2×600MW燃煤发电机组湿法烟气脱硫废水系统设计优化

(2)脱硫废水产生量主要因素是吸收塔浆液Cl-的控制浓度，浓度控制过高[2]，石膏浆液品质下降导致脱硫效率下降，同时设备的防腐要求提高;浓度控制过低，脱硫废水排放量大幅上升，废水处理成本上升。根据运行经验，脱硫吸收塔浆液Cl-浓度一般控制在10000～20000mg/L;

(3)脱硫废水产生量还和工艺水中Cl-浓度有关，由于其浓度基本在200mg/L左右，远远小于控制浓度，所以对脱硫废水产生量影响较小。

以陕西省某2×600MW燃煤发电机组为例，脱硫工艺水耗量Q1=109t/h，其Cl-ρ1=300mg/L，满负荷烟气量Q2=2153106m3/h，烟气中HClρ2=80mg/m3，浆液Cl-控制ρ4=10000mg/L，则脱硫废水产生量约为17.23m3/h。

2 传统脱硫废水系统流程

2.1 传统脱硫废水系统流程简介

(1)传统脱硫废水系统流程如图2，废水取自石膏旋流器溢流或回收水池，此时废水含固量约3%;

(2)经过废水旋流器分离后，溢流浆液进入废水处理系统，此时废水含固量约1%;

(3)废水进入中和箱后pH值在5.0～6.0，为去除废水中重金属，通过添加NaOH或Ca(OH)2，提升pH值在9.0±0.5范围，此时Cu、Cr、Pb等重金属以氢氧化物形式基本沉淀，剩余的重金属在反应箱中被有机硫捕捉形成细微悬浮物。悬浮物在絮凝剂的联络和包裹下互相连接、不断增大，经过聚丙烯酰胺(PAM)助凝剂的作用继续长大，进入澄清池后不断增大的悬浮物缓慢沉淀形成污泥[3]。

(4)澄清池底部的污泥经过污泥输送泵进入框板式压滤机[4]，污泥压制成泥饼后拉至灰场掩埋，滤液自流回废水系统。

(5)进入清水箱的废水经过加入HCl将pH值调至6.0～9.0，脱硫废水即可以达标排放或厂内循环利用。

2.2 传统脱硫废水系统主要缺点

(1)废水水源含固量高。以2×600MW燃煤发电机组废水排放量17.23 m3/h为例，含固量1%，负荷率80%，每年产生的污泥量超过1200吨。同时含固量高极易导致三联箱淤积堵塞，影响系统正常运行。

(2)框板式压滤机操作量大，故障率高。各企业尝试更换为进口离心压泥机、螺杆压泥机等，压制污泥效果均不理想，导致相当一部分企业脱硫废水系统处于停运、甚至瘫痪状态。

(3)运行费用高。仍以2×600MW燃煤发电机组脱硫废水系统为例，每年需要投加固体NaOH约26.7吨，有机硫约5.8吨，絮凝剂约15.3吨，助凝剂约0.8吨，30%盐酸HCl约8.0吨，仅添加药剂需要的运行费用超过35万元。

3 脱硫废水系统设计优化

3.1 优化设计后脱硫废水系统介绍

(1)优化设计后脱硫废水系统流程如图3，废水水源取自真空皮带脱水机气液分离罐底流，其含固量约0.05%;

(2)取消了废水旋流器;

(3)取消了废水三联箱、澄清池及清水箱各加药系统;

(4)取消了框板式压滤机压制污泥系统，污泥(即石膏沉淀)通过回收水池返回吸收塔;

(5)增加了三联箱旁路，提高系统灵活性和可靠性;

(6)脱硫废水处理后用于煤场喷淋、干灰拌湿、炉渣冲洗或拌湿等。

3.2 优化设计后脱硫废水系统优点(案例)

以陕西省某2×600MW燃煤发电机组脱硫废水系统为例，按照本文进行设计优化后，运行半年来，累计排放废水量46741吨，相比传统脱硫废水系统，设计优化后的废水系统主要有以下优点：

(1)废水水源含固量大幅降低如图4、图5，运行半年来累计减少污泥排放约570吨，节约污泥运输、填埋费用约3万元;

(2)取消了整个废水加药系统、废水旋流器和污泥压制设备，减少了设备投资约80万元;

(3)运行半年来节约废水加药费用约20万元;

(4)运行半年来，优化后的脱硫废水，系统运行操作及检修维护工作量降低约90%，有效投运率由之前的不足30%，提高到98%以上，大大提升了废水系统的灵活性，可靠性。

(5)废水运行正常使浆液品质得到明显改善，吸收塔浆液Cl浓度由18500ppm降至10000ppm以下，脱硫效率由90.5%上升至93.5%，保证了脱硫系统长周期、稳定、高效的运行。

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