對燃煤發電企業脫硫廢水實現 “零排放”的探究與分析

文_李保衛 滄州市節能監察監測中心

1 項目概況

1.1 項目情況簡述

華潤電力（渤海新區）有限公司有2臺1150T/h燃煤鍋爐帶2×350MW發電機組， 采用石灰石/石膏濕法脫硫技術，一爐一塔，共設置兩座吸收塔，單臺吸收塔漿液容積約 2400m3；機組燃煤硫分約0.4%，入口含硫量約1000mg/Nm3，兩臺爐每天脫硫廢水出水量約100t（包括約70t廢水原水和約30t廢水處理工藝中配藥用的清水）才能維持兩臺吸收塔氯離子在20000mg/L 的標準之下，保證脫硫系統正常運行。但脫硫廢水消耗壓力較大，經常出現處理后廢水存量較高消耗量小無法投運脫硫廢水處理系統的現象，廢水有外排風險，造成吸收塔氯離子最高達到40000mg/L。環保要求所有脫硫處理后廢水必須“零排放”，且內部消耗不得外排。

1.2 改造思路

按照脫硫廢水“節源開流”的原則，根據脫硫廢水處理后出水量大、消耗量小、內部消耗壓力較大的現狀，對脫硫廢水處理工藝中廢水收集系統（即需處理的脫硫廢水原水）、廢水加藥及處理系統、廢水排出系統分別分析并進行相應改造。保證吸收塔氯離子含量達標的同時減少脫硫出水總量，同時增加脫硫出水的消耗量。在現有設備的基礎上，根據“盡量修舊利廢、不新購置設備”“系統力求簡單化，減少運行維護壓力”的原則，通過對系統工藝流程和廢水處理藥品的優化，達到脫硫廢水“零排放”的目的。

2 優化改造方案及效果效益

2.1 廢水收集系統

2.1.1 原工藝流程

原脫硫廢水處理系統原水取自濾液箱濾液，經廢水旋流器旋流后含固量較高的底流進入濾液箱回用到吸收塔，含固量較低的溢流進入廢水緩沖箱，再由廢水緩沖泵打至三聯箱進行廢水處理。濾液箱濾液除石膏旋流器溢流水外，還會進入一些濾布沖洗水箱溢流、脫水區地坑水（多為機封回水、地面沖洗水）等清水水源，這部分低氯離子的水源會將濾液箱的濾液進行稀釋。

2.1.2 優化改造方案

優化改造后脫硫廢水處理系統原水直接取自石膏旋流器溢流，通過現場管路布置自流進廢水緩沖箱，通過廢水緩沖泵打入廢水旋流器進行旋流，含固量較高的底流進入濾液箱回用至吸收塔，含固量較低的溢流進入三聯箱進行廢水處理，此部分濾液為高氯離子濾液。如果系統運行不需要投運脫硫廢水處理系統，則廢水緩沖箱液位高后通過箱體溢流管或排放管進入濾液箱。

2.1.3 改造效果

因廢水緩沖箱在二樓，濾液箱在一樓，改造后不但能節省電耗費用，而且減少了循環，減少了管路磨損。經過運行試驗結果比對，原工藝脫硫廢水系統需日處理原水量在70t左右，廢水原水才能達到脫硫系統安全運行設計吸收塔氯離子低于 20000mg/L的要求。而脫硫廢水取水水源改造后，日處理原水約 50 t即可保證吸收塔氯離子低于 20000mg/L。改造前后脫硫廢水原水化驗結果如表1所示，因每次化驗結果不同，取平均約數。從化驗結果看，改造后脫硫廢水原水的懸浮物和氯離子都稍增加，詳見表1。

表1 改造前后脫硫廢水原水化驗結果

改造后吸收塔氯離子含量與脫硫廢水處理量關系對比如圖1所示， 試驗周期一個月，化驗數據12次。從實驗結果看，脫硫廢水日處理原水量可少約20t/d。

圖1 吸收塔氯離子含量與脫硫廢水處理量折線圖

2.2 廢水加藥及處理統

2.2.1 原工藝流程

原脫硫廢水處理系統分為中和（調節pH值）、有機硫沉降水中的重金屬、絮凝劑去除水中的懸浮物、濃縮澄清、加藥氧化降低COD幾個步驟處理脫硫廢水，處理后廢水符合國家標準后，內部消耗使用。

2.2.2 優化改造方案

通過充分調研，確定優化改造后只用一種藥劑（高效混凝劑粉末，無需加水配制），就可以代替原來的石灰乳調節pH 值、有機硫、絮凝劑、助凝劑、氧化劑（用射流曝氣器曝氣 代替降低COD）這幾種藥劑，此方案可節省原加藥系統配制藥品所需的清水約30t/d，此部分水量全部隨藥品進入廢水處理系統，轉換為脫硫廢水出水，變相增加了脫硫廢水出水的總量。

2.2.3 改造效果

原工藝每處理1t脫硫廢水需消耗的藥劑見表2，折合處理1t脫硫廢水需消耗藥品約15.5元。

表2 原工藝每處理1t脫硫廢水需消耗的藥劑

根據運行試驗結果，改造后每處理1t脫硫廢水加藥約 300g， 且改造后直接用粉末投加，不需先加水溶解，每天約可節水約33t（原工藝每天溶解水量：石灰乳約30t、有機硫約1t、助凝劑約1t、絮凝劑約1t，以每年運行300d，每天運行10h計），每年可節水約9900t，目前水價4.3元/t，每年可節省水費約4.3萬元。改造后每年少加氫氧化鈣粉約120t，這些氫氧化鈣粉都會轉化成泥餅，折合每年少出泥餅200t以上（氫氧化鈣粉加水的質量）,這些泥餅都用裝載機運至煤場摻燒，可節約裝載機用油消耗（約20h油耗，約折合400L油）和煤場摻燒的壓力。

