陳海杰，李飛，孫瑩，谷小兵，高飛，楊林軍*

CHEN Haijie1，LI Fei1，SUN Ying2，GU Xiaobing1，GAO Fei1，YANG Linjun2*

（1.大唐環(huán)境產(chǎn)業(yè)集團(tuán)股份有限公司，北京100097；2.能源熱轉(zhuǎn)換及其過程測控教育部重點實驗室（東南大學(xué)），南京210096）

（1.Datang Environment Industry Group Company Limited，Beijing 100097，China；2.Key Laboratory of Energy Thermal Conversion and Control of Ministry of Education，Southeast University，Nanjing 210096，China）

0 引言

燃煤電廠經(jīng)過近幾年的超低排放改造，已有效控制了SO2，NOx，粉塵等污染物的排放，但廢水排放仍與環(huán)保要求差距較大。燃煤電廠是用水大戶，其耗水量約占工業(yè)用水量的40%［1］。隨著國務(wù)院《水污染防治行動計劃》的正式實施，對燃煤電廠廢水排放的要求越來越嚴(yán)格，以最終實現(xiàn)全廠廢水零排放。目前，燃煤電廠在廢水處理系統(tǒng)設(shè)計時已考慮了水資源的合理利用，但由于大多數(shù)電廠設(shè)備存在老化、運行維護(hù)不周等問題，水處理系統(tǒng)面臨排水量大、運行不暢的局面，導(dǎo)致污水排放不達(dá)標(biāo)［2-3］。

水資源的高效利用與全廠廢水零排放成為燃煤電廠持續(xù)、健康發(fā)展的關(guān)鍵，受到廣泛關(guān)注［4-7］。2017 年1 月環(huán)保部發(fā)布了《燃煤電廠污染防治技術(shù)政策》，鼓勵采用蒸發(fā)干燥或蒸發(fā)結(jié)晶等處理工藝，實現(xiàn)脫硫廢水不外排。脫硫廢水零排放是目前研究的熱點，也是實現(xiàn)全廠廢水零排放的難點，國內(nèi)已有多個示范工程［8-10］。從燃煤電廠供排水系統(tǒng)不同環(huán)節(jié)分析，實現(xiàn)燃煤電廠廢水梯級利用與減量排放是實現(xiàn)燃煤電廠廢水零排放的基礎(chǔ)。本文結(jié)合燃煤機(jī)組廢水處理現(xiàn)狀，分析實現(xiàn)全廠廢水零排放的技術(shù)路徑。

1 燃煤機(jī)組現(xiàn)有的廢水處理設(shè)施

目前，燃煤電廠通常建有廢水回用處理系統(tǒng)和脫硫廢水處理系統(tǒng)。不少電廠將全廠循環(huán)冷卻水與排污水、生活污水、工業(yè)廢水、凝結(jié)水精處理及化學(xué)水處理的廢水集中處理后作為循環(huán)冷卻水系統(tǒng)補(bǔ)充水，全廠廢水回用處理系統(tǒng)的排污水及處理后的脫硫廢水用于機(jī)組除灰除渣系統(tǒng)用水。但這并未真正實現(xiàn)廢水的分類處理、綜合利用、零排放。特別是隨著電廠廢水排放標(biāo)準(zhǔn)的日益提高，處理后的廢水已禁止用于灰場沖灰用水。因此，全廠廢水零排放的重點是科學(xué)組織前端工業(yè)廢水的分質(zhì)、分量梯級利用，提高廢水的重復(fù)利用率；通過將回用處理后的反滲透濃水用作脫硫補(bǔ)給水，降低廢水排放，同時減少取水量；采用脫硫廢水零排放技術(shù)方案處理少量難以回用的脫硫廢水及其他少量高鹽廢水，進(jìn)而實現(xiàn)全廠廢水零排放。

