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摘 要：随着环保要求越来越严格，多数电厂完成了石灰石-石膏湿法烟气脱硫改造。控制脱硫废水成为困扰火电厂的一个难题，通过运行参数和系统优化，可实现脱硫废水零排放。
关键词：电厂;脱硫废水零排放;控制与研究
1电厂脱硫废水现状
目前随着环保压力加大，电厂锅炉燃烧后的二氧化硫排放量，要求控制在35mg/Nm3以内，多数电厂完成了石灰石-石膏湿法烟气脱硫超低排放改造。为解决烟气中的二氧化硫污染问题，燃煤电厂都配有烟气脱硫系统，在脱硫系统运行过程中，需外排一定量的废水。就常规2X350MW超临界燃煤机组而言，脱硫废水量约6-12m3/h，脱硫废水水质复杂，其中溶解性盐类含量高达30000～50000mg/L，不易处理，成为困扰火电厂的一个难题。因此，从某种程度而言，电厂终端废水零排放就是脱硫废水的零排放，或者说是以脱硫废水为主的高含盐废水的零排放[1]。
2控制脱硫废水的主要策略
脱硫系统排放脱硫废水主要是为了降低脱硫浆液中的氯离子含量，一方面保持浆液中氯离子及其它通过烟道气进入浆液中的溶解性盐类的物料平衡，另一方面降低氯离子浓度有利于减缓设备材质的腐蚀，保障设备安全。因此，脱硫废水中不仅含有大量的悬浮物，而且含有大量的溶解性盐类，这些盐类用常规的化学沉淀或过滤等方式是无法去除的，加深了脱硫废水零排放的难度。通过优化运行，可控制一部分脱硫废水外排，但外排的废水只有经过终端处理，才可实现废水零排放。脱硫废水零排放的终极目标是实现固液分离，常用的废水零排放技术包括：蒸发（如自然蒸发+ 电驱动蒸发、烟道余热蒸发）、喷洒（如煤场、灰场喷洒）等。
2.1控制脱硫废水的产生
脱硫废水产生的主要原因是在石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统运行过程中，为了维持脱硫系统安全稳定运行，确保较高的脱硫效率，需外排一定量的废水，优化脱硫系统运行可适当降低脱硫废水的外排量。主要运行优化有：
（1）维持脱硫浆液Cl-在设计水平运行。脱硫系统内Cl-主要来自于烟气中的HCl和工艺水中的Cl-，随着系统连续运行，Cl-会在系统中不断富集。由于液相中Ca2+和Cl-配成CaCl2，溶解的Ca2+质量浓度随Cl-质量浓度增加而增加，会抑制石灰石的溶解，降低了液相的碱度。在消耗同样石灰石的情况下，脱硫效率明显降低。为维持较高的脱硫效率，需排放废水以降低Cl-质量浓度。同时，Cl-的富集会加大浆液对设备和管道的腐蚀，为了保证系统安全、稳定运行，也需排放废水以降低Cl-质量浓度。湿法石灰石-石膏烟气脱硫系统设备材料一般是按40g/L的氯离子浓度设计选用，通常吸收塔浆液中Cl-含量按20g/L设计运行，但在电厂实际运行中，脱硫系统浆液中Cl-浓度大部分时间都维持在小于10g/L运行[2]。
