我國的電力來源主要是火力發電，據統計，2018年我國火力發電量為49 249億kWh，佔總發電總量的70。4%。火電行業作為用水大戶，每年的耗水量和排水量巨大，2018年全國火電廠耗水總量接近60億t，廢水排放量約為2。7億t。燃煤發電作為火力發電的主要形式，佔總發電量的64。1%，成為火電廢水的主要排放來源。隨著國家對火電行業清潔生產、超低排放和近零排放的要求，以及工業用水價格的不斷攀升，燃煤電廠對各類廢水進行處理並回收利用已經迫在眉睫。而脫硫廢水作為燃煤電廠產生的一種成分複雜、最難處理的廢水，其零排放處理技術也得到越來越多的關注。dlzbcg。wang本文中對燃煤電廠中不同工業廢水的處理方法和回用路徑進行了概述，並分析了脫硫廢水零排放技術的研究和應用現狀。

1 燃煤電廠廢水種類及處理回用方式

燃煤電廠用水分為工業用水和生活用水。燃煤電廠工業用水系統包括化學水處理系統、迴圈水系統、除灰渣系統、輸煤系統、輸油系統、脫硫系統等，產生的廢水包括迴圈水排汙水、灰渣廢水、含煤廢水、含油廢水、脫硫廢水等。針對每種廢水的特點開發特有的廢水處理工藝，並實現廢水的梯級利用，可以達到電廠節水的目標。

1。1 迴圈水排汙水

電廠迴圈水是用於機組進行冷卻的冷卻水源，佔電廠總用水量的60%以上。電廠迴圈水系統多為敞開式迴圈系統，由於不斷地蒸發、漏損、濃縮形成富含Ca2+、Mg2+等離子的鹽類，導致水的電導率増加，造成管道堵塞和腐蝕，降低了換熱效率。目前多采用濃縮脫鹽的方式對迴圈水排汙水進行處理，採用“預處理（軟化+混凝+澄清）+深度除鹽（膜過濾/電滲析）”的回用處理工藝，將迴圈水排汙水中的離子脫除；為了減少混凝過程中的藥劑投加量，康少鑫等開發了“電絮凝+高效澄清+深度除鹽”的工藝，降低後續膜分離系統汙堵的風險。經過除鹽後的迴圈水排汙水可以用於迴圈水系統和化學水系統補水，產生的濃水可以用於脫硫和除灰渣系統用水。

1。2 化學制水及精處理系統排水

化學制水及精處理系統排水主要包括鍋爐補給水系統和凝結水精處理系統的混床酸鹼再生廢水、反滲透（RO）濃水和系統的沖洗排水。酸鹼再生廢水採用中和的方法將pH調節到6~9，並將處理後的水輸送到回用清水箱。對於重金屬離子和懸浮物（SS）含量不達標的廢水採用絮凝沉澱的方法進行處理；RO濃水含鹽量高，採用化學除鹽、電吸附等方法進行脫鹽處理；化學系統沖洗排水的含鹽量低，採用“酸鹼調節+絮凝沉澱+過濾澄清”的工藝進行處理後回用。化學制水及精處理系統排水可與其他廢水混合後用於脫硫工藝水補水。

1。3 除灰渣廢水

除灰渣廢水主要包括溼式除渣廢水和水力除灰廢水，具有高pH、高含鹽量，高SS的特點，採用“絮凝沉澱+澄清+過濾”的工藝調節廢水pH，去除SS。煤灰渣廢水在迴圈使用過程中最大的問題是系統的結垢，為防止結垢一般採用加酸法、加煙氣法（煙氣中SO2等酸性氣體）、投加晶種防垢法、電磁防垢法、投加水質穩定劑法等。煤灰渣廢水採用閉式迴圈處理，處理後的煤灰渣廢水返回原系統，無外排水。

1。4 含煤廢水

煤場和輸煤系統產生的含煤廢水具有SS、色度和濁度高，COD值較高的特點。採用“預沉澱+混凝澄清+過濾”的處理工藝，處理後出水SS濃度小於20 mg/L；採用電絮凝或高效微孔陶瓷過濾的方式，出水SS的濃度則能夠低於10 mg/L，實現含煤廢水迴圈利用。如果廢水中含有油，則需要在沉澱之後採用氣浮工藝處理。含煤廢水經處理後回用至輸煤系統，不外排。

