和引导，将会不断有新技术、工艺、设备、示范工程涌现，目前部分工程案例介绍如下。
河源电厂在建设前期就确立了废水零排放的目标，深圳能源旗下的深能环保创造性地将其开发的垃圾沥滤液热力法处理技术与真空工艺技术相结合，自主研发出“火力发电厂脱硫废水深度处理”技术。其脱硫系统的排污水采用“二级预处理+蒸发结晶”系统处理，真正实现了整个河源电厂的废水零排放。河源电厂脱硫废水首先在预处理系统絮凝、沉降和中和，减少废水中的悬浮物和提高废水的pH 值，从而为之后的深度处理做好准备；深处处理即蒸发+结晶系统，河源电厂采用4效真空蒸发结晶工艺（多效立管降膜蒸发系统+结晶系统），热源为电厂的抽汽，处理后产生的蒸馏水可作为循环水的补给水。
广东佛山三水电厂脱硫废水零排放处理项目由佛山德嘉环保总包和委托运行，由J&Y （中山迪宝龙）提供技术支持和成套设备。项目在2011-12 成功投产，脱硫废水采用预处理+蒸发结晶系统进行零排放处理。预处理系统与河源电厂相似，但蒸发结晶系统（深度处理）与河源电厂不同，其处理方法为：采用卧管喷淋MVC 低能耗蒸发系统，段的回收率为83%；第二段浓缩废液至26%；第三段浓缩采用两效MED蒸发系统；后采用固废干燥/包装系统，处理后产生的蒸馏水可作为循环水的补给水。
通过以上脱硫废水零排放的实际案例可看出，其深度处理技术基本均采用蒸发结晶工艺。从处理工艺看，膜浓缩法分离技术占有一定的优势，这是因为蒸发工艺的运行成本高（耗蒸汽或电能）、设备投资高，但进行膜法处理一般都要进行完善的预处理，包括去除悬浮物、去除硬度、防止有机物硅等结垢。如果不进行预处理，这些物质将会淤积在膜表面上，导致流道堵塞，造成膜组件压差增大、产水量和脱盐率下降，甚至使膜组件报废。脱硫系统是在微酸（pH=4.5～6.0）条件下运行的，因此，脱硫废水中碳酸盐的硬度较低，要想进行化学软化，就要投入碳酸钠。但碳酸钠的投入费用很高，因此，整体预处理的运行费用非常高。从运行的角度看，运行部分的水量较少，电厂投入的运行人员也很少，电厂只希望系统能简单、可靠、稳定运行，即使运行成本较高。如果采用膜法预处理，则膜浓缩等工艺的耗时较长，一旦系统中某一环节出现问题，都会导致系统整体停运。而蒸发结晶工艺的系统流程非常短、运行稳定，其可靠性和对原水变化的适应性都远远高于膜浓缩法。
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