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脱硫废水
1概述
近年来随着国家《环境保护法》、《水污染防治行动计划》等法规的相继颁布实施，对火电厂废水排放的要求日益严格，部分火电厂已经开始实施废水零排放。实施火电厂废水零排放需要高额的投资费用和运行成本，故废水处理及排放已经成为制约火电发展重要因素，如何提高废水回用率，减小废水产量，降低末端高盐废水处理成本，已成为火力发电厂要解决的首要问题。
火电厂脱硫废水是锅炉烟气湿法脱硫（石灰石/石膏法）过程中吸收塔的排放水。为了维持脱硫装置浆液循环系统物质的平衡，防止烟气中可溶部分即氯浓度超过规定值和保证石膏质量，必须从脱硫系统中排放一定量的废水，废水中含有的杂质主要包括悬浮物、过饱和的亚硫酸盐、硫酸盐以及重金属，是国家环保标准中要求严格控制的第一类污染物。
火电厂脱硫系统设计中废水多用作干灰拌湿或灰场抑尘，但在实际运行中很多电厂的煤灰作为商品外售，不需要拌湿，同样灰场处于停用状态，所以脱硫废水在实际运行中无法全部回用。本文通过俄制530MW机组脱硫废水回用至湿渣系统应用研究，开拓火电厂高含盐废水回用途径。
2脱硫废水应用于湿渣系统运行状况
某火电厂现有装机容量2×530MW，为俄罗斯制造的超临界中间再热燃煤机组，配套1650t/h直流锅炉，燃烧煤质为中灰低硫烟煤。于2008年6月份投运脱硫系统，脱硫系统采用石灰石石膏湿法工艺，脱硫废水设计排放量为10.4吨/小时，未设置脱硫废水处理系统，将脱硫废水排入水力除渣系统作为补水消耗使用，实现脱硫废水回收利用。
2.1脱硫废水简介
脱硫系统废水主要来自石膏脱水和清洗系统，脱硫系统需要连续排放一定量的废水，用来满足脱硫工艺系统脱硫效率要求。根据脱硫废水的主要成分和达标排放要求，电厂脱硫系统基本都设置有废水处理系统。脱硫废水处理系统由废水反应系统、加药系统、排泥系统等组成。
脱硫废水经废水泵打入废水处理系统后，依次经过氧化箱、中和箱、沉降箱、絮凝箱、浓缩澄清池、出水箱进行处理达标,脱硫废水处理系统的废水，需要去除其中的重金属、悬浮物等污染物，调节pH值至合适的范围内，以满足国家排放标准要求。某火电厂现有装机容量2×530MW,脱硫废水设计排放量为10.4吨/小时，正常运行每小时排水7吨左右。对脱硫废水进行了取样分析，检测项目主要包括COD、氨氮、pH、电导率、全盐量等，通过水质分析此系统脱硫废水中的氟化物、COD、汞等部分离子含量较高。
但大部分电厂在环评批复中均为脱硫废水不外排或全部回用，为实现脱硫废水回收利用，将脱硫废水做为湿渣系统的补水水源，以降低脱硫废水蒸发结晶处理成本。
2.2湿渣系统简介
煤燃烧产生的大颗粒或块状渣落入炉底的冷渣池，被冷却的渣由捞渣机、输渣系统、或经脱水后送到渣仓或储渣场地。高温炉渣被水冷却，而高温渣的热量使水蒸发，产生的蒸汽从炉底进入炉膛，随烟气一起经炉膛、各级受热面、烟道，最后经引风机、烟气处理系统然后从烟囱排出。湿式除渣系统水的消耗包括炉底渣池冷却水的蒸发（最后从烟囱排出）和湿渣携带的水分。