2 燃煤電廠廢水梯級利用方案

燃煤電廠廢水減量一般通過廢水梯級利用來實現(xiàn)，廢水的梯級高效利用要求對燃煤電廠不同來源的廢水進(jìn)行精細(xì)化分類處理。中∕高品質(zhì)的廢水主要為循環(huán)冷卻水，水量大、水質(zhì)較好，以600 MW機(jī)組為例，水量在100～200 m3∕h，總含鹽量（質(zhì)量濃度，下同）在1.5～3.0 g∕L；低品質(zhì)廢水主要為化學(xué)再生廢水，比如反滲透濃水等，其水量較小、水質(zhì)較差，以600 MW 機(jī)組為例，低品質(zhì)廢水水量在5～10 m3∕h，總含鹽量在20.0～50.0 g∕L。將各廢水水質(zhì)參數(shù)和一系列國家標(biāo)準(zhǔn)相比較，選擇直接或經(jīng)處理后回用于電廠工業(yè)用水、廠內(nèi)服務(wù)和生活雜用水以及綠化用水等，提高廢水的重復(fù)利用次數(shù)，以實現(xiàn)廢水梯級利用。電廠廢水梯級利用可采用如下技術(shù)方案（如圖1所示）。

圖1 廢水的梯級利用Fig.1 Cascade utilization of wastewater

（1）高品質(zhì)排水直接回收利用。對于原本水質(zhì)較好并且在使用過程中水質(zhì)未發(fā)生明顯變化的一類廢水，建議直接集中回用。如鍋爐補(bǔ)給水處理系統(tǒng)的水源主要為地表水，整體水質(zhì)較好，可考慮回收后作循環(huán)補(bǔ)給水使用。

（2）中品質(zhì)排水經(jīng)處理后可重復(fù)利用。對于使用后水質(zhì)有所下降、水質(zhì)要求不滿足直接回用標(biāo)準(zhǔn)的，經(jīng)軟化澄清處理后可重復(fù)利用。如循環(huán)冷卻水排水水量大，可回收至廢水回收池，經(jīng)廢水回用處理系統(tǒng)再生后重新用于循環(huán)冷卻水補(bǔ)給水。通常，循環(huán)冷卻系統(tǒng)排水水質(zhì)穩(wěn)定，水質(zhì)明顯優(yōu)于反滲透濃水，因此，當(dāng)脫硫系統(tǒng)補(bǔ)給水匱乏時，也可考慮將循環(huán)冷卻水排水用于脫硫系統(tǒng)補(bǔ)充水。

（3）低品質(zhì)排水經(jīng)收集后作為脫硫補(bǔ)充水。高含鹽廢水主要為反滲透濃水排水，經(jīng)收集后可用作脫硫補(bǔ)給水。

3 反滲透濃水用于脫硫補(bǔ)給水方案

將循環(huán)冷卻水系統(tǒng)或鍋爐補(bǔ)給水處理系統(tǒng)反滲透濃水作為濕法脫硫系統(tǒng)工藝補(bǔ)給水是降低廢水排放量、實現(xiàn)廢水梯級利用的重要手段。目前，電廠普遍采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術(shù)，脫硫系統(tǒng)用水主要為水庫來水、循環(huán)水來水和脫硫除灰冷卻水，如圖2 所示。濕法脫硫系統(tǒng)工藝水主要用于石灰石漿液制備及漿液系統(tǒng)補(bǔ)給水、除霧器沖洗、石膏沖洗和停運設(shè)備的管道沖洗，不同用途用水對水質(zhì)要求有所不同。目前針對石灰石-石膏濕法脫硫工藝用水的水質(zhì)沒有明確的國家標(biāo)準(zhǔn)，水質(zhì)要求主要從對脫硫工藝影響和設(shè)備腐蝕、結(jié)垢方面進(jìn)行考慮。

圖2 脫硫系統(tǒng)用水分配Fig.2 Water distribution of the desulfurization system

（1）工藝方面。濕法脫硫過程中要控制吸收塔漿液中Cl-等離子質(zhì)量濃度，Cl-質(zhì)量濃度過高會帶來許多負(fù)面影響，其中包括：同離子效應(yīng)會抑制CaCO3的溶解，影響SO2的吸收、傳質(zhì)過程，使脫硫工藝效果下降，影響石膏的脫水、結(jié)晶，降低石膏品質(zhì)；同時也會加劇對金屬材料的腐蝕等。為防止Cl-等離子的富集，脫硫系統(tǒng)在運行過程中一般通過排放一定量的廢水將漿液中的Cl-質(zhì)量濃度控制在20 000 mg∕L 以下。脫硫工藝水是漿液中Cl-和其他鹽類離子的來源之一，為了降低工藝水對脫硫系統(tǒng)的影響，對工藝水總含鹽量，特別是Cl-質(zhì)量濃度要進(jìn)行限制。

