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1 引言

隨著國內火力發(fā)電企業(yè)廢水技術的研究與發(fā)展，對于脫硫廢水或終端廢水處理基本形成了以預處理、濃縮減量、蒸發(fā)固化三階段為主的工藝流程。其中蒸發(fā)固化主要以蒸發(fā)結晶和煙氣余熱蒸發(fā)為主，目前在煙氣余熱蒸發(fā)的基礎上，進一步開發(fā)了終端廢水高溫煙氣旁路蒸發(fā)技術。

2 技術原理及特點

2.1 技術原理

終端廢水高溫煙氣旁路蒸發(fā)技術原理為：在高溫煙氣旁路廢水噴霧蒸發(fā)器內，預處理濃縮后的廢水被輸送至高效的霧化噴頭，利用壓縮空氣將廢水霧化，經(jīng)霧化生成的微小液滴被從主煙道（脫硝系統(tǒng)后，空預器前）引入的高溫煙氣所蒸發(fā)；霧化液滴中所含有的鹽類物質在蒸發(fā)過程中持續(xù)析出，并附著在煙氣中的粉塵顆粒上，大部分粉塵經(jīng)廢水蒸發(fā)器出口進入除塵器，被除塵器捕集并進入輸灰系統(tǒng)，小部分形成底渣沉積在蒸發(fā)器底部通過氣力輸灰送至電除塵器主輸灰系統(tǒng)；蒸發(fā)后的水蒸氣隨煙氣進入后續(xù)設備，在脫硫塔被冷凝后間接補充脫硫工藝用水，從而實現(xiàn)脫硫廢水。

2.2 技術特點

終端廢水高溫煙氣旁路蒸發(fā)技術是在煙氣余熱蒸發(fā)技術的基礎上，為了避免煙氣余熱蒸發(fā)引起的一系列問題而開發(fā)出的一種新型廢氣蒸發(fā)技術。該技術不同于煙氣余熱蒸發(fā)之處在于：

1、該技術采用的旁路噴霧蒸發(fā)系統(tǒng)及設備雖然與主煙道相連接，但是它屬于一個獨立的運行單元，該技術工藝系統(tǒng)的投運、檢修與維護都可以單獨進行，大限度的減輕了對原煙氣系統(tǒng)的影響，杜絕了由于廢水蒸發(fā)帶來的機組安全穩(wěn)定運行的風險。

2、該技術抽取的煙氣為空預器前的高溫煙氣，利用高溫的煙氣使霧化后的廢水更快速的蒸發(fā)，該技術不受限于機組的負荷、排煙溫度的影響。但是由于抽取的煙氣是作為空氣預熱器供給鍋爐燃煤的熱源，降低此處的溫度不利于燃煤的燃燒，會影響鍋爐熱效率，同樣對設低低溫省煤器的機組，煙溫降低對低溫省煤器節(jié)能效率有降低的傾向。

3、該技術蒸發(fā)過程發(fā)生在旁路噴霧蒸發(fā)器內，極大的降低了火電企業(yè)采用該技術的限制條件；且由于利用蒸發(fā)的煙氣溫度較高，噴霧蒸發(fā)器出口煙溫持續(xù)保持在酸露點以上，有效的避免了主煙道以及設備可能發(fā)生的積灰、結垢、腐蝕以及堵塞等問題。

同時，高溫煙氣旁路蒸發(fā)和煙氣余熱蒸發(fā)技術都是利用鍋爐煙氣對廢水進行蒸發(fā)結晶，蒸發(fā)結晶物隨灰塵一起進入電除塵器隨粉煤灰利用，無需其它熱源，且不產(chǎn)生不宜處理的結晶鹽類，整體投資和運行成本相對較低。

但是，目前國家環(huán)保政策及環(huán)保部門對于采用此種方法將廢水中的鹽分轉移沒有明確的意見，隨著技術的發(fā)展和環(huán)保部門工作重心的轉移，可能會對該項技術進行重新評估，存在一定的風險性。此外由于脫硫廢水中的氯離子含量較高，采用此項技術實施后氯離子均轉移至灰中，如果使用該灰作為混凝土或水泥的添加料，有可能導致產(chǎn)品氯離子含量不合格（不同級別的產(chǎn)品對氯離子含量要求不同），需要對灰渣樣品中氯離子含量進行監(jiān)測。

