［摘要］
本文介绍了常规的脱硫废水处理工艺，出水水质说明脱硫废水处理后综合利用是难点。通过对湖南省多个电厂的脱硫废水处理现状调研，分析了脱硫废水常规处理回用的可行性及存在的问题并结合现有脱硫废水深度处理方案提出了对脱硫废水零排放的再认识。
［关键词］
湖南电厂；脱硫废水；回用；可行性分析；零排放
1.前言
随着环保要求的提高，燃煤火电机组均要求脱硫。在众多的脱硫技术中，石灰石－石膏湿法烟气脱硫技术以其技术成熟、使用煤种广、脱硫效率高和对机组的适应性好而成为应用最为广泛的脱硫技术。锅炉烟气在进行湿法脱硫（石灰石-石膏法）[1]-[2]过程中，为了防止浆液中可溶解的Cl-离子和细小的灰尘颗粒浓度富集过高，需要定时从吸收塔排出一定量的浆液即脱硫废水，以维持脱硫装置中物料的平衡。湿法脱硫废水的杂质主要来自烟气和脱硫剂；烟气的杂质来源于煤的燃烧，脱硫剂的杂质来源于石灰石的溶解。煤中又含有包括重金属在内的多种元素，这些元素在燃烧后生成多种化合物，一部分化合物随炉渣排出炉膛，另外一部分随烟气进入脱硫装置吸收塔，溶解于吸收浆液中，并且在吸收浆液循环系统中不断被浓缩，最终脱硫废水中的杂质含量很高，成分也非常复杂，成为电厂废水处理的难点。同时，为加大整个电厂废水的回用效率，各部分废水均收集回用作为脱硫用水，更加大了脱硫废水的处理难度。火电厂的脱硫废水成分主要为固体悬浮物、过饱和亚硫酸盐、硫酸盐、氯化物以及微量重金属，其中很多物质为国家环保标准中要求严格控制的第一类污染物。目前，常规的脱硫废水处理工艺为中和、反应、絮凝及沉淀处理，除去脱硫废水中含有的重金属及其他悬浮杂质。沉淀的污泥经脱水后，形成滤饼运至渣场，进行综合处理。经上述常规处理的脱硫废水虽然满足有机物、有害金属离子等的达到排放要求，但依然为高氯根、高含盐，并含微量重金属的废水，排放会造成环境污染。但另一方面，其回用范围局限性又很大：一般主要用于水力除灰渣系统，然而对于干除灰渣系统的电厂，可能的复用场合是干灰调湿、灰场喷洒、煤场喷淋。综上所述，火电厂废水处理的关键是脱硫废水，也是整个火电厂脱硫废水综合再利用的难点。
2.湖南电厂脱硫废水处理现状
2.1湖南石门电厂
电厂装机容量为120万千瓦。一期二台300MW引进型燃煤汽轮发电机组，于1996年全部投产；二期2×300MW国产燃煤超临界汽轮发电机组，于2006年投产。四台机组烟气均采用石灰石石膏湿法脱硫，没有设置脱硫废水处理系统。脱硫废水直接排放到一期灰浆泵房的灰渣前池，废水回用于冲灰系统。
2.2大唐湘潭发电有限责任公司
电厂装机容量为1800MW。一期2×300MW机组建于90年代末期，二期2×600MW机组于2006年投产。四台机组均采用石灰石———石膏湿法脱硫。脱硫系统建设时未设脱硫废水处理系统。电厂采用湿式除灰渣系统，脱硫废水直接排放到灰渣缓冲池，通过灰渣泵送灰场，利用灰水高值特性，将脱硫废水中的重金属离子形成难溶的氢氧化物沉淀，在灰场澄清后，再回用到冲灰渣系统中。随环保要求的提高，目前的处理方式已不适应环保要求，电厂正在新建常规脱硫废水处理系统。经常规处理合格的脱硫废水回用于冲灰渣系统。
2.3华电长沙电厂