1。5 含油廢水

對於輸油系統和裝置清洗產生的含油廢水採用“物化隔油+氣浮分離+過濾/吸附”的工藝，首先使用隔油的方法分離廢水中粒徑較大的油滴，然後再進一步去除其他種類的油。對於乳化油含量較高的廢水，可在物化隔油後增加絮凝床，油汙與絮凝床中填料反應分解後與絮凝劑形成沉澱排出。近年來研發出以粉煤灰為基體的吸附劑處理含油廢水，實現了以廢治廢的目標。處理後的含油廢水迴圈使用或用至煤場噴灑和輸煤系統等。

1。6 其他工業廢水

電廠中其他工業廢水包括經常性工業廢水和非經常性工業廢水，其中經常性工業廢水包括原水預處理排水、鍋爐排汙水等。原水預處理排水主要特點是泥沙含量大，應首先進行泥水分離，然後透過絮凝沉澱的方法進行處理，回用至預處理系統入口；鍋爐排汙水採用“中和+混凝+澄清+過濾”工藝進行處理，磷酸鹽含量較高時，使用RO或者離子交換工藝進行除鹽。

電廠的非經常性工業廢水包括停爐保護廢水、空預器和省煤器等裝置沖洗排水、鍋爐酸洗廢水等。電廠鍋爐多采用氨-聯氨、十八胺等藥劑進行停爐保護，產生的廢水通常使用NaClO氧化處理，採用的工藝是“酸鹼調節+氧化+混凝澄清+中和”；裝置沖洗排水的處理與回用則分為2種：有水力衝灰系統的電廠，將這部分廢水直接打入衝灰系統；幹除灰電廠則需要加入石灰，將廢水中的Fe2+轉化為Fe（OH）3沉澱，然後經“混凝+澄清+過濾”系統，去除SS並進行pH調節後達標排放。鍋爐酸洗廢水根據所使用酸的型別，採用不同的廢水處理工藝：無機酸清洗廢水採用“氧化+酸鹼調節+絮凝+澄清過濾”工藝；有機酸清洗廢水則可採用鍋爐焚燒、絡合沉降、生物法、膜過濾、高階氧化等方法進行處理；對於EDTA清洗廢水，先將EDTA進行回收，再按無機酸清洗廢水處置。廢水經處理後可回用於脫硫工藝和除灰渣系統，對於深度處理的工業廢水則可回用於迴圈水系統補水。

2 脫硫廢水零排放技術

廢水零排放是指電廠廢水經過處理後，將廢水中的鹽類和汙染物從廢水中分離出來，以固體形式排出電廠處理或將其回收利用，產出的淡水進行重複使用，達到無任何廢水排出的技術。2017年國家頒佈《火力發電廠汙染防治可行技術指南》（HJ 2301—2017），指出火電廠實現廢水近零排放的關鍵技術是實現脫硫廢水零排放。因此，開發高效、低成本的脫硫廢水零排放技術具有重要意義。

脫硫廢水水質呈弱酸性，SS含量高，COD超標，含鹽量高，硬度高，Cl-、重金屬離子和氟化物含量高，不同電廠的脫硫廢水水量、水質波動大，是燃煤電廠產生的一類水質複雜、難處理的廢水。針對脫硫廢水的特點，應單獨設定脫硫廢水處理設施，常規達標排放採用的工藝為“中和+沉澱+絮凝澄清”的“三聯箱”處理工藝。為了進一步實現水的回收利用，脫硫廢水零排放採用“預處理+濃縮減量+結晶固化”的工藝路線，最終實現水鹽分離、淡水回用的目的。

2。1 預處理技術

由於脫硫廢水中含有大量SS顆粒、重金屬，以及Ca2+、Mg2+、SO42-等結垢性離子，為了滿足後續水處理單元的進水水質要求，脫硫廢水必須進行預處理。目前應用較廣的為石灰（或燒鹼）-純鹼軟化工藝，透過投加石灰（或燒鹼）和Na2CO3，去除水中的Mg2+和Ca2+，降低水的硬度。該工藝具有穩定性和可靠性好的優點，但執行過程中投加大量的化學藥劑，形成大量汙泥沉澱，增加處理成本。相比於石灰軟化工藝，採用燒鹼軟化脫硫廢水具有有效利用率高、對鎂硬度去除率高等優點。

汪嵐等研發了石灰-芒硝-煙道氣軟化工藝，利用煙道氣中的CO2替代純鹼進行預處理。首先新增石灰乳和芒硝，生成Mg（OH）2和CaSO4沉澱，部分石灰乳與Na2SO4反應生成NaOH。芒硝的新增可以提高Ca2+的去除率，並且有利於提高NaOH產量。然後利用鍋爐排出的煙道氣中含有的CO2與廢水中的Ca2+反應生成CaCO3沉澱，達到除去Ca2+的目的，SO42-以芒硝形式分離。此方法比石灰（或燒鹼）-純鹼法工藝過程複雜，工藝控制難度較大，工程造價較高，還未投入到實際的工程應用中。

