火电厂废水回用作脱硫工艺水的可行性研究

乐园园，李治国，汤 治，吴芳芳

（浙江省电力试验研究院，杭州 310014）

目前火电厂脱硫普遍采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置。装机容量为4×600 MW的电厂，若脱硫系统无气—气加热器（GGH）配置，维持脱硫系统运行所需的工艺水将达到300 t/h，有GGH配置时也接近200 t/h。脱硫设计中工艺水一般采用新鲜淡水，随着湿法脱硫装置的投运，其用水量将成为电厂淡水消耗的一大关注点。另一方面，电厂在生产过程中会产生大量废水，部分可回收利用。如何在电厂内部将“用”和“排”这两方面有机结合，做到化废为利，引出了火电厂废水回用作湿法脱硫工艺水的可行性探讨。

1 工艺水水质对脱硫运行的影响

湿法脱硫的大部分工艺水进入吸收塔参与脱硫反应，最终蒸发。而进塔前，工艺水还用作溶解制备吸收剂，冲洗管道、设备，滤饼冲洗等。工艺水指标中可能对脱硫造成影响的主要有：

（1）pH值：吸收塔浆液pH值的一般范围是5.0～5.8。从作为塔内的液相工作介质，以及从除雾器、脱硫工艺水输送管道、喷嘴等设施的材质和防腐考虑，工艺水偏酸或偏碱都是不利的。

（2）含固量（SS）、 浊度、 色度：工艺水中的颗粒物杂质易造成喷嘴堵塞、磨损，而在浆液中会影响脱硫反应，导致盲区产生，进入石膏后又成为杂质，过细的颗粒物还会堵塞滤布，造成石膏脱水困难。如果工艺水的浊度和色度较高，在冲洗石膏饼时，会对成品石膏的白度产生影响，从而影响石膏的销售利用。

（3）化学需氧量（CODCr）、 生化需氧量（BOD5）、氨氮（NH3-N）、 总磷（P）： 吸收塔内温度较高（45～50℃），当生化指标较高时易造成有机物大量繁衍，从而在吸收塔内产生“起泡”现象，导致吸收塔液位无法控制在正常范围。

（4）油类：有可能覆盖在脱硫吸收剂的表面，导致盲区产生。油类的存在相当于在塔内加入了表面活性剂，同样会引起泡沫。油粘附到吸收塔内壁，会导致丁基橡胶（不耐油）老化、防腐层脱落，还会使脱水石膏呈黑色，严重时甚至导致石膏浆液无法脱水。

（5）盐类（电导率）：当吸收塔浆液中盐类浓度较高时，会使浆液表面张力增加从而起泡，影响吸收塔液位控制。

（6）重金属离子：在吸收塔中不断循环富集，浆液排出后，有害重金属离子进入石膏和废水，在后续利用和排放中引起二次污染。

（7）Cl-： Cl-比较活泼， 比 SO42-更容易与 Ca2+结合，生成溶解于水的CaC12，由于同离子效应，会阻碍CaCO3充分溶解，导致石灰石活性下降，从而影响脱硫反应。Cl-还具有腐蚀性，浓度高时会破坏系统防腐。建筑行业对石膏品质要求较高，要求其中氯离子的质量浓度不得超过100 mg/kg，当石膏用于建筑行业时，冲洗水中Cl-含量就不能太高。

（8）Ca2+，SO42-：Ca2+对脱硫反应有利的一面，但如果工艺水中SO42-含量也较高，在用作除雾器冲洗水时，会加大除雾器表面生成CaSO4硬垢的可能性，影响除雾效果。

（9）F，Al：如果含量较高，且满足一定比例，会生成氟铝络合物AlFn（n一般为2～4），这是一种胶状絮凝物，容易包裹细小的石灰石颗粒，使之无法正常溶解反应，从而使浆液进入氟化铝盲区。

（10）特异菌类：极个别使用添加剂的脱硫吸收塔中曾出现异味，主要原因是工艺水中发现了特异细菌，如硫酸盐还原菌，在特定的温度和pH值条件下会以添加剂为食物大量繁衍，将硫酸盐还原成硫化氢气体，从而引发恶臭。