电厂为两台国产600MW超临界参数燃煤汽轮发电机组，同步建设脱硫脱硝装置并设有常规脱硫废水处理装置，但脱硫废水装置一直未运行，脱硫废水直接排入冲灰渣系统捞渣机、捞渣机溢流水经浓缩池处理，清水进入缓冲水池、返回捞渣机循环使用。电厂专工反映经两年多来的运行，系统运行正常。脱硫废水排水氯离子含量在4000-5000mg/l，经捞渣机后出水氯离子含量在800-1000mg/l，对冲渣设备基本没有腐蚀。电厂准备恢复原有常规的脱硫废水处理装置，将常规处理的脱硫废水回用于灰渣水闭式循环系统；目前正在进行引入生活污水进一步降低氯离子含量的小型试验。
2.4大唐耒阳电厂
电厂一期工程2台20万千瓦机组分别于1988、1989年投产发电；二期工程2台30万千瓦机组分别于2003年12月、2004年6月投产，4台机组的烟气脱硫采用石灰石石膏湿法脱硫于2009年投入运行，未设脱硫废水处理系统，脱硫废水直接排放到灰浆泵房的灰渣前池，通过灰渣泵输送到灰场。
2.5华润电力鲤鱼江电厂
华润电力鲤鱼江电厂A厂为2×300MW燃煤发电机组；B厂2×600MW燃煤发电机组。A/B厂四台机组烟气均采用石灰石-石膏湿法脱硫，未设常规脱硫废水处理处理装置。A/B厂除灰系统原设计均为水力除灰，未经处理的脱硫废水经废水泵输送至灰浆池，再经灰浆泵输送至灰场。现已均改造为干除灰，以便综合利用。B厂灰坝将停用，应急灰水接入A厂灰坝。A厂脱硫废水与其它水系统排水仍排至A厂灰坝，B厂脱硫废水无处可排，将增加常规脱硫废水处理装置，处理合格的脱硫废水排至除渣系统作为补充水。
2.6大唐华银金竹山电厂
电厂已建成3×600MW国产亚临界燃煤机组，均同步建设脱硫脱硝装置。工程设有常规的脱硫废水处理系统，但实际运行脱硫废水处理没有运行，脱硫废水直接用于灰渣水闭式循环系统浓缩池，目前浓缩池现已出现一定的腐蚀，电厂正在恢复脱硫废水处理系统，并考虑将浓缩池设阴级保护。
2.7国电宝庆电厂
电厂规划容量为4×660MW，已建设2×660MW国产超临界燃煤机组，同步建设脱硫脱硝装置。工程设有常规的脱硫废水处理系统，系统运行一年后停运。电厂采用水力除渣系统，渣水闭路循环，因煤质原因渣水pH在9左右，为防止冲渣系统结垢，设计时已设有渣水加阻垢剂装置。因考虑脱硫废水为酸性，为节省渣水阻垢剂的用量，电厂将脱硫废水不处理直接排入除渣系统的缓冲水池作为渣水系统补充水，现已运行两年，系统设备管道结垢有明显好转，阻垢剂的用量大为减少，外表看不到设备有腐蚀。
3.脱硫废水常规处理回用的可行性分析及存在的问题
通过对湖南电厂脱硫废水处理现状的调研，湖南一部分电厂将脱硫废水引入灰渣水闭式循环系统，一部分电厂将脱硫废水送至灰浆前池，再经灰浆泵输送至灰场。
3.1脱硫废水回用于灰渣系统可行
脱硫废水引入灰渣水闭式循环系统，在湖南的电厂已取得了成功的运行经验且切实可行。脱硫废水悬浮物及重金属与灰渣水相比可以忽略不计，对灰渣水系统的正常运行不会产生影响。根据长沙电厂检测数据和两年多的运行，脱硫废水在连续排放时，灰渣水中的Cl-并未出现富集现象，大约固定在1000mg/L，因此不影响设备运行工况，除渣系统设备也无明显腐蚀。宝庆电厂经验，脱硫废水的加入改善了灰渣水系统的结垢问题。
