1、終端廢水高溫?zé)煔馀月氛舭l(fā)處理技術(shù)1引言隨著國內(nèi)火力發(fā)電企業(yè)廢水零排放技術(shù)的研究與發(fā)展，對(duì)于脫硫廢水或終端廢水處理基本形成了以預(yù)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(jié)晶和煙氣余熱蒸發(fā)為主，目前在煙氣余熱蒸發(fā)的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步開發(fā)了終端廢水高溫?zé)煔馀月氛舭l(fā)技術(shù)。2技術(shù)原理及特點(diǎn)2.1技術(shù)原理終端廢水高溫?zé)煔馀月氛舭l(fā)技術(shù)原理為：在高溫?zé)煔馀月窂U水噴霧蒸發(fā)器內(nèi)，預(yù)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(yù)器前）引入的高溫?zé)煔馑舭l(fā)；霧化液滴中所含有的鹽類物質(zhì)在蒸發(fā)過程中持續(xù)析出，并附著在煙氣中的粉塵顆粒

2、上，大部分粉塵經(jīng)廢水蒸發(fā)器出口進(jìn)入除塵器，被除塵器捕集并進(jìn)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(jìn)入后續(xù)設(shè)備，在脫硫塔被冷凝后間接補(bǔ)充脫硫工藝用水，從而實(shí)現(xiàn)脫硫廢水零排放，其工藝流程見圖1。2.2技術(shù)特點(diǎn)終端廢水高溫?zé)煔馀月氛舭l(fā)技術(shù)是在煙氣余熱蒸發(fā)技術(shù)的基礎(chǔ)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(shù)。該技術(shù)不同于煙氣余熱蒸發(fā)之處在于：1、該技術(shù)采用的旁路噴霧蒸發(fā)系統(tǒng)及設(shè)備雖然與主煙道相連接，但是它屬于一個(gè)獨(dú)立的運(yùn)行單元，該技術(shù)工藝系統(tǒng)的投運(yùn)、檢修與維護(hù)都可以單獨(dú)進(jìn)行，大限度的減輕了對(duì)原煙氣系統(tǒng)的影響，杜絕了

3、由于廢水蒸發(fā)帶來的機(jī)組安全穩(wěn)定運(yùn)行的風(fēng)險(xiǎn)。2、該技術(shù)抽取的煙氣為空預(yù)器前的高溫?zé)煔?，利用高溫的煙氣使霧化后的廢水更快速的蒸發(fā)，該技術(shù)不受限于機(jī)組的負(fù)荷、排煙溫度的影響。但是由于抽取的煙氣是作為空氣預(yù)熱器供給鍋爐燃煤的熱源，降低此處的溫度不利于燃煤的完全燃燒，會(huì)影響鍋爐熱效率，同樣對(duì)設(shè)低低溫省煤器的機(jī)組，煙溫降低對(duì)低溫省煤器節(jié)能效率有降低的傾向。3、該技術(shù)蒸發(fā)過程發(fā)生在旁路噴霧蒸發(fā)器內(nèi)，極大的降低了火電企業(yè)采用該技術(shù)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(diǎn)以上，有效的避免了主煙道以及設(shè)備可能發(fā)生的積灰、結(jié)垢、腐蝕以及堵塞等問題。同時(shí)，高溫?zé)煔馀月氛舭l(fā)和煙氣余熱

4、蒸發(fā)技術(shù)都是利用鍋爐煙氣對(duì)廢水進(jìn)行蒸發(fā)結(jié)晶，蒸發(fā)結(jié)晶物隨灰塵一起進(jìn)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(jié)晶鹽類，整體投資和運(yùn)行成本相對(duì)較低。但是，目前國家環(huán)保政策及環(huán)保部門對(duì)于采用此種方法將廢水中的鹽分轉(zhuǎn)移沒有明確的意見，隨著技術(shù)的發(fā)展和環(huán)保部門工作重心的轉(zhuǎn)移，可能會(huì)對(duì)該項(xiàng)技術(shù)進(jìn)行重新評(píng)估，存在一定的風(fēng)險(xiǎn)性。此外由于脫硫廢水中的氯離子含量較高，采用此項(xiàng)技術(shù)實(shí)施零排放后氯離子均轉(zhuǎn)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(dǎo)致產(chǎn)品氯離子含量不合格（不同級(jí)別的產(chǎn)品對(duì)氯離子含量要求不同），需要對(duì)灰渣樣品中氯離子含量進(jìn)行監(jiān)測(cè)。3技術(shù)中試及應(yīng)用情況近兩年，采用該技術(shù)進(jìn)行中試

