燃煤電廠脫硫超低排放后廢水零排放工藝

1、脫硫廢水的危害分析

從燃煤電廠運行實際來說，脫硫廢水中含有主要危害物質，包括重金屬離子和鈣離子等，隨著設備的持續(xù)運轉，脫硫廢水水質會繼續(xù)惡化，程度較大，極易造成水污染。以石膏脫水系統為例，在實際運行的過程中，將10%~20%的石膏反應產物利用脫水機，排出系統，部分回經溢流箱，旋流后，將固體含量＜1.2%的廢水，送到廢水系統排出。廢水的不達標排放，會造成水污染，長期以往，會造成不可逆轉的危害。當化學物質蒸發(fā)后，極易造成大氣污染問題，形成酸雨?；诖?，實現廢水零排放，有著重要的意義。

2、燃煤電廠脫硫超低排放后廢水零排放工藝應用實例

2.1 案例概述

以某電廠為例，其踐行煙氣超低排放和深度節(jié)能綜合技術路線以及相關實施方案，協同脫除煙氣SO3以及PM2.5等，達到了節(jié)能以及減排雙重目標?，F結合此廠工藝升級實踐，總結脫硫超低排放后廢水零排放工藝的具體應用。

2.2 改造前情況概述

在進行工藝改造升級前，使用的是2×600MW的超零界鍋爐，型號為HG-1795/26.15-YMI，采取兀型布置，為單爐膛。使用的是改進型低主燃燒器以及分級送風燃燒系統，采取墻式切圓燃燒方式，一次中間再熱。煤種以神華和中煤等為主，變化較大。改造前，脫硫系統使用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，使用AEE噴淋塔，采取一爐一塔的設置，塔徑為15.5m。設置了3層噴淋層，漿液循環(huán)泵流量參數為9800m3/h。

2.3 超低排放方案

對于脫硫系統的改造，具體方案如下：

①對PM燃燒器進行改造，實現NOx的濃度。對煙氣脫硝裝置，進行優(yōu)化，強化催化劑壽命管理，在實際運行中，定期噴氮優(yōu)化調整，進而實現超低排放。

②運用托盤類技術，將脫硫塔內部的煙氣流廠，提高脫硫和除塵效率。適當增加漿液噴淋量，增強脫硫塔的適應性能。使用MGGH，替代回轉式GGH，以免出現泄漏短路問題，實現超低排放。③使用MGGH煙氣冷卻器，將干式電除塵器入口煙氣溫度，控制在酸露點之下，使得電除塵器都保持在低溫工況，提高除塵效率，去除一些SO3。使用MGGH再熱器，把煙囪出口位置的煙氣溫度把控在72℃左右，以免產生煙囪雨。利用凝結水加熱器，回收MGGH系統中多余的熱量。

2.4 濕式電除塵及其廢水零排放技術

在脫硫塔后部煙道設置濕式電除塵器，使用金屬板臥式結構，設計雙室兩電廠，陰極線和陽極板使用316L材質。本體結構使用玻璃鱗片進行防腐，陽極總投影收塵面積為11742m2，比集塵面積總計15.9m2/（m3/s）。噴淋循環(huán)水量總計150m3/h，噴淋前利用清洗過濾器以及袋式保安過濾器，加入堿，進行pH調整。使用廢水處理以及復用系統，廢水經過處理后，再次用于脫硫系統，不排放出來。

濕式電除塵器產生的廢水直接排放到頂澄清器開展物理沉降處理。經過沉降后，下部漿液直接排放到吸收塔集水坑，用于吸收塔液池，作為補充水。上部清水溢流到清水箱，經過過濾處理后，用作吸收塔除霧器沖洗水，實現水資源再利用。除霧器不足的沖洗水，使用脫硫系統工藝水補充。燃煤電廠脫硫工藝水，是工業(yè)廢水，pH值為9.0~9.5；電導550~650μS/cm；CI濃度55~80mg/L。

從實際運行角度來說，噴淋循環(huán)水水質控制指標如下：

1）pH值為6~7；

2）固體懸浮物SS＜500mg/L；

3）CI-≤200mg?L-1；總硬度＜200mg/L。

補充水量以及排水量控制在15~18t/h，保證水質平衡。經過過濾后的廢水，可以達到脫硫除霧器噴淋要求。

經過運行6個月后，對其進行檢查，沒有發(fā)現極板和板線路腐蝕的問題。濕式電除塵器性能測試結果如下：

1）粉塵。濕式電除塵器入口位置29.96mg/m3（6.4+）；出口位置2.62mg/m3（0.46+）；脫除效率為90.37%（92.8+）。

2）SO3。濕式電除塵器入口位置23.4mg/m3；出口位置3.32mg/m3；脫除效率為85.8++。

3）PM2.5。濕式電除塵器入口位置7.29mg/m3；出口位置1.09mg/m3；脫除效率為85.16%。

4）霧滴。濕式電除塵器入口位置39.91mg/m3；出口位置3.65mg/m3；脫除效率為90.85%。（來源：大慶油田電力集團電力工程技術服務公司）