燃煤电厂脱硫废水综合处理工艺

中国是以火力发电为主的国家，2014年火电发电量占总发电量的75.2%，年均复合增长率为7.33%。中国大部分火电厂都采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫，该系统在运行时会产生一定量的脱硫废水，废水中含有无机盐、重金属等多种污染物，不能直接排放。目前，国内大多数电厂的湿法脱硫
废水处理系统采用传统的加药絮凝沉淀方式进行脱硫废水的处理，普遍存在运行成本较高、设备故障率高等问题，因此投运效率很低，且无法去除水中的无机盐。机械式蒸汽再压缩蒸发器(MVR)、正渗透、烟道预热蒸发技术能有效去除水中的无机盐，但如果只依靠1种工艺方法，不仅设备投资成本高，而且存在工艺局限性。
在调研部分电厂水质的基础上，结合各种工艺的优缺点，提出并中试论证了1种综合处理工艺。
1废水及处理难点
燃煤电厂脱硫废水主要有洗水、生产废水和生活污水。洗水为总废水总量的40%——50%，是冲洗炉渣和除尘设备产生，主要含重金属、无机盐和悬浮颗粒等;生产废水为废水总量的30%——40%，主要含悬浮颗粒、油、有机物和硫化物等;生活污水主要是工作人员操作或生活废水。脱硫废水中的污染物成分及含量与煤种、脱硫工艺与运行方式、烟尘量、石灰石品质、石膏脱水效果、催化还原技术(SCR)系统氨逃逸率等多种因素有关。
处理难点：1)物理化学法处理后的出水水质不稳定，SS和COD不能稳定达标，废水中仍有高含量溶解性无机盐、重金属等; 2)废水中所含的Na+、Ca2+、Mg2+、SO42-和Cl-等多种无机盐离子，MVR结晶产物为杂盐，不易分质回收，造成固废污染; 3)Ca2+、Mg2+等杂质离子含量高，易造成设备结垢或堵膜; 4)水量、水质波动大，对设备稳定性和工况适应能力要求高; 5)火电盈利空间小，对废水处理成本要求苛刻。
2处理新工艺
结合脱硫废水水质特点，研发适应水质水量波动能力强、自动化程度高、操作运行简单、投资运行成本低的新处理工艺愈发显得重要。推荐燃煤电厂废水综合处理工艺如图1所示。
3新工艺的中试论证
3.1脱硫废水概况
以北方某燃煤电厂脱硫废水进行中试。
脱硫废水的悬浮物、氟离子和重金属含量较高，在进入膜系统前需分质去除，不然将腐蚀中试设备，并易导致堵塞膜孔。废水的无机盐主要为氯化钠和硫酸钠混合物，为论证、比较正渗透和MVR蒸发浓缩这2种工艺的处理效果，故中试统一将废水中盐和质量分数浓缩至25%，且暂不考虑分盐工艺。
3.2中试装置
处理目标：处理量10t/h，实现淡水回用(NH3-N的质量浓度<15 mg/L、SS的质量浓度< 70mg/L、COD<100mg/L)，得到质量分数为25%的浓盐水(氯化钠、硫酸钠为主)。
处理工艺：采用图1所述工艺。但因条件有限，暂时没有采用烟道余热蒸发和除尘系统。
处理设备：沉砂罐、罗茨风机、沉降罐、药品罐、活性炭过滤器、多介质过滤器、超滤膜组件、反渗透膜组件、正渗透膜组件、MVR蒸发装置及泵阀等辅助设备。
由实验数据可知，处理工艺可有效去除水中的COD、F-、重金属和无机盐，然而正渗透和MVR蒸发产生的淡水，NH3-N含量仍然偏高，无法达到处理目标，需用生化或反渗透工艺进一步处理。正渗透和MVR蒸发工艺均能实现对脱硫废水的进一步提浓，从而烟道余热蒸发和除尘系统的处理量。
3.3区别与优势
实现燃煤电厂脱硫废水的零排放，处理后的废水可直接回用，获得的飞灰经简单处理后可直接外售，避免蒸发结晶所产生的固废。
对上述燃煤电厂30MW水冷燃煤机组脱硫废水处理进行经济性分析(处理量4.8kt/d)可知，新工艺具有很高的性价比，较单一的MVR蒸发或膜处理系统而言，不仅能实现淡水回用和零排放，而且设备投资成本和水处理成本低。
4结论
燃煤电厂脱硫废水具有处理水量大、悬浮含量高，含有机物、氟离子、NH3-N、重金属及无机盐等特点，成分复杂、处理难度大;由中试水质检测报告可知，新工艺的各工艺段能达到预期处理效果，但淡水中仍含有一定量的TDS，如需获得纯水，则需进一步处理。新工艺不仅能实现燃煤电厂脱硫废水的零排放和淡水回收利用，而且水处理成本低;烟道蒸发结晶产生的煤灰大部分为海绵状玻璃体，微珠含量低。通过研磨处理后的煤灰可用作水泥、混凝土组分，作为原料代替黏土生产水泥熟料的原料、制造烧结砖、空心砌砖，铺筑道路。
目前，新工艺尚处中试阶段，缺少工程化数据支撑，汲取液内浓差极化、正渗透膜截留率低等问题也亟待改进。