除此之外，還有離子交換和膜過濾軟化預處理技術，去除水中的Ca2+和Mg2+，降低水的硬度。但對於硬度過高的廢水，存在建設成本和執行費用高的問題，並且對進水水質有較高要求，可作為藥劑軟化後的深度軟化。

2。2 濃縮減量技術

濃縮減量主要是將經過預處理的脫硫廢水進行濃縮，減少廢水量，提高後續處理效率。濃縮減量主要包括膜濃縮和熱濃縮技術。常用的膜濃縮工藝包括RO、正滲透、納濾等技術。

（1）RO是以選擇性透過膜的兩側壓力差為動力，溶劑透過選擇性透過膜從濃溶液一側進入到濃度低的一側，進行溶劑分離的技術。在膜的低壓側產出淡水，高壓側得到濃鹽水。連坤宙等採用MF-RO工藝對電廠脫硫廢水進行深度處理，系統脫鹽率大於98%。胡大龍等採用UF-RO工藝處理脫硫廢水，整套系統的水回收率可達45%，RO出水可用於鍋爐補給水系統水源。

（2）正滲透（FO）是以選擇性透過膜兩側的滲透壓差為驅動力，水從低壓側進入到高壓側，實現水分傳輸的過程。吳火強研究了正滲透處理電廠脫硫廢水的工藝路線和效能，並對膜汙染情況進行了分析，證明了FO在廢水零排放處理中的可行性。

（3）納濾（NF）是介於UF和RO之間的膜分離技術，以納濾膜兩側壓力差為驅動力，去除水中奈米級物質。由於納濾膜是荷電膜，因此在低壓下也具有較高的脫鹽能力。康勇等研究了系統引數對NF工藝的影響，經NF處理後水質滿足脫硫系統工藝水回用指標。劉海洋等採用兩級NF工藝濃縮預處理產水，發現NF工藝可以有效地截留廢水中的SO42-，一級出水中NaCl質量分數達80%，二級出水中NaCl質量分數達95%以上，達到工業級品質要求。

目前常用的熱法濃縮技術包括多級閃蒸技術（MSF）、多效強制迴圈蒸發（MED）和機械式蒸汽再壓縮技術（MVR）。

（1）MSF技術是最早應用的蒸餾工藝，將加熱後的廢水引入至閃蒸室，由於閃蒸室中的壓力低於廢水在該溫度下的飽和蒸汽壓，導致部分廢水急速氣化，冷凝後即為所需淡水，達到將淡水從廢水中分離的目的，實現廢水濃縮。儘管熱力學效率較低但是因其工藝成熟、執行可靠在全世界範圍內得到了廣泛的應用。

（2）MED技術是將多效蒸發器串聯，高鹽廢水在第一效蒸發器中被加熱，產生的二次蒸汽進入第二效蒸發器作為加熱蒸汽，對進入第二效蒸發器的廢水進行加熱蒸發並凝結為水，如此進行多次，透過多效蒸發後各效凝結水作為淡水回收利用，廢水達到過飽和產出結晶鹽進行收集。MED透過重複利用蒸汽提高熱能利用率，降低執行成本。進一步將蒸汽熱力壓縮（TVC）技術與MED結合，可以實現將低壓蒸汽壓縮後提高溫度和壓力，用作一效蒸發器的加熱蒸汽。

（3）MVR技術利用蒸發器中產生的二次蒸汽，經壓縮機壓縮，提高溫度，輸送到蒸發器的加熱室當作加熱蒸汽，對廢水進行加熱，被加熱的廢水經濃縮後作為終產物排出系統。MVR技術提高了蒸汽利用率，在執行過程中無需再加入新蒸汽，降低了執行成本。

由膜法和熱法進一步發展的膜蒸餾和電滲析技術，也可以實現脫硫廢水的濃縮減量。

膜蒸餾（MD）是一種以疏水微孔膜兩側蒸汽壓差為驅動力，將水從溶液中分離的過程。在一定溫度下，膜一側溶液中易揮發的物質以氣態透過疏水微孔膜在另一側冷凝，非揮發性溶質不能透過疏水膜，從而實現分離濃縮的目的。車凌雲等採用氣隙膜蒸餾技術對脫硫廢水進行濃縮處理，膜系統出水脫鹽率和截留率基本維持在99。8%～100%。

