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
| 项目 | 数值 | 项目 | 数值 |
|---|---|---|---|
| pH | 8.61 | 氨氮 | 2.75 mg/L |
| 电导率 | 24 300 μS/cm | 总磷 | 0.24 mg/L |
| 含盐量 | 34 080 mg/L | 氟化物 | 12.50 mg/L |
| 悬浮物 | 38 mg/L | 硫化物 | 0.12 mg/L |
| 浊度 | 8.34 NTU | 总镉 | 0.69 mg/L |
| Cl- | 5 507 mg/L | 总汞 | 0.049 mg/L |
| SO42- | 11 098 mg/L | 总镍 | 0.23 mg/L |
| Ca2+ | 32.10 mmol/L | 总铅 | 0.017 mg/L |
| Mg2+ | 90.57 mmol/L | 总锌 | 0.23 mg/L |
| 硬度 | 1 729 mg/L | 总铬 | 0.096 mg/L |
| COD | 84 mg/L | 总砷 | 0.003 7 mg/L |
1.2 工艺流程
脱硫废水零排放处理工艺流程见图1。
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50 μm的液滴，每台蒸发塔布置2支1 m3/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。
图2
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#
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。
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
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。
图4
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#
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。
2#号机组蒸发塔烟气温度测试结果见图5。
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
| 工况编号 | 工况1 | 工况2 |
|---|---|---|
| 机组负荷/MW | 263.1 | 315.0 |
| 入口烟气量/（Nm3·h-1） | 31 657.5 | 39 317.6 |
| 入口烟气温度/℃ | 337.85 | 346.2 |
| 入口烟气焓值/（kJ·Nm-3） | 474.3 | 486.7 |
| 出口烟气量/（Nm3·h-1） | 53 445.2 | 65 781.3 |
| 出口烟气温度/℃ | 162.3 | 154.3 |
| 出口烟气焓值/（kJ·Nm-3） | 217.6 | 206.1 |
| 喷水量/（m3·h-1） | 3.1 | 3.9 |
| 原煤消耗量/（t·h-1） | 132.3 | 154.6 |
| 原煤热值/（kJ·kg-1） | 21 230 | 21 230 |
| 原煤输入热量/（MJ·h-1） | 2 808 729 | 328 158 |
| 烟气侧放热量/（MJ·h-1） | 8 126 | 10 948 |
| 锅炉热效率降低值/% | 0.29 | 0.33 |
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，350 MW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
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津公网安备 12010602120337号