2 脱硫工艺水标准

到目前为止，尚没有针对石灰石-石膏湿法脱硫工艺水水质的要求形成一个行业标准或设计规范。若采用废水作工艺水，由于可能会对脱硫造成影响，因而有必要制定工艺水水质的控制指标。

由于不同电厂煤种、水源不同，脱硫设计存在差异，脱硫运行方式也不尽相同，制定工艺水水质控制标准时，定性指标可以统一，但指标的控制限值则不必强求统一。科学的做法是电厂根据本厂脱硫系统运行情况和在用水质制定自控标准，包含前述的定性指标，但控制限值可自我调整，即“一厂一标准，标准可动态刷新”。

3 废水回用于脱硫工艺水的可行性

3.1 工业废水

表1是省内某4×600 MW电厂的工业废水与脱硫工艺水水质主要指标。可见，工业废水除了电导率和Cl-指标较脱硫工艺水差，其它指标都优于或接近后者。

Cl-较高是工业废水集中处理后的水质特点，也成为回用这类水时的最大顾虑。Cl-来自酸碱废水处理中调整pH值时加入的盐酸，废水中Cl-有时可超过1 000 mg/L。随着反渗透技术在电厂的应用，酸碱废水的排放量逐步减少。许多电厂还通过将阴、阳床再生废水自身中和来减少耗酸，从而减少了Cl-的带入。因而从趋势看，工业废水中的Cl-正变得越来越低。

回用这类废水的关键是对入塔前的工艺水进行监测，如加装电导率表来间接监视Cl-含量，结合脱硫系统工况适应能力，随时改变引入量，使水质受控。

3.2 渣煤水处理出水

表2是省内2个4×600 MW电厂的外排渣煤水与工艺水水质主要指标对比。

可见两厂渣煤水处理出水的总硬度、Ca2+、SO42-、Cl-、电导率指标较工艺水高，这也符合渣水的特征。若两厂渣煤水全部回用到工艺水，将分别占到各自工艺水量的1/2到1/3，这样除电厂1的Cl－浓度较高外，其它指标均在同一水平，不致构成影响。如果电厂1要引用渣煤水则需要适当控制Cl－指标，最好的办法是回用部分渣煤水到煤场，减少回用至脱硫系统的份额，同时监控工艺水电导率，使水质受控。

表1 某电厂工业废水与脱硫工艺水水质指标对比数据

表2 外排渣煤水与工艺水水质指标对比

渣煤水回用中还需注意出水pH值。目前电厂因煤种原因，渣水的pH值有时可超过10，有时进行加酸处理，则又有可能过酸，所以建议这类水进入工艺水系统前要进行pH值在线监控。同样由于有煤污水影响，有必要进行出水浊度监测。

3.3 生活污水（城市中水）

一般电厂厂区生活污水的废水量按10 t/h估算，与脱硫工艺水需求量相比较小，所以只要处理合格，进入脱硫系统后不会造成影响。海边电厂大多存在地面沉降等问题，因而生活污水系统中漏入海水的可能性很大，这些厂回用时需要关注监控生化指标和Cl-等。

省内有内陆电厂机组使用城市中水替代淡水，从中水处理后的厂内控制指标看，生化类指标都很低，Cl-和硬度与原来取用河水差不多，由于脱硫设计中已考虑了该地区水质普遍不好的问题，所以中水水质能适应脱硫运行，未产生影响。

3.4 反渗透浓水

海水反渗透浓水的Cl-含量非常高，可达30 000～40 000 mg/L，所以不作任何回用考虑。淡水反渗透浓水各项指标值基本为原工艺水的2～3倍，其回用从工艺水补水、浓水量的配比及各指标配比后的绝对值大小来综合考虑。一般水量配比大，指标绝对值低（低于可致影响的阈值）且经济性好的就可以回用。

3.5 渣排水

渣水通常设计为循环使用，目前有两类情况可能需要外排，一是整个系统水量不平衡，产生的渣溢水通常排入地沟；二是渣水系统的定期排泥水如果没有较好的处理回用去向，也会成为废水。省内已有电厂每日检测分析渣溢水水质指标，严格控制水量，将约30%的渣溢水引入脱硫工艺水中，目前脱硫系统运行基本正常。渣水处理定期排泥水的SS可能会高于渣溢水，但经处理后可有效解决，因而同样可参照渣溢水的回用方法进行利用，利用过程中重点关注Cl-，SO42-，Ca2+。

