脱硫废水零排放技术及投资分析

烟气脱硫过程中产生的废水含有重金属，含盐量较高，这类水盐分较高。

厂区其他系统无法接纳，排放后对周边环境产生不利影响。

根据常规2×350MW超临界燃煤供热发电机组估算，2台机脱硫废水的量约在10t/h左右，但是本工程打算采用循环水排污水作为锅炉补给水系统的补水，来水含盐量进一步浓缩，采用反渗透浓水作为脱硫用水后，脱硫废水排量将会进一步增加（需要脱硫厂家根据煤质、来水水质进行计算），可能会在20t/h~30t/h。

采用预处理软化+纳滤分盐+膜浓缩+蒸发结晶的处理方式处理脱硫废水，达到脱硫废水零排放。

其基本方案如下：
一、预处理软化单元
根据石灰石-石膏湿法脱硫工艺产生的脱硫废水具有高悬浮物、高含盐、易结垢等水质特性，拟采用“两级混凝沉淀”工艺，去除脱硫废水中的悬浮物、重金属、硬度等杂质离子，确保后续膜浓缩单元的连续、稳定运行。

工艺说明：
（1）通过两级混凝沉淀，通过投加絮凝剂、有机硫、熟石灰等药剂，去除废水中的悬浮物、重金属、结垢因子等杂质离子，确保进入后续膜浓缩单元水质；
（2）两级混凝沉淀产生的无机污泥经离心脱水脱水后，含水率约为80%的污泥外运处置。

二、纳滤分盐
本工程脱硫废水处理系统中硫酸根可通过形成硫酸钙（石膏）回收去除，不需要得到硫酸钠的结晶盐，因此建议采用纳滤法进行分盐。

通过纳滤膜的截留作用，水中的钙镁离子、有机物等基本得到去除，一方面彻底解决了后续RO膜、蒸发器等的污堵，另一方面也大大提高了结晶盐的品质。

纳滤装置进水依次经过纳滤保安过滤器、纳滤高压泵及纳滤装置，并在纳滤进水管分别投加还原剂、碱、阻垢剂等，防止纳
滤膜的结垢和污堵。

为提高纳滤膜的回收率，纳滤装置设计为一级三段，每段均设有段间加压泵。

纳滤产水进入纳滤水箱，纳滤浓水则回流至调节池再次进行处理。

三、膜浓缩单元
1. 膜浓缩技术选择
为了减少脱硫废水进蒸发结晶单元的水量，节省整套废水处理系统运行成本，可先对脱硫废水进行膜浓缩，浓缩液再进入蒸发结晶单元资源化处理；目前，根据煤化工废水处理行业经验，针对脱硫废水膜浓缩拟采用卷式反渗透（RO）。

2.膜浓缩（RO）单元介绍
膜浓缩单元流程简图如下：
工艺描述：
（1）脱硫废水经两级混凝沉淀预处理后，由废水收集调节池均质后，通过水泵提升，进入超滤膜组，去除废水中细小SS 及胶体，使反渗透膜浓缩单元长期、稳定运行，超滤产水进入超滤产水箱，超滤系统利用超滤产水反洗，反洗水回至调节至去除SS后循环处理；
（2）超滤产水箱废水通过水泵提升至离子交换树脂单元，通过离子交换树脂单元进一步降低废水中钙、镁离子后，再进入
膜浓缩回用系统；
（3）膜浓缩单元50%左右产水（TDS<500mg/l）进入回用水池回收利用，50%左右的浓缩液（TDS>50000mg/l）进入后续蒸发系统蒸发结晶；
（4）离子交换树脂再生废液和膜浓缩单元膜清洗废液排至前端预处理进行循环处理。

四、蒸发结晶单元
机械蒸汽压缩蒸发结晶工艺流程简图：
工艺描述：
（1）反渗透浓缩液先充分利用蒸发结晶单元余热预热后，进入浓缩罐进行蒸发浓缩，浓缩罐采用降膜蒸发器，具有传热系数高、能耗低的特点；
（2）待浓缩罐料液达到一定的浓缩比后经转料泵转料至析盐罐进一步的浓缩至达到饱和浓度使结晶盐析出；析盐罐内的盐
浆依次经增稠器、离心机实现固液分离后，固体结晶盐经干燥器干燥后达到工业盐标准（含水率<0.3%、氯化钠纯度>97%），资源化利用；
（3）系统在每次起动时，需电厂提供低压新蒸汽作为热源，待罐内有大量二次蒸汽产生且平衡后仅依靠机械蒸汽压缩风机将自身罐内产生的低品质二次蒸汽转化为高品质的加热蒸汽，实现系统自身的热量平衡；待系统正常后，除干燥系统每小时消耗约150kg的低压蒸汽外，其它系统不需要消耗新蒸汽；
（4）通过气液分离器装置，确保系统产生的二次蒸汽冷凝水水质TDS<20mg/l，远优于GB/T19923—2005中敞开式循环冷却水补充水的要求，与反渗透产水混合后一起回电厂循环水补充水系统。

通过本工艺，先将经脱硫废水混凝澄清过滤处理后，成为清洁水，再经加热、浓缩、蒸发、干燥、雾化等，盐水被干燥为粉末及蒸馏水。

蒸馏水收集后回用的工艺。

干燥结晶后的粉末结晶盐主要成分为NaCl+Na2SO4，可外售再利用。

从而实现“零排放”。

五、各单元主要设备
1、预处理系统
2、纳滤分盐+反渗透膜浓缩单元
3、蒸发结晶干燥单元
六、工程投资费用
由于蒸发结晶核心技术的保密，无法了解到各个系统的单项价格。

目前，采用相似工艺处理脱硫废水运行的有3家，但均要付出巨大的基建投资费用和运行费用。

其中河源（2×600MW）约12000万；长兴电厂（2×600MW）约8500万；佛山恒益（2×600MW）
约为4600万（不含土建、安装）。

每吨废水的处理费用约为40-80元，主要是蒸汽和药品消耗费用。

经调研，长兴电厂2×600MW机组脱硫废水处理能力按22 m3/h出力设计，目前本系统实际连续出力15-22 m3/h。

总投资约8500万元，其中由建设单位负责的土建等费用约1500万元；由总包方负责的设备费和安装、调试费约7000万元，主要包括建筑工程600万元，设备购置费用4600万元，安装费用500万元，其他费用1300万元。

根据类似工程投资推算：
本工程2台机脱硫废水的量根据常规2×350MW超临界燃煤供热发电机组估算，约在10t/h左右。

本工程拟采用循环水排污水作为锅炉补给水系统的补水，来水含盐量进一步浓缩，采用反渗透浓水作为脱硫用水后，脱硫废水排量将会进一步增加（需要脱硫厂家根据煤质、来水水质进行计算），可能会在20t/h~30t/h 左右。

整个工艺系统占地约56×18米，设备投资在3600万左右，土建费用1000万左右，安装费用400万左右，建筑工程400万元左右，包含其他措施费后总投资约6000万元。