摘要：目前火力发电仍是电力能源主要构成部分，燃煤电厂中石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术是目前最常用的烟气脱硫技术，而该技术会产生大量脱硫废水，针对燃煤电厂脱硫废水的“零排放”处理，本文研究了“预处理工段+膜浓缩处理工段+蒸发结晶处理工段”三段式处理工艺来实现脱硫废水零排放。 关键词：脱硫废水；零排放处理技术；研究工艺
1. 前言
“十四五”电力规划对我国能源发展提出了更高的要求，能源结构需加快变革转型步伐，但目前火力发电仍是电力能源主要构成部分[1]。燃煤电厂中石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术是目前最常用的烟气脱硫技术，我国 90%以上火力发电厂采用湿法脱硫技术[2]。湿法烟气脱硫技术的优点是成本低廉、脱硫效果稳定且副产品脱硫石膏可资源化作为天然石膏。但缺点也很明显，会产生大量脱硫废水，脱硫废水含有大量硬度离子、盐和少量重金属。我国生态环境部在 2017 年就颁布了《火电厂污染防治技术政策》，政策鼓励火力发电厂实行脱硫废水零排
放（ZLD）[3]。ZLD 指使用不同处理方法将废水中的污染物去除，使处理后的废水达到回用标准。近年来，世界各国提出 ZLD 的管理策略，废水 ZLD 技术可以减轻水体污染，并最大化的回收利用水资源，减轻供水压力，脱硫废水 ZLD 技术是未来燃煤电厂发展的必然趋势。液压式浮球阀
脱硫废水呈弱酸性，含有大量 Ca2+、Mg2+、SO42-、Cl-和少量重金属离子等，具有较强的腐蚀性和结垢性，脱硫废水中这些污染物多来自于煤炭、脱硫剂和水。针对燃煤电厂脱硫废水的“零排放”处理，国内外学者己开发了多种工艺。
2.减少污染物排放，改善区域环境质量
《浙江省地方燃煤热电联产行业综合改造升级行动计划》要求，到2017年底，所有地方热电厂实现烟气达到《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中的燃气轮机组排放限值要求，即在基准氧含量6%条件下，烟尘排放浓度不大于5mg/Nm3、二氧化硫排放浓度不大于35mg/Nm3、氮氧化物排放浓度不大于50mg/Nm3。
夜尿停现有分散小锅炉烟气污染物排放浓度难以达到上述要求，新建锅炉将选用燃烧效率高、并
能低温燃烧（850～950℃）的循环流化床锅炉，炉后烟气采用布袋除尘器除尘，脱硫采用石灰石-石膏法脱硫工艺，脱硝采用SNCR+SCR工艺且预留臭氧脱硝，除二噁英采用活性炭吸附装置，使锅炉的污染物排放达到《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）超低排放以及《生活垃圾焚烧污染控制标准》（GB18485-2014）的限值要求。
3. 烟气脱硫
3.1烟气脱硫工艺的选择
目前成功应用的脱硫工艺技术较多，按脱硫工程是否加水和脱硫产物的干湿状态，烟气脱硫又可分为湿法、半干法和干法三种工艺。本项目锅炉出口SO2浓度达800mg/Nm3，如果要达到超低排放35mg/Nm3的标准，炉后脱硫效率要达到95%以上，因此只有湿法脱硫和半干法脱硫方案能满足要求。
本文简述烟气脱硫技术主要有石灰石－石膏湿法烟气脱硫、氨法烟气脱硫和半干法脱硫三种方案。
3.1.1石灰石－石膏法烟气脱硫
石灰石-石膏法脱硫技术是用石灰石的乳浊液为吸收剂吸收烟气中的SO2，是目前世界上应用最广泛，技术最为成熟的脱硫技术。该法技术适应性强，对煤种变化、负荷变化、脱硫率变化均具有较强的适应性，运行可靠，脱硫效率高（>95%，最高可达99%），运行费用相对较低，吸收剂石灰石价廉易得，脱硫副产物石膏可以综合利用也可以堆放。但该法存在设备阻力较大，系统复杂，设备一次投资及占地面积较大，电耗高，运行过程中会产生脱硫废水，设备较容易结垢，石膏如果没有出路无法堆放等缺点。
3.1.2氨法脱硫技术
汽车前灯
氨法脱硫技术是利用液氨或氨水，吸收烟气中的SO2，经氧化后生成硫酸铵。该法系统简单，设备体积小，一次性投资低，脱硫效率高（>95%，最高可达99%），另外还具有一定的脱氮效果，对燃料变化适应性强，无废渣产生，脱硫副产物硫酸铵可作为肥料使用。氨法脱硫的脱硫剂具有挥发性和腐蚀性，液氨、气氨属于危险品，同时还存在氨逃逸的问题。氨法脱硫的关键问题在于脱硫产物的回收利用。如果回收效率低，不仅运行成本很高，电力企业难以承受而降低系统的运行率，而且大量的脱硫产物排放到环境中又会形成二次污染。使用该法时，需要对脱硫剂来源和脱硫副产物销售进行市场调研，只有在脱硫剂有可靠来源，脱硫副产物有可靠销售市场，而且运行成本合理时方可使用。
