李亞娟，劉 勇，劉貴棟，余耀宏，楊 陽(yáng)，楊 永

（西安西熱水務(wù)環(huán)保有限公司，陜西西安 710018）

電力行業(yè)屬于我國(guó)高耗水行業(yè)之一〔1〕，其用水量約占全國(guó)工業(yè)用水總量的40%〔2〕。近年來(lái)隨著廢水梯級(jí)使用、循環(huán)水高濃縮倍率運(yùn)行控制技術(shù)、膜法水處理技術(shù)等的應(yīng)用，火電廠節(jié)水減排工作取得了顯著成效，2019 年全國(guó)火電廠每千瓦時(shí)發(fā)電量耗水量降至1.21 kg，每千瓦時(shí)發(fā)電量廢水排放量降至0.054 kg〔3〕。同時(shí)部分環(huán)保敏感地區(qū)要求火電廠實(shí)現(xiàn)全廠廢水零排放，其涉及的脫硫廢水濃縮減量及固化處理技術(shù)難度最大，投資和運(yùn)行費(fèi)用最高，是廢水零排放電廠面臨的最大難題〔4〕。

目前，河源、三水恒益、華能長(zhǎng)興、國(guó)電漢川、華能黃臺(tái)等電廠均已實(shí)施了廢水零排放工程。其中，河源電廠為國(guó)內(nèi)首個(gè)實(shí)現(xiàn)廢水零排放的電廠，脫硫廢水零排放處理采用“兩級(jí)軟化+強(qiáng)制循環(huán)蒸發(fā)結(jié)晶”工藝，結(jié)晶鹽達(dá)到二級(jí)工業(yè)鹽標(biāo)準(zhǔn)。三水恒益電廠采用“兩級(jí)臥式MVR+兩級(jí)臥式強(qiáng)制循環(huán)蒸發(fā)+結(jié)晶干燥”工藝，由于未設(shè)置預(yù)處理單元，其產(chǎn)品為混合鹽，送專(zhuān)業(yè)固體廢棄物處理中心處置，而且蒸發(fā)器結(jié)垢嚴(yán)重、清洗頻繁。華能長(zhǎng)興電廠采用“兩級(jí)軟化+離子交換+反滲透+正滲透+蒸發(fā)結(jié)晶”工藝實(shí)現(xiàn)了脫硫廢水零排放，是國(guó)內(nèi)首個(gè)將正滲透用于廢水處理的電廠〔5-6〕。國(guó)電漢川電廠脫硫廢水處理采用“化學(xué)軟化+管式微濾+納濾+碟管式反滲透+蒸發(fā)結(jié)晶”工藝，采用納濾分鹽及蒸發(fā)結(jié)晶獲得了高品質(zhì)的結(jié)晶鹽〔7〕。華能黃臺(tái)電廠脫硫廢水處理采用“兩級(jí)軟化+超濾+海水反滲透+旁路煙道干燥”工藝，蒸發(fā)器熱源取自空預(yù)器前的330 ℃熱煙氣，廢水析出的鹽分和飛灰混合后以粉煤灰的形式實(shí)現(xiàn)綜合利用〔8-10〕。旁路煙道干燥技術(shù)投資低、運(yùn)維簡(jiǎn)單，目前已在浙能長(zhǎng)興電廠、華能銅川電廠、臨汾熱電等多家電廠得到了應(yīng)用。

某電廠設(shè)有2 臺(tái)350 MW 國(guó)產(chǎn)燃煤機(jī)組，排污許可證要求電廠生產(chǎn)廢水和生活污水須經(jīng)處理后全部回用，不得排放。電廠設(shè)置了脫硫廢水零排放處理系統(tǒng)，工程于2020 年5 月投入運(yùn)行。筆者主要對(duì)脫硫廢水零排放處理工程投運(yùn)后的運(yùn)行性能進(jìn)行分析。

1 系統(tǒng)概況

1.1 水量及水質(zhì)