目前多采用自平衡补水刮板捞渣机系统，基本无溢流，系统简单，耗水量少。锅炉排渣量约120吨/天，渣系统为水力排渣方式，炉底渣由螺旋捞渣机排入碎渣机，经破碎后沿渣沟借助高压水冲入渣浆泵前池，经渣浆泵输送至750米远的脱水仓，渣经脱水沉淀后装车外运，分离后的灰水经浓缩机及沉渣池进行澄清处理后，经回水泵送回除渣系统循环使用。
渣管为合金钢复合管结构，安装方式以焊接为主，局部设置有金属膨胀节，膨胀节有焊接及法兰连接两种方式。渣管内部耐磨层为28CrNiCuB，外部材质为Q235B，耐磨层为分段内胆安装方式，抗冲击力及耐磨损性能较好。
2.3脱硫废水回用于湿渣系统分析
2.3.1对渣水系统水质影响分析
脱硫废水进入湿渣系统后，由于脱硫废水未经过处理，水中的离子处于过饱和的不稳定状态，具有高含盐、低pH、易结垢、同时具有较强的腐蚀能力。故脱硫废水进入湿渣系统后要对湿渣系统的运行情况进行评估，保证湿渣系统能够安全稳定运行。同时对渣水的水质情况进行监测。
通过监测分析，脱硫废水进入渣水后，脱硫废水中的污染物与在渣水的高pH（12）和大量碱金属条件下发生反应，氟离子降到合格区间，COD外其它重金属指标达到污水综合排放标准GB8978－1996要求。
2.3.2对灰渣复利用影响分析
湿渣系统正常运行时按照锅炉日排渣120吨，湿渣含水率20～25%，对脱硫废水进行携带消耗，同时脱硫废水中含有部分重金属会伴随湿渣携带，考虑是否对渣的品质造成影响，故对湿渣的固体废物类型进行鉴别。
环境监测中心对脱硫系统试运行期间脱硫废水进入渣系统后的渣进行浸出毒性鉴别，鉴别标准为《危险废物鉴别标准浸出毒性鉴别》（GB5085.3-2007），根据鉴别结果，带有脱硫废水的灰渣为一般工业固体废物。
通过对火力发电厂湿渣利用情况的调研，可知目前湿渣主要用于垫路、制造烧结空心砖。
脱硫废水作为湿渣补充水后，导致湿渣中钙、镁、硫酸根、氯离子组成的可溶性无极盐分增加，对于作为垫路用是没有影响的。
作为制造烧结空心砖再利用的湿渣，影响其使用的主要因素是渣本身的成分，应为碎脱硫废水进入渣的无机盐量比较小，以锦界电厂为例，每吨干渣携带水分约为0.25吨左右的水分，脱硫废水的含盐量约为3%左右，经过渣系统浓缩3倍，可推算出渣携带水含盐量约为10%，也就是说，锦界电厂外运的湿渣，脱硫废水引入的的无机盐占总量比例约为2.5%，根据锦界电厂介绍，通过对碎渣分析并调研粉煤灰砖厂对渣的使用情况，添加脱硫废水后的灰渣完全满足制砖要求，无不良影响。
综上所述，脱硫废水作为湿渣补充水，对于湿渣作为垫路和制造烧结空心砖两种再利用方式基本没有影响。
2.3.3湿渣系统设备腐蚀情况
脱硫废水的腐蚀性主要是由于存在高浓度的氯离子、硫酸根离子造成的，腐蚀方式主要是晶间腐蚀，针对刮板捞渣机，腐蚀影响主要发生在捞渣机槽体水面以下部分，包括捞渣机本体侧壁、底板、刮板、链条、内导轮。其中，槽体底部内衬耐磨铸石，具有良好的防腐蚀性能，槽体侧壁为碳钢板焊接制成，防腐蚀性能最差，链条、内导轮、刮板一般为含CrNi的耐磨合金，防腐性能优于碳钢。
