高含盐废水旁路蒸发器蒸发技术研究

 

。。

华东地区某电厂装机2×660 MW和1×1 000MW燃煤机组。锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进日本三菱重工业株式会社技术进行设计和制造的超超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、八角反向双切圆燃烧方式，Π型锅炉。

脱硫系统采用湿式石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，采用一炉一塔运行方式。全厂脱硫废水通过脱硫废水处理系统处理。

脱硫废水处理系统包括废水处理系统、化学加药系统和污泥脱水系统等分系统。内部设施为废水旋流站、废水缓冲箱、罗茨风机、废水处理泵、三联箱（中和箱、沉降箱、絮凝箱）、澄清池、刮泥机、污泥输送泵、离心式污泥脱水机、清水箱、清水泵、清水箱搅拌器和废水加药系统。

脱硫废水处理工艺流程：废水缓冲箱—中和箱（加入石灰乳）—沉降箱（加入有机硫和混凝剂）—絮凝箱（加入助凝剂）—澄清池—清水箱—含煤废水。废水排放指标达到国家污水综合排放标准的要求。为满足环保政策要求，该电厂进行了深度优化用水及水污染防治改造工程。

本工程采用旁路蒸发器工艺将末端废水主要包括脱硫系统产生的脱硫废水和酸碱再生废水等无法直接回用其他用水系统的废水喷雾蒸发实现废水零排放。

脱硫废水经三联箱处理合格后，与精处理系统再生废水混合喷入旁路蒸发器。旁路蒸发器位于3号机组A、B侧。旁路蒸发器器引入电厂烟道内少量高温烟气，利用烟气余热为雾化后废水蒸发提供热量，无需增加其他热源。高含盐废水被高温蒸汽蒸发，蒸发后废水中混盐进入除尘器，被除尘器捕获，水蒸气随烟气进入脱硫塔冷凝回用。

1.1 自动清洗过滤器

脱硫废水经三联箱处理，去除悬浮物，调节pH后，利旧现有的清水箱，泵后通过自动清洗过滤器后进入旁路蒸发器。自清洗过滤器应选用连续运行、自动反洗、网式过滤器，过滤精度为100目。过滤器依据进、出口压差或者周期制水量进行自动反洗。在过滤器组套内单体过滤元件反洗过程应轮流交替进行，自动切换工作、反洗状态，确保整套过滤器连续出水。

1.2 烟道系统

废水经三联箱处理合格后，喷入旁路蒸发器，废水利用双流体雾化喷枪在旁路蒸发器内雾化成细小雾滴，旁路蒸发器从空预器前端、SCR出口烟道引入少量烟气，完全蒸发后形成的结晶盐与水蒸气随烟气一起并入空预器与低低温省煤器之间烟道，结晶盐随粉煤灰一起在除尘器内被捕捉去除，水蒸气则进入脱硫系统在喷淋冷却作用下凝结成水，间接补充脱硫系统用水。

高效节能废水蒸发结晶器利用双流体雾化喷枪在高效节能废水蒸发结晶器内雾化成细小雾滴，高效节能废水蒸发结晶器从空预器前端、SCR出口烟道引入少量烟气，在空预器入口开孔取烟气，增设隔绝门、调节阀门后高效节能废水蒸发结晶器入口连接，高效节能废水蒸发结晶出口增设隔绝门与空预器出口烟道连接。通过调节入口调节门动态调节高效节能废水蒸发结晶器的入口烟气量来匹配废水蒸发量，从而实现废水的完全蒸干。

在本系统进出口烟道分别设置气动隔绝挡板门，进口烟道上同时设置电动调节型挡板门，可以根据喷雾干燥系统出口烟道温度调节进入本系统的烟气量或喷水量。

烟气热风门设置在蒸发器的进出口烟道上，其目的是将烟气引向喷雾干燥旁路烟道蒸发系统或与原烟气系统隔离。从取热烟气处，依次设置气动翻板门和电动调风门（电动执行器为高温型）。蒸发器出口烟道至空预器之后的混合烟道，风门是电动热风门。热风门材料选用耐磨耐腐蚀、耐高温的材质，热风门轴端密封采用外置式组合密封，内置耐高温盘根（使用温度不低于350℃）。

每台蒸发器的入口烟道上升段的底部需设置灰斗，灰斗内的灰用仓泵将灰送至灰库。

1.3 喷射系统

喷射系统喷枪采用双流体喷枪，使用压缩空气进行雾化。喷枪雾化D32粒径，能满足雾化蒸发的处理要求。枪体与废水接触部分采用2507双相不锈钢及以上材质的硬管。枪体与压缩空气接触部分采用316L材质。设计中保证保废水的喷入，不引起烟道、除尘器的腐蚀和结垢。喷枪喷嘴具有防腐蚀和防磨损性能，保证承受20 000 ppm的Cl-浓度，雾化喷头使用寿命不低于20 000 h。经喷射系统雾化的高盐水进入蒸发系统。