3 技術中試及應用情況

近兩年，采用該技術進行中試的項目較多，目前根據(jù)調研情況以及相關文獻資料，該技術中試或應用情況如下:

3.1 山西臨汾熱電有限公司脫硫廢水

山西臨汾熱電有限公司始建于2007年，兩臺機組分別于2010年12月和2013年12月投產(chǎn)發(fā)電。電廠建設規(guī)模2×300MW燃煤發(fā)電機組，采用一次再熱、雙缸雙排汽、直接空冷、抽汽凝汽式汽輪發(fā)電機組，配2×1060t/h國產(chǎn)亞臨界，四角切圓燃燒，一次中間再熱，固態(tài)排渣爐。2臺機組在新建時均配有100％煙氣脫硝、脫硫裝置。

山西臨汾熱電有限公司2×300MW機組脫硫廢水處理系統(tǒng)處理規(guī)模為9m3/h,根據(jù)石灰石濕法脫硫產(chǎn)生廢水的水質特點，采用了傳統(tǒng)的化學沉淀處理法（三聯(lián)箱沉淀），其工藝流程見圖2。

原脫硫廢水經(jīng)處理后回用，用于對水質要求不高的灰渣加濕攪拌、灰場噴灑等，在干灰調濕、灰場噴灑等終端用戶對水量要求較低時，尤其是灰渣綜合利用情況良好的情況下，脫硫廢水無法得到充分利用。

2017年7月，山西臨汾熱電有限公司1號機組建成一套旁路煙道高速旋轉噴霧干燥處理脫硫廢水的裝置。噴霧干燥（WSD）是一種將溶液、乳濁液、懸浮液或漿料在熱風中噴霧成細小的液滴，在它下落過程中，水分被蒸發(fā)而形成粉末狀或顆粒狀的過程。當熱煙氣進入WSD干燥塔時，溶液利用旋轉霧化器霧化成平均直徑10～60μm的精細漿霧滴與其進行接觸，在氣液接觸過程中，水分被迅速蒸發(fā)，通過控制氣體分布、液體流速、霧滴直徑等，使霧化后的霧滴到達WSD干燥塔壁之前，霧滴已被干燥，廢水中的鹽類后形成粉末狀的產(chǎn)物。干燥產(chǎn)物在蒸發(fā)塔底部高速渦流后，隨煙氣進入除塵器處理。

山西臨汾熱電有限公司脫硫廢水處理項目設計規(guī)模為WSD出口煙氣溫度穩(wěn)定在160℃時廢水蒸發(fā)量為5t/h，其單臺機組成本約1900萬元。對于引用空預器前熱煙氣引起的機組熱效變化數(shù)據(jù)未見相關報道。

3.2 焦作萬方熱電廠脫硫廢水

焦作萬方熱電廠裝機容量2×350MW燃煤發(fā)電機組，脫硫廢水工程先采用煙道余熱蒸發(fā)，后改為旁路煙道蒸發(fā)，項目設計水量20m3/h，其中60%淡水12m3/h回用至脫硫工藝水，40%的濃水8m3/h進入后段的固化單元進行旁路煙氣蒸發(fā)。

公司采用“預處理單元+減量濃縮單元+固化單元”的技術路線，其中預處理單元采用雙堿法軟化技術，減量濃縮單元采用超濾+海水淡化反滲透的雙膜組合技術，固化單元采用旁路煙道蒸發(fā)技術，項目投資3500萬元，運行費用（含折舊）約49.5元/m3，，項目工程占地318 m2。但項目運行及能耗指標數(shù)據(jù)未見相關報道。