3.1.3 循环流化床半干法烟气脱硫技术
循环流化床半干法烟气脱硫技术，以循环流化床原理为基础，通过脱硫剂的多次再循环，使脱硫剂与烟气接触时间增加，一般可达30min 以上，从而提高了脱硫效率和脱硫剂的利用率。不但具有干法脱硫工艺的优点，如流程简单、占地少、投资少、不需烟气再热系统、可去除重金属和SO3、副产品为干态可综合利用等，而且还能在很低的钙硫比条件下，达到湿法工艺的脱硫率（>95%，最高可达99%）。但该法脱硫剂生石灰需由石灰石煅烧而成，对脱硫剂品质要求较高，且煅烧过程会增加能耗及污染物排放。脱硫副产物中CaO、SO3含量较高，综合利用受到一定限制。
循环流化床半干法烟气脱硫是一种适合我国国情的脱硫技术，它不仅适合大型，而且对中小型工业锅炉的SO2 污染治理也是一种理想的方法，该法适用于中低硫煤或有炉内脱硫的循环硫化床机组。采用循环流化床半干法烟气脱硫技术还有以下优势：
1) 利用高湍动物料床层，加上喷水降温创造良好的反应条件，脱硫效率高，通过外加吸收剂可以达到95%以上二级脱硫效率，最高可达99%，运行成本低。技术成熟，在国内外已有三百多台套成功运行业绩。
2) 利用锅炉排出烟尘中含有的大量未完全反应的CaO作为吸收剂，大幅度降低了运行成本，符合循环经济的要求。
循环流化床锅炉内脱硫效率要达到 80% 以上，其Ca/S 一般为 2~2.5，因此，锅炉排出烟气携带的灰中含有50%以上未反应完的CaO。烟气中的CaO随烟气进入流化床塔内，在脱硫工艺注水的作用下利烟气所特有高密度和激烈湍动的颗粒床层所形成高传质热速率，迅速消化生成Ca(OH)2，与烟气进行高效脱硫反应。
3) 脱硫工艺的出口烟温高于露点15℃左右，无需烟气再热排放，烟囱出口烟气流速较高，不会产生白烟，不影响烟囱的自拔力，出口粉尘、NOx的落地浓度较低，满足排放要求，对周围环境影响小。
4) 不受烟气负荷及含硫量限制，对煤质煤种适应性强，尤其适合低硫煤，对SO2浓度的增加，只需适当增加吸收剂的加入（设备无须改造），就可以使脱硫效率得到提高，以满足越来越严格的环保要求。
5) 烟囱无需防腐，大大降低投资和风险
循环流化床干式脱硫塔内激烈湍动的高密度颗粒床层所形成的巨大吸附比表面积，几乎100%脱除SO3、HCl、HF等酸性气体。因此，整个脱硫系统及后续的烟囱无需任何防腐。不仅大大节约了脱硫系统及烟道的防腐投资，还节约了烟囱防腐的投资。
膜加盖6) 先脱硫后除尘，烟温降低、烟气化学侵害能力大幅度减弱，滤袋寿命大幅度延长。另外，利用滤饼层还帮助提高了脱硫效率。
烟气脱硫技术经济性对比表
由上表可见，石灰石-石膏湿法、氨法脱硫和半干法脱硫都能满足本项目烟气脱硫的要求。氨法脱硫虽占地面积、运行电耗等较小，但由于液氨或氨水成本高，贮存的安全要求也很高，在脱硫副产物没有可靠销售市场的情况下，存在较大的运行成本风险。半干法脱硫虽然电耗及运行成本较低，对于半干法脱硫塔在单台锅炉低负荷运行时不可靠，甚至可能运行不了，存在较大的运行风险。考虑到石灰石脱硫的脱硫剂来源广泛，成本较低，储存简单，且能够利用现有石灰石-石膏湿法脱硫设施，降低整体造价，方便统一运行及管理，本项目推荐采用石灰石-石膏湿法脱硫，并且预留炉内脱硫。本项目受场地限制，湿电除尘、脱白装置及烟囱布置于脱硫塔上方，能够满足烟气超低排放的要求。
4. 脱硫废水零排放技术主要路线
脱硫废水的“零排放”处理过程主要分为三部分，分别为预处理、浓缩减量和固化。
4.1预处理
去皮刀片脱硫废水经脱硫塔排出后，不仅Ca2+、Mg2+等金属结垢离子含量较高，还高盐腐蚀。为满足脱硫废水零排放要求以及出于对后续废水回收系统设备的保护，脱硫废水需要进行预
处理，预处理作为脱硫废水零排放系统中的初始工艺，其主要目的是去除废水中的悬浮物及部分离子，以达到下个废水处理环节的进水水质要求，目前预处理方法主要分为化学沉淀法及物理过滤法。
化学沉淀法，主要由三联箱工艺、双碱法、石灰-烟道气法等。三联箱工艺主要步骤是：中和沉降-絮凝-澄清，从工程应用的角度考虑，三联箱工艺在电厂负荷变动情况下处理效果难以达到预期，且系统出水含盐量较高。
