魏俊嶺，王劍棟

(華能國際電力股份有限公司南通電廠，江蘇 南通 226003)

1 引言

近年來，隨著國家環(huán)境保護要求的不斷提升，火電行業(yè)污染防治工作持續(xù)深入。特別是2015年《中華人民共和國環(huán)境保護法》[1]和《水污染防治行動計劃》(“水十條”)[2]等國家環(huán)保政策的頒布，以及火電行業(yè)排污許可制度的全面實施，燃煤電廠廢水治理要求整體提升，廢水零排放成為一種趨勢[3]。

石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)由于脫硫效率高、技術(shù)成熟、運行穩(wěn)定、設(shè)備布置緊湊和對水質(zhì)變化適應性強等優(yōu)點，是目前我國燃煤電廠應用最廣的煙氣脫硫技術(shù)[4]。為防止設(shè)備腐蝕和磨損，脫硫塔需定期排放脫硫廢水以控制脫硫漿液氯離子濃度和漿液密度，保證系統(tǒng)穩(wěn)定運行[5]。排放的脫硫廢水因具有“高硬度、高鹽分、高濁度、強腐蝕性、含重金屬”等特征，是燃煤電廠最難處理的廢水，也是實現(xiàn)全廠廢水零排放的關(guān)鍵[6-7]。

2 脫硫廢水零排放處理技術(shù)對比分析

目前，燃煤電廠脫硫廢水零排放處理技術(shù)主要包括預處理、濃縮減量和末端固化三個工藝段。其中，預處理是基礎(chǔ)[8]，以雙堿法應用最為廣泛，該法通過加藥調(diào)節(jié)pH值并降低廢水硬度和懸浮物，減少后續(xù)系統(tǒng)結(jié)垢風險。

濃縮減量是保障，實現(xiàn)廢水濃縮，淡水回用，減少廢水量，節(jié)約末端固化處理成本。濃縮減量技術(shù)[9]主要包括膜法濃縮技術(shù)和熱法濃縮技術(shù)兩種。膜法濃縮技術(shù)對進水水質(zhì)要求較高，需配套軟化預處理設(shè)施，運行藥劑成本高，但技術(shù)較為成熟，常用的有海水反滲透、碟管式反滲透和電滲析等技術(shù)；熱法濃縮技術(shù)對進水水質(zhì)要求寬泛，但運行穩(wěn)定性尚需時間驗證，以低溫閃蒸、煙氣余熱濃縮等技術(shù)最為常見。

末端固化是核心，通過使廢水中的水分汽化，雜質(zhì)固化，達到廢水中雜質(zhì)與水分分離的目的，實現(xiàn)脫硫廢水零排放。末端固化處理技術(shù)主要包括蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)[10]和煙道蒸發(fā)技術(shù)兩類。蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)以蒸汽為熱源，投資運行成本較高，結(jié)晶鹽去路也是重點難點。煙道蒸發(fā)技術(shù)包括直噴煙道余熱蒸發(fā)技術(shù)和高溫旁路煙道蒸發(fā)技術(shù)[11]：直噴煙道余熱蒸發(fā)技術(shù)受限于直煙道長度和煙氣溫度等，且會對電廠原有系統(tǒng)造成潛在影響；高溫旁路煙道蒸發(fā)技術(shù)由于其自動化程度高，可利用煙氣溫度高，能保障廢水的高效蒸發(fā)以及對電廠原設(shè)備影響較小等特點，在脫硫廢水零排放中優(yōu)勢顯著，成為目前末端固化處理技術(shù)的主流技術(shù)。

高溫旁路煙道蒸發(fā)技術(shù)[10]的核心是將脫硫廢水霧化成細小液滴，霧化液滴與高溫煙氣傳質(zhì)、傳熱后被完全蒸發(fā)，實現(xiàn)脫硫廢水的零排放處理。根據(jù)霧化方式的不同，高溫旁路煙道蒸發(fā)技術(shù)主要包括雙流體霧化蒸發(fā)技術(shù)和旋轉(zhuǎn)霧化蒸發(fā)技術(shù)：旋轉(zhuǎn)霧化蒸發(fā)技術(shù)存在占地面積大、檢修不便、霧化軸易斷裂、塔體底部灰傳輸不易等問題；雙流體霧化蒸發(fā)技術(shù)占地面積小(可利舊電廠鋼架)，單個噴嘴可獨立運行，檢修方便[12-14]。某電廠基于水量水質(zhì)及現(xiàn)場場地情況綜合對比后，采用雙流體霧化蒸發(fā)技術(shù)，本文以該廠末端廢水零排放改造項目為例，對基于旁路煙道蒸發(fā)的脫硫廢水零排放技術(shù)，從霧化蒸發(fā)效果、對鍋爐熱效率影響及系統(tǒng)防污堵結(jié)垢能力等方面進行定性、定量分析。

