电厂脱硫废水蒸发结晶技术零排放处理工艺
一、前言：电厂脱硫废水“零排放”的新挑战
国内外烟气脱硫采用的成熟工艺中，石灰石-石膏湿法脱硫工艺在燃煤电厂中应用最为广泛，该工艺占我国工业脱硫总量90%以上，具有技术成熟，脱硫效率高，运行可靠，负荷范围广，对煤种适应性好等优点。但该工艺产生的脱硫废水是电厂系统末端最难处理的废水，其高悬浮物、高含盐量以及含多种重金属等特点使得即使经过传统工艺处理，该种废水依然含盐量高、具有腐蚀性，难以直接排放或并入市政污水，成为电厂实现脱硫废水的“零排放”的新挑战。
二、燃煤电厂脱硫废水的来源
从我国燃煤电厂运行的实际情况来看，锅炉湿法脱硫产生的脱硫废水主要源于脱硫塔排放废水，其废水排放量一般通过脱硫塔内控制Cl在浆液中的浓度指标来确定。采用FGD工艺脱除烟气中SO2的同时，HCl、HF等存在于烟气中的酸性气体也会被脱硫剂吸收并转移至脱硫浆液中。由于脱硫浆液循环使用，即使HCl、HF等酸性气体在烟气中的浓度比SO2低很多，但随着脱硫系统的运行，浆液中Cl-和F-会浓度逐渐升高。浆液中的铝与F-联合，对石灰石溶解具有屏蔽作用，降低脱硫效率;浆液中的Ca2+与Cl-配成离子对CaCl2，影响吸收剂氢氧化钙的溶解，Cl-浓度升高也将导致脱硫效率的降低和石膏品质下降，同时对管道和系统具有一定的腐蚀性。为了系统运行稳定，保证脱硫效率和石膏的产品质量，因此需排出部分浆液，一般控制浆液中Cl浓度小于20kg/m3。
三、燃煤电厂脱硫废水的特点
燃煤电厂脱硫废水的特点包括：(1)水质不稳定。受燃煤品质、石灰石品质及脱硫系统的运行等因素影响，即使相同脱硫设备在不同时段水质也可能存在较大差别。(2)水质呈弱酸性。pH值一般在4-6.5。(3)悬浮物含量高。一般在10000~150000mg/L之间，主要成分包括灰分、惰性物质和絮凝沉淀物等。(4)含盐量高。溶解性总固体(TDS)一般在25000~60000mg/L之间，含量最高的阴、阳离子分别是Cl-和Mg2+。其它阴阳离子包括Ca2+、SO42-、F等离子。另外，还含有GB8978-1996《污水综合排放标准》中规定的第一类污染物和第二类污染物。
四、脱硫废水蒸发结晶技术处理工艺
MED蒸发技术：MED是一种基于单效蒸发基础上发展起来的蒸发技术，该技术降低运行成本是通过多次重复利用蒸汽的热能以减少消耗热能实现的。MED系统一般包含多个蒸发器(即多效)，在蒸发器中进入的废水和新鲜蒸汽发生换热为第一效，产生二次蒸汽和浓缩液均进入第二效蒸发器中继续蒸发换热。即后一效的蒸发热源来自前一效产生的二次蒸汽，同时前一效产生的浓缩液将在后一效中继续浓缩。为保证每一效的传热动力，实现效与效之间多次热能利用，各效的操作压力须逐级降低，以使各效的二次蒸汽压强与蒸汽沸点依次降低。最终，在各效加热蒸汽的作用下高盐废水逐渐蒸发浓缩，进入结晶器产生晶体盐，并通过分离器实现固液分离。由于加热蒸汽的温度逐效降低，四效以后蒸发效果较差，所以一般多效蒸发器只做到四效。
MVR蒸发技术：MVR技术是将废水和蒸汽送入加热器进行换热，废水汽化产生二次蒸汽。经气液分离后的二次蒸汽送入压缩机内被压缩做功提高热焓，后又返回至加热器中加热废水，其产生的二次蒸汽将再次进入压缩机，以此类推循环使用。废水则随着浓度的不断提高达到过饱和状态直至盐分析出，最终盐和水通过固液分离后分别进行回收利用。MVR工艺蒸发废水所需热能的主要来源于蒸汽冷凝释放的热能，在首次启动时需要外源蒸汽。正常运转后仅消耗控制系统、蒸汽压缩机和驱动蒸发器内蒸汽、废水、冷凝水流动和循环水泵所需的电能，该工艺能够实现脱硫废水的零排放。
总结：随国家环保标准的日益严格，燃煤电厂脱硫废水零排放将成为趋势。根据脱硫废水特点及各脱硫废水处理工艺的优点与不足，需合理选择预处理、化学沉淀、浓缩减量、蒸发固化、烟气蒸发结晶等工艺优化处理路线，以达到最优处理成本和效果。蒸发单元是实现脱硫废水零排放的关键单元，它是利用热源对脱硫废水进行蒸发，其中蒸发冷凝后的液体进行回用，并资源化利用结晶出来的固化物。
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周经理（华南区）