（2）設(shè)備腐蝕、結(jié)垢方面。當(dāng)工藝水中的石油等物質(zhì)進(jìn)入到漿液中后，可能覆蓋在石灰石表面，影響其溶解和反應(yīng)；工藝水中有機(jī)物含量較高時，在吸收塔運行溫度環(huán)境下可能會導(dǎo)致漿液變稠、變黑，脫硫效率降低；另外，如果工藝水水質(zhì)有較強(qiáng)酸性或堿性，還會造成金屬設(shè)備以及一些泵軸密封系統(tǒng)的腐蝕和損壞。水的腐蝕性與其總含鹽量、強(qiáng)酸陰離子質(zhì)量濃度和酸堿性有關(guān)，為防止工藝水造成設(shè)備腐蝕，有必要對工藝水水質(zhì)進(jìn)行限制。

脫硫工藝中的設(shè)備管道沖洗、除霧器沖洗等用水對水質(zhì)要求較高，若水質(zhì)不佳，易導(dǎo)致噴嘴堵塞：除霧器噴嘴堵塞會造成除霧效率降低、除霧器壓損增大；石膏沖洗噴嘴堵塞造成石膏質(zhì)量降低；冷卻噴嘴堵塞造成煙氣冷卻效果變差。因而將廢水回用于脫硫系統(tǒng)通常是指將其用于石灰石漿液制備及漿液系統(tǒng)補(bǔ)給水。根據(jù)GB∕T 19923—2005《城市污水再生利用工業(yè)用水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)》，結(jié)合現(xiàn)有實際運行經(jīng)驗，濕法煙氣脫硫系統(tǒng)（WFGD）工藝水水質(zhì)應(yīng)參考表1。將循環(huán)冷卻水系統(tǒng)及鍋爐補(bǔ)給水處理系統(tǒng)的反滲透濃水水質(zhì)和工藝水水質(zhì)要求比較，可以看出反滲透濃水pH 值、Cl-質(zhì)量濃度和重鉻酸鹽指數(shù)（CODCr）均符合一般要求，總硬度和SO42-質(zhì)量濃度高于工藝水水質(zhì)要求。由表1 可知，鍋爐補(bǔ)給水系統(tǒng)反滲透濃水的水質(zhì)通常要優(yōu)于循環(huán)冷卻水系統(tǒng)反滲透濃水水質(zhì)，建議優(yōu)先回用。

表1 WFGD工藝水及反滲透濃水水質(zhì)對比Tab.1 Quality of WFGD process water and RO concentrated water

為考察反滲透濃水用于脫硫用水對脫硫系統(tǒng)性能的影響，分別對添加了不同比例反滲透濃水的脫硫補(bǔ)給水進(jìn)行試驗研究，具體如下：工況1，不添加濃水，用清水作為脫硫補(bǔ)給水；工況2，用濃水替換一半的清水；工況3，用濃水替換一半的清水，并將Cl-，SO42-質(zhì)量濃度分別提高至1 500 mg∕L 和4 000 mg∕L；工況4，直接將濃水用于脫硫補(bǔ)給水。表2為試驗中不同摻混比例的脫硫補(bǔ)給水。

表2 不同摻混比例的脫硫補(bǔ)給水Tab.2 Make-up water working conditions

試驗均在典型脫硫工況下進(jìn)行：脫硫塔入口煙氣溫度為120 ℃，液氣比為15 L∕m3；脫硫漿液石膏質(zhì)量分?jǐn)?shù)為15%，溫度為40 ℃；脫硫塔入口SO2質(zhì)量濃度為1 800～2 100 mg∕m3；試驗中 向 漿液槽中通 入CaCO3溶液將脫硫漿液的pH值維持在5.5左右。

圖3為試驗裝置，主要由配氣系統(tǒng)、輸水系統(tǒng)以及煙氣脫硫系統(tǒng)組成：配氣系統(tǒng)由空氣壓縮機(jī)產(chǎn)生裝置所需的驅(qū)動力，并用SO2鋼瓶氣模擬煙氣的含硫情況；輸水系統(tǒng)由一個1.5 m3的脫硫水槽以及循環(huán)水泵構(gòu)成；煙氣脫硫系統(tǒng)是一個2 m 高的脫硫裝置并設(shè)置了3枚螺旋霧化噴嘴。