3 項目概況

3.1 工程概況

某電廠一期2×352MW(#1、#2)發(fā)電機組，1990年初建成投產(chǎn)；二期2×350MW(#3、#4)同類型機組，于1999年投產(chǎn)，現(xiàn)總裝機容量1404MW。全廠共產(chǎn)生末端脫硫廢水8m3/h，經(jīng)泵送至旁路煙道進行蒸發(fā)，實現(xiàn)“零排放”處理。本次改造旁路煙道蒸發(fā)結(jié)晶器安裝在二期#3、#4機組。

3.2 技術(shù)路線

本文所述電廠末端脫硫廢水零排放處理工藝采用“簡單預處理+雙流體旁路煙道蒸發(fā)技術(shù)”。該項目末端脫硫廢水經(jīng)過濾器降低廢水懸浮物后，直接進入雙流體旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)。簡單預處理后的脫硫廢水在廢水蒸發(fā)結(jié)晶器內(nèi)被雙流體霧化噴嘴霧化，從空預器前端煙道引出的少量高溫煙氣同時進入廢水蒸發(fā)結(jié)晶器，利用高溫煙氣熱量使霧化后的液滴迅速蒸發(fā)，廢水蒸發(fā)產(chǎn)生的水蒸氣和結(jié)晶鹽隨煙氣一起并入空預器與除塵器之間的煙道，結(jié)晶鹽隨粉煤灰一起被除塵器捕捉，水蒸氣進入脫硫系統(tǒng)被冷凝下來，間接補充脫硫系統(tǒng)用水。本項目在#3、#4機組設(shè)有4臺廢水蒸發(fā)結(jié)晶器，單臺機組設(shè)2臺蒸發(fā)器，抽取煙氣溫度在300～380℃之間，每臺蒸發(fā)結(jié)晶器最大處理水量2m3/h(BMCR)，設(shè)置2支雙流體霧化噴槍。該系統(tǒng)易于在現(xiàn)有設(shè)備上進行改造，投資和運行費用低，占地面積小，可單獨隔離與拆卸的設(shè)計方便了后續(xù)維護檢修，運行可靠。項目系統(tǒng)工藝流程如圖1所述。

圖1 系統(tǒng)工藝流程

3.3 項目建設(shè)情況

項目于2020年5月底完成投建，168運行期間，各系統(tǒng)安全、穩(wěn)定、可靠，各類設(shè)備均工作正常，廢水處理系統(tǒng)運行參數(shù)均在設(shè)計范圍內(nèi)，系統(tǒng)處理水量達到設(shè)計值8m3/h，實現(xiàn)脫硫廢水零排放目標。項目現(xiàn)場外觀如圖2所示。

圖2 項目現(xiàn)場外觀

4 項目應用分析

項目#3、#4機組為同規(guī)模、同類型、同污染物環(huán)保措施發(fā)電機組，單臺機組設(shè)2臺同規(guī)格、同類型廢水蒸發(fā)結(jié)晶器。為分析項目實際運行效果，本次采用#4機組168運行數(shù)據(jù)進行分析。

4.1 系統(tǒng)處理能力分析

項目單個蒸發(fā)器設(shè)計處理水量2m3/h，每臺機組設(shè)有2臺蒸發(fā)器，系統(tǒng)設(shè)計總蒸發(fā)能力8m3/h。168運行期間，#4機組A、B側(cè)蒸發(fā)器霧化水量與煙氣調(diào)節(jié)閥開度變化情況如圖3所示。