3.2脱硫废水回用于灰渣系统存在的问题
3.2.1脱硫废水回用于灰渣水系统水量水质问题：从水量方面讲：水力除渣系统可能不能完全消耗脱硫废水。以某2X300MW工程为例，水力除渣系统设计出力65t/h，每日运行2h，按渣带水量25%计，每日损失的水量65×2×25%=32.5t。水力除渣系统每日的补水量为32.5m3，平均小时补水量1.35m3/h。但脱硫废水的产生量约4m3/h，因此剩余的废水需另找出路。从水质方面讲：水力除渣系统采用的设备及管道基本为碳钢材质，根据《工业冷却水处理设计规范》（GB50050-95），碳钢设备及管道接触的冷却水Cl-含量不大于1000mg/L。对于Cl-含量5000-10000mg/L的脱硫废水，如果直接补入水力除渣系统，无疑将大大加速水力除渣系统的腐蚀速度。
3.2.2对于没有水力除灰或者原有水力除灰现已改造为干除灰的必须为脱硫废水寻找复用的出路，可能的复用场合是干灰调湿、灰场喷洒、煤场喷淋。灰场喷洒：利用燃煤飞灰吸湿和废水与飞灰中的CaO等物质反应，吸附脱硫废水中盐类和有害物质。通常设计将脱硫废水远距离管道输送喷洒于干灰场，但管道敷设投资和运行电耗均较高，且由于绝大多数电厂干灰利用良好，缺乏真正灰场喷洒实施条件。干灰调湿：同上，利用燃煤飞灰吸湿和废水与飞灰中的CaO等物质反应，吸着脱硫废水中盐类和有害物质。通常设计将脱硫废水管道输送到电厂内灰系统，搅拌，但调湿后的干灰只适用于制砖、铺路场合，售灰价格低、用量范围小，限制了干灰利用和利用的经济利益。同时，脱硫废水连续排放，而干灰调湿为间歇回用，无法全部回用，因而同样缺乏真正干灰调湿实施条件。煤场喷洒：脱硫废水的污染物及盐分主要来自煤，回用煤场喷淋，会导致高含盐、高氯根在系统聚集，可能带来其他不确定的不利影响；废水随煤进入，其中的盐分因水分蒸发而结晶或高温分解成金属氧化物而随灰带出锅炉，经除尘器出灰排出。同时，脱硫废水连续排放，而煤场喷淋为间歇回用，无法全部回用。可见，常规的处理方案根本没有做到真正的零排放，仅仅是简单处理后用于其它恶劣环境里喷洒或加湿，主观上认定其可以消耗掉而且没有考虑工况的连续性和间断性，而客观上废水中的有害物质还是能够进入到自然水系中。因此，常规处理并没有真正做到“零排放”。
4.脱硫废水深度处理已经有很多文章[3]-[5]
介绍脱硫废水的深度处理，深度处理技术方案众多，本文不在此对各种技术的优缺点及适用性进行详述和比较，仅简单介绍下电厂常用的脱硫废水深度处理技术方案。高盐废水零排放中常用的工艺有以机械蒸汽再压缩循环蒸发技术为主的RCC技术、高效反渗透技术、特种RO反渗透、电渗析ED等。目前电厂脱硫废水深度处理主要技术方案为“预处理+软化”+“浓缩减量”+“蒸发结晶”+“处置固体物质”。
4.1预处理软化
脱硫废水进入高盐废水浓缩处理设备之前需要进行预处理。高盐废水进入浓缩处理系统进一步浓缩，浓水进入蒸发结晶系统进行蒸发固化处理。不同厂家、不同类型的蒸发结晶器对进水水质要求差别较大，需要对现有脱硫废水处理系统出水进行较为完全的软化处理，以将钙、镁离子含量降低至满足水质要求。去除硬度的预处理工艺很多目前主要有以下两种工艺用于高盐废水除硬度预处理系统：①氢氧化钠-碳酸钠软化-沉淀池-过滤处理工艺②氢氧化钠-碳酸钠软化-管式微滤膜（TMF）处理工艺
