废水零排放之脱硫废水部分的分析与改造方案

彭智聪

广东红海湾发电有限公司 广东省汕尾市， 516623

摘要：本文针对广东汕尾电厂2台600MW超临界机组及2台660MW超超临界机组在废水零排放之脱硫废水部分的分析与改造方案，总结出末端废水零排放对策。以期对同类型参数的机组有关吸收塔浆液起泡处理方面提供参考和依据。

关键词：燃煤发电；脱硫废水；废水零排放

1概述

红海湾电厂四台机组的烟气脱硫装置均采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，一炉一塔处理100%的烟气。本脱硫装置配套的子系统主要包括工艺系统、控制系统（DCS）和电气系统。本脱硫装置配套的工艺系统包括：石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO₂吸收系统、石膏脱水系统、工艺水系统、压缩空气系统、排放系统、废水处理系统。

2项目改造必要性及迫切性

红海湾电厂进行了 “排污许可证”申领工作，并于2017年6月正式颁发。“排污许可证”要求电厂的电力生产废水、输煤系统废水、油罐区废水、生活污水和冲渣水不外排；要求脱硫废水排至厂内综合污水处理站，排放口类型为设施或车间废水排放口；要求直流冷却水排水可直接进入海域，排放口类型为一般排放口。

根据红海湾电厂“排污许可证”要求，一般排放口余氯的许可排放浓度限值为0.2mg/L。对于设施或车间废水排放口的许可排放浓度限值要求，化学需氧量为90mg/L，总汞为0.05mg/L，总砷为0.5mg/L，悬浮物为60mg/L，硫化物为10mg/L，总镉为0.1mg/L，pH值为6-9。

对红海湾电厂水源水水质进行分析对比，结果见表2-1

表2-3 红海湾电厂主要废水水质分析结果

指标	单位	锅炉 补给水	生活污水原水	生活污水出水	工业废水	精处理 再生废水	脱硫废水（原水）
pH	-	6.89	6.91	7.13	3.16	11.34	6.47
电导率(25℃)	μS/cm	142.6	172	172.4	3440	2260	15620
1/2Ca2+	mmol/L	0.16	1.28	0.12	1.36	0	43.52
1/2Mg2+	mmol/L	0.63	0.98	0.53	2.61	2.12	202.37
Cl-	mmol/L	1.18	2.77	2.8	22.82	13.72	112
SO42-	mmol/L	5.62	4.46	4.54	5.99	3.48	102.7
NO2--	mmol/L	0.01	未检出	未检出	未检出	未检出	0.01
PO43-	mmol/L	0.03	0.7	0.54	0.13	0.04	0.35
总硬度	mmol/L	0.79	2.26	1.65	3.97	2.12	245.89
非碳酸盐硬度	mmol/L	0.79	\	1.15	3.97	\	244.41
碳酸盐硬度	mmol/L	0	4.01	0.5	0	2.62	1.48
总碱度	mmol/L	0	4.01	0.5	0	5.74	1.48
酚酞碱度	mmol/L	0	0	0	0	3.14	0
甲基橙碱度	mmol/L	0	4.01	0.5	0	2.62	1.48
溶解固体	mg/L	105	156	160	1260	134	17300
悬浮物	mg/L	66	9~689	6~52	66	16	10622
全硅(SiO2)	mg/L	1.62	7.14	6.83	24.92	8.71	72.66
COD	mg/L	0.6	26~784	1~121	3	16	114
BOD	mg/L	\	7.8~391	2~43.7	\	\	\
氨氮 （以N计）	mg/L	0.04	1.26~30.4	0.26~16	3.41	29.8	2
总磷 （以PO43-计）	mg/L	3.8	0.64~4.82	0.02~2.3	16	4.6	39.2
浊度	NTU	6.3	57.5	22.7	1.41	2.17	\
F-	mg/L	\	\	\	\	\	18-98
总汞	μg/L	\	\	\	\	\	0.4-1.6
总镉	mg/L	\	\	\	\	\	0.05-0.19
总铅	mg/L	\	\	\	\	\	0-0. 07
总砷	μg/L	\	\	\	\	\	0.6-16.6
总镍	mg/L	\	\	\	\	\	0.18-0.8
总铬	mg/L	\	\	\	\	\	0.11-1.7
总锌	mg/L	\	\	\	\	\	0.06-2

2脱硫废水处理系统现状及存在问题

四台机组设有两套废水处理系统，目前，四台机组产生废水共用#3、4机组废水处理系统。#1、2脱硫废水处理系统设计出力25m³/h，#3、4脱硫废水处理系统设计出力30 m³/h。主要工艺为中和\沉淀\絮凝工艺，原设计处理流程为：脱硫废水→预沉池→废水缓冲池→三联箱→澄清池→清水池→至工业水系统，经过后期改造，目前3/4脱硫废水处理系统已经旁掉初沉池，处理流程为：废水-废水缓冲池-管道混合器—絮凝池-澄清池-清水池。

