燃煤电厂脱硫废水处理工艺试验研究

北极星环保网讯:为了降低燃煤电厂脱硫废水零排放的处理成本，通过中试试验，研究了脱硫废水经过药剂软化预处理+管式超滤+碟管式反渗透(DTRO)浓缩+蒸发结晶工艺的技术可行性，摸索了各工艺段的关键运行参数。试验结果表明:预处理投加石灰阶段，pH控制在10.5～11时，水中镁离子去除效果较好，且可以去除水中大部分重金属及F-。管式超滤和DTRO抗污堵性较好，能够将废水进行减量化处理，回收率控制在65%～70%。系统稳定运行，浓水可以进入蒸发结晶系统，使蒸发水量减少50%～60%，投资和运行成本都有所降低。

关键词:脱硫废水;管式超滤;碟管式反渗透;膜浓缩;蒸发结晶;零排放

我国发电种类主要包括火电、水电、核电、风电及其他绿色环保电力。火电即火力发电，是利用煤、石油和天然气作为燃料生产电能，由于我国煤炭资源非常丰富，且利用煤炭发电运行可靠，技术成熟，成本较低，所以我国火力发电燃料绝大部分是煤炭，作为长期以来我国能源供给的主要来源[1]。

2014年我国火电发电量占总发电量的比例为75.20%，根据吴敬儒《2015—2030年电力工业发展展望》预测，到2020年，我国能源结构不会发生根本性改变，煤炭在一次能源中的比例仍将维持在60%以上。火电厂煤等化石燃料的燃烧造成了严重的环境问题，而SO2的排放尤为引人关注，其不仅能直接危害生态环境，而且是酸雨、灰霾等形成的重要前体物[2]。

在众多烟气脱硫方法中，石灰石-石膏湿法烟气脱硫是目前世界上技术最成熟、应用最广泛的一种脱硫技术[3]。脱硫吸收塔内浆液反复循环利用，浆液需要不断补充、更新，含有大量重金属离子的废水需要排放，即“脱硫废水”[4]。脱硫废水一般具有以下几个特点:

①水质呈弱酸性:国外pH值为5.0～6.5，国内为4.0～6.0。②悬浮物含量高[5]，每升中含数万毫克。③COD(化学需氧量)、氟化物、重金属超标[6]，其中包括第1类污染物，如As、Hg、Pb等。④盐分含量高，含大量的SO2-4、SO2-3、Cl-等离子，其中Cl-含量约为0.04。

国内对于脱硫废水实际处理方面，仅有少数电厂采用灰场处置[7]、水力除灰等方法处理，其余大多数电厂设置了单独的脱硫废水处理系统，以化学沉淀法最为常见，此外还有流化床法、膜分离法、离子交换法和电絮凝法等[8]。典型的化学沉淀法处理脱硫废水，俗称三联箱沉淀法[9]，主要分为废水中和、重金属沉淀、絮凝和浓缩/澄清4个步骤[10]。

因此，根据国家对脱硫废水零排放的要求，在传统沉淀法的基础上，通过管式超滤和碟管式反渗透(DTRO)对脱硫废水进行浓缩效果试验，主要考察进水条件和工作条件对膜通量的影响，浓缩后的淡水可回用，浓水进入蒸发结晶系统，实现零排放。

1试验

1.1试验材料及装备

管式超滤膜组件采用外压式，规格1860mm×250mm，组件型号SFP-2660，膜材质:聚偏氟乙烯(PVDF)，过滤精度:30nm，孔径:0.2μm。DTRO装置操作压力0～5.5MPa，处理量0.2m3/h，总设备尺寸1250mm×750mm×1250mm，膜面积为3.0～9.4m2。试验废水:来自某电厂的脱硫废水。试验装置主要由调节池、供水泵、预处理软化系统、管式超滤膜、中间罐、高压泵、DTRO装置、蒸发结晶系统组成，供水泵流量为1.5m3/h。

1.2工艺流程

国内燃煤电厂脱硫废水通常采用三联箱法进行处理，本文选用图1的工艺流程进行浓缩及结晶处理，该工艺流程以常规化学沉淀+膜处理工艺为主，最后浓水进行蒸发结晶处理，产水回收利用。

图1燃煤电厂脱硫废水处理工艺

1.3操作方法将

原脱硫废水加入调节池中，启动供水泵，进入预处理软化系统，分三联加入石灰乳、硫化物、絮凝剂和Na2CO3，然后用中间泵使其进入管式超滤，记录上清液和浑浊液对膜通量的影响，管式超滤透过液加入盐酸进行调节，然后进入DTRO系统，记录不同进水硬度、进水压力和回收率对膜通量的影响，DTRO浓水进行蒸发结晶处理，淡水回用。

2结果与讨论

2.1预处理软化系统

在本试验中选取某燃煤电厂脱硫废水出水作为研究对象，水质检测结果显示:pH值为6.25、电导率46.8mS/cm、Ca2+质量浓度为1202mg/L、Mg2+质量浓度为5943mg/L、SO2-4质量浓度为2961mg/L、COD浓度为1333mg/L、Cl-质量浓度为15028mg/L和浊度为13NTU。

通过多次试验比较，常规的化学沉淀法，在每升废水中投加Ca(OH2)和Na2CO3的量分别为22.67g和38.33g，经过沉淀处理后，钙、镁离子的质量浓度分别为57.72和7.78mg/L。2.2管式超滤系统管式超滤可以有效截留废水中的大颗粒离子，由于管式超滤膜流道宽、耐污染能力强，可以将废水浓缩倍数提高几倍到十几倍[11]。

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