夏季滿(mǎn)負(fù)荷工況條件下，2 臺(tái)機(jī)組脫硫廢水水量合計(jì)為7 m3∕h，考慮到系統(tǒng)余量，零排放工程處理能力按2×4 m3∕h 設(shè)計(jì)。脫硫廢水三聯(lián)箱處理出水水質(zhì)見(jiàn)表1。三聯(lián)箱出水為高硬度、高鹽分、強(qiáng)腐蝕性廢水，但鎘、鉛、砷等重金屬含量以及COD、氟化物、硫化物、懸浮物均滿(mǎn)足《火電廠石灰石-石膏濕法脫硫廢水水質(zhì)控制指標(biāo)》（DLT 997—2006）的相關(guān)要求。

表1 三聯(lián)箱處理后的脫硫廢水水質(zhì)分析Table 1 Effluent water quality of the three categories of desulfurization wastewater treatment

1.2 工藝流程

脫硫廢水零排放處理工藝流程見(jiàn)圖1。

圖1 脫硫廢水零排放處理系統(tǒng)工藝流程Fig.1 Zero discharge treatment process of desulfurization wastewater

2臺(tái)機(jī)組各配置2 臺(tái)2 m3∕h 的蒸發(fā)塔。經(jīng)過(guò)三聯(lián)箱處理達(dá)標(biāo)的脫硫廢水通過(guò)廢水輸送泵送至噴霧水箱，通過(guò)4 臺(tái)噴霧水泵輸送至蒸發(fā)塔；蒸發(fā)塔采用雙流體霧化技術(shù)，廢水在壓縮空氣的作用下，在噴槍上 形 成D32為50μm的液滴，每臺(tái)蒸發(fā)塔布置2支1m3∕h 的噴槍。高溫?zé)煔鈴目疹A(yù)器入口引入蒸發(fā)塔，與噴槍霧化后的廢水順流而下，高溫?zé)煔馀c廢水充分接觸完成傳熱傳質(zhì)過(guò)程，將廢水蒸發(fā)后排入除塵器入口煙道。脫硫廢水中的鹽析出后隨飛灰被煙氣帶入除塵器內(nèi)，在蒸發(fā)塔底部沉積的飛灰通過(guò)蒸發(fā)器底部的倉(cāng)泵送入除塵器灰斗。

2 試驗(yàn)部分

2.1 試驗(yàn)儀器

試驗(yàn)儀器：F601 型便攜式超聲波液體流量計(jì)，德國(guó)弗萊克森；FLUKE 52-2 型手持式數(shù)字溫度計(jì)，配合K 型鎧裝熱電偶，中國(guó)福祿克；EMP3500 型便攜式多功能電子微壓計(jì)，配合L 型標(biāo)準(zhǔn)皮托管，瑞典斯威瑪；SX-4 型馬弗爐，北京科偉；ME-204 型分析天平，美國(guó)梅特勒。

2.2 分析方法

水量測(cè)試：采用便攜式超聲波流量計(jì)測(cè)試蒸發(fā)塔入口水量。

煙氣溫度、壓力、流量測(cè)試：在蒸發(fā)塔入口、出口煙道截面上采用網(wǎng)格法進(jìn)行煙氣溫度和壓力的測(cè)試，并依據(jù)《電除塵器性能測(cè)試方法》（GB∕T 13931—2017）規(guī)定的方法，計(jì)算得到標(biāo)準(zhǔn)煙氣量。

灰樣分析：氯元素含量測(cè)試采用高溫燃燒水解-電位滴定法〔11〕，氧化鎂測(cè)試采用EDTA 絡(luò)合滴定法，氧化鈣測(cè)試采用EDTA 絡(luò)合滴定法，三氧化硫采用硫酸鋇質(zhì)量法〔12〕。

運(yùn)行成本分析：主要包括電耗費(fèi)用和煤耗增加費(fèi)用。采用電能表測(cè)量廢水處理系統(tǒng)用電功率，并根據(jù)廠用電價(jià)核算電耗成本。根據(jù)運(yùn)行過(guò)程中燃煤量、噴水量、爐效降低值以及標(biāo)煤價(jià)格核算煤耗增加量和煤耗增加費(fèi)用。