圖3 脫硫試驗裝置Fig.3 Test equipment for a desulfurization system

不同工況條件下脫硫試驗裝置的脫硫效率有一定差異，在工況1、工況2、工況3、工況4 下，裝置的脫硫效率分別為88.6%，87.2%，86.8%，85.3%。當(dāng)脫硫漿液及脫硫補(bǔ)給水全用濃水配制時，脫硫效率略有下降，考慮到實際工業(yè)脫硫過程中反滲透濃水水量低于脫硫用水量，脫硫用水不可能全用反滲透濃水。因此，將反滲透濃水用作脫硫用水對SO2脫除效率影響不大。此外，對比工況2 和工況3 可知，Cl-，SO42-的略微增加對脫硫效率影響不大。

目前，將反滲透濃水回用于脫硫系統(tǒng)用水的節(jié)水技術(shù)已經(jīng)在國內(nèi)多家電廠得到了運用。國電內(nèi)蒙古東勝熱電有限公司通過將反滲透濃水用作脫硫補(bǔ)給水，減少了電廠外排水13 m3∕h；華能上安電廠反滲透濃水總產(chǎn)量305 m3∕h，將反滲透濃水用于脫硫系統(tǒng)工藝水時，確保了水量的基本平衡；華能沁北電廠將反滲透濃水回用作脫硫系統(tǒng)的除霧器沖洗水。此外，湖北華電江陵發(fā)電廠、福建省鴻山熱電廠等都實現(xiàn)了將反滲透濃水用于脫硫系統(tǒng)補(bǔ)給水的改造，并取得了良好的運行效果。

4 脫硫廢水零排放方案

脫硫廢水pH 值一般在4～5 之間，懸浮物（石膏顆粒、燃煤飛灰等）質(zhì)量分?jǐn)?shù)可高達(dá)5%～10%，同時，廢水氟化物、化學(xué)需氧量（COD）和重金屬超標(biāo)，鹽分極高，含大量的Ca2+，Mg2+，Cl-，SO42-，SO32-等。目前，脫硫廢水零排放技術(shù)主要有蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)、主煙道蒸發(fā)技術(shù)及旁路熱煙氣蒸發(fā)技術(shù)等。

4.1 蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)

蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)指利用高溫對廢水進(jìn)行蒸發(fā)濃縮，95%的廢水經(jīng)過蒸發(fā)、冷凝后可被再利用，而剩余5%的濃漿經(jīng)處理后變?yōu)楣腆w顆粒，根據(jù)其成分進(jìn)行回收處理。目前成熟應(yīng)用的蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)主要有多效蒸發(fā)（MED）、蒸汽機(jī)械再壓縮（MVR）、熱力蒸汽壓縮（TVR）、低溫常壓蒸發(fā)（NED）。MED 和MVR 在國內(nèi)電力行業(yè)均有應(yīng)用實例，如廣東河源電廠采用了MED 技術(shù)。NED 在國內(nèi)電力行業(yè)無應(yīng)用實例，但在石化行業(yè)有應(yīng)用實例。

該處理工藝成熟，蒸發(fā)回收后的水質(zhì)良好。但脫硫廢水中含有Ca2+，Mg2+，需經(jīng)過軟化處理或者使用阻垢劑來防止在蒸發(fā)過程中出現(xiàn)結(jié)垢，增加了運行成本。而且濃縮液蒸發(fā)產(chǎn)生的結(jié)晶鹽固體純度低，增加了后續(xù)處置費用?？傮w來看，該方法投資運行成本較高。

4.2 主煙道蒸發(fā)技術(shù)

