火电厂烟气脱硫废水处理工艺

一、废水来源与特征
石灰石 – 石膏湿法脱硫系统中，氯离子随吸收液循环富集，为控制腐蚀和石膏品质需定期排出部分浆液。典型脱硫废水 pH 4～6，悬浮物高，氯离子浓度通常 10000～20000 mg/L，高氯煤种工况下可达 30000 mg/L，含汞、砷、铅、镉等重金属。一台 600 MW 机组排放量通常 5～15 m³/h。
二、常规三联箱工艺
中和箱投加石灰乳，将 pH 从 5.5 提至 9.0 附近，使铜、铅、镉等重金属生成氢氧化物沉淀，同时氟离子生成氟化钙沉淀。汞难以通过氢氧化物有效去除，需在反应箱投加有机硫，使其与残余汞（及微量镉、铅）生成溶解度更低的硫化物。絮凝箱加入絮凝剂和助凝剂使沉淀物聚集沉降：絮凝剂常用聚合硫酸氯化铁或氯化铁溶液，在絮凝箱内投加，使悬浮固体和胶体杂质凝聚成微细絮凝体；助凝剂采用聚丙烯酰胺（PAM），通常在絮凝箱出口管道投加，通过架桥、吸附作用强化颗粒长大，使微细絮体变成更大、更易沉淀的絮状物。出水经澄清后投加次氯酸钠，氧化亚硫酸盐等还原性无机物，消除其对 COD 测定的贡献，调节 pH 至 6～9 排放，指标可满足 DL/T 997—2020。该工艺结构简单、运行稳定，是当前大量电厂实际采用的达标排放方案，但氯离子并未降低，不适用于零排放场景。

三、零排放技术路线
零排放总体思路为 “浓缩减量＋固化处理”。 浓缩减量方面，热法浓缩利用烟气余热通过多效闪蒸将废水浓缩至原体积的 1/5～1/8，系统辅机电耗通常约 25～28 kWh/m³。膜法浓缩以反渗透为核心，单级 DTRO 回收率通常 60%～75%，两级串联可达 80% 以上，但预处理软化药剂成本较高。
固化处理方面，蒸发结晶（以多效蒸发系统为例）将浓液蒸干、盐分结晶析出，运行成本约 50～80 元 /t，投资约 250～350 万元 /(t・h)。高温旁路烟气蒸发将浓缩液喷入高温烟气，盐分随飞灰被除尘器捕获，投资约 100～250 万元 /(t・h)，运行成本约 20～30 元 /t。旁路蒸发存在喷枪喷嘴堵塞、烟道积灰结垢等工程风险，飞灰中可溶性盐、氯离子含量升高可能影响其资源化品质；但工程实践表明，在常规飞灰氯含量条件下，将高氯粉煤灰掺比控制在 20% 以内，通常可使水泥成品氯离子满足 GB 175—2007≤0.06% 的限值要求，具体仍需结合粉煤灰实测氯含量、水泥配比及辅料参数核算，该负面影响整体可控，选型时需结合下游利用工况综合评估。
低温烟气浓缩耦合高温干燥是近年发展的组合路线，依托石膏晶种调控结垢行为，可省去传统石灰 – 碳酸钠软化预处理单元，水资源回用率超过 80%，对机组深度调峰工况适应能力较好。
四、技术选择要点
技术路线需结合废水水量水质、可用热源条件和场地约束综合判断。蒸发结晶规模效应明显，适合水量较大的机组；旁路烟气蒸发系统简洁，适合场地紧张或热源受限的电厂，但须评估飞灰资源化影响。成本数据为行业参考区间，随电价、蒸汽价格、药剂和当地造价波动，不宜直接作为概算依据。 2026 年发布的《火电厂脱硫废水零排放技术规范》（T/CWDPA 150—2026）对预处理、浓缩减量和固化处理单元的设计要求做了系统规定，可作为工程设计参照。脱硫废水水质因厂而异、因煤而异，任何方案都需在实际水质数据基础上校核调整。