某燃煤电厂新型脱硫废水处理系统的调试与分析

现阶段火力发电厂依然担负着我国70%以上的电力供应，燃煤机组SO2排放量巨大。

国家为了减轻因SO2排放形成的酸雨对环境的破坏，要求电厂强制脱硫。目前石灰石-石膏湿法脱硫是火电厂烟气脱硫工程中使用最广泛的方法，但该方法伴随产生一定量的脱硫废水。脱硫废水具有高悬浮物、高含盐量以及重金属种类多、腐蚀性强、易结垢等特点。

根据《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》（DL/T 5196—2004），有脱硫废水产生的电厂应单独设置脱硫废水处理系统，脱硫废水必须经过处理才能排放。脱硫废水的传统处理工艺主要以化学处理为主，处理系统分为废水处理系统和污泥处理系统，废水处理系统又分为中和、沉降、絮凝、浓缩澄清等工序，以三联箱工艺为典型代表工艺，其集成了中和、反应、絮凝和沉淀等功能，可有效去除脱硫废水中的污染物，但该工艺存在沉降速率慢、出水水质不稳定、投运率低等运行问题。

近年来，国内外研究者开始研究脱硫废水零排放处理技术，但由于该技术投资和运行成本高昂，目前实际应用案例较少。

本研究主要介绍了一种采用一体式高效澄清技术有效替代传统三联箱工艺的技术方法，并对其应用效果进行了工程验证，旨在为同类工程技术的设计建设和调试运行提供借鉴。

一体式高效澄清设备见 图1 。

     

图1 一体式高效澄清设备

进水通过离心泵送入#A水箱（一级反应），在输送管道先后加入一定剂量的Ca（OH） ₂ 、聚合硫酸铁溶液；来水在#A水箱经搅拌器充分混合后通过底部连通管流入#B水箱（二级反应），#B水箱内部设置小导流筒与提升搅拌器，来水进入小导流筒下部，与小导流筒内部投加的足剂量的有机硫（TMT15）、助凝剂（PAM）以及#B水箱水面区域淋洒的NaOH溶液充分混合后，通过虹吸管进入设备内部大导流筒，经斜管澄清后排出。

山东某热电厂设有4台145 MW（1#、2#、3#、4#）和2台330 MW（5#、6#）国产燃煤机组，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，并建有石膏脱水系统。该电厂原脱硫废水处理系统采用三联箱工艺，现改造为“一体式高效澄清装置→双介质过滤器→板框压滤机”处理工艺。

2.1 水量与水质

该电厂脱硫废水水量约18~20 m ³ /h，水质指标与排放标准见表1。该电厂脱硫废水Cl ^- 质量浓度为9 000~10 000 mg/L，悬浮物、CODCr、重金属均存在超标现象，不满足排放要求。

表1 脱硫废水主要水质指标与达标排放要求

     

2.2 工艺流程

该电厂脱硫废水处理系统工艺流程见图2。因脱硫废水水量为18~20 m3/h，考虑工程设计余量以及水量波动，系统设计最大处理量为25 m3/h。

     

图2 脱硫废水处理系统工艺流程

1#、2#机组和3#、4#、5#、6#机组的脱硫废水分别收集 至一期、二期预沉池，沉淀后自流进入废水箱，利用废水输送泵输送至废水缓冲池，在废水缓冲池内曝气后，通过废水提升泵输送至一体式高效澄清装置顶部A#反应室。脱硫废水经一体式高效澄清装置处理后，在出水管线投加盐酸，经中间水箱混合后，pH变为中性，污染物得到去除。

最终，中间水箱中性脱硫废水通过给水泵进入双介质过滤器去除残留悬浮物，随后输送至厂内公用水系统。系统中预沉池底部污泥与一体式高效澄清装置底部浓缩污泥通过污泥输送泵定期输送至污泥缓冲罐，污泥缓冲罐设置污泥循环泵，防止污泥板结，定期外排。

2.3 静态药剂投加量确定

脱硫废水水质较为复杂，且均在一体式高效澄清装置中通过加药反应去除，调试前应先进行小试实验确定药剂静态投加量，有助于减少调试成本、提高调试效率。

2.3.1 主要试剂及仪器

试剂：工业级Ca（OH） ₂ ，山东巨银河环保材料有限公司；质量分数为15%的有机硫（TMT15）溶液，济南永宸化工有限公司；质量分数为10%的聚合硫酸铁，济南鑫旺化工有限公司；助凝剂（PAM），山东晟昊水处理有限公司；质量分数为31%的盐酸，潍坊润建兰化学有限公司。

仪器：752N紫外可见分光光度计，上海仪电分析仪器有限公司；PHS-2F型pH计，上海雷磁仪器厂；HJ恒温磁力搅拌器，南北仪器有限公司；MDS-900H型浊度仪，迈德施（上海）分析仪器有限公司。

2.3.2 实验方法

1）取若干份1 L电厂脱硫废水原水，混合均匀后，分别投加1 500~4 000 mg/L质量分数为5%的石灰乳溶液，搅拌20 min后，用分光光度法测量上清液中Zn ^2＋ 、Cr ^3＋ 、Cd ²⁺ 浓度，确定最佳Ca（OH） ₂ 投加量。

