【能源人都在看，點擊右上角加'關注'】
北極星水處理網訊:1 引言
隨著國內火力發電企業廢水零排放技術的研究與發展，對於脫硫廢水或終端廢水處理基本形成了以預處理、濃縮減量、蒸發固化三階段為主的工藝流程。其中蒸發固化主要以蒸髮結晶和煙氣餘熱蒸發為主，目前在煙氣餘熱蒸發的基礎上，進一步開發了終端廢水高溫煙氣旁路蒸發技術。
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技術原理為：在高溫煙氣旁路廢水噴霧蒸發器內，預處理濃縮後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，經霧化生成的微小液滴被從主煙道（脫硝系統後，空預器前）引入的高溫煙氣所蒸發；霧化液滴中所含有的鹽類物質在蒸發過程中持續析出，並附著在煙氣中的粉塵顆粒上，大部分粉塵經廢水蒸發器出口進入除塵器，被除塵器捕集並進入輸灰系統，小部分形成底渣沉積在蒸發器底部通過氣力輸灰送至電除塵器主輸灰系統；蒸發後的水蒸氣隨煙氣進入後續設備，在脫硫塔被冷凝後間接補充脫硫工藝用水，從而實現脫硫廢水零排放，其工藝流程見圖1。
2.2 技術特點
終端廢水高溫煙氣旁路蒸發技術是在煙氣餘熱蒸發技術的基礎上，為了避免煙氣餘熱蒸發引起的一系列問題而開發出的一種新型廢水煙氣蒸發技術。該技術不同於煙氣餘熱蒸發之處在於：
1、該技術採用的旁路噴霧蒸發系統及設備雖然與主煙道相連接，但是它屬於一個獨立的運行單元，該技術工藝系統的投運、檢修與維護都可以單獨進行，最大限度的減輕了對原煙氣系統的影響，杜絕了由於廢水蒸髮帶來的機組安全穩定運行的風險。
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後的廢水更快速的蒸發，該技術不受限於機組的負荷、排煙溫度的影響。但是由於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於燃煤的完全燃燒，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能效率有降低的傾向。
3、該技術蒸發過程發生在旁路噴霧蒸發器內，極大的降低了火電企業採用該技術的限制條件；且由於利用蒸發的煙氣溫度較高，噴霧蒸發器出口煙溫持續保持在酸露點以上，有效的避免了主煙道以及設備可能發生的積灰、結垢、腐蝕以及堵塞等問題。
同時，高溫煙氣旁路蒸發和煙氣餘熱蒸發技術都是利用鍋爐煙氣對廢水進行蒸髮結晶，蒸髮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，目前國家環保政策及環保部門對於採用此種方法將廢水中的鹽分轉移沒有明確的意見，隨著技術的發展和環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。此外由於脫硫廢水中的氯離子含量較高，採用此項技術實施零排放後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，有可能導致產品氯離子含量不合格（不同級別的產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測。
3 技術中試及應用情況
近兩年，採用該技術進行中試的項目較多，目前根據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零排放
山西臨汾熱電有限公司始建於2007年，兩臺機組分別於2010年12月和2013年12月投產發電。電廠建設規模2×300MW燃煤發電機組，採用一次再熱、雙缸雙排汽、直接空冷、抽汽凝汽式汽輪發電機組，配2×1060t/h國產亞臨界，四角切圓燃燒，一次中間再熱，固態排渣爐。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處理規模為9m3/h,根據石灰石溼法脫硫產生廢水的水質特點，採用了傳統的化學沉澱處理法（三聯箱沉澱），其工藝流程見圖2。
原脫硫廢水經處理後回用，用於對水質要求不高的灰渣加溼攪拌、灰場噴灑等，在幹灰調溼、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乾燥處理脫硫廢水的裝置。噴霧乾燥（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，水分被蒸發而形成粉末狀或顆粒狀的過程。當熱煙氣進入WSD乾燥塔時，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，通過控制氣體分布、液體流速、霧滴直徑等，使霧化後的霧滴到達WSD乾燥塔壁之前，霧滴已被乾燥，廢水中的鹽類最後形成粉末狀的產物。乾燥產物在蒸發塔底部高速渦流後，隨煙氣進入除塵器處理。其工藝流程見圖3。
