摘要：在河南焦作某电厂2x350MW机组脱硫废水烟气余热蒸发零排放工程的运行基础上，进行工艺的优化与改进，创造性地引入旁路烟道蒸发系统：

在SCR脱硝装置后、空气预热器前引出少量高温烟气(烟温在330-350℃)至旁路烟道系统；旁路烟道出、入口通过电动隔离挡板实现与主体烟道的隔离；旁路烟道入口加设电动调节挡板以调节烟气的流量、流速；旁路烟道内设置高效双流体雾化喷嘴，雾化液滴与引入的高温烟气进行迅速传质、传热，实现液滴的高效蒸发;旁路烟道出口连接在空气预热器后、除尘器前的烟道上，蒸发后的结晶物随烟气在除尘系统得到去除，水蒸气在脱硫塔被冷凝后间接补充脱硫工艺用水，最终实现了脱硫废水零排放，且对电厂原有系统影响较小。

0引言

已投运的脱硫废水零排放工程(河源电厂、恒益电厂、长兴电厂、万方电厂)的通用路线为：预处理单元、浓缩减量单元、固化单元。

预处理单元主要是去除脱硫废水中固体悬浮物(SS)、重金属离子、硬度离子(Ca2+、Mg2+)等，减弱后续系统的污堵、结垢倾向，是零排放的基础。目前主要的预处理技术有石灰一碳酸钠软化、多孔陶瓷膜过滤、管式微滤等。

浓缩减量单元主要是通过浓缩，降低进入固化单元的水量，以减小固化系统的投资、运行成本，浓缩减量单元是零排放的保障。其主要方法包括蒸发浓缩(MED,MVR)，膜法浓缩(MF/RO,OF/RO,UF/NF,UF/RO/ED、OF/RO/FO,UF/RO/MD)等。

固化单元主要有蒸发塘(自然蒸发)、机械雾化蒸发、多效强制循环蒸发、降膜机械蒸汽压缩蒸发、低温蒸发、烟道喷雾蒸发等，固化单元是零排放的核心。

国内最早实现脱硫废水零排放的技术是蒸发浓缩结晶技术，但投资、运行费用高，占地面积大等特点限制了其市场推广。

河南焦作某电厂2x350MW机组前期采用脱硫废水烟气余热蒸发零排放技术，该技术在投资运行成本、占地面积等方面具有较大优势。

但随着国家产业结构的调整，火电厂负荷率降低，空气预热器排烟温度降至110℃以内，低温影响液滴的蒸发效果及蒸发量;另一方面，低低温(GGH)的强制普及，使得烟道蒸发可利用的有效烟道长度减小，狭窄的空间限制了蒸发水量;烟道复杂结构形式及内部支撑杠增加了挂灰、结垢、腐蚀的风险。

河南焦作万方电厂在脱硫废水烟气余热蒸发零排放技术工程运行的基础上，进行工艺的优化与改进，引入旁路烟道蒸发系统，在实现脱硫废水零排放的基础上保障了电厂运维的安全性。

1基于旁路烟道蒸发的脱硫废水零排放技术介绍

基于旁路烟道蒸发的脱硫废水零排放技术主要包括二级沉淀预处理系统、双膜法浓缩减量系统、旁路烟道蒸发系统(图1)。其中二级沉淀预处理系统分别加入石灰乳、液碱、PAC和PAM，Na2CO3,PAC和PAM，分步进行絮凝沉淀；石灰乳、液碱的混合加入方式以及二级分步沉淀方式可有效降低药剂成本，高效去除悬浮固体颗粒和重金属等，并充分软化水质，降低双膜法浓缩减量系统膜结垢风险。

图1脱硫废水零排放技术系统

双膜法浓缩减量系统包括多介质过滤机、超滤膜组件、反渗透膜组件。多介质过滤机和超滤膜组件可有效去除水中的固体微粒杂质，降低废水浊度，经超滤系统处理后废水SDI<3，达到反渗透膜进水水质要求。反渗透膜组为海水淡化膜，系统脱盐率≥97%；产生的淡水回用至脱硫工艺水系统，只将浓水引入旁路烟道蒸发系统进行蒸发，充分减小进入旁路烟道的水量负荷，降低对锅炉效率的影响。

旁路烟道入口位于SCR后、空气预热器前烟道，出口位于空气预热器后、除尘器前烟道。旁路烟道入、出口通过电动隔离挡板实现与主体烟道的隔离，保障电厂的稳定运行。旁路烟道入口加设电动调节挡板以调节烟气的流量、流速，保障液滴的高效蒸发。

反渗透浓水经废水管道输送至旁路烟道内的双流体高效雾化喷头，通过空压机调节气液比控制雾化液滴粒径在100μm以内。雾化液滴与高温烟气(330-350℃)在旁路烟道内充分混合，在不断的传质、传热过程中实现液滴的高效蒸发。雾化液滴中所含的盐类物质在蒸发过程中持续析出，并附着在烟气中的粉尘颗粒上经旁路烟道出口进入除尘器，被除尘器捕集；蒸发后的水蒸气随烟气进入脱硫塔，在脱硫塔经冷凝后间接补充脱硫工艺用水，最终实现脱硫废水零排放。

