北极星环保网讯:目前国家对高盐废水的处理要求越来越高，这一情况在电力行业体现得尤为突出。2015年“水十条”开始，燃煤电厂废水回用不外排的政策频出，脱硫废水零排放需求越来越普及。

近几年，在旧电厂改造、新建电厂等系统中，为了响应国家政策要求，促进电厂的长期发展，电厂都在陆续考虑脱硫废水零排放系统的配套。

目前燃煤电厂脱硫废水零排放工艺百花齐放，众说风云。本文主要解析目前燃煤电厂脱硫废水零排放系统工艺市场应用情况。

电力行业背景

中国电力行业发电构成中，五大全国性发电集团约拥有全部发电资产的50%，其余发电资产分布于其他的独立发电公司、地方发电企业等。

五大电力集团：华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、电力投资集团。

四小豪门：国华电力、华润电力、中广核、国投电力。

为了响应国家煤电一体化规划，促进国家煤电资源合理化利用，神华与国电合并成立国能投，其中国电拥有控股权。

其实不难发现，近些年国家一直在陆续加强央企之间的重组。类似的操作，如中国南车与中国北车、宝钢与武钢、中国远洋与中国海运等，如出一辙。

近些年山东、天津、北京地区增加了对外排水含盐量的要求，内蒙包头地区要求实现废水零排放，其余地区也纷纷开始废水零排放试点。在国内大环境下，目前华能、大唐、国能投、各类地方电厂等均有脱硫废水零排放系统案例实施。

从实施情况来看，末端高盐废水的处理具有处理难度大、投资和运行成本高等特点。毋庸置疑，采用先进节水与废水零排放技术，使有限的水资源发挥更大经济效益，是我国发展电力工业的必然选择和发展趋势。

燃煤电厂脱硫废水

燃煤电厂的废水种类较多，针对于不同的废水，燃煤电厂常规会采用废水阶梯式处理回用工艺。（见图片一）

石灰石-石膏湿法脱硫技术是国内外燃煤电厂最常用的脱硫技术。在湿法烟气脱硫工艺中，为了维持系统稳定运行和保证石膏产品质，需要控制将液中Cl-浓度不能过高，因此需排出一部分浆液，从而产生脱硫废水。

燃煤电厂脱硫废水水质、水量与前端脱硫工况、石灰石质量、锅炉烟气散发量等相关性非常大，尽管各地方电厂脱硫废水组成类别有一定的相似性，但是各组成含量、水量等具有差异较大。（见图片二）

目前脱硫废水系统零排放往往考虑将厂区多股高盐废水集中处理，常规末端高盐废水主要包括以下几种：（见图片三）

针对于脱硫废水，国内大多数燃煤电厂基本采用下述三联箱工艺优先处理：（见图片四）

早期初步处理后的脱硫废水，主要回用于干灰调湿、灰场喷洒、煤场喷洒、水力除渣等工艺系统，其次较多的老厂配备了蒸发塘/池，用于蒸发减量处理。

脱硫废水零排放工艺

目前国内燃煤电厂脱硫废水零排放组合工艺较多，各有优势，因厂制宜显得格外的重要，其中归纳后，零排放工艺主要含以下几个单元：（见图片五）

预处理单元，尽管工艺相对成熟，但一般具有相关案列应用经验的工程公司会体现出更好的细节设计、更强的专业性，其中预处单元主要控制的风险参数：悬浮物、重金属、硬度、硅等。

预处理单元工艺包中，纳滤分盐的工艺越来越普及，一方面源于纳滤的浓水可以考虑返回至前端预处理系统使用，降低药剂费用；另一方面纳滤浓水可以考虑硫酸钠冷冻结晶，做硫酸钠副产品；第三，纳滤产水可以得到纯度较高的氯化钠溶液，有利于后续工艺的多样性选择。

虽然目前考虑到投资和运行成本，有部分工程公司主推脱硫废水直接利用烟道余热蒸发等工艺，但是市场综合测试反馈下来，这样的系统并未能有效降低成本，而且存在一定的运行风险。

