脫硫廢水零排放處理系統(tǒng)的設(shè)計(jì)與調(diào)試

隨著經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展，水資源的缺乏已成為經(jīng)濟(jì)和社會(huì)可持續(xù)發(fā)展的突出瓶頸。為此，我

國(guó)相繼出臺(tái)了相關(guān)政策法規(guī)，2015年國(guó)務(wù)院發(fā)布《水污染防治行動(dòng)計(jì)劃》提出了最嚴(yán)格的

源頭保護(hù)和生態(tài)修復(fù)制度，燃煤電廠是工業(yè)用水大戶

脫硫廢水的水質(zhì)復(fù)雜且波動(dòng)幅度大，處理回用難度大，污染物成分及含量與煤種、脫硫工

藝與運(yùn)行方式、煙塵量、石灰石品質(zhì)、石膏脫水效果、SCR系統(tǒng)氨逃逸率等多種因素有關(guān)

1項(xiàng)目總結(jié)

山東某火力發(fā)電廠脫硫廢水零排放改造項(xiàng)目，于2018年9月開(kāi)工，于2019年3月完成調(diào)

試及試驗(yàn)，設(shè)計(jì)脫硫廢水處理耗水量為10m

2設(shè)計(jì)及工藝流程

根據(jù)該廠全廠廢水綜合治理可行性研究報(bào)告、脫硫廢水實(shí)際運(yùn)行水量數(shù)據(jù)、總平面布置圖

等圖紙資料，參考《石灰石-石膏濕法煙氣脫硫廢水處理設(shè)計(jì)導(dǎo)則》及《發(fā)電廠化學(xué)設(shè)計(jì)

規(guī)范》等相關(guān)設(shè)計(jì)規(guī)范，確定預(yù)處理-膜濃縮-旁路煙氣蒸發(fā)零排放處理系統(tǒng)中各子系統(tǒng)設(shè)

計(jì)參數(shù)及流程如下。

2.1預(yù)處理單元-過(guò)濾單元

脫硫廢水預(yù)處理：脫硫廢水首先進(jìn)入緩沖池完成廢水的緩沖儲(chǔ)存與水質(zhì)調(diào)節(jié)，再采用?體

化澄清器對(duì)廢水進(jìn)行軟化澄清處理；一體化澄清器出水經(jīng)加鹽酸調(diào)低pH值后送至過(guò)濾單

元，過(guò)濾單元包括機(jī)械過(guò)濾器和超濾裝置。

一體化澄清器對(duì)廢水進(jìn)行軟化澄清處理的軟藥劑采用NaOH、Na

為進(jìn)一步去除進(jìn)水中的微小懸浮物和膠體顆粒等物質(zhì)，保證后續(xù)反滲透系統(tǒng)的正常穩(wěn)定運(yùn)

行，過(guò)濾器后設(shè)置1套超噓裝置。超濾裝置超濾膜組件共設(shè)計(jì)7件，膜采用立式中空纖維

膜，材質(zhì)采用PVDF,為整體框架結(jié)構(gòu)，設(shè)計(jì)處理水量10m3/h,懸浮物、膠體去除率99%,

淤泥密度指數(shù)SDI<3。

2.2回收利用技術(shù)

膜濃縮子系統(tǒng)采用膜法進(jìn)行濃縮處理，可大幅減少后續(xù)固化處理系統(tǒng)的處理水量，同時(shí)實(shí)

現(xiàn)廢水的回收利用。目前，脫硫廢水膜濃縮技術(shù)主要有反滲透（R0）、正滲透（F0）、電

驅(qū)動(dòng)膜技術(shù)和膜蒸儲(chǔ)（MD）

2.3側(cè)路香煙蒸發(fā)系統(tǒng)的設(shè)計(jì)參數(shù)

旁路煙氣蒸發(fā)技術(shù)是利用鍋爐煙氣余熱，把處理后的脫硫廢水噴入熱煙氣蒸發(fā)器中，使水

分迅速蒸發(fā)，將鹽分干燥成粉末狀或顆粒狀最終進(jìn)入除塵系統(tǒng)

3調(diào)試運(yùn)行結(jié)果

3.1體化滲透劑復(fù)合膜系統(tǒng)

