终端废水高温烟气旁路蒸发处理技术简介

1 引言

随着国内火力发电企业废水零排放技术的研究与发展，对于脱硫废水或终端废水处理基本形成了以预处理、浓缩减量、蒸发固化三阶段为主的工艺流程。其中蒸发固化主要以蒸发结晶和烟气余热蒸发为主，目前在烟气余热蒸发的基础上，进一步开发了终端废水高温烟气旁路蒸发技术。

2 技术原理及特点

2.1 技术原理

终端废水高温烟气旁路蒸发技术原理为：在高温烟气旁路废水喷雾蒸发器内，预处理浓缩后的废水被输送至高效的雾化喷头，利用压缩空气将废水雾化，经雾化生成的微小液滴被从主烟道（脱硝系统后，空预器前）引入的高温烟气所蒸发；雾化液滴中所含有的盐类物质在蒸发过程中持续析出，并附着在烟气中的粉尘颗粒上，大部分粉尘经废水蒸发器出口进入除尘器，被除尘器捕集并进入输灰系统，小部分形成底渣沉积在蒸发器底部通过气力输灰送至电除尘器主输灰系统；蒸发后的水蒸气随烟气进入后续设备，在脱硫塔被冷凝后间接补充脱硫工艺用水，从而实现脱硫废水零排放，其工艺流程见图1。

2.2 技术特点

终端废水高温烟气旁路蒸发技术是在烟气余热蒸发技术的基础上，为了避免烟气余热蒸发引起的一系列问题而开发出的一种新型废水烟气蒸发技术。该技术不同于烟气余热蒸发之处在于：

1、该技术采用的旁路喷雾蒸发系统及设备虽然与主烟道相连接，但是它属于一个独立的运行单元，该技术工艺系统的投运、检修与维护都可以单独进行，最大限度的减轻了对原烟气系统的影响，杜绝了由于废水蒸发带来的机组安全稳定运行的风险。

2、该技术抽取的烟气为空预器前的高温烟气，利用高温的烟气使雾化后的废水更快速的蒸发，该技术不受限于机组的负荷、排烟温度的影响。但是由于抽取的烟气是作为空气预热器供给锅炉燃煤的热源，降低此处的温度不利于燃煤的完全燃烧，会影响锅炉热效率，同样对设低低温省煤器的机组，烟温降低对低温省煤器节能效率有降低的倾向。

3、该技术蒸发过程发生在旁路喷雾蒸发器内，极大的降低了火电企业采用该技术的限制条件；且由于利用蒸发的烟气温度较高，喷雾蒸发器出口烟温持续保持在酸露点以上，有效的避免了主烟道以及设备可能发生的积灰、结垢、腐蚀以及堵塞等问题。

同时，高温烟气旁路蒸发和烟气余热蒸发技术都是利用锅炉烟气对废水进行蒸发结晶，蒸发结晶物随灰尘一起进入电除尘器随粉煤灰利用，无需其它热源，且不产生不宜处理的结晶盐类，整体投资和运行成本相对较低。

但是，目前国家环保政策及环保部门对于采用此种方法将废水中的盐分转移没有明确的意见，随着技术的发展和环保部门工作重心的转移，可能会对该项技术进行重新评估，存在一定的风险性。此外由于脱硫废水中的氯离子含量较高，采用此项技术实施零排放后氯离子均转移至灰中，如果使用该灰作为混凝土或水泥的添加料，有可能导致产品氯离子含量不合格（不同级别的产品对氯离子含量要求不同），需要对灰渣样品中氯离子含量进行监测。

3 技术中试及应用情况

近两年，采用该技术进行中试的项目较多，目前根据调研情况以及相关文献资料，该技术中试或应用情况如下:

3.1 山西临汾热电有限公司脱硫废水零排放

山西临汾热电有限公司始建于2007年，两台机组分别于2010年12月和2013年12月投产发电。电厂建设规模2×300MW燃煤发电机组，采用一次再热、双缸双排汽、直接空冷、抽汽凝汽式汽轮发电机组，配2×1060t/h国产亚临界，四角切圆燃烧，一次中间再热，固态排渣炉。2台机组在新建时均配有100％烟气脱硝、脱硫装置。

山西临汾热电有限公司2×300MW机组脱硫废水处理系统处理规模为9m3/h,根据石灰石湿法脱硫产生废水的水质特点，采用了传统的化学沉淀处理法（三联箱沉淀），其工艺流程见图2。

原脱硫废水经处理后回用，用于对水质要求不高的灰渣加湿搅拌、灰场喷洒等，在干灰调湿、灰场喷洒等终端用户对水量要求较低时，尤其是灰渣综合利用情况良好的情况下，脱硫废水无法得到充分利用。

2017年7月，山西临汾热电有限公司1号机组建成一套旁路烟道高速旋转喷雾干燥处理脱硫废水的装置。喷雾干燥（WSD）是一种将溶液、乳浊液、悬浮液或浆料在热风中喷雾成细小的液滴，在它下落过程中，水分被蒸发而形成粉末状或颗粒状的过程。当热烟气进入WSD干燥塔时，溶液利用旋转雾化器雾化成平均直径10～60μm的精细浆雾滴与其进行接触，在气液接触过程中，水分被迅速蒸发，通过控制气体分布、液体流速、雾滴直径等，使雾化后的雾滴到达WSD干燥塔壁之前，雾滴已被干燥，废水中的盐类最后形成粉末状的产物。干燥产物在蒸发塔底部高速涡流后，随烟气进入除尘器处理。其工艺流程见图3。