（2）避免脱硫塔浆液起泡抛浆。由于吸收塔液位多采用装在吸收塔底部的压差式液位计测量，脱硫控制系统显示的液位是根据差压变送器测得的差壓与吸收塔内浆液密度计算得出，而吸收塔内真实液位——吸收塔气泡会造成的“虚假水位”相对于显示数据偏高，同时由于搅拌器搅拌、氧化空气鼓入、浆液喷淋等因素的综合影响而引起液位波动，从而导致吸收塔间歇性溢流。当脱硫浆液从吸收塔溢流管溢流后，吸收塔的有效液位在短时间内急剧下降，液面将无法维持原设计水平，造成脱硫效率降低，致使浆液中亚硫酸盐的含量逐渐升高，石膏产生的品质得到恶化。电厂脱硫系统因受吸收塔浆液起泡影响被动采取外排废水。吸收塔浆液起泡的处理措施有：①在吸收塔排水坑里定期适当加入消泡剂，减少泡沫层。②在保证氧化效果的前提下，适当降低吸收塔工作液位，减小浆液溢流量，防止浆液进入吸收塔入口烟道。③降低吸收塔浆液密度，加大石膏排出量，不断补入新鲜浆液。
2.2脱硫废水的终端处理
（1）烟道余热蒸发法。烟道余热蒸发处理工艺是将预处理后的脱硫废水，通过雾化喷嘴雾化后喷入电除尘以及空预器之间的尾部烟道，雾化液滴吸收烟道气余热后得到迅速蒸发产生的固体颗粒物和灰一起悬浮在烟道气中，并随烟气进入电除尘，被振打后随灰一起排出，实现固液分离;脱硫废水蒸汽随烟道尾气外排，进入脱硫系统，在脱硫系统中被脱硫吸收液吸收，实现了水的循环利用。烟道余热蒸发法的优点：设备简单，无需添加化学药剂、投资小、运营成本低、系统缺陷少;运行操作简单，废水中的污染物以灰分形式排出，无需安装污泥处置。同时向脱硫废水中加入适当的化学药剂后再进行烟道蒸发处理，还促进烟气中其他污染物的去除[3]。
（2）浓缩+蒸发结晶法。经预处理后的脱硫废水，进入膜浓缩和蒸发浓缩装置主体后，其溶解性盐类达到一定浓度后，进入蒸发器的废水通过蒸汽或电热器加热至沸腾，废水中的水分逐渐蒸发成水蒸汽，而把水蒸气经进一步冷却后可再次使用，废水中的溶解性固体被继续存留在残液中，随着浓缩倍数的提高，最终以晶体形式析出，得到固体盐和回用水，实现固液分离。鉴于蒸发法存在能耗高、设备易结垢和投资大等缺点，这也成为限制其应用的重要因素[4]。
烟道余热蒸发，优点：低成本新技术，投资成本低、运行成本低;缺点：①应用时间不长、业绩较少;②受电厂负荷波动影响较大。
（3）煤场、灰场喷洒法。脱硫废水可通过煤场和灰场进行喷洒，或者干灰伴湿等方式进行消化，这种方法因投资成本、运行成本低，在电厂中使用较广，但也存在诸多缺点：①脱硫废水的盐份主要来自煤和石灰石，废水回用煤场喷淋，会导致氯根在系统内循环聚集;②废水喷洒至煤场，增加煤炭中氯离子含量，在炉膛内的高温条件下，会加剧对锅炉本体材质的腐蚀，影响系统的安全运行;增加了氯离子与脱硝采用的氨气形成氯化铵，影响脱硝系统运行;③脱硫废水连续排放且量较大，而煤场喷淋为间歇回用，无法全部回用。冬天或雨天灰场需要喷洒量较小，脱硫废水无法全部利用。④如煤灰综合利用时，对灰的湿度和品质有一定要求，并且灰场存灰量可能较少，无法利用脱硫废水。
结论
膜浓缩和电驱动蒸发该技术虽投资成本及运行成本高，但是系统具有较强的独立性，生产工艺相对成熟。烟道余热蒸发技术作为新技术，还存在许多潜在问题还需进一步研究。根据上述对比分析，电厂可优先采用煤场、灰场喷洒，多余部分采用烟道余热蒸发或膜浓缩+电驱动蒸发等相结合的技术路线，最终实现终端废水零排放。
参考文献
[1]张山山，王仁雷，晋银佳，唐国瑞.燃煤电厂脱硫废水零排放处理技术研究应用及进展[J].华电技术，2019，41（12）：25-30.
[2]夏赛，卫新来，金杰，陈俊.燃煤电厂脱硫废水处理技术研究进展[J].现代化工，2020，40（01）：46-49.
[3]洪威.火力发电厂脱硫废水“零排放”技术路线分析[J].能源与节能，2019（10）：73-74+111.
