本文以某燃煤电厂烟气脱硫（FGD）系统为例，分析了传统FGD废水处理系统存在的问题，例如设计缺陷和设备故障率高。通过多项优化和技术改进措施，降低了废水中的固体含量，确保了系统正常运行，并降低了运行维护成本。文中提出了切实可行的解决方案和建议，为未来实现废水零排放奠定了坚实的基础。
1. 系统概述
燃煤电厂通常采用石灰石-石膏湿式烟气脱硫工艺，该工艺以石灰石（CaCO₃）为吸附剂。此工艺不可避免地会产生烟气脱硫废水。本案例中，两套湿式烟气脱硫系统共用一套废水处理装置。废水来源为石膏旋流器溢流，采用传统方法（三槽式系统）进行处理，设计处理能力为22.8吨/小时。处理后的废水被泵送6公里至处置场进行抑尘。
2. 原系统的主要问题
计量泵的隔膜经常发生泄漏或失效，导致无法连续投加化学药剂。板框式压滤机和污泥泵的高故障率增加了人工需求，阻碍了污泥的清除，减缓了澄清池的沉淀速度。
来自石膏旋风分离器溢流的废水密度约为 1,040 kg/m³，固体含量为 3.7%。这削弱了系统持续排放处理水和控制吸收器中有害离子浓度的能力。
3.初步修改
改进化学品投加：
在三罐系统顶部安装了额外的化学品罐，以确保通过重力进行稳定的加药，并由控制器进行控制。在线浓度计.
结果：水质有所改善，但仍需进行沉淀。日排放量减少至200立方米，不足以维持两套烟气脱硫系统的稳定运行。加药成本较高，平均为12元/吨。
利用废水抑制粉尘：
在澄清池底部安装了水泵，将部分废水输送到现场的灰渣仓进行混合和加湿。
结果：虽然减轻了处置场的压力，但仍然导致浊度高，不符合排放标准。
4. 当前优化措施
随着环境法规的日益严格，进一步优化系统成为必要。
4.1 化学调节和连续运行
通过增加化学药剂用量，将 pH 值维持在 9-10 之间：
每日用量：石灰（45公斤）、混凝剂（75公斤）和絮凝剂。
间歇系统运行后，确保每天排放 240 立方米清水。
4.2 应急浆液罐的改造利用
应急油箱的双重用途：
停机期间：浆料储存。
运行过程中：利用自然沉淀提取清水。
优化：
在各个储罐液位增加阀门和管道，以实现灵活操作。
沉淀的石膏被送回系统中进行脱水或再利用。
4.3 系统级修改
通过将真空带式脱水系统的滤液重新导入废水缓冲罐，降低了进水废水中的固体浓度。
通过在应急储罐中投加化学药剂来缩短自然沉淀时间，从而提高沉淀效率。
5. 优化的益处
产能提升：
持续运行，每日排放超过 400 立方米符合标准的废水。
吸收器中离子浓度的有效控制。
简化操作：
无需使用板框式压滤机。
减少污泥处理所需的人工。
增强系统可靠性：
废水处理时间安排更加灵活。
更高的设备可靠性。
节省成本：
化学品用量减少至石灰（1.4 kg/t）、混凝剂（0.1 kg/t）和絮凝剂（0.23 kg/t）。
处理成本降至5.4元/吨。
每年可节省约94.8万元人民币的化学品成本。
结论
烟气脱硫废水系统的优化显著提高了效率，降低了成本，并符合了更严格的环境标准。这些措施可为寻求实现零废水排放和长期可持续发展的类似系统提供参考。
发布时间：2025年1月21日