原渣水力输送系统由于渣水高pH和灰渣中大量的碱金属，导致输送管道中大量结垢，使管道内径变细甚至污堵。脱硫废水排入湿渣系统后，渣水PH值自12.1～12.6逐渐降低并稳定在8.1-8.6，输送管内的结垢现象得到缓解，但同时弊端出现，管壁垢类溶解后水力输送渣时，对管壁的冲刷腐蚀剧增。
脱硫废水进入湿渣系统后设备结垢问题得以缓解，但湿渣系统设备通流部件及管路焊缝部位腐蚀磨损明显加剧，缺陷数量呈逐年增长趋势。
1）对渣输送管路内部腐蚀磨损情况进行检查，部分渣管路耐磨层已腐蚀磨穿，管道焊口部位的腐蚀磨损严重。渣水的腐蚀磨损作用导致渣浆泵通流部件（叶轮、护板、泵壳）的使用寿命显著降低，如渣浆泵叶轮、护板、护套的使用寿命从40～48个月减少至20～24个月。
2）结合机组检修对捞渣机、碎渣机的检查情况看，捞渣机箱体、绞龙、轴套及碎渣机箱体、基础框架存在日趋严重的腐蚀磨损问题，每次检修均需对腐蚀磨损严重的轴套、设备箱体、绞龙等部件进行补焊或更换处理。
3）浓缩机及脱水仓内部钢构架及焊口部位均已出现严重的腐蚀问题，如#2浓缩机承重梁、#3脱水仓顶部承重梁均发生腐蚀导致强度不足变形问题，需结合定检采取对钢梁及焊缝部位进行补强处理。
4）渣系统腐蚀原因分析
（1）脱硫废水排入渣系统导致渣水PH值降低是导致渣管渗漏缺陷发生的主要原因。
（2）脱硫废水进入渣系统后，渣水的氯离子含量高，渣管的内衬管安装方式导致渣水充盈在内管与外管之间，对外管焊口部位形成腐蚀。渣管渗漏点均以砂眼形式出现，在膨胀节（管接套）及渣管焊口部位均有发生。渣管路已运行八年，经检查渣管内部耐磨层局部已腐蚀磨穿，渗漏部位均为渣水腐蚀导致渗漏。
（3）渣管膨胀节部位存在涡流冲刷问题，导致膨胀节部位以磨穿形式发生渗漏。
氯离子是脱硫废水中普遍存在的腐蚀性阴离子，具有极高的促进腐蚀反应性，又有很强的穿透性，容易穿透金属表面的保护膜，造成缝隙腐蚀和孔蚀，这是脱硫废水进入渣系统后值得关注的问题。通过对补入渣系统的脱硫废水水量进行调节，研究脱硫废水对脱水仓、沉淀池、碎渣机、渣泵、渣浆管道等的腐蚀情况，从而得出在设备经济运行条件下，脱硫废水水量和渣系统补水水量的最佳比例关系。
2.3.4蒸汽携带盐分对炉膛的影响
通过对脱硫废水的水质进行全分析，可知，脱硫废水中Ca2+、Mg2+、K+、Na+、CL-、SO42-六种离子总成的无机盐占无机盐总量的比例超过98%，而且这些无机盐均是非挥发性的无机盐，也就是说，这些无机盐不会随着部分水分的蒸发而进入水蒸气中。针对刮板捞渣机的运行工况，渣水的温度一般为60℃左右，不存在剧烈的沸腾反应，也不会产生沸腾反应导致的液滴被蒸汽带走的机械携带作用，只有在炉渣落入渣水中的短时间内，产生渣水飞溅和高温炉渣快速冷却引起的小面积沸腾会导致少量的液滴被蒸汽机械携带。通过上述分析，可知，理论上，只会有极少量的盐分随着炉渣落水而产生的机械携带进入蒸汽而进入炉膛，影响几乎是忽略不计的。
2.3.5脱硫废水回用至湿渣系统的水量分析
2*1000MW机组脱硫废水量为24m3/h，单台机组渣量7.14t/h(设计煤种为3.56t/h，校核煤种为7.14t/h)，按照按照水浸式刮板捞渣机系统每吨渣消耗约0.75m3脱硫废水估算，单台机组渣系统消耗脱硫废水量为5.36m3/h，两台机组为10.71m3/h，为设计废水量的44.62%。