圖3 #4機組A、B側(cè)蒸發(fā)器霧化水量與煙氣調(diào)節(jié)閥 開度變化情況統(tǒng)計

168運行期間，#4機組A側(cè)、B側(cè)蒸發(fā)器霧化水量均穩(wěn)定在2.0m3/h，其中，A側(cè)煙氣調(diào)節(jié)閥開度為45.7%～58.1%，B側(cè)煙氣調(diào)節(jié)閥開度為43.1%～53.6%，滿足系統(tǒng)運行要求。A、B煙氣調(diào)節(jié)閥開度在一定范圍內(nèi)波動，主要與抽取的煙氣溫度、蒸發(fā)器出口溫度控制等的變化有關(guān)，目的是靈活調(diào)整確保廢水完全蒸發(fā)。

4.2 廢水蒸發(fā)效果分析

旁路煙道蒸發(fā)工藝通過控制廢水霧化水量、廢水霧化粒徑和抽取煙氣量，控制廢水完全蒸發(fā)固化。若蒸發(fā)不完全，易造成蒸發(fā)器粘壁、腐蝕、結(jié)垢等現(xiàn)象，影響系統(tǒng)穩(wěn)定運行。一般通過控制蒸發(fā)器出口煙氣溫度判斷廢水蒸發(fā)情況，要求出口煙氣溫度達140℃以上，以保證廢水蒸發(fā)完全且不影響系統(tǒng)本身及后續(xù)除塵系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。項目168試運行期間，#4機組A、B側(cè)蒸發(fā)器入口及出口煙溫變化情況如圖4所示。

圖4 #4機組A、B側(cè)蒸發(fā)器進、出口煙氣溫度 變化情況統(tǒng)計

168試運行期間，#4機組A側(cè)蒸發(fā)器進口煙氣溫度345～365℃，出口煙氣溫度142～167℃；B側(cè)蒸發(fā)器進口煙氣溫度351～370℃，出口煙氣溫度152～160℃。A、B側(cè)進出口煙氣溫度都處于小范圍內(nèi)波動的穩(wěn)定狀態(tài)，且蒸發(fā)器出口煙氣溫度均穩(wěn)定控制在140℃以上，蒸發(fā)效果較好，能夠保證系統(tǒng)安全、穩(wěn)定運行。

4.3 系統(tǒng)運行穩(wěn)定性分析

旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)需控制進水水質(zhì)以確保蒸發(fā)器穩(wěn)定運行，水質(zhì)控制指標主要包括廢水pH值和懸浮物含量。其中，pH值應調(diào)節(jié)到偏堿性，相關(guān)研究表明，廢水在堿性條件下蒸發(fā)可減少HCl揮發(fā)，從而避免氯揮發(fā)過多影響后續(xù)脫硫系統(tǒng)運行以及破壞原有系統(tǒng)氯平衡[15-17]；懸浮物控制主要確保雙流體噴槍不產(chǎn)生污堵，提高系統(tǒng)運行穩(wěn)定性[18-19]。通常，系統(tǒng)運行穩(wěn)定性可通過關(guān)注噴槍水壓和壓縮空氣壓力變化進行分辨。項目168試運行期間，#4機組A、B側(cè)噴槍霧化水壓和霧化氣壓變化情況如圖5所示。

圖5 #4機組A、B側(cè)蒸發(fā)器噴槍和壓縮空氣壓力 變化情況統(tǒng)計

168試運行期間，#4機組A側(cè)蒸發(fā)器噴槍霧化水壓478～533kPa、霧化氣壓493～560kPa；B側(cè)蒸發(fā)器噴槍霧化水壓465～502kPa、霧化氣壓482～528kPa。A、B側(cè)除在試驗開始階段運行壓力較大外，均在小范圍內(nèi)波動，未出現(xiàn)因為噴槍或管道污堵導致壓力急劇增大的現(xiàn)象，系統(tǒng)運行較為穩(wěn)定。同時，壓縮空氣的穩(wěn)定輸入也保證了廢水霧化液滴的粒徑分布，從而保證了廢水的完全蒸發(fā)。

4.4 旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)對電廠主煙道系統(tǒng)運行影響分析

旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)利用脫硝裝置后、空預器前的高溫煙氣與被霧化的脫硫廢水液滴傳質(zhì)傳熱實現(xiàn)廢水的蒸發(fā)固化[20-23]。該工藝抽取高溫煙氣后，減少空預器進氣量，在空預器換熱效率不變的前提下，一、二次風溫度將會降低，從而影響鍋爐熱效率[16]。項目168試運行期間，#4機組旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)投運前后空預器進出口煙溫、一次風溫度、空預器壓差變化情況如下所示。