4 废水回用作工艺水的实施思路

废水要回用作脱硫工艺水，在实施中需关注以下方面的问题。

4.1 调查废水和工艺水水质水量

有必要摸清厂内各类废水以及脱硫工艺水的水质和水量，跟踪和统计时间至少应持续3～6个月，目的是摸清水量、水质的变化规律，包括其峰/谷值和平均水平，根据脱硫系统可能受到的影响来确定水质监测指标。

目前省内电厂脱硫工艺水与原水水质监测基本合并，指标局限于CODCr，Cl-和硬度，而废水的监测分析也参照排放标准进行。所以，如果要进行废水回用，还需要增加水质监测项目，建议参照前文推荐的指标。

4.2 分析脱硫系统现状

分析评估脱硫系统当前的运行状况很有必要，主要需考察脱硫系统对工艺水变化的缓冲能力，建议按以下方面进行：

（1）煤种Cl-的高低，对吸收塔Cl-的控制能力，脱硫废水排放能力，脱硫系统设备、管道的防腐等级是否足够。

（2）吸收塔内起泡现象是否严重，是否较易进入反应盲区。

（3）除雾器的除雾效果是否良好，结垢倾向是否较高。

（4）对石膏产品的综合利用要求是否严格，如白度、Cl-含量的指标控制。

以上评估建议由化学和脱硫专业人员共同进行，摸清脱硫系统现状后，可充分利用优势，在指标控制上宽严有别，即使废水得到利用，又不致对脱硫有太大影响。

4.3 确定本厂工艺水水质标准

工艺水标准采用“一厂一标准”的自控方式最为合理。废水回用的初始工艺水标准可以借鉴当前工艺水水质指标统计平均值。

4.4 优选排序，利用废水

通过对水质水量的摸底和对脱硫系统的评估，可以对各类待回用的废水进行优选排序。建议首先回用只需去除悬浮物的渣煤水出水、工业废水以及内陆电厂的生活污水。渣水、酸碱废水其次，反渗透浓水放在最后。前者通常可以直接引入，后两者往往需要和较好的工艺水进行适当混兑。水量配比很关键，稀释效应越大，引入后脱硫系统的自我缓冲就越强，影响也越少。另外还需考虑回用的经济性。

4.5 逐步引用，观察效果，刷新标准

水量配比对脱硫系统的影响在实验室较难模拟，推荐的做法是直接在系统中逐步引入，先优再次，同类废水先引入20%～30%，观察脱硫系统运行情况，一段时间后若无影响，再加大份额，每次增加都应留有观察期，并检测指标水平，直至废水全部引入。在引入过程中若出现脱硫系统不能维持原有正常运行工况的现象，应分析原因，锁定某个指标的量值影响，或下调废水的引入份额，或遵循后进先出的原则，先撤出影响最大的废水。不适影响都消失时的回用份额可认为是安全的引用份额，此时的工艺水水质指标为新的控制标准。

5 结语

工艺水水质指标对脱硫系统运行有一定影响，推荐以pH值、电导率、浊度、石油类、重金属、 SS，CODCr，NH3-N，Cl-，Ca2+，SO42-， F 和 Al作为工艺水的水质控制指标。电厂在制定指标限值时，应结合实际情况，遵循“一厂一标准”的原则来合理制定。通过对个案电厂的取样分析，对比在用工艺水和各类待利用废水的水质，认为废水回用作脱硫工艺水是可行的，实施时建议优选排序，逐步引入，在线监控，观察效果，并对自控标准不断刷新。

[1]宋长清.大机组湿法烟气脱硫用水分析[J].水利电力机械，2006，28（2）:11-14.

[2]杨佳珊，黄涛.火电厂废水处理后回用于烟气脱硫系统的可行性[J].东北电力技术，2007，28（11）:35-37.

[3]叶青，张国鑫.脱硫废水引入渣溢水系统的可行性分析[J].浙江电力，2009，28（增刊）：79-81.