新工藝比原使用工藝每t水處理費用少花費約6.5元，折合每年少花費藥品費用約13萬元（以每年處理脫硫廢水2萬t計）。

2.3 廢水排出系統

2.3.1 原工藝流程

原脫硫處理后廢水符合國家標準后，通過出水泵（流量 20t/h，揚程25m）打至各系統內部消耗使用，其中至渣倉干渣加濕因管路較長（約200m），廢水到渣倉加濕攪拌器處流 量僅不到15t/h，放渣耗水量小、水壓較小無法形成有效噴淋，放渣揚塵偏大。其余一部分水打至煤場噴淋，有時為保障吸收塔正常運行，不得不大量向煤場噴淋，導致煤場內燃煤濕度大，容易發生堵煤情況影響機組正常運行。原工藝流程如圖2所示。

圖2 原工藝流程

2.3.2 優化改造方案

去灰庫加濕灰和煤場沉淀池兩路未做改造（因改造后正常情況下僅至渣倉干渣加濕即可將脫硫廢水全部消耗，此兩路僅緊急備用）。脫硫廢水出水至渣倉干渣加濕系統將原渣倉沖渣循環集水池（約25m3）利用起來，脫硫廢水出水通過出水泵先將集水池打到高液位存儲， 在集水池上新增一臺立式泵（吸收塔地坑泵增容后閑置地坑泵，修舊利廢未購買新設備，材質滿足脫硫漿液使用，耐高氯離子，流量30t/h，揚程25m），需要放渣時直接啟動此泵打到渣倉加濕攪拌器進行加濕，水壓、流量較大，加濕流量可維持在25t/h 左右，對比改造前同樣的放渣量多消耗水量約10t/h，并且有效地控制了卸渣揚塵。因渣倉消耗水量增多，煤場噴淋水量大大減少甚至不用再為了消耗廢水而噴淋，只在煤場身需要時才噴淋，大大減輕了因燃煤濕度大而產生的堵煤風險，改造后工藝流程如圖3所示。

圖3 改造后工藝流程

2.3.3 改造效果

原系統每天排出脫硫處理后廢水約100t，分三路使用，渣倉干渣加濕、煤場沉淀池緩沖后至煤場噴灑、灰庫干灰加濕。兩臺爐每天產渣量約150t（4～6車，每車30min左右放滿），可消耗廢水約25t；其余煤場和灰庫消耗，煤場噴灑過多會導致煤倉堵煤，影響機組安全運行，灰庫放濕灰會造成環境污染（放濕灰時非密閉環境，會有揚塵逸出），而且干濕灰價格差距非常大，影響經濟效益（干灰約30元/t，濕灰約5元/t，行情不好時甚至免費贈送）。

為了盡量減少廢水出水量，現在運行時刻意增大石膏帶水量，石膏帶水量由原來10%增加到現在的20%左右。正常運行工況每天石膏產量約為150t左右，可增加帶水量 10～15t，這部分水相當于直接減少了等量的脫硫廢水出水。

改造加運行刻意控制后每天排出處理后廢水約35t（壓泥系統帶出一部分水），僅渣倉干渣加濕一路即可消耗完畢（改造后渣倉干渣加濕可消耗水量約 40t/d）。

3 綜合分析

改造前每天需內部消耗約100t脫硫廢水出水才能保證脫硫系統安全運行，其中干渣加濕分配約30t，煤場、灰庫分配約70t，壓力非常大，環保風險、經濟損失、機組安全運行都可能受到影響；改造后每天內部消耗 45t脫硫廢水出水即可保證脫硫系統安全運行,只用渣倉干渣加濕即可全部消耗完畢，即脫硫廢水出水只用干渣加濕即實現了脫硫廢水“零排放”，較之“蒸發結晶零排放技術”改造和運行成本節省數千萬元。

改造后每年至少節約藥品、水、油等成本17.5萬元。改造設備部分全部以“修舊利廢”形式開展，未購買新設備；工程部分廢水收集和排出部分經技術部、發電部充分溝通縝密安排，在不影響系統運行的情況下將改造工作分部實施。加藥系統改造經協調爭取由藥品廠家免費改造，幾乎未花費用就完成了改造工作。

改造后系統更加簡單，可靠性高，可以大大減少運行人員的工作量。改造后運行設備大大減少，可以節約大量設備維護工作和備品備件等相關費用。改造后避免了添加氫氧化鈣粉時大量揚粉的環保風險，符合安健環管理體系（NOSA）要求。

改造后避免了渣倉卸渣時大量揚塵的環保風險。原渣倉干渣加濕系統脫硫出水進入渣倉 加濕攪拌器加濕，加濕水壓、流量較小，卸渣揚塵較大；渣倉增加集水坑泵改造后加濕水壓、流量大大增加，卸渣揚塵大大降低。

4 結語

通過對脫硫廢水技術改造，華潤電力（渤海新區）有限公司脫硫廢水出水只用干渣加濕即可實現脫硫廢水“零排放”，系統簡單，運行可靠性非常高，為其他同類機組燃煤電企業及其他相關企業的脫硫廢水“零排放”運行提供了可借鑒經驗。