3 分析結(jié)果

3.1 水量測(cè)試結(jié)果

2020年12月16日—18日對(duì)2#機(jī)組脫硫廢水零排放處理系統(tǒng)進(jìn)行了連續(xù)72 h 的性能測(cè)試。其中，蒸發(fā)塔噴水量和機(jī)組負(fù)荷測(cè)試結(jié)果見(jiàn)圖2。

設(shè)計(jì)要求在單臺(tái)機(jī)組負(fù)荷為262 MW 時(shí)蒸發(fā)塔噴水量達(dá)到3 m3∕h，機(jī)組滿(mǎn)負(fù)荷時(shí)噴水量為4 m3∕h。根據(jù)圖2 的結(jié)果，2#號(hào)機(jī)組負(fù)荷率為75%～90%時(shí)，單側(cè)蒸發(fā)塔噴水量為1.5～2.0 m3∕h，總噴水量為3.1～3.9 m3∕h，噴水量隨著機(jī)組負(fù)荷的升高而增加，達(dá)到了設(shè)計(jì)要求，實(shí)現(xiàn)了脫硫廢水零外排。

圖2 2#機(jī)組旁路干燥蒸發(fā)塔噴水量測(cè)試結(jié)果Fig.2 Test results of water injection rate for bypass drying evaporation tower of unit 2#

3.2 蒸發(fā)塔進(jìn)出口煙氣測(cè)試結(jié)果

2#號(hào)機(jī)組A、B 側(cè)蒸發(fā)塔抽氣量監(jiān)測(cè)結(jié)果見(jiàn)圖3。

圖3 2#機(jī)組旁路干燥蒸發(fā)塔抽氣量測(cè)試結(jié)果Fig.3 Test results of air extraction capacity of bypass drying and evaporating tower for unit 2#

由圖3 可見(jiàn)，2#號(hào)機(jī)組兩側(cè)蒸發(fā)塔在噴水量均為1.5～2.0 m3∕h、機(jī)組負(fù)荷為75%～90%的條件下，兩側(cè)蒸發(fā)塔抽氣量基本一致，均在15 300～20 700 Nm3∕h之間，單臺(tái)機(jī)組抽氣量合計(jì)為31 600～39 800 Nm3∕h，占機(jī)組總煙氣量的3.2%～3.7%，滿(mǎn)足抽取煙氣量不得高于機(jī)組煙氣總量5%的設(shè)計(jì)要求。高溫?zé)煔獾某槿×侩S著蒸發(fā)塔噴水量的增加而增大，根據(jù)核算蒸發(fā)1 m3廢水平均抽取高溫?zé)煔饧s10 275 Nm3∕h。

2#號(hào)機(jī)組蒸發(fā)塔煙氣壓力測(cè)試結(jié)果見(jiàn)圖4。

由圖4 可知，蒸發(fā)塔入口壓力為1 535～1 840 Pa，出口煙氣阻力為2 350～2 762 Pa，蒸發(fā)塔運(yùn)行壓力隨噴水量的增加而增大。蒸發(fā)塔進(jìn)出口壓差為815～922 Pa，空預(yù)器兩側(cè)壓差約為1.40 kPa。由此可見(jiàn)，蒸發(fā)器進(jìn)出口壓差小于空預(yù)器兩側(cè)壓差，不影響煙氣的正常流通。

圖4 2#機(jī)組旁路干燥蒸發(fā)塔煙氣壓力測(cè)試結(jié)果Fig.4 Test result of flue gas pressure of bypass drying and evaporating tower of unit 2#

2#號(hào)機(jī)組蒸發(fā)塔煙氣溫度測(cè)試結(jié)果見(jiàn)圖5。

圖5 2#機(jī)組旁路干燥蒸發(fā)塔煙氣溫度測(cè)試結(jié)果Fig.5 Flue gas temperature test results of bypass drying and evaporating tower of unit 2#