預(yù)處理系統(tǒng)采用“一體式軟化澄清-機(jī)械過(guò)濾-超濾”工藝，168h試驗(yàn)運(yùn)行期間脫硫廢水

進(jìn)水水質(zhì)見(jiàn)表lo

預(yù)處理系統(tǒng)采用一體化澄清器對(duì)廢水進(jìn)行軟化澄清處理。一體化澄清器主要由一級(jí)反應(yīng)區(qū)、

二級(jí)反應(yīng)區(qū)及電動(dòng)攪拌裝置、中心反應(yīng)及提升漿液區(qū)以及斜管澄清區(qū)組成。脫硫廢水經(jīng)提

升泵由緩沖池打至一級(jí)反應(yīng)區(qū)，在一級(jí)反應(yīng)區(qū)投加NaOH并進(jìn)行攪拌，將控制pH值在

10.8-11.5；出水繼續(xù)進(jìn)入二級(jí)反應(yīng)區(qū)，并投加Na

一體化澄清器出水的P（Ca

3.2膜濃縮系統(tǒng)試驗(yàn)結(jié)果

168h試驗(yàn)運(yùn)行期間，膜濃縮系統(tǒng)在40%回收率工況條件下運(yùn)行，其進(jìn)水、產(chǎn)水、濃小水

質(zhì)見(jiàn)表2。由表2可知，40席回收率條件下，膜濃縮系統(tǒng)產(chǎn)水較進(jìn)水pH值有明顯的下降。

這是由于進(jìn)水側(cè)的HCO

168h試驗(yàn)運(yùn)行期間，膜濃縮系統(tǒng)進(jìn)水壓力監(jiān)測(cè)情況、段間壓差、產(chǎn)水電導(dǎo)率監(jiān)測(cè)情況如

圖3一圖5所示。

由圖3—圖5可見(jiàn)：進(jìn)水壓力約穩(wěn)定在2.35MPa,段間壓差則基本穩(wěn)定在0.03MPa,無(wú)明

顯上升趨勢(shì)；膜濃縮系統(tǒng)*水電導(dǎo)率在0.40?0.55mS/cm范圍內(nèi)波動(dòng)，未出現(xiàn)膜污堵或

結(jié)垢現(xiàn)象.168h試驗(yàn)結(jié)果表明，40%回收率工況條件下，反滲透工藝脫鹽率約為99%,運(yùn)

行壓力、壓差等無(wú)明顯上升，系統(tǒng)運(yùn)行基本平穩(wěn)。

3.3側(cè)路香煙蒸發(fā)系統(tǒng)試驗(yàn)

3.3.1蒸發(fā)器運(yùn)行結(jié)果

168h試驗(yàn)運(yùn)行期間，為保證從機(jī)組抽取的主煙道煙氣正常流經(jīng)蒸發(fā)器，需要保證空氣預(yù)

熱器（空預(yù)器）前后的壓差大于旁路煙氣蒸發(fā)系統(tǒng)阻力。對(duì)空預(yù)器兩側(cè)壓差和蒸發(fā)器壓差

進(jìn)行監(jiān)測(cè)，結(jié)果如圖6所示。

由圖6可以看出，A/B側(cè)蒸發(fā)器進(jìn)出口壓差始終低于主煙道空預(yù)器兩側(cè)的壓差，保證了熱

煙氣穩(wěn)定順利地進(jìn)入蒸發(fā)器，滿足煙氣流通的條件。A惻蒸發(fā)器進(jìn)出口壓差基本都在500

Pa以上：B側(cè)蒸發(fā)器進(jìn)出口壓差波動(dòng)較大，但差值始終處于合理的范圍內(nèi)。

3.3.2溫度分布的測(cè)定

由于脫硫廢水水質(zhì)復(fù)雜，具有較強(qiáng)的腐蝕性，如果廢水在蒸發(fā)器內(nèi)部未蒸發(fā)完全，與壁面

發(fā)生接觸，會(huì)對(duì)蒸發(fā)器造成沖擊腐蝕，可通過(guò)監(jiān)測(cè)蒸發(fā)器的溫度間接考察廢水蒸發(fā)情況。

為了驗(yàn)證脫硫廢水噴入兩測(cè)蒸發(fā)器的蒸發(fā)情況，試驗(yàn)期間在蒸發(fā)器內(nèi)部壁面從上至下分別

設(shè)置8層溫度測(cè)點(diǎn)，每層等間距設(shè)置3個(gè)溫度測(cè)點(diǎn)。蒸發(fā)器中心及壁面溫度分布的情況如

圖7所示。

由圖7可見(jiàn)：A側(cè)蒸發(fā)器在噴入脫硫廢水后，中心溫度在170℃略有波動(dòng)，各層溫度測(cè)點(diǎn)

之間及同層各溫度測(cè)點(diǎn)間溫差較小，同層及層間壁面最大溫差為10C左右，內(nèi)部壁面溫度

分布較為均勻；B側(cè)蒸發(fā)器中心溫度穩(wěn)定在170℃基本無(wú)波動(dòng)，從上至下內(nèi)部壁面存在明

顯的溫度梯度，1層與3層溫度測(cè)點(diǎn)間最大溫差可達(dá)左右，1層各溫度測(cè)點(diǎn)間最大溫

差約為40℃左右，3層至8層同層各溫度測(cè)點(diǎn)間溫差相對(duì)較小，層間不存在明顯溫度梯度。

A/B兩側(cè)蒸發(fā)器溫度分布的差異是由霧化及煙氣進(jìn)氣方式引起的，旋轉(zhuǎn)霧化蒸發(fā)器環(huán)向進(jìn)