5、的項(xiàng)目較多，目前根據(jù)調(diào)研情況以及相關(guān)文獻(xiàn)資料，該技術(shù)中試或應(yīng)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于2007年，兩臺(tái)機(jī)組分別于2010年12月和2013年12月投產(chǎn)發(fā)電。電廠建設(shè)規(guī)模2300MW燃煤發(fā)電機(jī)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(jī)組，配21060t/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(tái)機(jī)組在新建時(shí)均配有100煙氣脫硝、脫硫裝置。山西臨汾熱電有限公司2300MW機(jī)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(zhì)特點(diǎn)，采用了傳統(tǒng)的化學(xué)沉淀處理法（三聯(lián)箱沉淀），其工藝流程見圖2。原脫

6、硫廢水經(jīng)處理后回用，用于對(duì)水質(zhì)要求不高的灰渣加濕攪拌、灰場(chǎng)噴灑等，在干灰調(diào)濕、灰場(chǎng)噴灑等終端用戶對(duì)水量要求較低時(shí)，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(hào)機(jī)組建成一套旁路煙道高速旋轉(zhuǎn)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(fēng)中噴霧成細(xì)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(dāng)熱煙氣進(jìn)入WSD干燥塔時(shí)，溶液利用旋轉(zhuǎn)霧化器霧化成平均直徑1060m的精細(xì)漿霧滴與其進(jìn)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(dá)WSD干

7、燥塔壁之前，霧滴已被干燥，廢水中的鹽類最后形成粉末狀的產(chǎn)物。干燥產(chǎn)物在蒸發(fā)塔底部高速渦流后，隨煙氣進(jìn)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(xiàng)目設(shè)計(jì)規(guī)模為WSD出口煙氣溫度穩(wěn)定在160時(shí)廢水蒸發(fā)量為5t/h，其單臺(tái)機(jī)組成本約1900萬元。對(duì)于引用空預(yù)器前熱煙氣引起的機(jī)組熱效變化數(shù)據(jù)未見相關(guān)報(bào)道。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(jī)容量2350MW燃煤發(fā)電機(jī)組，脫硫廢水零排放工程先采用煙道余熱蒸發(fā)，后改為旁路煙道蒸發(fā)，項(xiàng)目設(shè)計(jì)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(jìn)入后段的固化單元進(jìn)行旁路煙氣蒸發(fā)。公司采用“預(yù)

8、處理單元+減量濃縮單元+固化單元”的技術(shù)路線，其中預(yù)處理單元采用雙堿法軟化技術(shù)，減量濃縮單元采用超濾+海水淡化反滲透的雙膜組合技術(shù)，固化單元采用旁路煙道蒸發(fā)技術(shù)，項(xiàng)目投資3500萬元，運(yùn)行費(fèi)用（含折舊）約49.5元/m3，運(yùn)行成本統(tǒng)計(jì)見表1，項(xiàng)目工程占地318m2。但項(xiàng)目運(yùn)行及能耗指標(biāo)數(shù)據(jù)未見相關(guān)報(bào)道。備注：1、焦作萬方熱電廠脫硫廢水零排放工程，設(shè)計(jì)水量20m3/h，60%淡水12m3/h至脫硫工藝水，40%的濃水8m3/h進(jìn)入后段的固化單元；2、以上按處理水量20m3/h，按24h/d，360d/y計(jì)算，水量為172800m3/y核算。3.3浙江浙能長興發(fā)電有限責(zé)任公司脫硫廢氣旁路干燥處理浙

