[实用新型]一种火力发电厂脱硫废水的零排放处理系统

说明书

本实用新型公开了一种火力发电厂脱硫废水的零排放处理系统，包括：反应池、电化学装置、高效沉淀一体设备、1#电驱动膜装置、脱硫岛系统、2#电驱动膜装置、4#电驱动膜装置和3#电驱动膜装置。本实用新型通过化学反应+电化学装置+高效沉淀一体设备+一多价分离电驱动膜+浓缩电驱动膜+双极膜组合工艺可回用脱硫废水中90％以上的水分，同时又能资源化利用废水中的Na₂SO₄和NaCl，生产石膏并无需采购处理过程中的酸和碱。

技术领域

本实用新型涉及火力发电厂脱硫废水处理领域，尤其是涉及一种火力发电厂脱硫废水的零排放处理系统。

背景技术

目前，在火力发电厂各种脱硫方式中，锅炉烟气湿法脱硫因其脱硫效率高而占有越来越大的比例，但该工艺的缺点是要产生废水，废水的pH值为5～6，同时含有大量的悬浮物(石膏颗粒、SO₂、Al和铁的氢氧化物)、氟化物和As、Cd、Cr、Cu、Hg、Ni、Pb、Sb、Se、Sn、Zn等重金属元素，国内电厂脱硫多采用湿式石灰石-石膏法处理工艺。烟气中含有少量从原煤中带来的F^-和Cl^-及各种杂质，进入脱硫吸收塔后被洗涤下来并进入浆液，F^-与浆液中的铝联合作用对脱硫吸收剂石灰石的溶解产生屏蔽影响，致使石灰石溶解性减弱，脱硫效率降低；同时，Cl^-浓度过高对吸收塔系统和结构有腐蚀作用。因此，石灰石-石膏湿法烟气脱硫过程通常需要排出一部分滤液水(吸收塔浆液经脱水后产生)作为脱硫废水，以达到控制Cl^-、F^-离子浓度并维持吸收塔物质平衡的目的。因为水质特殊，污染性强，所以脱硫废水必须经过单独处理才能排放，否则会给环境造成很大的污染。另外，为了提高水资源的综合利用率，电厂一般会将反渗透浓水，循环系统排污水等各类排水作为湿法烟气脱硫系统工艺的水源。脱硫废水成为燃煤电厂系统末端水质最恶劣的废水。因此，对脱硫废水进行深度处理，实现脱硫废水“零排放”已成为燃煤电厂规划设计、环保升级改造工作面临的新挑战。

如今国内火力发电厂锅炉烟气脱硫废水“零排放”处理技术主要有河源电厂脱硫废水“零排放”系统、三水恒益电厂脱硫废水处理系统、华能长兴电厂脱硫废水处理系统和国电汉川电厂脱硫废水“零排放”系统。其中，河源电厂脱硫废水“零排放”系统采用的是四效蒸发结晶系统，于2009年12月18日投入运行至今达7年，为国内首创，系统成熟可靠，产水达到回用水质标准，产生污泥为制砖原料，结晶盐为印染厂所用，据计算，吨水处理蒸汽耗量300kg，电耗30kWh；三水恒益电厂脱硫废水处理系统于2012年投运至今达4年，运行稳定，出水水质达到循环冷却水水质要求，由于预处理简化，所产结晶盐为杂盐，作为固废处理，据计算，吨水处理蒸汽耗量89.21kg，电耗26.63kWh；华能长兴电厂脱硫废水处理系统采用正渗透技术，于2015年4月5日调试结束，结晶盐主要成分为NaCl和Na₂SO₄，纯度大于95％，目前正在研究改造该系统，欲提高NaCl纯度，为综合利用提供条件，据计算，吨水处理蒸汽耗量90kg，电耗8.3kWh；国电汉川电厂脱硫废水“零排放”系统采用的是“TMF软化+NF分盐+SWRO+DTRO+MVR”工艺路线，目前正处于调试阶段。上述4条脱硫废水处理工艺路线均有各自的优势和劣势，但都存在如下问题：1)预处理药剂软化加药成本高，据计算，吨水软化药剂成本在20-30元/m³左右；2)蒸发之后的结晶盐纯度较难保证，纯度低时只能作为固废(危废)处理，增加吨水处理费用；3)蒸发结晶处理成本高，蒸汽耗量及电耗高，处理成本高等。为了克服上述各种工业应用工艺路线实际存在的缺陷，本发明专门提出一条具有软化药剂成本低、无需蒸发结晶等优点的脱硫废水“零排放”工艺路线。

实用新型内容

针对上述问题，本实用新型提供了一种火力发电厂脱硫废水的零排放处理系统，有效解决背景技术中指出的问题。

本实用新型采用的技术方案是：

一种火力发电厂脱硫废水的零排放处理系统，包括：