燃煤电厂脱硫废水处理技术研究

　　燃煤发电厂的烟气脱硫工艺主要为湿法脱硫，这种工艺会产生一定量的脱硫废水，若要达到废水“零排放”的目标，关键点是对高盐、重金属的脱硫废水的处理。截至目前，相继出现了多种脱硫废水“零排放”处理技术，并在多家燃煤电厂进行了应用。脱硫废水处理系统需要与现有的脱硫、脱销、除尘等污染控制单体协同，提升系统综合处理效率，实现产物的无害化、资源化与轻量化，避免产生新的二次污染。脱硫废水零排放工程的主流技术路线是“预处理+浓缩减量+末端固化”。目前，主要采用的技术包括化学法、物理法、生物法等。

1、化学法
　　化学法的主要原理是通过各种化学药品除去脱硫废水中的各种杂质和重金属。化学沉淀法具有工艺简单、原材料容易获得且运行成本较低等优点，但化学法工艺流程较长，设备较多，运行和检修的工作也较多。

　　通过调节池调节脱硫废水的pH值，在中和池中加入石灰乳进行中和，在反应池中加入硫化物进行沉降，在絮凝池中加入如硫酸氯化铁等絮凝剂进行絮凝，最后通过澄清，再次调节pH值后回用或者外排。一般来说，通过化学法的出水水质能够达标排放，但是Cl-和F-含量较高。

2、物理法

2.1 “预处理+渗透+蒸发结晶”技术

　　预处理的目的是利用反应沉淀池，脱除脱硫废水中Ca2+，Mg2+，SiO2，以及悬浮物等的浓度，减少对后续管道和设备的影响。然后通过膜式渗透单元进行分盐处理，最后通过蒸发结晶方法进行分盐结晶。这类技术的优点是可以脱出含盐浓度高的废水，获得标准的固体盐，最终产生的水可以回用；系统中除了干污泥外，没有其他废弃物排出。缺点是需要多个膜渗透技术配合，对水质要求较严格，处理量中等。

2.2 “预处理+浓缩+烟道蒸发”技术

2.2.1 直接烟道蒸发

　　直接烟道蒸发技术的基本原理是先进行预处理以提高脱硫废水浓度，减少后续废水处理量。浓缩后的废水通过喷嘴进入除尘器和预热器之间的烟道。经过雾化的液体会在烟气高温的作用下迅速蒸发，废水中的水成为蒸气由烟囱排出，污染物质会由除尘器捕捉，并随着粉煤灰排出，从而达到废水污染物脱离的目的。该技术的优点是利用锅炉现有设备，改造成本较低；废水处理量较膜渗透技术较大，初期投资较低。但该技术受限于原有设备，由于处理的废水含氯等杂质多，容易造成烟道腐蚀和堵塞，影响机组正常运行；因为使用了烟道中的热量，受限于出口烟温，所以处理的废水量较化学法来说较低。

2.2.2 旁路烟道蒸发

　　旁路烟道蒸发技术的原理与直接烟道蒸发技术的原理相似，区别在于旁路烟道蒸发法需要把高温度的烟气从旁路引出，从非主路引出，并且增加了雾化干燥系统。相对于直接烟道法技术，该技术的优点是操作较简单，安全性较高，并且由于旁路系统的加入，对原设备的影响更小，在腐蚀性和堵塞性上远胜于直接烟道蒸发技术。缺点是设备和流程更加复杂，占地面积和投资较高，后期设备保养和维护工作有所增加。旁路烟道蒸发工艺流程如图3所示。

　　脱硫废水喷雾干燥零排放技术是旁路烟道烟气蒸发干燥技术中的一种，其原理是将脱硫废水喷入独立喷雾干燥装置内，并从SCR脱硝反应器和空预器之间引出一部分热烟气进入干燥塔，利用其热量在喷雾干燥塔内对脱硫废水进行蒸发处理。蒸发后废水中的盐类混入粉尘一并被电除尘器收集去除，水蒸气随之混入烟气中并最终进入脱硫塔，冷凝后作为脱硫工艺补充用水，从而实现脱硫废水零排放处理。脱硫废水喷雾干燥零排放技术系统如图所示。

　　脱硫废水在旁路烟道蒸发系统蒸发干燥后会对烟气的温度、湿度、粉尘含量、HCl含量产生一定的影响，并对锅炉运行效率略有影响。脱硫废水蒸发后，会使烟气HCl含量及湿度增加，进而可能会使烟气酸露点升高，在系统设计和运行过程中需要予以考虑，并根据系统运行参数及时调整蒸发水量和烟气量。脱硫废水蒸发后，粉煤灰中的氯元素含量有所升高，通过调节蒸发脱硫废水水量可确保粉煤灰中的氯离子含量不影响综合利用。由于采用空预器入口前高温烟气作为热源蒸发脱硫废水，在系统设计和运行过程中可以通过浓缩等方式减少脱硫废水的蒸发量，降低对锅炉效率的影响。

2.3 “蒸发塘”技术

　　蒸发塘技术的原理是在太阳能充足且蒸发量大的地区，利用自然条件在塘底蒸发形成矿物盐结晶。相较于其他处理脱硫废水的技术而言，蒸发塘技术的优点是运行成本低，运营效率更高且寿命较长。缺点是建设时要考虑脱硫废水含盐量高的特点采取防渗透、防腐蚀措施，以免造成环境破坏；建设投资和成本较大。

3、生物法、金属基吸附剂（这两种方法在国内还没有应用）。

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