電廠終端廢水高溫?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
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充脫硫工藝用水，從而實現(xiàn)脫硫廢水零排放，其工藝流程見圖1。
2.2 技術(shù)特點
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)出的一種新型廢水煙氣蒸發(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，但是它屬于一個獨立的運行單元，該技術(shù)工藝系統(tǒng)的投運、檢修與維護(hù)都可以單獨進(jìn)行，最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(fēng)險。
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，會影響鍋爐熱效率，同樣對設(shè)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(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，高溫?zé)煔馀月氛舭l(fā)和煙氣余熱蒸發(fā)技術(shù)都是利用鍋爐煙氣對廢水進(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(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，可能會對該項技術(shù)進(jìn)行重新評估，存在一定的風(fēng)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(shù)實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(jìn)行監(jiān)測。
3 技術(shù)中試及應(yīng)用情況
近兩年，采用該技術(shù)進(jìn)行中試的項目較多，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，兩臺機組分別于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(zhì)特點，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。
原脫硫廢水經(jīng)處理后回用，用于對水質(zhì)要求不高的灰渣加濕攪拌、灰場噴灑等，在干灰調(diào)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(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，溶液利用旋轉(zhuǎn)霧化器霧化成平均直徑10～60μm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目設(shè)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(yù)器前熱煙氣引起的機組熱效變化數(shù)據(jù)未見相關(guān)報道。
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容量2×350MW燃煤發(fā)電機組，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)，項目設(shè)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(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)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)，項目投資3500萬元，運行費用（含折舊）約49.5元/m3，運行成本統(tǒng)計見表1，項目工程占地318 m2。但項目運行及能耗指標(biāo)數(shù)據(jù)未見相關(guān)報道。
備注：
1、焦作萬方熱電廠脫硫廢水零排放工程，設(shè)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(jìn)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(zé)任公司脫硫廢水煙氣旁路干燥處理
浙江浙能長興發(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(shè)計的脫硫廢水處理系統(tǒng)為傳統(tǒng)的三聯(lián)箱，項目建設(shè)前處理后的脫硫廢水排放進(jìn)入租借的灰場，由于灰場租期臨近，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)任公司的脫硫廢水煙氣干化處理的設(shè)計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?zé)煔?，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(jìn)入電除塵進(jìn)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干燥系統(tǒng)額定出力為3t/h，空預(yù)器進(jìn)口煙溫在330℃～360℃，煙塵濃度6900mg/m3，煙氣旁路按照煙溫350℃設(shè)計，熱交換后煙氣余熱按130℃設(shè)計，干燥后固體顆粒物水分按照小于2%設(shè)計。根據(jù)相關(guān)文獻(xiàn)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(shè)，8 月12 日正式投入運行，機組100%負(fù)荷(330MW)時抽取約3%約30000m3/h的熱煙氣，煙溫在330℃～ 350℃時，干燥塔最大可以蒸干大約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(zhì)混凝土和水泥的摻配要求。
停運期間對干燥塔內(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，對尾部煙氣超低排放設(shè)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)。
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