目前燃煤电厂提供全球电力的41.3%而我国2017年煤电装机总量约为10.2亿kW占发电装机总量的58%。由于绝大多数的SO2排放来源于燃煤锅炉因此燃煤发电厂必须配备SO2脱除装置。
在各种烟气脱硫技术中石灰/石灰石-石膏法因其脱硫效率高、可靠性高、适应性强和成本低等优点而被广泛应用。考虑到设备防腐和石膏质量的需求应定期从脱硫系统排出一定量的废水以保证氯化物和重金属浓度低于设计水平。排出的脱硫废水普遍具有pH值低悬浮性固体(SS)、氯化物、硬度离子浓度高，且含有多种重金属的特点。由于脱硫废水中大部分污染物为国家环保标准中要求严格控制的污染物直接外排会产生新的污染且脱硫废水硬度高毒性、腐蚀性和结垢性强废水排放也会影响设备的正常运行。2015年出台的《水污染防治行动计划》明确对电厂废水处理提出零排放要求其中作为全厂废水梯级利用的终点烟气脱硫废水资源化利用是实现零排放的关键环节。
脱硫废水水质特性
中试试验用脱硫废水取自华能国际电力股份有限公司江苏南通发电厂烟气脱硫系统废水旋流器出水水质数据见表1由表1可知：
脱硫废水水质特点为悬浮物含量高且颗粒粒径小主要成分为灰分、惰性物质、絮凝沉淀物等;硬度高易结垢水中Ca2+、Mg2+、SO42-质量浓度高处于过饱和状态;盐分及氯离子浓度高pH值较低，德图红外热像仪呈弱酸性对设备、管道有腐蚀性含Cr、Hg、Cd、Zn等重金属以及少量有机物组分变化大水质复杂。
技术经济分析
根据零排放中试试验工程验证该脱硫废水零排放系统的运行成本主要包括动力消耗、药剂消耗和蒸汽消耗3部分。其中动力消耗折算到处理水量为17.3kW·h/m3厂用电价按照0.4元/(kW·h)估算折合6.9元/m3。
药剂消耗主要包括石灰、纯碱和烧碱消耗量分别为3.2、3.2、10.0 kg/m3同时考虑其他药耗(0.5元/m3)则药剂成本总量为37.6 元/m3其中除镁池的 NaOH 消耗成本占比78.5%。蒸汽消耗按照电渗析浓缩10倍1m3浓水需要1.5t蒸汽蒸汽单价以180元/t 计算则蒸汽消耗成本为27元/m3。因此脱硫废水零排放系统的总运行成本为71.5 元/m3。该运行数据与广东河源电厂实际零排放工程70~80元/m3的运行费用较为接近。
结 论
1)通过集成预处理模块、深度处理模块、预浓缩模块和蒸发结晶模块构建了脱硫废水零排放工艺并进行中试研究。预处理模块的反应器作预处理单元能够高效去除脱硫废水中的Ca2+和Mg2+是深度处理模块对硬度离子去除效果的“先保障”缓解了后续膜浓缩和蒸发结晶模块的结垢情况。
2)纳滤单元和离子交换单元为深度处理模块能够保证出水中Ca2+和 Mg2+的高效稳定去除，防止反应器调控难以完全响应进水波动造成的硬度离子升高起到“后保障”作用。
3)预浓缩模块的电渗析单元能够大幅减轻蒸发单元的能耗并同时截留二价离子淡水出水可回用。蒸发单元得到的工业盐纯度可达到《工业盐国家标准》(GB 5462—2015)中二级工业湿盐的要求。