2）取若干份0.5 L在步骤1）最佳条件下处理后的废水上清液，分别投加0.2~0.8 mg/L质量分数为0.1%的TMT15有机硫溶液，搅拌30 min后，用分光光度法测量废水中Cd ²⁺ 含量，确定最佳TMT15有机硫投加量。

3）取若干份0.5 L在步骤2）最佳条件下处理后的废水上清液，分别投加10~100 mg/L聚合硫酸铁溶液，搅拌30 min后，测量浊度，确定最佳聚合硫酸铁投加量。

4）取若干份0.5 L在步骤3）最佳条件下处理后的废水上清液，分别投加2~14 mg/L的PAM助凝剂，搅拌30 min后，测量浊度，确定最佳PAM投加量。

5）取1 L电厂脱硫废水原水，混合均匀后，按已测得的石灰乳、TMT15有机硫、聚合硫酸铁、PAM最佳投加量加入药剂，取上清液0.5 L，用pH滴定法测得盐酸的最佳投加量。

2.3.3 结果与讨论

静态药剂投加量实验结果见图3。

     

图3 静态药剂投加量实验

由图3（a）可知，废水中Zn ^2＋ 、Cr ^3＋ 质量浓度与Ca（OH） ₂ 投加量呈线性负相关，当Ca（OH） ₂ 投加量达到2 500 mg/L时，Zn ^2＋ 、Cr ^3＋ 在废水中的质量浓度已经低于标准要求；废水中Cd ²⁺ 质量浓度随Ca（OH） ₂ 投加量的增加，基本稳定于0.5 mg/L，无法达到排放标准。由图3（b）可知，TMT15投加量超过0.5 mg/L时，样品中Cd ²⁺ 质量浓度达到0.1 mg/L，满足标准要求。由图3（c）可知，当聚合硫酸铁投加量达到60 mg/L以后，再继续投加药剂，聚合硫酸铁对废水的澄清效率显著降低。由图3（d）可知，废水上清液浊度随PAM投加量的增加而降低，当PAM投加量达到10 mg/L，浊度下降速度明显降低。因此，经实验室小试最终确定脱硫废水静态药剂投加量，见表2  。

表2 脱硫废水静态药剂投加量

     

2.4 调试问题与优化

2.4.1 调试流程

送电前检查（确保用电设备安全性）→送电（保障用电设备电能供应）→电机转向调试（确保设备正转运行）→泵以及搅拌器空转负荷调试（确保设备电路参数安全）→单机试车调试（确保单个系统以及管道正常运行）→系统清水调试（确保整个系统安全稳定运行）→设备、仪表联动调试。

2.4.2 主要调试问题及优化分析

1）小试实验结果与实际运行数据有偏差。通入脱硫废水后，根据小试实验获取的最佳投药量开始正常试车投药，发现一体式高效澄清装置出水pH较小试高0.3左右。通过连续试车缓慢降低石灰乳投加量，最终将石灰乳投加量降至2 200 mg/L，澄清装置反应池pH稳定在9.3~9.5，同时盐酸投加量也可观降低，既保证了系统稳定运行，又降低了药剂费用。

2）设计的次氯酸钠加药装置未投入运行。本工程脱硫废水CODCr主要由Fe ²⁺ 和SO ₃   ^2- 构成，通过缓冲池曝气将Fe ²⁺ 和SO ₃   ^2- 氧化为Fe ³⁺ 以及SO ₄   ^2- ，已去除大部分CODCr，符合出水指标。因此次氯酸钠加药装置可作为CODCr去除的保障系统措施。

3）石灰乳加药系统无法实现精确控制加药量。本工程原采用回流阀与主管气动调节阀配合调节加药量，在调试中发现，主管气动调节蝶阀调节效果差，加药流量随主管阀门开度波动大，无法实现精确操控。原因为石灰乳主管最高点位11 m，而回流管仅为3 m，回流管阻力显著低于主管，且阻力与流速为非线性关系，因此按比例调节主管阀门开度无法实现主管石灰乳按比例变化。最终将主管与回流管的阀门置换，调试后发现主管阀门开启3/4，通过回流管阀门远程控制开度大小可有效调节主管流量。

4）双介质过滤器气洗调试过程中发生废水回灌现象，导致罗茨风机进水。原因为气洗管线上弯最高点仅比反洗液面高30 cm，不符合规范要求，当停止气洗时，气洗管内压力突然降低，导致液体反冲倒灌。通过增加气洗管最高点高度，使其高出反洗液面1.2 m，可有效解决该问题。

5）一体式高效澄清装置内pH计探头易结垢。原因为脱硫废水水质复杂且伴有多种药品加入。需要每周对pH计进行检查清洗校验1~2次，否则会影响加药的准确性。

6）管道中存在水锤现象。废水缓冲池废水提升泵将水提升至11 m高的一体式高效澄清装置，因设计人员未考虑停泵水锤现象，导致停泵过程中管道受到严重冲击与移位。经过研究将现场常规旋启式止回阀更换为2个旋启式缓闭止回阀，有效解决了水锤现象。

