1 背景
某装机容量为5000MW的燃煤电厂，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫。为了进一步利用水资源和保护环境，顺应日趋严格的环保政策，该厂结合脱硫系统现状和脱硫废水特性，优化脱硫废水处理工艺方案，以达到脱硫废水资源化综合利用目的。
2 现有废水处理系统
该厂现有脱硫废水处理系统采用中和絮凝澄清工艺处理脱硫废水，设计处理量为2×25m3/h。
2.1 系统出力偏低
随着煤种及脱硫系统控制参数的变更，目前全厂脱硫废水总量约90m3/h，原脱硫废水处理系统出力已经不能满足全厂的脱硫废水处理要求。
2.2 污泥处理问题
原脱硫废水处理系统设计澄清池排泥直接排至机组渣浆池，没有污泥脱水系统。
2.3 后续末端废水的处理
脱硫废水含盐量高，难以采用常规工艺进行处理实现综合利用。
3 工艺技术方案对比选择
3.1 方案及优缺点
3.1.1 方案一：脱硫废水常规处理方案（图1)
脱硫废水经过预沉后进入废水缓冲池，缓冲池设曝气装置，进行均质搅拌的同时也去除部分COD。絮凝沉淀反应器中首先投加石灰乳调节pH至9.0～9.5，接着投加重金属沉淀剂有机硫，进一步去除重金属离子，然后投加凝聚剂和絮凝剂，在低转速下促进絮体进一步长大以便下一级澄清去除。絮凝沉淀反应器出水自流分两列进入澄清器，在澄清器内絮体进一步长大，并通过上部斜板进行沉淀分离，上部清水进入清水池。
澄清器底部污泥回流至絮凝沉淀反应器作为絮凝反应的晶核，其余污泥输送至污泥缓冲罐，经压滤机脱水后，由电厂原有污泥干化系统处理后送至煤场掺烧。压滤机滤液返回废水缓冲池继续处理。
优点：(1)工艺流程短，设备较少，运行检修工作量小。(2)占地面积小，土建投资相对较小。(3)未投加软化药剂，泥渣量相对较小。
缺点：(1)水质还无法满足后续蒸发结晶系统进水要求，需要进行进一步软化处理。(2)出水水量并未减少，且废水中含盐量相对较低，如要进行蒸发结晶处理，还需要增加预处理设施和减量处理。
3.1.2 方案二：脱硫废水零排放处理方案（图2)
废水缓冲池后增设一级软化应箱在一级软化反应箱投加Ca(OH)2或NaOH，进行搅拌反应生成Mg(OH)2、CaSO4沉淀以降低脱硫废水中的Mg2+、SO42-含量。澄清器出水进入二级软化反应箱，投加Na2CO3，与脱硫废水中的Ca2+反应生成CaCO3沉淀，以降低脱硫废水中的Ca2+含量。
二级反应器出水自流进入澄清器进行固液分离，然后经过滤器过滤后进入蒸发结晶系统。加药系统中Ca(OH)2、Na2CO3设干粉贮存、药液制备及投加装置。Ca(OH)2投加采用大流量循环管布置方式。
优点：(1)采取两级软化处理，系统出水可直接满足蒸发结晶系统进水水质要求。(2)由于用有机硫沉淀重金属的反应主要在第一级系统完成反应，第二级反应产生的碳酸钙泥渣纯度较高，除做脱水处理外，也可送至脱硫系统作为吸收剂回用。
缺点：(1)工艺流程较长，设备较多，运行检修工作量大，土建投资较大。(2)两级软化后的脱硫废水固液分离效果差，澄清器占地面积大。(3)需要投加大量软化药剂，运行成本较高。(4)脱硫废水出水水量并未减少，且废水中含盐量相对较低，如直接进行蒸发结晶处理，需要进一步进行减量处理。
3.1.3 方案三：脱硫废水资源化综合利用工艺（图3)
该方案以反渗透系统为核心工艺对脱硫废水进行脱盐减量处理，并对淡水进行回收利用。
优点：(1)两级软化大大降低了后续废水减量和结晶系统结垢风险，微滤处理系统出水可直接满足后续废水减量系统进水水质要求。(2)反渗透系统回收率可以达到50%，可将最终产生的浓盐水量降低50%，浓盐水可直接进入电解制氯，可以大大降低后续系统的投资及运行费用。(3)反渗透系统产生的淡水约50m3/h可返回工业水或其他系统回收利用。(4)占地面积最小，自动化程度最高。(5)充分利用海边电厂优势，把脱硫废水中的氯离子进行了资源化综合利用。
缺点：(1)采用两级反应加微滤工艺对脱硫废水进行预处理在国内电力行业尚无成熟的工程经验，因此在工程建设前必须就具体工艺设计参数进行进一步试验验证。(2)该方案需要投加大量软化药剂，运行成本较高。
3.2 方案比较
各方案主要特点比较如表1所示。
综上所述，从各方案自动化程度、占地面积、系统最终排放物种类、资源化利用程度以及投资、运行费用比较，方案三均有较好的优势。
4 结语
脱硫废水处理系统改造需要考虑到设备基础、占地面积、运行可靠性、水质要求等。综合对比常规处理方案，零排放处理方案和资源化综合利用工艺方案表明，以反渗透系统为核心工艺，采用两级软化加微滤工艺对脱硫废水进行预处理的源化综合利用工艺方案在自动化、资源利用和投资运行费用等方面均具有明显优势。
录入时间：2021/3/6 19:05:57 点击次数：2290