[4]张忠梅.燃煤电厂脱硫废水零排放技术探讨[J].节能与环保，2019（10）：47-48.，
关键词：电厂;脱硫废水零排放;控制与研究
1电厂脱硫废水现状
目前随着环保压力加大，电厂锅炉燃烧后的二氧化硫排放量，要求控制在35mg/Nm3以内，多数电厂完成了石灰石-石膏湿法烟气脱硫超低排放改造。为解决烟气中的二氧化硫污染问题，燃煤电厂都配有烟气脱硫系统，在脱硫系统运行过程中，需外排一定量的废水。就常规2X350MW超临界燃煤机组而言，脱硫废水量约6-12m3/h，脱硫废水水质复杂，其中溶解性盐类含量高达30000～50000mg/L，不易处理，成为困扰火电厂的一个难题。因此，从某种程度而言，电厂终端废水零排放就是脱硫废水的零排放，或者说是以脱硫废水为主的高含盐废水的零排放[1]。
2控制脱硫废水的主要策略
脱硫系统排放脱硫废水主要是为了降低脱硫浆液中的氯离子含量，一方面保持浆液中氯离子及其它通过烟道气进入浆液中的溶解性盐类的物料平衡，另一方面降低氯离子浓度有利于减缓设备材质的腐蚀，保障设备安全。因此，脱硫废水中不仅含有大量的悬浮物，而且含有大量的溶解性盐类，这些盐类用常规的化学沉淀或过滤等方式是无法去除的，加深了脱硫废水零排放的难度。通过优化运行，可控制一部分脱硫废水外排，但外排的废水只有经过终端处理，才可实现废水零排放。脱硫废水零排放的终极目标是实现固液分离，常用的废水零排放技术包括：蒸发（如自然蒸发+ 电驱动蒸发、烟道余热蒸发）、喷洒（如煤场、灰场喷洒）等。
2.1控制脱硫废水的产生
脱硫废水产生的主要原因是在石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统运行过程中，为了维持脱硫系统安全稳定运行，确保较高的脱硫效率，需外排一定量的废水，优化脱硫系统运行可适当降低脱硫废水的外排量。主要运行优化有：
（1）维持脱硫浆液Cl-在设计水平运行。脱硫系统内Cl-主要来自于烟气中的HCl和工艺水中的Cl-，随着系统连续运行，Cl-会在系统中不断富集。由于液相中Ca2+和Cl-配成CaCl2，溶解的Ca2+质量浓度随Cl-质量浓度增加而增加，会抑制石灰石的溶解，降低了液相的碱度。在消耗同样石灰石的情况下，脱硫效率明显降低。为维持较高的脱硫效率，需排放废水以降低Cl-质量浓度。同时，Cl-的富集会加大浆液对设备和管道的腐蚀，为了保证系统安全、稳定运行，也需排放废水以降低Cl-质量浓度。湿法石灰石-石膏烟气脱硫系统设备材料一般是按40g/L的氯离子浓度设计选用，通常吸收塔浆液中Cl-含量按20g/L设计运行，但在电厂实际运行中，脱硫系统浆液中Cl-浓度大部分时间都维持在小于10g/L运行[2]。
（2）避免脱硫塔浆液起泡抛浆。由于吸收塔液位多采用装在吸收塔底部的压差式液位计测量，脱硫控制系统显示的液位是根据差压变送器测得的差壓与吸收塔内浆液密度计算得出，而吸收塔内真实液位——吸收塔气泡会造成的“虚假水位”相对于显示数据偏高，同时由于搅拌器搅拌、氧化空气鼓入、浆液喷淋等因素的综合影响而引起液位波动，从而导致吸收塔间歇性溢流。当脱硫浆液从吸收塔溢流管溢流后，吸收塔的有效液位在短时间内急剧下降，液面将无法维持原设计水平，造成脱硫效率降低，致使浆液中亚硫酸盐的含量逐渐升高，石膏产生的品质得到恶化。电厂脱硫系统因受吸收塔浆液起泡影响被动采取外排废水。吸收塔浆液起泡的处理措施有：①在吸收塔排水坑里定期适当加入消泡剂，减少泡沫层。②在保证氧化效果的前提下，适当降低吸收塔工作液位，减小浆液溢流量，防止浆液进入吸收塔入口烟道。③降低吸收塔浆液密度，加大石膏排出量，不断补入新鲜浆液。
