《大中型火力发电厂设计规范》（GB 50660—2011）规定：循环供水系统应根据环保要求全厂水量、水质平衡和补给水源确定排污量及浓缩倍率。当采用非海水水源时，浓缩倍率宜为3～5倍，逐步淘汰浓缩倍率小于3倍的水处理运行技术。
在脱硫废水处理设计中，应依据脱硫废水高含悬浮物、盐分和强腐蚀性的特点，从系统设计、运行两方面处理系统的主要设计问题和实施难点［35］。
5.3.3.1 常见脱硫废水处理工艺的问题
该系统包括中和箱、反应箱和絮凝箱，称为“三联箱处理+澄清”工艺（见图5-30）。
图5-30 常见脱硫废水处理工艺流程
1）设计问题
废水旋流器选型不当直接导致废水含固量高，引发管线沉积堵塞。
由于设计未设废水缓冲池，当接纳间断性且流量变化大的废水时，会造成下游设备尤其是澄清池负荷过大而水质变差。
三联箱处理系统的设计容量不够，废水停留时间短，絮凝反应效果差，形成的矾花颗粒不够大，泥水分离效果差，出水浊度和悬浮物含量高，水质变差。
氟离子和硫酸根含量超标，这是因为一些电厂脱硫废水加药系统投加NaOH溶液。
系统管路存在缺陷，宜采取法兰连接方式，法兰间距宜小于6 m，少用弯头。
2）运行问题
石灰乳配制和投加问题，关键在于加药控制采用中和箱pH计输出的模拟信号，实现石灰乳加药泵的变频调节。石灰纯度不够就会造成进料不稳。
系统设置停运自动冲洗措施，防止污泥堵塞板结。
压滤机故障问题。多见国产板框压滤机故障高，压滤机污泥含水率偏高，泥饼黏结滤布严重，造成不能自动卸泥。
运行调整方式不合理。加药量与实际废水水量、污染物含量不匹配。
3）措施
旋流器确保脱硫废水处理系统进水固体的质量分数小于1%，减轻废水处理系统负担。
增设预沉池和废水缓冲池［36］，预沉池停留时间至少为4 h。
三联箱系统的停留时间应大于30 min。宜设2列布置以适应负荷变化。
石灰给料装置选用石灰粉仓+破拱刮片给料机+计量输送机（带防潮保护器）。同时，使用防潮投加器及石灰粉仓除尘器，避免水汽上升至粉仓内，有效防止板结现象。
在反应箱内设置pH计，精准测量投加石灰乳后水的pH值。
设置污泥缓冲罐，选用带自动清洗装置的压滤机。
管路采用衬塑管道或法兰连接的其他防腐管道，减少弯头数量。同时，污泥和石灰乳管路设置冲洗水管和自动冲洗阀门。
5.3.3.2 烟气超净排放对废水零排放体系的影响
废水零排放和烟气超净排放改造两者之间互相影响，对已经实现废水零排放的电厂进行烟气超净排放改造，会打破电厂原有的水量平衡和废水零排放体系［37］。某电厂脱硫系统配置与参数如表5-28所示。
表5-28 某电厂脱硫系统配置与参数
(www.xing528.com)
1）对脱硫系统用水量的影响
在电厂2×600 MW机组改造中，烟气超净排放改造脱硫系统取消了GGH，增设烟气冷却器，使吸收塔入口烟气温度降低至95℃，烟气进入吸收塔的温度降低31℃，烟气系统蒸发水量减少68 m3/h，脱硫系统总耗水量降低了38.1%。运行情况表明，脱硫系统的蒸发水量占整个脱硫系统总补水量的80%～90%，设置烟气冷却器后，吸收塔入口烟气温度在90～95℃之间，烟气温度明显降低，脱硫系统总补水量减少了35%～40%。
2）对脱硝系统用水量的影响
烟气超净排放改造中的脱硝系统一般采用锅炉低氮燃烧改造、SCR脱硝装置提效和省煤器分级等措施，实现烟气NOx排放质量浓度不大于50 mg/m3的要求。火电厂脱硝系统用水包括设备冷却用水和尿素溶解用水。其中，设备冷却水回水可直接回至冷却塔。尿素溶解用水量很小，基本在1.0 m3/h以内，以水蒸气形式消耗。在脱硝系统提效改造中，对水量的影响很小而不计。