山西臨汾熱電有限公司脫硫廢水處理項目設計規模為WSD出口煙氣溫度穩定在160℃時廢水蒸發量為5t/h，其單臺機組成本約1900萬元。對於引用空預器前熱煙氣引起的機組熱效變化數據未見相關報導。
3.2 焦作萬方熱電廠脫硫廢水零排放
焦作萬方熱電廠裝機容量2×350MW燃煤發電機組，脫硫廢水零排放工程先採用煙道餘熱蒸發，後改為旁路煙道蒸發，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進入後段的固化單元進行旁路煙氣蒸發。
公司採用「預處理單元+減量濃縮單元+固化單元」的技術路線，其中預處理單元採用雙鹼法軟化技術，減量濃縮單元採用超濾+海水淡化反滲透的雙膜組合技術，固化單元採用旁路煙道蒸發技術，項目投資3500萬元，運行費用（含折舊）約49.5元/m3，運行成本統計見表1，項目工程佔地318 m2。但項目運行及能耗指標數據未見相關報導。
備註：
1、焦作萬方熱電廠脫硫廢水零排放工程，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進入後段的固化單元；
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 浙江浙能長興發電有限責任公司脫硫廢水煙氣旁路乾燥處理
浙江浙能長興發電有限責任公司為浙能集團位於浙北的一家內陸發電廠，總裝機容量4×300MW亞臨界機組，均採用石灰石－石膏溼法脫硫，每臺機組脫硫產生廢水量約為3t/h，配套設計的脫硫廢水處理系統為傳統的三聯箱，項目建設前處理後的脫硫廢水排放進入租借的灰場，由於灰場租期臨近，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，電廠生產用水取自內河，直接威脅到電廠的生產用水安全，因此脫硫廢水必須進行「零排放」處理。
浙江浙能長興發電有限責任公司的脫硫廢水煙氣幹化處理的設計思路借鑑了食藥品生產過程中的噴霧乾燥技術，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電機組正常運行，採用煙氣旁路形式，從鍋爐後尾部煙道抽取約3%～5%的高溫煙氣，通過乾燥塔直接熱交換乾燥脫硫廢水，脫硫廢水中的鹽類顆粒一部分從乾燥塔底部排出，另一部分隨煙氣進入電除塵進行收集，其工藝流程見圖4。
項目2號機組脫硫廢水旁路煙氣乾燥系統額定出力為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，熱交換後煙氣餘熱按130℃設計，乾燥後固體顆粒物水分按照小於2%設計。根據相關文獻資料，該廠2號機組脫硫廢水旁路煙氣乾燥系統於2016 年5 月開工建設，8 月12 日正式投入運行，機組100%負荷(330MW)時抽取約3%約30000m3/h的熱煙氣，煙溫在330℃～ 350℃時，乾燥塔最大可以蒸乾大約3t/h的脫硫廢水，脫硫廢水氯離子含量在7000 mg/L左右，乾燥塔底部取樣幹灰渣含水率為1.68%，氯離子含量為2.86%，從實測數據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。停運期間對乾燥塔內壁檢查，沒有發現乾燥塔內壁的粘壁腐蝕現象，加熱後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，佔300MW機組總煙氣量的3.28%，折算後影響機組煤耗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技術作為新型的廢水蒸發處理技術，其避免了煙溫餘熱蒸發技術存在的大部分缺陷，且對機組的適應性更為廣泛。採用高溫煙氣旁路蒸發技術實現終端廢水零排放，系統和設備相對簡單，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，投資節省，系統運行和維護費用低，沒有新的固體廢棄物產生。
同時，由於目前環保政策及環保部門還沒有對相關技術做出明確的意見，但隨著技術的發展、環保部門工作重心的轉移以及對固廢產物的關注，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，有中試項目試驗數據顯示該技術應用後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後煙風系統配置情況，選擇合適的工藝設計參數。
原標題:終端廢水高溫煙氣旁路蒸發處理技術簡介
免責聲明：以上內容轉載自北極星環保網，所發內容不代表本平臺立場。全國能源信息平臺聯繫電話：010-65367702，郵箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝陽區金臺西路2號人民日報社