2.2脱硫废水的终端处理
（1）烟道余热蒸发法。烟道余热蒸发处理工艺是将预处理后的脱硫废水，通过雾化喷嘴雾化后喷入电除尘以及空预器之间的尾部烟道，雾化液滴吸收烟道气余热后得到迅速蒸发产生的固体颗粒物和灰一起悬浮在烟道气中，并随烟气进入电除尘，被振打后随灰一起排出，实现固液分离;脱硫废水蒸汽随烟道尾气外排，进入脱硫系统，在脱硫系统中被脱硫吸收液吸收，实现了水的循环利用。烟道余热蒸发法的优点：设备简单，无需添加化学药剂、投资小、运营成本低、系统缺陷少;运行操作简单，废水中的污染物以灰分形式排出，无需安装污泥处置。同时向脱硫废水中加入适当的化学药剂后再进行烟道蒸发处理，还促进烟气中其他污染物的去除[3]。
（2）浓缩+蒸发结晶法。经预处理后的脱硫废水，进入膜浓缩和蒸发浓缩装置主体后，其溶解性盐类达到一定浓度后，进入蒸发器的废水通过蒸汽或电热器加热至沸腾，废水中的水分逐渐蒸发成水蒸汽，而把水蒸气经进一步冷却后可再次使用，废水中的溶解性固体被继续存留在残液中，随着浓缩倍数的提高，最终以晶体形式析出，得到固体盐和回用水，实现固液分离。鉴于蒸发法存在能耗高、设备易结垢和投资大等缺点，这也成为限制其应用的重要因素[4]。
烟道余热蒸发，优点：低成本新技术，投资成本低、运行成本低;缺点：①应用时间不长、业绩较少;②受电厂负荷波动影响较大。
（3）煤场、灰场喷洒法。脱硫废水可通过煤场和灰场进行喷洒，或者干灰伴湿等方式进行消化，这种方法因投资成本、运行成本低，在电厂中使用较广，但也存在诸多缺点：①脱硫废水的盐份主要来自煤和石灰石，废水回用煤场喷淋，会导致氯根在系统内循环聚集;②废水喷洒至煤场，增加煤炭中氯离子含量，在炉膛内的高温条件下，会加剧对锅炉本体材质的腐蚀，影响系统的安全运行;增加了氯离子与脱硝采用的氨气形成氯化铵，影响脱硝系统运行;③脱硫废水连续排放且量较大，而煤场喷淋为间歇回用，无法全部回用。冬天或雨天灰场需要喷洒量较小，脱硫废水无法全部利用。④如煤灰综合利用时，对灰的湿度和品质有一定要求，并且灰场存灰量可能较少，无法利用脱硫废水。
结论
膜浓缩和电驱动蒸发该技术虽投资成本及运行成本高，但是系统具有较强的独立性，生产工艺相对成熟。烟道余热蒸发技术作为新技术，还存在许多潜在问题还需进一步研究。根据上述对比分析，电厂可优先采用煤场、灰场喷洒，多余部分采用烟道余热蒸发或膜浓缩+电驱动蒸发等相结合的技术路线，最终实现终端废水零排放。
参考文献
[1]张山山，王仁雷，晋银佳，唐国瑞.燃煤电厂脱硫废水零排放处理技术研究应用及进展[J].华电技术，2019，41（12）：25-30.
[2]夏赛，卫新来，金杰，陈俊.燃煤电厂脱硫废水处理技术研究进展[J].现代化工，2020，40（01）：46-49.
[3]洪威.火力发电厂脱硫废水“零排放”技术路线分析[J].能源与节能，2019（10）：73-74+111.
[4]张忠梅.燃煤电厂脱硫废水零排放技术探讨[J].节能与环保，2019（10）：47-48.，