主煙道蒸發(fā)技術(shù)指將脫硫廢水采用雙流體噴嘴霧化噴射于空氣預(yù)熱器（以下簡稱空預(yù)器）和除塵器之間的煙道內(nèi)，利用低溫?zé)煔庥酂釋⑺终舭l(fā)的技術(shù)，其產(chǎn)生的結(jié)晶鹽和固體雜質(zhì)隨煙氣進(jìn)入后續(xù)除塵器被捕捉。由于空預(yù)器和除塵器之間煙氣的溫度一般僅有110～150 ℃，廢水的蒸發(fā)速度較慢。同時，受除塵器入口煙道蒸發(fā)空間的限制，水分需要在1.0～1.5 s完成蒸發(fā)。因此，往往需要對脫硫廢水先進(jìn)行濃縮減量，以降低在熱量和空間上的需求。常規(guī)的濃縮減量方法有膜法和熱濃縮法等，一般采用反滲透（RO）膜、常溫常壓蒸發(fā)器等設(shè)備。目前，主煙道蒸發(fā)技術(shù)已在美國Bailly 電廠、內(nèi)蒙古上都電廠、內(nèi)蒙古土右電廠、哈爾濱發(fā)電廠、焦作萬方電廠以及寧夏靈武電廠等開展了工程應(yīng)用。由于鍋爐在變負(fù)荷運行時主煙道內(nèi)廢水無法完全蒸發(fā)，煙氣中夾帶部分未蒸干液滴，會對后續(xù)除塵器的正常運行帶來風(fēng)險，一般不建議采用該方案。

4.3 旁路熱煙氣蒸發(fā)技術(shù)

旁路蒸發(fā)技術(shù)已成為目前脫硫廢水零排放處理關(guān)注的熱點［11］，主要包括旁路煙道蒸發(fā)技術(shù)（如圖4所示）［12-13］與旁路塔蒸發(fā)技術(shù)。

（1）旁路煙道蒸發(fā)指通過設(shè)置與空預(yù)器并聯(lián)的煙道旁路，在空預(yù)器入口處引部分高溫?zé)煔膺M(jìn)入旁路煙道，采用雙流體霧化噴嘴將脫硫廢水霧化噴射于旁路煙道內(nèi)，利用高溫?zé)煔庥酂釋⑺终舭l(fā)，產(chǎn)生的結(jié)晶鹽和固體雜質(zhì)隨旁路煙氣回到空預(yù)器之后的主煙道，最終進(jìn)入后續(xù)除塵器被捕捉。目前，焦作萬方鋁業(yè)熱電廠將主煙道蒸發(fā)改為選擇性催化還原（SCR）脫硝裝置與空預(yù)器間設(shè)置旁路煙道蒸發(fā)，采用“雙堿法+雙膜法+旁路煙道蒸發(fā)”工藝。

（2）旁路塔蒸發(fā)技術(shù)還可以細(xì)分為雙流體噴霧蒸發(fā)與旋轉(zhuǎn)噴霧蒸發(fā)。采用雙流體噴霧蒸發(fā)技術(shù)時，為了保證噴嘴的正常運行，對廢水預(yù)處理要求較高，存在預(yù)處理設(shè)備投資與運行成本增加的問題。而采用旋轉(zhuǎn)噴霧蒸發(fā)技術(shù)對廢水要求較低，具有更好的適應(yīng)性。

圖4 脫硫廢水旁路煙道蒸發(fā)流程Fig.4 Evaporating flow of desulfurization wastewater taking bypass flue

采用主煙道蒸發(fā)技術(shù)時，由于煙道內(nèi)流速快、液滴停留時間短，存在無法完全蒸干的風(fēng)險，如脫硫廢水處理量大會導(dǎo)致主煙道過長。旁路塔蒸發(fā)技術(shù)可以使液滴停留時間延長，更利于蒸發(fā)，符合燃煤電廠實際情況。

5 結(jié)論

燃煤電廠現(xiàn)有水處理系統(tǒng)普遍存在一定的運行問題。通過優(yōu)化全廠水平衡系統(tǒng)，實現(xiàn)廢水分類處理、分類回收、梯級利用，可降低廢水產(chǎn)生總量。廢水回用處理系統(tǒng)將反滲透濃水作為脫硫用水使用，實現(xiàn)全廠廢水只有脫硫廢水，即廢水零排放處理只處理脫硫廢水。因此，廢水分質(zhì)、分量梯級利用是實現(xiàn)燃煤電廠廢水零排放的基礎(chǔ)和關(guān)鍵，特別是將反滲透濃水作為濕法脫硫系統(tǒng)工藝補(bǔ)給水是降低廢水排放量、實現(xiàn)廢水梯級利用的重要手段；脫硫廢水零排放工藝是最終實現(xiàn)全廠廢水零排放的重要保證，建議采用旁路熱煙氣蒸發(fā)技術(shù)。兩者聯(lián)合運用可實現(xiàn)全廠廢水零排放。