燃煤锅炉采用烟气旁路干燥技术实现脱硫废水零排放

介绍了一种新的实现脱硫废水零排放的系统，这套系统通过抽取3%～5%的高温烟气，经过干燥塔对脱硫废水进行蒸干处理，实现了脱硫废水的零排放。这套系统在浙能长兴电厂300MW机组上实施并运行，系统已稳定运行4个月，各项检测结果显示:抽取3%～5%的350℃左右的锅炉尾部烟气，可以干燥3～4t/h的脱硫废水;对锅炉效率影响约为0．3%;干燥塔底灰含水率小于2%，干燥塔没有粘壁，烟气其他各项污染物没有上升，废水中的盐分与飞灰混合后在电除尘除去，电除尘第一电场灰中氯离子有所上升达到0．4%～0．6%，可以作为普通混凝土掺配加以利用。

燃煤发电厂近年来大规模实施烟气超低排放改造，其中采用石灰石湿法进行烟气脱硫的过程中会产生脱硫废水，由于脱硫废水成分复杂、水质变化大、危害大难以处理，成为下一步燃煤电厂污染治理的重点。

随着国家环保政策对燃煤发电机组污染物排放限制日益严格和淡水资源的持续短缺，脱硫废水的零排放被提上日程。浙能长兴发电厂2号机组脱硫废水采用烟气旁路干燥处理的应用试验，系统于2016年8月12日投入运行，实现了较低投资成本和运行成本脱硫废水的零排放，为燃煤发电机组脱硫废水零排放技术路线提供了一种新的选择。

1脱硫废水零排放技术路线的确定

浙能长兴发电厂为浙能集团位于浙北的一家内陆发电厂，总装机容量4×300MW亚临界机组，采用石灰石－石膏湿法脱硫，每台机组脱硫废水的产生废水量约为3t/h，配套设计的脱硫废水处理系统为传统的三联箱，以前处理后的脱硫废水排放进入租借的灰场，由于灰场租期临近，脱硫废水无处排放，如达标废水直排内河，对内河水质影响较大，电厂生产用水取自内河，直接威胁到电厂的生产用水安全，因此脱硫废水迫切需要实现零液体排放(Zero Liquid Disge简称ZLD)，实现脱硫废水零排放(ZLD)的技术路线不外乎有两种思路:

(1)从废水中把各种杂质取出来，最终离子态的溶解盐通过蒸发结晶达到固化处理的最终目的，这需要运用各种分离技术，如:软化、纳滤、常规和高压反渗透膜分离技术，并在采用上述分离技术之前，脱硫废水需要去除硬度，最终处理后的高浓度氯化钠盐水进行蒸发结晶，如果要制取高纯度的工业盐，需要配套进行精制盐设计，纯度才能达到工业盐标准，否则只能得到杂盐，成为固体废弃物，无论哪种制盐工艺其工艺流程都很复杂，设备种类繁多，可靠性都存在诸多不确定性，涉及投资和运行维护成本高，并且需要消耗高品质蒸汽或者电能，这对于近年来发电利用小时数日益减少的燃煤电厂来说，无疑压力巨大。

(2)脱硫废水中的杂质主要来自来自燃煤，煤燃烧后绝大部分的固体杂质留在灰渣中，剩余部分杂质随烟气进入了脱硫废水，当脱硫废水经过三联箱处理除去重金属离子后，如果直接利用烟气余热对废水进行干化处理，脱硫废水中残余杂质就连同烟气中的灰份一起进入灰渣，使得源自燃煤的杂质全部汇集到灰渣中，尽管部分灰渣品质会下降，可以降级使用，绝大部分的灰渣仍可以得到高品质资源化利用，没有产生新的固废。更有优势的是本处理技术采用了低品质的热源———烟气余热，将对机组能耗的影响降到最低。

按照(2)的思路，长兴电厂的脱硫废水烟气干化处理的设计思路借鉴了食药品生产过程中的喷雾干燥技术，热源选自锅炉尾部烟道的热烟气，为了保证处理过程不影响发电机组正常运行，采用烟气旁路形式，从锅炉后尾部烟道抽取约3%～5%的高温烟气，通过干燥塔直接热交换干燥脱硫废水，脱硫废水中的盐类颗粒一部分从干燥塔底部排出，另一部分随烟气进入电除尘进行收集，这种处理方式系统简单，运行费用低，解决脱硫废水零排放。

2脱硫废水的烟气旁路干燥处理系统介绍

浙能长兴电厂2号机组脱硫废水旁路烟气干燥系统额定设计出力为3t/h，工艺流程见图1。长兴电厂2号机组主要烟气技术参数见表1。

该厂空预器进口烟温基本在330～360℃，烟尘浓度在6900mg/m3，旁路烟气的设计按照烟温350℃设计，热交换后的烟气余热按照130℃设计，干燥后固体颗粒物水分按照小于2%设计，以下是空预器压差阻力情况。从空预器出口烟道上引出一路约3%～5%的旁路烟道设计，空预器在机组全负荷段阻力在500～1100Pa以上，而烟气旁路和干燥塔阻力很小，因此完全可以利用主烟道的负压将加热后的旁路烟器抽回到主烟道的电除尘进口。

经过三联箱处理后的脱硫废水经过高速旋转雾化器后被雾化成极微小的雾滴，与旁路引入的高温烟气接触，瞬间得到干燥，废水中盐分生成固体颗粒，部分从干燥塔底部除去，另一部分颗粒物随着烟气抽回到电除尘进口烟道，通过电除尘进行捕捉然后进入仓泵，干燥塔底部也设有仓泵，大约废水中30%～40%的盐分和烟尘从干燥塔底部仓泵除去，其余随烟气从电除尘抽取除去，在干燥塔运行期间从底部排放口取样检验颗粒物的干燥情况，也可以通过干燥塔筒体不同高度的测温点的变化判断干燥情况。

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