氣，依靠高速旋轉(zhuǎn)的霧化轉(zhuǎn)盤拋灑形成霧滴，雙相流蒸發(fā)器豎向進(jìn)氣，依靠壓縮空氣高效

切割、攜帶水流形成霧滴,

168h試驗(yàn)結(jié)果表明，蒸發(fā)器內(nèi)部各位置溫度均大于A/B側(cè)蒸發(fā)器的設(shè)計(jì)均可保證

脫硫廢水在其內(nèi)部完全蒸發(fā)，達(dá)到了應(yīng)用要求。

3.3.3煙氣抽取量與平均自適應(yīng)性

機(jī)組負(fù)荷的變化直接影響蒸發(fā)器抽取煙氣流量，蒸發(fā)器的噴水量也隨之相應(yīng)匹配。168h

試驗(yàn)期間電廠350負(fù)荷變化曲線如圖8所示。從圖8可以看出，168h試驗(yàn)期間，負(fù)荷

在170~330MW范圍內(nèi)波動(dòng)。

為了提高旁路煙氣蒸發(fā)技術(shù)的自動(dòng)化程度，提高能源利用效率，本試驗(yàn)煙氣抽取量與噴水

量采用自動(dòng)控制。為了分析噴水量與煙氣量的自適應(yīng)性，168h試驗(yàn)運(yùn)行期間A/B兩惻蒸

發(fā)器抽取煙氣量與噴水量的變化如圖9所示。由圖9可見(jiàn)，A/B兩側(cè)蒸發(fā)器的噴水量為隨

抽取煙氣量變化而成比例變化，基本響應(yīng)抽取煙氣量的變化趨勢(shì)，系統(tǒng)具有較強(qiáng)自適應(yīng)性,

自動(dòng)化運(yùn)行程度基本達(dá)到設(shè)計(jì)要求。A側(cè)蒸發(fā)器試驗(yàn)運(yùn)行期間平均噴霧水量約1.6m

3.3.4兩種探測(cè)器的比較

雙相流霧化蒸發(fā)器與旋轉(zhuǎn)霧化蒸發(fā)器的噴霧方式等技術(shù)因素及經(jīng)濟(jì)指標(biāo)存在明顯差異，各

項(xiàng)指標(biāo)對(duì)比見(jiàn)表3。

3.3.5蒸發(fā)器含灰童

不同機(jī)組負(fù)荷條件下的灰分布情況如圖10所示，表4為蒸發(fā)器進(jìn)、出口煙氣含塵量的變

化。由圖10可見(jiàn)：當(dāng)機(jī)組負(fù)荷為［50%,75%］時(shí)，蒸發(fā)器錐斗里含灰量為62樂(lè)煙道氣里含

灰量為38%；隨著負(fù)荷及噴水量的提高，前者含灰量增至66%,后者含灰量則降至34%。

從表4可以看出，蒸發(fā)器出口煙氣中煙塵含量較進(jìn)口降低約2/3。這是由于脫硫廢水噴入

煙氣后，大部分飛灰在噴入液滴作用下較易發(fā)生團(tuán)聚，從而掉落至蒸發(fā)器錐斗中，最后進(jìn)

入灰?guī)欤ú粫?huì)對(duì)電廠后續(xù)系統(tǒng)產(chǎn)生影響），僅有小部分飛灰隨氣流經(jīng)蒸發(fā)器出口進(jìn)入除塵

系統(tǒng)。

4藥劑消耗及費(fèi)用

預(yù)處理-膜濃縮-旁路煙氣蒸發(fā)零排放處理系統(tǒng)的運(yùn)行成本主要由藥劑費(fèi)用、系統(tǒng)運(yùn)行電費(fèi)

和煤耗增加費(fèi)用三部分組成。168h試驗(yàn)運(yùn)行期間，該系統(tǒng)藥劑消耗量及費(fèi)用統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表5,

消耗電量及費(fèi)用統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表6。由表5、表6可見(jiàn)：168h試驗(yàn)期間，該系統(tǒng)1t水的藥劑費(fèi)

約為30.80元；預(yù)處理及膜濃縮子系統(tǒng)電耗（1t水，下同）約為7.4（kW

利用空預(yù)器前煙氣熱量蒸發(fā)脫硫廢水會(huì)增加機(jī)組的煤耗（1t水，下同），對(duì)比電廠原運(yùn)

行數(shù)據(jù)，168h試驗(yàn)期間煤耗增加約0.031g/（kW

5蒸發(fā)干燥處理

1）采用預(yù)處理-膜濃縮-旁路煙氣蒸發(fā)零排放處理系統(tǒng)，可實(shí)現(xiàn)單臺(tái)350MW機(jī)組脫硫廢水

零排放，脫硫廢水全部得到處理回用c

2）預(yù)處理子系統(tǒng)采用一體化澄清-機(jī)械過(guò)濾-超濾工藝。一體化澄清器出水P（Ca

3）膜濃縮子系統(tǒng)采用高壓反滲透工藝，在回收率為40*工況條件下，脫鹽率約為99%，運(yùn)

行壓力、壓差等無(wú)明顯上升，產(chǎn)水電導(dǎo)率為0.40?