由圖5 可知，蒸發(fā)塔入口煙氣溫度在333～347 ℃之間波動(dòng)，出口煙氣溫度在152～167 ℃之間波動(dòng)，噴霧前后煙溫下降約為180 ℃。而且蒸發(fā)塔出口煙溫＞150 ℃，遠(yuǎn)大于酸露點(diǎn)溫度（98～100 ℃），不會(huì)導(dǎo)致煙道和電除塵器設(shè)備腐蝕。

3.3 爐效影響分析結(jié)果

根據(jù)蒸發(fā)塔抽取的煙氣量和溫度、原煤消耗量、噴水量等核算煙氣側(cè)放熱量及鍋爐熱效率降低值，核算結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 旁路煙氣處理系統(tǒng)爐效分析結(jié)果Table 2 Results of furnace efficiency analysis of bypass flue gas treatment system

脫硫廢水旁路煙氣蒸發(fā)處理系統(tǒng)抽取的330 ℃熱煙氣，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷為75%、噴水量為3.1 m3∕h 時(shí)，煙氣側(cè)放熱量為8 126 MJ∕h，引起鍋爐效率降低值為0.29%；當(dāng)機(jī)組負(fù)荷為90%、噴水量為3.9 m3∕h 時(shí)，煙氣側(cè)放熱量為10 948 MJ∕h，鍋爐效率降低值為0.33%。由此可見(jiàn)，脫硫廢水零排放處理系統(tǒng)對(duì)電廠鍋爐熱效的影響較小。

3.4 運(yùn)行成本分析結(jié)果

脫硫廢水零排放處理系統(tǒng)新增用電功率包括兩部分，一部分是水泵及噴霧器新增用電功率為30 kW，一部分是輸灰和霧化裝置新增用電功率為150 kW，新增用電功率合計(jì)為180 kW，廠用電價(jià)為0.38 元∕（kW·h），處理噸水新增耗電成本為8.55 元∕h。2#機(jī)組負(fù)荷為75%～90%、蒸發(fā)塔噴水量為3.1～3.9 m3∕h時(shí)，通過(guò)燃煤量、原煤發(fā)熱量以及鍋爐熱效率降低值核算，處理噸水發(fā)電煤耗增加值為0.27～0.31 g∕（kW·h），電廠標(biāo)煤價(jià)格為670 元∕t，噸水煤耗增加費(fèi)用為58.13～61.93 元∕h。

綜上所述，脫硫廢水零排放處理系統(tǒng)運(yùn)行成本為66.68～70.48 元∕（m3·h），相對(duì)于蒸發(fā)結(jié)晶運(yùn)行成本150～180 元∕（m3·h）〔5〕，旁路煙氣蒸發(fā)技術(shù)運(yùn)行成本僅為蒸發(fā)結(jié)晶的40%左右，而且鹽分跟粉煤灰混合后可以實(shí)現(xiàn)綜合利用，省去了結(jié)晶鹽的處置費(fèi)用，具有明顯的優(yōu)勢(shì)。

4 結(jié)論

（1）采用旁路煙道噴霧干燥蒸發(fā)技術(shù)對(duì)脫硫廢水進(jìn)行零排放處理，350MW機(jī)組設(shè)置2 臺(tái)2 m3∕h 的蒸發(fā)塔，蒸發(fā)塔采用雙流體霧化技術(shù)，系統(tǒng)流程簡(jiǎn)單，運(yùn)行穩(wěn)定，噴水量滿(mǎn)足設(shè)計(jì)要求。

（2）蒸發(fā)塔入口煙氣溫度為333～347 ℃，出口煙氣溫度為152～167 ℃，蒸發(fā)1 m3廢水平均抽取高溫?zé)煔饧s10 275 Nm3∕h，鍋爐熱效率下降為0.29%～0.33%，不影響鍋爐的正常運(yùn)行。

（3）旁路煙氣蒸發(fā)處理噸水發(fā)電煤耗增加值為0.27～0.31 g∕（kW·h），運(yùn)行成本為66.68～70.48元∕（m3·h），粉煤灰可以實(shí)現(xiàn)綜合利用，實(shí)現(xiàn)了脫硫廢水低成本零排放處理。