備注：

1、焦作萬方熱電廠脫硫廢水工程，設計水量20 m3/h，60%淡水12 m3/h至脫硫工藝水，40%的濃水8m3/h進入后段的固化單元；

2、以上按處理水量20 m3/h，按24h/d，360d/y計算，水量為172800 m3/y核算。

3.3 浙江浙能長興發(fā)電有限責任公司脫硫廢氣旁路干燥處理

浙江浙能長興發(fā)電有限責任公司為浙能集團位于浙北的一家內陸發(fā)電廠，總裝機容量4×300MW亞臨界機組，均采用石灰石－石膏濕法脫硫，每臺機組脫硫產(chǎn)生廢水量約為3t/h，配套設計的脫硫廢水處理系統(tǒng)為傳統(tǒng)的三聯(lián)箱，項目建設前處理后的脫硫廢水排放進入租借的灰場，由于灰場租期臨近，脫硫廢水無處排放，如達標廢水直排內河，對內河水質影響較大，電廠生產(chǎn)用水取自內河，直接威脅到電廠的生產(chǎn)用水安全，因此脫硫廢水必須進行“”處理。

浙江浙能長興發(fā)電有限責任公司的脫硫廢氣干化處理的設計思路借鑒了食藥品生產(chǎn)過程中的噴霧干燥技術，熱源選自鍋爐尾部煙道的熱煙氣，為了保證處理過程不影響發(fā)電機組正常運行，采用煙氣旁路形式，從鍋爐后尾部煙道抽取約3%～5%的高溫煙氣，通過干燥塔直接熱交換干燥脫硫廢水，脫硫廢水中的鹽類顆粒一部分從干燥塔底部排出，另一部分隨煙氣進入電除塵進行收集。

項目2號機組脫硫廢水旁路煙氣干燥系統(tǒng)額定出力為3t/h，空預器進口煙溫在330℃～360℃，煙塵濃度6900mg/m3，煙氣旁路按照煙溫350℃設計，熱交換后煙氣余熱按130℃設計，干燥后固體顆粒物水分按照小于2%設計。根據(jù)相關文獻資料，該廠2號機組脫硫廢水旁路煙氣干燥系統(tǒng)于2016 年5 月開工建設，8 月12 日正式投入運行，機組99%負荷(330MW)時抽取約3%約30000m3/h的熱煙氣，煙溫在330℃～ 350℃時，干燥塔大可以蒸干大約3t/h的脫硫廢水，脫硫廢水氯離子含量在7000 mg/L左右，干燥塔底部取樣干灰渣含水率為1.68%，氯離子含量為2.86%，從實測數(shù)據(jù)電除塵底部粉煤灰的氯離子含量超過了高品質混凝土和水泥的摻配要求。停運期間對干燥塔內壁檢查，沒有發(fā)現(xiàn)干燥塔內壁的粘壁腐蝕現(xiàn)象，加熱后返回主煙道的尾氣煙溫控制在130℃以上，對尾部煙氣超低排放設備也沒有影響。項目每噸廢水消耗11000萬m3330℃～350℃熱煙氣，占300MW機組總煙氣量的3.28%，折算后影響機組煤耗0.8～1.2g/( kW·h) (按汽機熱耗8000、原爐效93%估算煤耗)。

4 總結及建議

終端廢水高溫煙氣旁路蒸發(fā)技術作為新型的廢水蒸發(fā)處理技術，其避免了煙溫余熱蒸發(fā)技術存在的大部分缺陷，且對機組的適應性更為廣泛。采用高溫煙氣旁路蒸發(fā)技術實現(xiàn)終端廢水，系統(tǒng)和設備相對簡單，對主機安全運行沒有影響，同時對超低排放設備造成負面影響較小，投資節(jié)省，系統(tǒng)運行和維護費用低，沒有新的固體廢棄物產(chǎn)生。

同時，由于目前環(huán)保政策及環(huán)保部門還沒有對相關技術做出明確的意見，但隨著技術的發(fā)展、環(huán)保部門工作重心的轉移以及對固廢產(chǎn)物的關注，可能會對該項技術進行重新評估，所以該技術的應用仍存在一定的風險性。此外，有中試項目試驗數(shù)據(jù)顯示該技術應用后電除塵底部粉煤灰的氯離子含量超過了高品質混凝土和水泥的摻配要求。同時，據(jù)估算該技術引出3%～5%熱煙氣會使鍋爐熱效率降低約0.30%～0.50%。

因此，建議電廠在應用該技術之前做好充分的調研，做好能耗與投資運行成本的估算，綜合考慮機組負荷及鍋爐爐后煙風系統(tǒng)配置情況，選擇合適的工藝設計參數(shù)。