目前脱硫工艺水系统设备冲洗水、冷却水、滤液水等回收利用，大大缩减了该系统外排水量，电厂 4台机组共用#3、4脱硫废水处理系统，达标处理后的脱硫废水输送至工业废水处理系统，污泥送至皮带脱水机处理。图4-7分别为3、4号机脱硫废水澄清池（左）和管道混合器（右）。脱硫废水处理系统存在以下问题：

1. 三联箱的中和池和反应池目前被旁路，废水缓冲池废水经过管道混合器混合废水与药剂后在絮凝池反应后至澄清池。但处理效果较差，停留时间不够；

2. 达标后脱硫废水输送至工业废水池，最终回用于渣水系统；

3. 废水旋流器无法投运，废水含固率较高；

4. 皮带脱水机的冲洗水未能分离，使得脱硫废水水量增大；

5. 脱硫废水处理系统板框脱泥机使用时间较长，目前设备腐蚀严重，设备故障率高。

4脱硫废水系统改造技术方案

在脱硫废水处理系统现状调研的基础上，提出如下改造思路：

1. 更换废水旋流器（4台），降低废水悬浮物，减小处理系统运行压力。

2. 目前，电厂脱硫废水外排时与真空皮带冲洗水混合，难以分离，造成脱硫废水被稀释，水量增大。对同期脱硫废水及脱硫浆液进行分析，脱硫废水氯离子含量约为4000mg/L，浆液氯离子含量约为8000mg/L，混入约37%低盐冲洗水。因此，考虑从真空罐底部抽取脱硫废水，减小脱硫废水处理水量。按照目前水量水质核算，改造后脱硫废水量可降低37%左右，约为22m³/h。

3. 改造脱硫废水抽取点后，将皮带冲洗水收集至脱硫地坑，再输送至脱硫吸收塔回用。

4. 改造脱硫废水抽取点后，脱硫废水水质变差、含泥量进一步增大，目前三联箱出力已无法满足要求，考虑更换三联箱。同时更换原预沉池为带有污泥循环泵预沉池，作为电厂脱硫废水处理系统应急备用。

5. 更换3、4号脱硫废水处理系统板框脱泥机2台，一运一备。

6. 更换3、4号脱硫废水处理系统的清水池顶平台和搅拌器。

7. 处理后脱硫废水收集至末端废水缓冲水池，再通过末端废水处理系统进行处理。

5末端废水零排放系统

旁路烟气蒸发技术，亦是在喷雾蒸发（Spray drying）技术基础上发展起来的。喷雾蒸发是流化技术用于液态物料干燥的方法。它是将液态物料浓缩至适宜的密度后，使雾化成细小雾滴，与一定流速的热气流进行热交换，使水分迅速蒸发，物料干燥成粉末状或颗粒状的方法。

旁路烟气蒸发技术是利用电站锅炉烟气余热，把处理后的脱硫废水喷入单独设置的热烟气蒸发器中进行雾化干燥，实现电厂废水零排放同时，可以大大降低蒸发投资运行费用。技术上，采用旁路烟气蒸发工艺可以避免传统烟道喷雾干燥技术结垢、堵塞等缺点，是一种新型可靠的废水固化技术。

6红海湾电厂末端废水技术路线选择

1、明确末端处置技术路线为：高温旁路蒸发+旋转雾化；

2、直接进入电除尘：燃煤采购受限，影响经济性；高氯粉煤灰掺比无法控制（电厂粉煤灰产量及末端废水水量随煤种及负荷等因素变化），影响粉煤灰综合利用且无法调节。结合可研“另外，在正常工况条件下，电厂粉煤灰产量以及末端废水水量均会随系统运行发生变化，在电厂灰量较少、末端废水水量相对较高的工况条件下，可通过将旁路烟气蒸发工艺产生的高盐粉煤灰单独收集，用于对氯离子无要求的加气砌块、铺路、制砖等方面，以保障全厂粉煤灰的综合利用不受影响。”，为了保证粉煤灰的综合利用，建议蒸发塔出口设置静电除尘器、输灰系统及灰库，单独回收高氯粉煤灰（95%）；

3、设置独立收回系统，按设计灰分25.4g/Nm3,单台机组抽气量80000 Nm3/h计，机组年利用小时数5000小时，则单台机组每年产生的高氯粉煤灰为10160吨,四台机组每年产生40640吨。