7）中间水箱pH计指示延迟。一体式高效澄清装置重力出水后，使用盐酸通过计量泵在出水管道中将废水调节为中性，但pH计设计在中间水箱出水口，盐酸加药量与pH指示有延迟，无法快速有效通过pH计指示数据调节盐酸加药量。将盐酸加药口从一体式高效澄清装置出水管道处移至中间水箱中，便有效解决了废水pH指示延迟的问题。

8）根据环境变化需重新调整加药量。一体式高效澄清装置所需药剂需事先进行实验室小试确定基础加药量，再根据调试效果确定最佳投加量，当电厂脱硫废水水量增加或水质波动较大时，需要重新进行小试实验，调整药剂投加量。

9）双介质过滤器出水pH偏高。系统正常运行两周后，中间水箱出水pH在7~8，经过双介质过滤器，出水pH升高至8~9.5。经过多次停机、取滤料实验，发现导致双介质过滤器出水pH上升的主要原因为滤料过滤截留的一体式高效澄清装置出水悬浮物附着于滤料表面，其主要含有的石灰、石灰石成分会微量重新溶解于废水中，随过滤器出水流出，导致pH上升，后续将中间水箱pH降低至6.5左右，可确保双介质过滤器出水pH稳定在7~8；此外，每月进行一次酸反洗（pH=3），将滤料中截留的石灰、石灰石清除，确保系统的稳定运行。

10）板框压滤机产出泥饼含水率高。板框压滤机在调试之初，产生的泥饼含水率高达75%，泥饼不成形且污染周围环境。经排查发现，主要原因为压泥过程进料浓度偏低、时间过长以及压泥时间短、压力低。采取以下措施进行优化调整：增加前序污泥缓冲罐中污泥停留时间，使来泥质量分数增加至8%左右；进料时间缩短至30 min，使滤饼快速成型，滤饼厚度减薄；提高压泥压力，增加压泥时间，使滤饼水分更好分离。整改前后板框压滤机参数对比见表3。

表3 板框压滤机调试前后参数对比

     

2.5 运行效果分析

新型脱硫废水处理系统投入运行后，首先进行168 h满负荷连续试运行，随后转入商业运行。系统运行可靠，产水水质及水量稳定，满足脱硫废水达标排放要求。系统内主要设备运行参数及效果见表4。

表4 设备运行参数及效果

3.1 出水水质指标对比

脱硫废水经过新型脱硫废水处理系统处理后，悬浮物、重金属与CODCr指标明显降低，现场168 h满负荷连续运行完成后，取处理后水样经第三方检测机构检测，指标均符合《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》（DL/T 997—2020），见表5。

表5 脱硫废水处理后出水水质分析

     

从表5可以看出，一体式高效澄清装置出水指标较原三联箱更加稳定；CODCr去除能力也较原三联箱工艺有明显提高，但仍处于排放标准临界值，考虑该项目次氯酸钠加药装置未实际投运，可将其作为CODCr达标的保障措施；一体式高效澄清工艺对汞、铬、锌的去除能力与三联箱工艺接近，出水虽未超标但也接近临界值，后期可考虑适当增加Ca（OH） ₂ 投加量。

3.2 运行成本对比

一体式高效澄清装置与原三联箱相比，具有显著的经济优势，不仅处理成本低于原三联箱工艺，而且系统运行更加稳定。一体式高效澄清装置各药剂费用见表6。以该电厂年运行小时数4 600 h计算，原三联箱工艺年运行费103.5万元，一体式高效澄清工艺年运行费55.2万元，较前者节约47%，经济效益明显。经济性对比见表7。

表6 一体式高效澄清装置药剂费计算表

     

     

采用新型一体式高效澄清装置处理电厂脱硫废水，系统运行稳定，各项数据均满足设计要求，脱硫废水中99%以上的SS被有效去除，CODCr去除率在60%以上，Zn ^2＋ 、Cr ^3＋ 、Cd ²⁺ 等重金属去除率大于50%，一体式高效澄清装置出水浊度低于20 NTU，各污染物排放均优于《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》（DL/T 997—2020）的规定，较常规三联箱出水水质也有明显提升。与电厂原三联箱工艺相比，吨水运行成本由9~10元降低至5~6元，年运行费由100多万元降低至50多万元，经济效益显著。

燃煤电厂脱硫废水绿色低碳排放是当下及未来我国电力行业实现高质量发展的必然要求，研制开发技术可行、经济可行、环境友好的脱硫废水处理技术迫在眉捷。在脱硫废水零排放的设计改造过程中，相关工作人员要结合电厂脱硫废水排放的实际情况，以及最新的国内外技术成果，对脱硫废水处理技术进行切实的研究和完善，开发出最适合的工艺组合，促进脱硫废水排放的科学化和合理化，以推动燃煤电厂经济效益和社会效益的全面发展。