2旁路烟道蒸发系统的运行效果

图2为电厂单炉单侧旁路烟道安装示意图。

由图可以看出：该旁路烟道可充分利用电厂原有烟道间的空间，占地面积小，且易于在现有机组上改造。

图2旁路烟道现场安装位置

该旁路烟道蒸发系统采用PLC控制(图3)，实现运行参数、设备状况在线远程监控，远程指导现场操作，提高系统维护检修效率和发现缺陷的能力。

图3旁路烟道控制界面

图4汇总了旁路烟道蒸发过程中各个参数的变化：旁路烟道的入口、中间、出口处分别设置温度传感器，以监测蒸发过程中烟气的温度变化，初步判断蒸发效果。

图4旁路烟道蒸发过程中各参数的变化

从图4a可以看出：旁路烟道入口处烟温基本维持在330℃左右，浓水雾化液滴与高温烟气经过迅速的传质传热过程，中间段温度下降为270℃左右，旁路烟道出口烟温基本维持在135℃左右，与空气预热器出口烟温基本一致。

从图4b可以看出：旁路烟道内雾化装置的气体压力和液体压力均在0.5MPa左右，在该气液比条件下，雾化液滴的直径在100μm以内，具有较大的比表面积，保障了液滴的高效蒸发。

从图4c可以看出：蒸发0.9t/h的脱硫废水浓水，需要引出的高温烟气量在9000m3/h左右。

在旁路烟道底部设置的测试杆根部出现部分浮灰，浮灰较干，未出现结垢现象；通过检修口观察旁路烟道内壁，未发现有积灰情况，说明旁路烟道在上述参数条件下运行时，实现了脱硫废水的高效蒸发。

3旁路烟道蒸发系统对电厂的影响

3.1旁路烟道蒸发对空气预热器的影响

旁路烟道蒸发系统利用脱硝装置后、空气预热器前的高温烟气实现RO浓水的蒸发。该工艺抽取少量高温烟气后，使进入空气预热器的高温烟气量有所减少。在空气预热器换热效率不变的前提下，一次风和二次风通过空气预热器得到的热量都将减少。为此，委托国网河南省电力公司电力科学研究院对该工艺对空气预热器的影响进行分析计算，结果如表1所示。

表1旁路烟道蒸发对空气预热器的影响

由表1可知：

锅炉BMCR工况下，按照设计蒸发1t/h脱硫废水，抽取烟气量占锅炉总烟气的比例为0.6189%，空气预热器出口一、二次风温较设计下降0.4173℃；蒸发3.5t/h脱硫废水，其比例为2.1654%风温较设计下降1.5188℃。在这2种工况下，该旁路烟道蒸发工艺对空气预热器影响较小。

在第10天旁路烟道蒸发RO浓水时，通过电厂DCS系统记录蒸发前后空气预热器的温度变化如图5所示。

图5喷雾前后空气预热器温度变化

可以看出：旁路烟道喷雾后对空气预热器进、出口烟温几乎无影响；喷雾后空气预热器一、二次风温略微降低，但波动范围基本在喷雾前的范围内，对空气预热器的影响较小。

3.2旁路烟道蒸发对脱硫塔内离子浓度的影响

第10天开始浓水旁路烟道蒸发。图6为喷雾前后脱硫塔内Cl-,Mg2+的浓度变化。

图6喷雾前后脱硫塔内Cl-、Mg2+的浓度变化

可知：由于每天脱硫废水排放量不同，在浓水旁路烟道喷雾前(第1~10天)，脱硫塔内ρ(Cl-)为15000-20000mg/L，ρ(Mg2+)为12000-16000mg/L；浓水旁路烟道蒸发后(第10天后)2种离子的波动范围与喷雾前无太大变化。

3.3旁路烟道蒸发对粉煤灰的影响

经旁路烟道蒸发后，RO浓水中的盐分随烟气中的粉尘一起被除尘器捕捉，最终进入粉煤灰中。设定该2x350MW机组处理脱硫废水水量为150t/d，原水ρ(Cl-)在17000mg/L左右，则每天Cl-的产生量为2550kg；每台锅炉产生粉煤灰为30.23t/h，2台锅炉日产生粉煤灰为1451.04t，粉煤灰按20%的比例作为原料掺做水泥，则Cl-在水泥中的占比为0.036%，低于GB175-2007《通用硅酸盐水泥》要求的0.06%。因此，旁路烟道蒸发不会影响粉煤灰的资源化。

综上，该旁路烟道蒸发系统对空气预热器、脱硫塔内Cl-、Mg2+浓度以及粉煤灰的影响均较小。

4结论

（1）基于旁路烟道蒸发的脱硫废水零排放技术具有可行性，该技术中预处理是基础，膜减量是保障，旁路烟道蒸发是核心。应用该技术时应根据允许蒸发水量反推膜浓缩倍数，设计合理的预处理工艺参数。

（2）基于旁路烟道蒸发的脱硫废水零排放技术适应于电厂新常态，利用高温烟气实现脱硫废水的高效蒸发，无需额外热源，运行能耗低；且旁路烟道可充分利用烟道间空隙，占地面积小，工程投资省。

（3）旁路烟道蒸发的脱硫废水零排放技术具有的优点是：自动化程度高、操作方便，提高了系统的运维水平；旁路烟道入、出口隔离门的设计可实现与电厂主体的隔离，不影响电厂的日常运作。

（4）该技术实现了燃煤电厂真正意义上的脱硫废水零排放，对空气预热器、粉煤灰品质等影响较小，是一种低耗高效的脱硫废水零排放技术，具有广泛的推广应用价值。