某电厂脱硫废水零排放处理系统运行性能分析

李亚娟，刘 勇，刘贵栋，余耀宏，杨 阳，杨 永

（西安西热水务环保有限公司，陕西西安 710018）

电力行业属于我国高耗水行业之一〔1〕，其用水量约占全国工业用水总量的40%〔2〕。近年来随着废水梯级使用、循环水高浓缩倍率运行控制技术、膜法水处理技术等的应用，火电厂节水减排工作取得了显著成效，2019 年全国火电厂每千瓦时发电量耗水量降至1.21 kg，每千瓦时发电量废水排放量降至0.054 kg〔3〕。同时部分环保敏感地区要求火电厂实现全厂废水零排放，其涉及的脱硫废水浓缩减量及固化处理技术难度最大，投资和运行费用最高，是废水零排放电厂面临的最大难题〔4〕。

目前，河源、三水恒益、华能长兴、国电汉川、华能黄台等电厂均已实施了废水零排放工程。其中，河源电厂为国内首个实现废水零排放的电厂，脱硫废水零排放处理采用“两级软化+强制循环蒸发结晶”工艺，结晶盐达到二级工业盐标准。三水恒益电厂采用“两级卧式MVR+两级卧式强制循环蒸发+结晶干燥”工艺，由于未设置预处理单元，其产品为混合盐，送专业固体废弃物处理中心处置，而且蒸发器结垢严重、清洗频繁。华能长兴电厂采用“两级软化+离子交换+反渗透+正渗透+蒸发结晶”工艺实现了脱硫废水零排放，是国内首个将正渗透用于废水处理的电厂〔5-6〕。国电汉川电厂脱硫废水处理采用“化学软化+管式微滤+纳滤+碟管式反渗透+蒸发结晶”工艺，采用纳滤分盐及蒸发结晶获得了高品质的结晶盐〔7〕。华能黄台电厂脱硫废水处理采用“两级软化+超滤+海水反渗透+旁路烟道干燥”工艺，蒸发器热源取自空预器前的330 ℃热烟气，废水析出的盐分和飞灰混合后以粉煤灰的形式实现综合利用〔8-10〕。旁路烟道干燥技术投资低、运维简单，目前已在浙能长兴电厂、华能铜川电厂、临汾热电等多家电厂得到了应用。

某电厂设有2 台350 MW 国产燃煤机组，排污许可证要求电厂生产废水和生活污水须经处理后全部回用，不得排放。电厂设置了脱硫废水零排放处理系统，工程于2020 年5 月投入运行。笔者主要对脱硫废水零排放处理工程投运后的运行性能进行分析。

1 系统概况

1.1 水量及水质

夏季满负荷工况条件下，2 台机组脱硫废水水量合计为7 m3∕h，考虑到系统余量，零排放工程处理能力按2×4 m3∕h 设计。脱硫废水三联箱处理出水水质见表1。三联箱出水为高硬度、高盐分、强腐蚀性废水，但镉、铅、砷等重金属含量以及COD、氟化物、硫化物、悬浮物均满足《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》（DLT 997—2006）的相关要求。

表1 三联箱处理后的脱硫废水水质分析Table 1 Effluent water quality of the three categories of desulfurization wastewater treatment

1.2 工艺流程

脱硫废水零排放处理工艺流程见图1。

图1 脱硫废水零排放处理系统工艺流程Fig.1 Zero discharge treatment process of desulfurization wastewater

2台机组各配置2 台2 m3∕h 的蒸发塔。经过三联箱处理达标的脱硫废水通过废水输送泵送至喷雾水箱，通过4 台喷雾水泵输送至蒸发塔；蒸发塔采用双流体雾化技术，废水在压缩空气的作用下，在喷枪上 形 成D32为50μm的液滴，每台蒸发塔布置2支1m3∕h 的喷枪。高温烟气从空预器入口引入蒸发塔，与喷枪雾化后的废水顺流而下，高温烟气与废水充分接触完成传热传质过程，将废水蒸发后排入除尘器入口烟道。脱硫废水中的盐析出后随飞灰被烟气带入除尘器内，在蒸发塔底部沉积的飞灰通过蒸发器底部的仓泵送入除尘器灰斗。

2 试验部分

2.1 试验仪器

试验仪器：F601 型便携式超声波液体流量计，德国弗莱克森；FLUKE 52-2 型手持式数字温度计，配合K 型铠装热电偶，中国福禄克；EMP3500 型便携式多功能电子微压计，配合L 型标准皮托管，瑞典斯威玛；SX-4 型马弗炉，北京科伟；ME-204 型分析天平，美国梅特勒。

2.2 分析方法

水量测试：采用便携式超声波流量计测试蒸发塔入口水量。

烟气温度、压力、流量测试：在蒸发塔入口、出口烟道截面上采用网格法进行烟气温度和压力的测试，并依据《电除尘器性能测试方法》（GB∕T 13931—2017）规定的方法，计算得到标准烟气量。

灰样分析：氯元素含量测试采用高温燃烧水解-电位滴定法〔11〕，氧化镁测试采用EDTA 络合滴定法，氧化钙测试采用EDTA 络合滴定法，三氧化硫采用硫酸钡质量法〔12〕。

运行成本分析：主要包括电耗费用和煤耗增加费用。采用电能表测量废水处理系统用电功率，并根据厂用电价核算电耗成本。根据运行过程中燃煤量、喷水量、炉效降低值以及标煤价格核算煤耗增加量和煤耗增加费用。

