脱硫废水成分,如何处理,处理工艺与设备

脱硫废水是石灰石石膏湿法烟气脱硫（FGD）装置为维持浆液循环平衡、控制氯离子浓度、保证石膏副产物品质而定期外排的“工艺废水”。其水量不大，却集中了烟气中90%以上的可溶性杂质，被公认为燃煤电厂最难处理的末端废水之一。

一、脱硫废水来源节点

1.吸收塔底部维持氯离子≤15g/L的间歇排放液

2.石膏真空脱水机滤布冲洗水、水力旋流器溢流液

3.浆液管道、泵体、除雾器冲洗水

4.部分电厂还把化学再生废水、反渗透浓水、循环冷却排污水并入同一脱硫废水池，成分更复杂

二、脱硫废水典型成分（以煤种、石灰石纯度不同而波动）

1.悬浮物：9000–22000mg/L，主要为石膏、飞灰细颗粒

2.无机盐：SO₄²⁻1–3%、Cl⁻5–20g/L、Ca²⁺/Mg²⁺过饱和，TDS30–60g/L

3.重金属：Hg0.1–1mg/L、Cd0.2–1mg/L、Pb、Cr、Ni、Zn、As等，多为第一类污染物

4.非金属：F⁻20–200mg/L，易生成CaF₂结垢

5.还原性硫化物：SO₃²⁻、S₂O₃²⁻、S₂O₆²⁻，COD500–3000mg/L

6.pH：4–6，呈弱酸性，腐蚀性较强

三、脱硫废水危害

1.高Cl⁻、高盐造成点蚀、缝隙腐蚀、应力腐蚀开裂，316L半年即可穿孔，危及吸收塔寿命

2.重金属与硒、砷具有生物毒性，可在鱼类、农作物中富集，导致慢性中毒

3.高SO₄²⁻进入水体后，在厌氧沉积层生成甲基汞，破坏生态功能

4.悬浮物与过饱和石膏易在管道、喷头、除雾器结垢，降低脱硫效率，增加停机检修频次

5.色度、浊度高，排入灰场后下渗污染地下水，现行《DL/T19972006》要求全部第一类污染物浓度≤μg·L⁻¹级，传统中和沉淀难以稳定达标

四、处理思路：预处理＋浓缩减量＋固化/资源化

（1）预处理——“软化＋除重”

投加Ca(OH)₂或NaOH把pH提到9–9.5，使大部分重金属生成氢氧化物沉淀；同时Ca²⁺与F⁻形成CaF₂共沉淀

有机硫化物（TMT15）专门捕捉Hg²⁺、Pb²⁺，生成溶度积更小的硫化物

加PAC、PAM絮凝，经斜板/高密度澄清池去除SS≤70mg/L，出水重金属可满足GB一级标准

（2）浓缩减量——“膜法＋软化”

管式微滤（TMF）或高负荷沉淀＋多介质过滤，保证SDI＜3，保护后续膜

采用海水淡化级反渗透（SWRO）或碟管式DTRO，回收率55–65%，产水TDS≤300mg/L，可回至工艺水箱或循环冷却补水

浓水TDS80–120g/L，体积已减至原水1/3，为后续蒸发降低60%以上能耗

（3）蒸发结晶——“jyue/多效＋强制循环结晶器”

浓水经板式或管式换热器预热，进入强制循环结晶器，在95–105℃蒸发，石膏、NaCl、MgSO₄等盐分析出，离心脱水得混合盐含水≤8%

二次蒸汽经机械蒸汽再压缩机(jyue)提升6–9℃后回用，单位蒸发能耗28–35kWh·t⁻¹水，比三效节能40%以上

结晶盐按《危险废物鉴别标准》判定，多数电厂需作为危废委托有资质单位填埋，少数地区可提纯为工业副产盐

（4）固化/资源化路线（可选）

喷雾干燥＋水泥窑协同处置：把浓水直接喷入850℃窑尾，盐与重金属被熟料固化，实现“零废水、零盐”

低温真空耙式干化：40–50℃蒸发，残渣含水≤15%，体积减量化90%，便于袋装入库

选择性电渗析或纳滤分盐：NaCl与CaSO₄分流，分别制精盐和α高强石膏，经济性依赖盐市场与地方补贴

五、工艺组合示例（600MW机组8m³/h脱硫废水）

废水池→中和/重金属沉淀→TMF→软化树脂→DTRO→jyue强制循环结晶→离心脱水→危废仓库

运行结果：

回收淡水≥65%，水质优于《GB/T199232005》工业循环冷却水标准

混合盐产量0.8–1.0t·h⁻¹，满足《危险废物填埋污染控制标准》入场要求

全系统投资约1.2–1.5亿元，吨水直接运行成本35–45元（含蒸汽、电力、药剂、人工）

脱硫废水“高氯、高盐、重毒”三位一体，传统中和沉淀只能解决达标排放，无法回用；要想实现真正“零排放”，必须走“软化除重—膜浓缩—蒸发结晶/干化”三级耦合路线，其中jyue强制循环结晶器因抗结垢、能耗低、自动化程度高，已成为当前火电厂脱硫废水深度处理的主流终端技术。