燃煤电厂脱硫超低排放后废水零排放工艺

1、脱硫废水的危害分析

从燃煤电厂运行实际来说，脱硫废水中含有主要危害物质，包括重金属离子和钙离子等，随着设备的持续运转，脱硫废水水质会继续恶化，程度较大，极易造成水污染。以石膏脱水系统为例，在实际运行的过程中，将10%~20%的石膏反应产物利用脱水机，排出系统，部分回经溢流箱，旋流后，将固体含量＜1.2%的废水，送到废水系统排出。废水的不达标排放，会造成水污染，长期以往，会造成不可逆转的危害。当化学物质蒸发后，极易造成大气污染问题，形成酸雨。基于此，实现废水零排放，有着重要的意义。

2、燃煤电厂脱硫超低排放后废水零排放工艺应用实例

2.1 案例概述

以某电厂为例，其践行烟气超低排放和深度节能综合技术路线以及相关实施方案，协同脱除烟气SO3以及PM2.5等，达到了节能以及减排双重目标。现结合此厂工艺升级实践，总结脱硫超低排放后废水零排放工艺的具体应用。

2.2 改造前情况概述

在进行工艺改造升级前，使用的是2×600MW的超零界锅炉，型号为HG-1795/26.15-YMI，采取兀型布置，为单炉膛。使用的是改进型低主燃烧器以及分级送风燃烧系统，采取墙式切圆燃烧方式，一次中间再热。煤种以神华和中煤等为主，变化较大。改造前，脱硫系统使用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，使用AEE喷淋塔，采取一炉一塔的设置，塔径为15.5m。设置了3层喷淋层，浆液循环泵流量参数为9800m3/h。

2.3 超低排放方案

对于脱硫系统的改造，具体方案如下：

①对PM燃烧器进行改造，实现NOx的浓度。对烟气脱硝装置，进行优化，强化催化剂寿命管理，在实际运行中，定期喷氮优化调整，进而实现超低排放。

②运用托盘类技术，将脱硫塔内部的烟气流厂，提高脱硫和除尘效率。适当增加浆液喷淋量，增强脱硫塔的适应性能。使用MGGH，替代回转式GGH，以免出现泄漏短路问题，实现超低排放。③使用MGGH烟气冷却器，将干式电除尘器入口烟气温度，控制在酸露点之下，使得电除尘器都保持在低温工况，提高除尘效率，去除一些SO3。使用MGGH再热器，把烟囱出口位置的烟气温度把控在72℃左右，以免产生烟囱雨。利用凝结水加热器，回收MGGH系统中多余的热量。

2.4 湿式电除尘及其废水零排放技术

在脱硫塔后部烟道设置湿式电除尘器，使用金属板卧式结构，设计双室两电厂，阴极线和阳极板使用316L材质。本体结构使用玻璃鳞片进行防腐，阳极总投影收尘面积为11742m2，比集尘面积总计15.9m2/（m3/s）。喷淋循环水量总计150m3/h，喷淋前利用清洗过滤器以及袋式保安过滤器，加入碱，进行pH调整。使用废水处理以及复用系统，废水经过处理后，再次用于脱硫系统，不排放出来。

湿式电除尘器产生的废水直接排放到顶澄清器开展物理沉降处理。经过沉降后，下部浆液直接排放到吸收塔集水坑，用于吸收塔液池，作为补充水。上部清水溢流到清水箱，经过过滤处理后，用作吸收塔除雾器冲洗水，实现水资源再利用。除雾器不足的冲洗水，使用脱硫系统工艺水补充。燃煤电厂脱硫工艺水，是工业废水，pH值为9.0~9.5；电导550~650μS/cm；CI浓度55~80mg/L。

从实际运行角度来说，喷淋循环水水质控制指标如下：

1）pH值为6~7；

2）固体悬浮物SS＜500mg/L；

3）CI-≤200mg•L-1；总硬度＜200mg/L。

补充水量以及排水量控制在15~18t/h，保证水质平衡。经过过滤后的废水，可以达到脱硫除雾器喷淋要求。

经过运行6个月后，对其进行检查，没有发现极板和板线路腐蚀的问题。湿式电除尘器性能测试结果如下：

1）粉尘。湿式电除尘器入口位置29.96mg/m3（6.4+）；出口位置2.62mg/m3（0.46+）；脱除效率为90.37%（92.8+）。

2）SO3。湿式电除尘器入口位置23.4mg/m3；出口位置3.32mg/m3；脱除效率为85.8++。

3）PM2.5。湿式电除尘器入口位置7.29mg/m3；出口位置1.09mg/m3；脱除效率为85.16%。

4）雾滴。湿式电除尘器入口位置39.91mg/m3；出口位置3.65mg/m3；脱除效率为90.85%。（来源：大庆油田电力集团电力工程技术服务公司）