3 分析结果

3.1 水量测试结果

2020年12月16日—18日对2#机组脱硫废水零排放处理系统进行了连续72 h 的性能测试。其中，蒸发塔喷水量和机组负荷测试结果见图2。

设计要求在单台机组负荷为262 MW 时蒸发塔喷水量达到3 m3∕h，机组满负荷时喷水量为4 m3∕h。根据图2 的结果，2#号机组负荷率为75%～90%时，单侧蒸发塔喷水量为1.5～2.0 m3∕h，总喷水量为3.1～3.9 m3∕h，喷水量随着机组负荷的升高而增加，达到了设计要求，实现了脱硫废水零外排。

图2 2#机组旁路干燥蒸发塔喷水量测试结果Fig.2 Test results of water injection rate for bypass drying evaporation tower of unit 2#

3.2 蒸发塔进出口烟气测试结果

2#号机组A、B 侧蒸发塔抽气量监测结果见图3。

图3 2#机组旁路干燥蒸发塔抽气量测试结果Fig.3 Test results of air extraction capacity of bypass drying and evaporating tower for unit 2#

由图3 可见，2#号机组两侧蒸发塔在喷水量均为1.5～2.0 m3∕h、机组负荷为75%～90%的条件下，两侧蒸发塔抽气量基本一致，均在15 300～20 700 Nm3∕h之间，单台机组抽气量合计为31 600～39 800 Nm3∕h，占机组总烟气量的3.2%～3.7%，满足抽取烟气量不得高于机组烟气总量5%的设计要求。高温烟气的抽取量随着蒸发塔喷水量的增加而增大，根据核算蒸发1 m3废水平均抽取高温烟气约10 275 Nm3∕h。

2#号机组蒸发塔烟气压力测试结果见图4。

由图4 可知，蒸发塔入口压力为1 535～1 840 Pa，出口烟气阻力为2 350～2 762 Pa，蒸发塔运行压力随喷水量的增加而增大。蒸发塔进出口压差为815～922 Pa，空预器两侧压差约为1.40 kPa。由此可见，蒸发器进出口压差小于空预器两侧压差，不影响烟气的正常流通。

图4 2#机组旁路干燥蒸发塔烟气压力测试结果Fig.4 Test result of flue gas pressure of bypass drying and evaporating tower of unit 2#

2#号机组蒸发塔烟气温度测试结果见图5。

图5 2#机组旁路干燥蒸发塔烟气温度测试结果Fig.5 Flue gas temperature test results of bypass drying and evaporating tower of unit 2#

由图5 可知，蒸发塔入口烟气温度在333～347 ℃之间波动，出口烟气温度在152～167 ℃之间波动，喷雾前后烟温下降约为180 ℃。而且蒸发塔出口烟温＞150 ℃，远大于酸露点温度（98～100 ℃），不会导致烟道和电除尘器设备腐蚀。

3.3 炉效影响分析结果

根据蒸发塔抽取的烟气量和温度、原煤消耗量、喷水量等核算烟气侧放热量及锅炉热效率降低值，核算结果见表2。

表2 旁路烟气处理系统炉效分析结果Table 2 Results of furnace efficiency analysis of bypass flue gas treatment system

脱硫废水旁路烟气蒸发处理系统抽取的330 ℃热烟气，当机组负荷为75%、喷水量为3.1 m3∕h 时，烟气侧放热量为8 126 MJ∕h，引起锅炉效率降低值为0.29%；当机组负荷为90%、喷水量为3.9 m3∕h 时，烟气侧放热量为10 948 MJ∕h，锅炉效率降低值为0.33%。由此可见，脱硫废水零排放处理系统对电厂锅炉热效的影响较小。

3.4 运行成本分析结果

脱硫废水零排放处理系统新增用电功率包括两部分，一部分是水泵及喷雾器新增用电功率为30 kW，一部分是输灰和雾化装置新增用电功率为150 kW，新增用电功率合计为180 kW，厂用电价为0.38 元∕（kW·h），处理吨水新增耗电成本为8.55 元∕h。2#机组负荷为75%～90%、蒸发塔喷水量为3.1～3.9 m3∕h时，通过燃煤量、原煤发热量以及锅炉热效率降低值核算，处理吨水发电煤耗增加值为0.27～0.31 g∕（kW·h），电厂标煤价格为670 元∕t，吨水煤耗增加费用为58.13～61.93 元∕h。

综上所述，脱硫废水零排放处理系统运行成本为66.68～70.48 元∕（m3·h），相对于蒸发结晶运行成本150～180 元∕（m3·h）〔5〕，旁路烟气蒸发技术运行成本仅为蒸发结晶的40%左右，而且盐分跟粉煤灰混合后可以实现综合利用，省去了结晶盐的处置费用，具有明显的优势。

4 结论

（1）采用旁路烟道喷雾干燥蒸发技术对脱硫废水进行零排放处理，350MW机组设置2 台2 m3∕h 的蒸发塔，蒸发塔采用双流体雾化技术，系统流程简单，运行稳定，喷水量满足设计要求。

（2）蒸发塔入口烟气温度为333～347 ℃，出口烟气温度为152～167 ℃，蒸发1 m3废水平均抽取高温烟气约10 275 Nm3∕h，锅炉热效率下降为0.29%～0.33%，不影响锅炉的正常运行。

（3）旁路烟气蒸发处理吨水发电煤耗增加值为0.27～0.31 g∕（kW·h），运行成本为66.68～70.48元∕（m3·h），粉煤灰可以实现综合利用，实现了脱硫废水低成本零排放处理。