3）对除尘系统用水量的影响
目前，国内火电厂粉尘控制技术主要采用干式电除尘器、湿法脱硫装置、湿式电除尘器，使粉尘排放质量浓度小于5 mg/m3。其中，干式电除尘器不消耗水。对典型的低低温ESP+WFGD+WESP系统，湿式电除尘器设置在脱硫塔顶部，需定期冲洗极板、极线，冲洗水进入到脱硫浆液中，平均流量为1～3 m3/h，脱硫系统耗水量节省1～3 m3/h。湿式电除尘极板冲洗水量小，对废水零排放体系的影响较小。
4）解决措施
对于空冷和直流冷却机组、湿冷机组可采取不同的解决措施建立新的废水零排放水量平衡体系。
（1）空冷和直流冷却机组 不同电厂空冷和直流冷却机组脱硫系统补水为工业水和少量废水（见表5-29）。烟气超净排放改造后脱硫系统用水量将减少35%～40%，可通过减少工业水补水量实现脱硫系统新的水量平衡。
表5-29 不同电厂空冷和直流冷却机组脱硫系统补水量
（2）湿冷机组 以广东某电厂为例，电厂废水零排放水平衡系统如图5-31所示。烟气超净排放改造后，脱硫系统补水量降低约42 m3/h，但复用水池无法消纳42 m3/h废水。
图5-31 电厂废水零排放水平衡系统（单位：m3/h）
对策1：对富余废水进行脱盐处理回用。
对策2：提高循环水浓缩倍率，减少冷却塔排污水量。
对于湿冷机组脱硫系统补水基本为全厂产生的各类废水。采用低低温ESP后，脱硫系统用水量减少，富余的废水无法直接消耗，打破电厂原有的水量平衡和废水零排放体系。
a.富余废水脱盐处理 复用水池水源包括旁流过滤器反洗水量14 m3/h、冷却塔排污水量86 m3/h、反渗透浓排水量17 m3/h以及精处理再生废水量3 m3/h，合计120 m3/h。
精处理再生废水为经常性非连续排放的酸、碱废水，水量偏小，且氨氮超标。因此，可作为输煤补水。其余水量和水质相对稳定，混合均匀后引出一部分采用反渗透脱盐技术，进行脱盐处理。
根据增设反渗透脱盐装置后废水零排放平衡体系（见图5-32）的水平衡核算结果，需要对57 m3/h的废水进行脱盐处理，回收率设计值为75%。反渗透产水作为循环水补水，浓水作为脱硫工艺用水。
建立新的零排放体系，电厂耗水量将减少42 m3/h，可消耗复用水池富余废水。
以复用水池的高含盐废水为反渗透系统水源预处理要求高，而且反渗透浓水含盐量偏高，将其作为脱硫工艺用水，可能影响脱硫效率和石膏品质，并产生脱硫浆液起泡以及设备腐蚀等问题。
b.提高循环水浓缩倍率 目前电厂循环水浓缩倍率控制在10.5倍，循环水排污水量（包括冷却塔排污和旁流过滤设备反洗水）为100 m3/h。增设烟气冷却器后，根据水量计算，需要将循环水浓缩倍率提高至13.7倍，循环水排污水合计58 m3/h，排污量减少了42 m3/h，与脱硫系统节约水耗一致。可实现复用水池水量和后续脱硫系统、输煤系统及绿化用水水量的平衡。
图5-32 增设反渗透脱盐装置后废水零排放水平衡体系（单位：m3/h）
该电厂原水含盐量为70 mg/L，总硬度约为0.7 mmol/L，Cl-质量浓度约为68 mg/L，水源水质优良。计算表明：将循环水浓缩倍率提高至13.7倍，循环水Cl-质量浓度控制在110 mg/L左右，硬度约为10 mmol/L，循环水系统可以实现稳定运行。
5）小结
对于水源水质优良的电厂，可以采用提高循环水浓缩倍率的方式达到水量平衡。
对于水源水质较差的电厂，可通过废水脱盐处理回用的方式消化富余废水，但需要研究高含盐的反渗透浓排水对脱硫性能的影响。
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