固化单元，目前电厂应用最多的工艺应该是MVR、烟道蒸发。其中MVR工艺相对成熟，在零排放系统中普及较广，脱硫废水系统中MVR工艺包常规考虑最终得到氯化钠纯盐产品（工业盐一级标准）。

烟道蒸发工艺中，通过长期的数据模拟、实际案例验证，其中烟道旁路蒸发工艺更具有优势，适合目前脱硫废水零排放系统，两者工艺说明如下：（见图片六）

浓缩减量单元，主要含膜法和热法，可选择的工艺较多，而且没有绝对性。该工艺单元主要目的：将高盐废水浓缩减量，减少MVR或旁路烟道蒸发系统水量，提高运行经济性、稳定性。

膜法浓缩工艺中，应用最多的是蝶管式反渗透（DTRO）、电渗析（ED）。

其中DTRO工艺，膜片主要以美国、德国等进口为主，部分主体配件可进口、可国产，系统进水最经济TDS范围为40-60g/L；实际出水氯化钠浓度可浓缩至100-120g/L。但是DTRO运行压力较高，可达120Bar，单支膜通量有限，在设备占地和投资方面，会有些劣势。其中江苏利港电厂脱硫废水零排放系统中，DTRO工艺就存在一些运行问题，后来进行了工艺改造。

电渗析（ED）工艺，配套的离子交换膜品牌可进口、可国产，有应用业绩的进口膜品牌主要有日本ASTOM、AGC。国产膜品牌较多，但有应用业绩的主要为杭州某电渗析品牌。

电渗析系统进水最经济的TDS范围为15-60g/L；实际出水氯化钠浓度可以做到150-200g/L。电渗析系统属于常压运行，对于预处理要求不高，且不存在氯离子腐蚀等材质问题。综合上述优势，尽管目前脱硫废水零排放系统中，运行2年以上的电渗析系统基本没有，但是这两年新增的脱硫废水零排放系统中，浓缩减量单元多数为电渗析工艺。各类电厂行业会议上，设计院、工程公司等推广的零排放工艺包中含ED浓缩减量工艺单元的非常多。

热法工艺中，市场推广最多的是低温烟气余热蒸发、烟气余热闪蒸，且具有应用业绩。两者工艺均有效利用烟道余热，在水量较小的系统，具有非常大的经济性优势，脱硫废水经过简单预处理后，可以直接进入蒸发系统。但这类系统，一旦水量和水质出现大范围波动，则系统稳定性无法保证。

燃煤电厂脱硫废水零排放工艺没有绝对，投资成本、运行成本、运行稳定性、电厂的特性等因素，会综合影响一个工艺包的落地。目前国内电厂零排放市场非常火，应用案例非常多，但是达到设计预期，长时间运行的零排放案例偏少。下述案例仅供参考：（见图片七）

从应用案例可以看出，脱硫废水零排放工艺从最开始的简单直接蒸，到目前分盐、浓缩减量、烟气余量利用、烟道蒸发等，其实在借鉴了其他领域零排放工艺基础上，又利用了电厂自身的资源，工艺包趋于多样化。

基于组合工艺包的演变，工艺技术的成熟化应用，仅针对于脱硫废水零排放系统，吨水投资成本从最开始的500万降到了150万-300万。吨水运行成本从最开始的70-80元降到了20-45元。

结束语

尽管目前燃煤电厂脱硫废水零排放越来越普及，但各类电厂是否真正需要“零排放”，还需三思。在满足国家政策要求的情况下，电厂不仅要考虑到水，还应注意环境、资源等实际需求，同时电厂运营现状、能力等也非常重要。

在考虑燃煤电厂废水零排放的方向上，综合目前市场情况而言，后续燃煤电厂会更多地考虑整厂废水零排放实施。在这种情况下，不管是旧电厂改造，还是新建电厂，配套的零排放工艺包中，纳滤分盐、膜浓缩减量、旁路烟道蒸发等工艺应用会越来越普及。

摘录自：北极星环保网

供稿人：穆野/审批人：陈险峰

日期：2019年6月26日