将全部脱硫废水用于湿渣系统，必须对脱硫废水进行浓缩，减少废水流量，需要将脱硫废水至少浓缩三倍，水量减少到设计水量的1/3，才能达到完全消耗脱硫废水的目标，加之直接将脱硫废水作为湿式除渣系统补水源的技术路线，可构成了如下三种实施方案：
方案一，脱硫废水经过浓缩处理后，水量浓缩为原水的三分之一，以永州电厂为例，脱硫废水水量由24m3/h，浓缩为8.0m3/h，氯离子浓度由10000mg/L左右浓缩到30000mg/L左右，补入湿式捞渣机的废水氯离子浓度为30000mg/L，全部脱硫废水回用于湿式刮板捞渣机系统。
方案二，脱硫废水部分回用于湿式捞渣机系统，脱硫废水不浓缩处理，以永州电厂为例，约为8m3/h的脱硫废水用于湿式刮板捞渣机系统，氯离子浓度约为10000mg/L左右。剩余的16m3/h的脱硫废水需采用浓缩处理后蒸发结晶。
方案三：脱硫废水与其它工业废水混合作为湿式除渣系统补水源，相对于前两个方案，消耗的脱硫废水会有所减少。
2.36脱硫废水回用至湿渣系统的经济效益分析
脱硫废水进入湿渣系统后，由于设备腐蚀和维护量增大，导致湿渣系统的运行维护费用增加。具体费用如下：2008年至2013年脱硫废水进入湿渣系统后总维护费用980万元，平均每年的湿渣系统的维护费用为163.3万元。
脱硫废水水质中含盐量较高25000～48000mg/L，且水质不稳定，火电厂中很少能进行回用。按照现有废水零排放设计，处理过程中要先经过深度软化，然后进入蒸发结晶系统，净水进行回用，固体盐分外运。设备投资费用大约在300万元/吨，每吨水的运行费用80～100元。按照每小时10吨脱硫废水量计算，每年运行费用10*80*24*360＝691.2万元。按照高含盐废水的投资及运行费用远远高于湿渣系统的维护费用。
通过上述对比，脱硫废水进入湿渣系统的总费用要远低于高含盐废水零排放处理工艺运行费用，故火力发电厂脱硫废水进入湿渣系统有良好经济效益。
3小结
3.1采用自平衡补水湿式捞渣机系统，可以为燃煤火电厂增加一个稳定可靠的强腐蚀性、高结垢倾向、高含盐废水的回用点，回用脱硫废水或厂内其它废水（如精处理再生废水），有利于减少废水排放和回用的压力，针对废水零排放的电厂，可以有效的降低尾端废水处理系统的投资和运行费用。但向渣系统排入脱硫废水，存在不能完全消化的问题，需要对渣系统的水平衡情况进行摸底和试验研究，结合电厂实际情况选择实施工艺方案尽可能多的消耗脱硫废水。。
建议环保要求高，且水资源不缺乏的地区，优先采用湿式捞渣机自平衡补水系统。
3.2脱硫废水回用渣水系统后，由于渣水的高pH和大量的碱金属，脱硫废水中的重金属和氟离子均有具有良好去除效果，同时通过监测携带有脱硫废水的灰渣为一般工业固体废物，脱硫废水不会对灰渣的回用产生影响。
3.3脱硫废水回用到湿渣系统后，湿渣系统的pH会降低，缓解设备管道的结垢程度，但渣水含盐量增加，设备的腐蚀程度增加，应加强对渣水系统的维护工作；但渣系统设备的维护费用要远低于单独建立脱硫废水处理零排放运行及投资费用，因此火力发电厂脱离废水应用于湿渣系统有良好的综合收益。