(1)空預器進出口煙溫及溫降

由圖6可知，旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)投運前，4#機組A、B兩側(cè)空預器進出口煙氣溫差在217～227℃之間，旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)投運后，4#機組A、B兩側(cè)空預器進出口煙氣溫差在223～231℃之間，旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)投運后空預器進出口煙氣溫差小幅上升，但未發(fā)生明顯變化；且運行期間空預器出口煙氣溫度最小值為140℃，高于酸露點溫度，不會出現(xiàn)因為排煙溫度過低造成設(shè)備低溫腐蝕現(xiàn)象。

圖6 #4機組A、B側(cè)空預器進出口煙溫

(2)空預器出口一次風溫度

由圖7可知，旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)投運前后，A、B側(cè)空預器出口一次風溫分別為336～337℃、333～335℃，旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)的投運導致空預器出口一次風溫小幅降低，出現(xiàn)該現(xiàn)象的主要原因是旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)抽取了部分高溫煙氣，減少了空預器換熱煙氣量，降低了一次風溫?？疹A器一次風溫降低過多會推遲煤粉氣流著火時間，造成爐膛內(nèi)火焰中心上移，影響燃燒穩(wěn)定，進而影響鍋爐熱效率。

圖7 #4機組A、B側(cè)空預器出口一次風溫度

為降低旁路煙道蒸發(fā)對機組鍋爐熱效率的影響，旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)高溫煙氣抽取量應控制在機組煙氣量的5%以內(nèi)，本項目抽取煙氣量及對鍋爐熱效率的影響如表1所示。

表1 不同負荷下350MW機組旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)對 鍋爐效率的影響

由表1可知，在3種不同負荷情況下，抽取高溫煙氣比例均在4%以內(nèi)，廢水蒸發(fā)對鍋爐熱效率的影響均在0.2%以下，而規(guī)程試驗時鍋爐熱效率的不確定度一般在0.4%～0.8%，說明蒸發(fā)脫硫廢水對鍋爐熱效率的影響較小。同時，本項目旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)的投運造成的一次風溫度下降較小，在機組日常運行波動范圍內(nèi)，對鍋爐熱效率影響非常小，可忽略不計。

(3)空預器進出口壓差

由圖8可知，旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)投運前后，A、B側(cè)空預器進出口壓差分別為1.26～1.4kPa、1.25～1.3kPa。該數(shù)據(jù)表明項目未出現(xiàn)因旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)運行抽取高溫煙氣導致排煙溫度降低，進而導致低溫腐蝕、堵塞以及空預器壓差變大等現(xiàn)象，也間接論證前述分析該旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)投運對空預器進出口煙溫、一次風溫影響較小[24-26]。

圖8 #4機組A、B側(cè)空預器進出口壓差

5 結(jié)論

基于旁路煙道蒸發(fā)的脫硫廢水零排放處理技術(shù)，以空預器前高溫煙氣為熱源，運行成本低，在系統(tǒng)的合理設(shè)計及運行控制下，可實現(xiàn)廢水的完全蒸發(fā)，是一種低耗高效的脫硫廢水零排放技術(shù)。

本項目在控制旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)抽取高溫煙氣在4%內(nèi)條件下，對鍋爐熱效率的影響小于0.2%；蒸發(fā)器出口煙溫控制在142～167℃，滿足煙溫運行要求140℃以上，蒸發(fā)效果較好；空預器進出口煙氣溫差投運前后分別為217～227℃、223～231℃，一次風溫投運前后分別為336～337℃、333～335℃，且進出口壓差投運前后分別為1.26～1.4kPa、1.25～1.3kPa，未出現(xiàn)因旁路煙道蒸發(fā)系統(tǒng)運行抽取高溫煙氣導致排煙溫度降低，進而導致低溫腐蝕、堵塞以及空預器壓差變大等現(xiàn)象；噴槍霧化水壓、氣壓分別在465～533kPa、482～560kPa范圍內(nèi)波動，未出現(xiàn)噴槍或管道的污堵現(xiàn)象。系統(tǒng)自投運以來，運行穩(wěn)定，對電廠原設(shè)備影響較小，順利通過項目驗收。