山西临汾热电有限公司脱硫废水处理项目设计规模为WSD出口烟气温度稳定在160℃时废水蒸发量为5t/h，其单台机组成本约1900万元。对于引用空预器前热烟气引起的机组热效变化数据未见相关报道。

3.2 焦作万方热电厂脱硫废水零排放

焦作万方热电厂装机容量2×350MW燃煤发电机组，脱硫废水零排放工程先采用烟道余热蒸发，后改为旁路烟道蒸发，项目设计水量20m3/h，其中60%淡水12m3/h回用至脱硫工艺水，40%的浓水8m3/h进入后段的固化单元进行旁路烟气蒸发。

公司采用“预处理单元+减量浓缩单元+固化单元”的技术路线，其中预处理单元采用双碱法软化技术，减量浓缩单元采用超滤+海水淡化反渗透的双膜组合技术，固化单元采用旁路烟道蒸发技术，项目投资3500万元，运行费用（含折旧）约49.5元/m3，运行成本统计见表1，项目工程占地318 m2。但项目运行及能耗指标数据未见相关报道。

备注：

1、焦作万方热电厂脱硫废水零排放工程，设计水量20 m3/h，60%淡水12 m3/h至脱硫工艺水，40%的浓水8m3/h进入后段的固化单元；

2、以上按处理水量20 m3/h，按24h/d，360d/y计算，水量为172800 m3/y核算。

3.3 浙江浙能长兴发电有限责任公司脱硫废水烟气旁路干燥处理

浙江浙能长兴发电有限责任公司为浙能集团位于浙北的一家内陆发电厂，总装机容量4×300MW亚临界机组，均采用石灰石－石膏湿法脱硫，每台机组脱硫产生废水量约为3t/h，配套设计的脱硫废水处理系统为传统的三联箱，项目建设前处理后的脱硫废水排放进入租借的灰场，由于灰场租期临近，脱硫废水无处排放，如达标废水直排内河，对内河水质影响较大，电厂生产用水取自内河，直接威胁到电厂的生产用水安全，因此脱硫废水必须进行“零排放”处理。

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浙江浙能长兴发电有限责任公司的脱硫废水烟气干化处理的设计思路借鉴了食药品生产过程中的喷雾干燥技术，热源选自锅炉尾部烟道的热烟气，为了保证处理过程不影响发电机组正常运行，采用烟气旁路形式，从锅炉后尾部烟道抽取约3%～5%的高温烟气，通过干燥塔直接热交换干燥脱硫废水，脱硫废水中的盐类颗粒一部分从干燥塔底部排出，另一部分随烟气进入电除尘进行收集，其工艺流程见图4。

项目2号机组脱硫废水旁路烟气干燥系统额定出力为3t/h，空预器进口烟温在330℃～360℃，烟尘浓度6900mg/m3，烟气旁路按照烟温350℃设计，热交换后烟气余热按130℃设计，干燥后固体颗粒物水分按照小于2%设计。根据相关文献资料，该厂2号机组脱硫废水旁路烟气干燥系统于2016 年5 月开工建设，8 月12 日正式投入运行，机组100%负荷(330MW)时抽取约3%约30000m3/h的热烟气，烟温在330℃～ 350℃时，干燥塔最大可以蒸干大约3t/h的脱硫废水，脱硫废水氯离子含量在7000 mg/L左右，干燥塔底部取样干灰渣含水率为1.68%，氯离子含量为2.86%，从实测数据电除尘底部粉煤灰的氯离子含量超过了高品质混凝土和水泥的掺配要求。停运期间对干燥塔内壁检查，没有发现干燥塔内壁的粘壁腐蚀现象，加热后返回主烟道的尾气烟温控制在130℃以上，对尾部烟气超低排放设备也没有影响。项目每吨废水消耗11000万m3330℃～350℃热烟气，占300MW机组总烟气量的3.28%，折算后影响机组煤耗0.8～1.2g/( kW·h) (按汽机热耗8000、原炉效93%估算煤耗)。

4 总结及建议

终端废水高温烟气旁路蒸发技术作为新型的废水蒸发处理技术，其避免了烟温余热蒸发技术存在的大部分缺陷，且对机组的适应性更为广泛。采用高温烟气旁路蒸发技术实现终端废水零排放，系统和设备相对简单，对主机安全运行没有影响，同时对超低排放设备造成负面影响较小，投资节省，系统运行和维护费用低，没有新的固体废弃物产生。

同时，由于目前环保政策及环保部门还没有对相关技术做出明确的意见，但随着技术的发展、环保部门工作重心的转移以及对固废产物的关注，可能会对该项技术进行重新评估，所以该技术的应用仍存在一定的风险性。此外，有中试项目试验数据显示该技术应用后电除尘底部粉煤灰的氯离子含量超过了高品质混凝土和水泥的掺配要求。同时，据估算该技术引出3%～5%热烟气会使锅炉热效率降低约0.30%～0.50%。

因此，建议电厂在应用该技术之前做好充分的调研，做好能耗与投资运行成本的估算，综合考虑机组负荷及锅炉炉后烟风系统配置情况，选择合适的工艺设计参数。