4.2浓缩工艺
目前，废水的浓缩技术除了蒸汽蒸发浓缩工艺外，应用最广且成本相对低廉的工艺则为反渗透、正渗透、电渗析等膜处理技术。
4.3蒸发结晶处理工艺
目前成熟应用的技术主要有多效蒸发（MED）、蒸汽机械再压缩（MVR）、正渗透浓缩结晶法（FO）。MED及MVR均需要配置结晶器，MED、MVR、FO在国内电力行业均有应用实例。
5.脱硫废水零排放的再认识
随着环保要求的提高，很多燃煤电厂都在推行包括废水零排放在内的高效超低排放技术。废水零排放的内涵到底是什么？《工业用水节水术语》[6]将“零排放”定义为“企业或主体单元的生产用水系统达到无工业废水外排”。个人认为废水能够全部回用就是零排放。废水处理包括两个层次，一是采用节水工艺提高用水率，降低生产水耗。二是采用高效处理技术处理废水，将废水全部回用，所有废水不外排且水污染物不以其他形式转移。只要做到这两点，就是零排放。对于电厂废水，目前最难处理、也是处理成本最高的无疑就是脱硫废水，常规脱硫废水处理无法去除氯根等高含盐量。但不论何种深度处理，都是成本高、处理过程中加入了大量的药剂、需要消耗很高的能耗，从环保角度分析，如此高昂的处理成本处理这点脱硫废水、同时处理过程加入了大量的化学药剂等是否真是环保？这是需要深思和探讨的，更关键的是实现“零排放”处理后最终得到的杂盐，杂盐包含了很多无基盐以及大量有机物。从环保角度，这些杂盐被列入危险废物，并需要严加管控。这些杂盐具有极强的可溶性，其稳定性和固化性较差，可随淋雨渗出，进而造成二次污染。目前很少有现成的危废处理中心能接收这些杂盐，资源化利用途径也很有限。对于脱硫废水的处理我们认为：
1）鉴于脱硫废水水质的特殊性，为了降低脱硫废水处理系统的投资和运行成本，在有水力除渣系统的电厂，脱硫废水应当首先考虑用于水力除渣。
2）应充分重视全厂的水量平衡工作，优化脱硫工艺减少脱硫废水外排量。重视脱硫废水的厂内利用，使经常规处理合格后的脱硫废水能够得到综合利用，尽量在厂内工艺或其他杂用水中消耗脱硫废水。
3）只有对于水量平衡无法消耗的的脱硫废水，才考虑进一步的深度处理。
4）为实现零排放而产生的结晶盐的稳定化、无害化、资源化利用应该是废水零排放研究的方向。
作者：王春芳 戴铁华 伍娟娟 单位：中能建湖南省电力设计院有限公司
[参考文献]
[1]戴铁华,李彦,胡昌斌等.大型燃煤电厂大气污染物近零排放技术方案[J].湖南电力,2014,(6):47-50.
[2]袁永权,廖永进.湿法脱硫系统吸收塔入口腐蚀环境及防腐方案的探讨[J].广东电力,2010,23(5):20-22.
[3]钟熙，颜智勇.电厂脱硫废水处理研究进展探讨[J].广州化工，2015，(5):58-59，110.
[4]王治安,林卫,李冰等.脱硫废水零排放处理工艺[J].电力科技与环保,2012,28(6):37-38.
[5]吴志勇.废水蒸发浓缩工艺在脱硫废水处理中的应用[J].华电技术,2012,(11):63-66.
[6]工业用水节水术语[S].中华人民共和国国标，GB/T21534-2008.