9、江浙能長興發(fā)電有限責(zé)任公司為浙能集團(tuán)位于浙北的一家內(nèi)陸發(fā)電廠，總裝機(jī)容量4300MW亞臨界機(jī)組，均采用石灰石石膏濕法脫硫，每臺(tái)機(jī)組脫硫產(chǎn)生廢水量約為3t/h，配套設(shè)計(jì)的脫硫廢水處理系統(tǒng)為傳統(tǒng)的三聯(lián)箱，項(xiàng)目建設(shè)前處理后的脫硫廢水排放進(jìn)入租借的灰場(chǎng)，由于灰場(chǎng)租期臨近，脫硫廢水無處排放，如達(dá)標(biāo)廢水直排內(nèi)河，對(duì)內(nèi)河水質(zhì)影響較大，電廠生產(chǎn)用水取自內(nèi)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(jìn)行“零排放”處理。浙江浙能長興發(fā)電有限責(zé)任公司的脫硫廢氣干化處理的設(shè)計(jì)思路借鑒了食藥品生產(chǎn)過程中的噴霧干燥技術(shù)，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(jī)組正常運(yùn)行，采用煙氣旁路形式，從鍋爐后

10、尾部煙道抽取約3%5%的高溫?zé)煔猓ㄟ^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(jìn)入電除塵進(jìn)行收集，其工藝流程見圖4。項(xiàng)目2號(hào)機(jī)組脫硫廢水旁路煙氣干燥系統(tǒng)額定出力為3t/h，空預(yù)器進(jìn)口煙溫在330360，煙塵濃度6900mg/m3，煙氣旁路按照煙溫350設(shè)計(jì)，熱交換后煙氣余熱按130設(shè)計(jì)，干燥后固體顆粒物水分按照小于2%設(shè)計(jì)。根據(jù)相關(guān)文獻(xiàn)資料，該廠2號(hào)機(jī)組脫硫廢水旁路煙氣干燥系統(tǒng)于2016年5月開工建設(shè)，8月12日正式投入運(yùn)行，機(jī)組100%負(fù)荷(330MW)時(shí)抽取約3%約30000m3/h的熱煙氣，煙溫在330350時(shí)，干燥塔最大可以蒸干大約3t/

11、h的脫硫廢水，脫硫廢水氯離子含量在7000mg/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(shí)測(cè)數(shù)據(jù)電除塵底部粉煤灰的氯離子含量超過了高品質(zhì)混凝土和水泥的摻配要求。停運(yùn)期間對(duì)干燥塔內(nèi)壁檢查，沒有發(fā)現(xiàn)干燥塔內(nèi)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(duì)尾部煙氣超低排放設(shè)備也沒有影響。項(xiàng)目每噸廢水消耗11000萬m3330350熱煙氣，占300MW機(jī)組總煙氣量的3.28%，折算后影響機(jī)組煤耗0.81.2g/(kWh)(按汽機(jī)熱耗8000、原爐效93%估算煤耗)。4總結(jié)及建議終端廢水高溫?zé)煔馀月氛舭l(fā)技術(shù)作為新型的廢水蒸發(fā)處理技術(shù)，其避免了煙溫余熱蒸發(fā)技術(shù)存在的大部分缺陷，且對(duì)機(jī)組的適應(yīng)性更為廣泛。采用高溫?zé)煔馀月氛舭l(fā)技術(shù)實(shí)現(xiàn)終端廢水零排放，系統(tǒng)和設(shè)備相對(duì)簡單，對(duì)主機(jī)安全運(yùn)行沒有影響，同時(shí)對(duì)超低排放設(shè)備造成負(fù)面影響較小，投資節(jié)省，系統(tǒng)運(yùn)行和維護(hù)費(fèi)用低，沒有新的固體廢棄物產(chǎn)生。同時(shí)，由于目前環(huán)保政策及環(huán)保部門還沒有對(duì)相關(guān)技術(shù)做出明確的意見，但隨著技術(shù)的發(fā)展、環(huán)保部門工作重心的轉(zhuǎn)移以及對(duì)固廢產(chǎn)物的關(guān)注，可能會(huì)對(duì)該項(xiàng)技術(shù)進(jìn)行重新評(píng)