電滲析（ED）是一種電化學分離過程，在陰陽電極板間交替放置陰離子、陽離子交換膜，透過外加直流電場，實現陰陽離子的定向移動，實現溶液的淡化濃縮。ED技術對廢水的濃縮倍數隨進水TDS濃度的改變而變化，目前可達到7倍以上。在ED基礎上開發的離子重組（RESALT）技術，在實現廢水濃縮減量的同時，能夠將廢水中的Ca2+和SO42-分開而避免結垢，可以實現免軟化預處理。

膜法濃縮技術對廢水中鹽的截留率高，出水水質好，能夠實現不同型別鹽分的分離，但對進水的水質要求高，必須進行完備的預處理過程，執行費用較高；熱法濃縮對進水水質變化的適應性高，工藝流程短，但投資費用較高。在工程應用中應根據水質、成本等情況選擇合適的濃縮工藝。

2。3 結晶固化技術

脫硫廢水經過預處理及濃縮減量過程，大部分SS和重金屬離子會被去除，但無法去除氯離子等可溶性鹽分，需要透過結晶固化將廢水中的鹽類和汙染物分離出來，實現脫硫廢水的零排放。

目前常用的結晶固化技術主要有蒸發結晶和煙道蒸發。蒸發結晶是透過加熱蒸發溶液，從溶液本體中將溶劑蒸發形成為飽和溶液，進一步蒸發，過量的溶質以晶體狀析出，實現鹽水分離。蒸發結晶主要包括MSF、MED、MVR技術，相關內容已在熱法濃縮減量章節介紹，透過增加系統的效數或級數，可以實現廢水中鹽的結晶分離。

煙道蒸發是在煙道中利用煙氣的餘熱將霧化後的廢水完全蒸發，將廢水中的汙染物轉化為固體結晶物或鹽類，最終被除塵器捕集，從煙道中去除，實現脫硫廢水的零排放。煙道蒸發分為主煙道蒸發和旁路煙道蒸發2種。主煙道蒸發是將霧化後的脫硫廢水噴入空氣預熱器與除塵器之間的煙道中進行蒸發；旁路煙道蒸發是增加1個旁路煙道蒸發器，將空氣預熱器前的少量高溫煙氣引入至旁路煙道蒸發器中對霧化的脫硫廢水進行蒸發，再將結晶鹽排入除塵器前的煙道中。廢水經煙道蒸發後形成的結晶鹽被電除塵器捕集後隨粉煤灰一併排出。

蒸發結晶技術較為成熟，電廠應用較多，與膜濃縮技術連用可以實現二級工業鹽的回收，但投資和執行成本高，佔地面積大，對進水水質要求高。煙道蒸發技術具有系統簡單，投資、執行成本低，佔地小的優勢，對進水水質要求低；相比於主煙道蒸發，旁路煙道蒸發具有煙溫高、煙氣使用量小、蒸發速度快，對鍋爐主煙道影響較小的優點，但是由於使用的是品位較高的高溫煙氣，需考慮對鍋爐效率的影響。

目前，國內已有多家火電廠的脫硫廢水零排放系統投入運營，其中蒸發結晶技術應用較多：廣東河源電廠採用“軟化預處理+多效蒸發結晶”的工藝處理脫硫廢水，產生的結晶鹽滿足二級工業鹽標準；華能長興電廠採用“軟化預處理+多級膜濃縮+蒸發結晶”工藝生產出結晶鹽，淡水分離後進行回用，產出工業二級鹽進行外售。煙道蒸發技術近幾年逐漸發展起來：大唐陽城電廠採用“軟化預處理+膜濃縮+高溫旁路煙道蒸發”工藝，經膜濃縮後系統脫鹽率高達97%，淡水回收率達60%，剩餘40%的濃水進入旁路煙道蒸發系統蒸發處理。

3 展望與總結

燃煤電廠作為用水和廢水排放大戶，為了滿足不斷嚴格的國家環保要求，降低電廠運營成本，提高電廠水資源利用率，應對全廠各用水系統進行分項治理，針對不同型別的廢水開發行之有效的處理方法；按照“一水多用，梯級利用”的原則，對處理後的各類廢水進行回用，實現廢水不外排。針對處理難度大的脫硫廢水，應在預處理及減量化後，採用高鹽廢水蒸發結晶、煙道蒸發乾燥等零排放技術進行廢水的高效處理與回收利用。目前我國的電廠脫硫廢水零排放技術仍處於探索期，應當“因廠制宜”，根據電廠的實際情況開發低成本的零排放工藝，實現廢水的資源化。