1.4 蒸发系统

(1）气流均布装置。通过物理模型和数学模型试验，合理设计喷嘴位置和参数，合理设计蒸发系统进出口气流均布装置，保证蒸发系统气流均布良好。

(2）蒸发过程。蒸发装置采用旁路的形式，设置在空预器出口烟道垂直段，直管段到有效蒸发距离不少于10 m。蒸发装置壳体内壁全部采用双相钢2205复合材料，总厚不小于8 mm。蒸发装置前后设有自动隔离检查阀，以确保蒸发装置异常或需要检修时，能可靠与主系统隔离。蒸发装置的热源取自空预器热端热烟气，经过蒸发装置后排入电除尘前烟道。

(1）旁路蒸发器处理能力10.0 m3/h，每台蒸发器处理能力5.0 m3/h。

(2）单对锅炉效率的影响值%：≤0.10%。

(3）单台蒸发器抽取的烟气量：≤53 000 m3/h。

(4）雾化器入口端烟气温度：≥340℃。

(5）雾化后未端烟气温度：≥150℃。

(6）喷雾干燥引起的烟温降：≤5℃（空气预热器出口烟温降）。

高含盐废水旁路蒸发器性能试验于2021年8月进行，试验期间对旁路蒸发器进水水质及运行参数进行了连续监测。

3.1 处理水量分析

旁路蒸发器废水流量使用便携式超声波流量计测量，测试结果显示3号机组A侧旁路蒸发器两次测试废水处理量分别为5.10 m3/h和5.11 m3/h，平均处理量为5.10 m3/h;B侧旁路蒸发器两次测试废水处理量分别为5.06 m3/h和5.07 m3/h，平均处理量为5.06 m3/h。满足旁路蒸发器处理能力10.0m3/h，每台蒸发器处理能力5.0 m3/h的性能保证值要求。

3.2 烟气量消耗分析

在旁路蒸发器进口烟道处使用标定过的皮托管、热电偶、数字微压计、温度显示器等设备测量计算烟气量。测试结果显示3号机组旁路蒸发器A侧、B侧吨水抽取烟气量分别为51 106 m3/h、51 304 m3/h（标态、干基、6%O2），抽取烟气量设计值为53 000 m3/h（标态、干基、6%O2）。满足设计值单台蒸发器抽取的烟气量小于53 000 m3/h。

3.3 烟气温度分析

在旁路蒸发器进、出口采用热电偶、温度显示器测试烟气温度。测试结果显示3号机组旁路蒸发器A侧进口平均烟温为344℃，出口平均烟温为194℃；3号机组旁路蒸发器B侧进口平均烟温为341℃，出口平均烟温为192℃。满足雾化器入口端烟气温度大于340℃，雾化后未端烟气温度大于150℃的设计要求。

3.4 空预器出口温降分析

在空预器出口测试旁路蒸发器投运前后空预器出口温度变化，并计算空预器出口温差变化。测试结果显示3号机组旁路蒸发器A侧投运引起空预器出口平均温降5℃；3号机组旁路蒸发器B侧投运引起空预器出口平均温降4℃。满足喷雾干燥引起空气预热器出口烟温降不大于5℃设计要求。

3.5 烟气成分分析

在旁路蒸发器进出口采用烟气成分分析仪测试烟气成分。测试结果显示3号机组A侧旁路蒸发器进口平均烟气SO2为3 434 mg/m3（标态、干基、6%O2),3号机组B侧旁路蒸发器进口平均烟气SO2为3 570 mg/m3（标态、干基、6%O2）。3号机组A侧旁路蒸发器进口平均烟气O2为4.2%，出口平均烟气O2为8.1%;3号机组B侧旁路蒸发器进口平均烟气O2为4.4%，出口平均烟气O2为8.3%。

3.6 烟气湿度分析

在旁路蒸发器进出口处采用自动烟尘测试仪，伴热取样管，CaCl2吸收瓶等设备，测试烟气湿度。测试结果显示3号机组A侧旁路蒸发器进口平均烟气湿度为7.12%，出口平均烟气湿度为11.66%;3号机组B侧旁路蒸发器进口平均烟气湿度为7.44%，出口平均烟气湿度为11.95%。

3.7 系统阻力分析

在旁路蒸发器进出口处采用数字微压计测试系统阻力。测试结果显示3号机组A侧旁路蒸发器平均系统阻力值为227 Pa;3号机组B侧旁路蒸发器平均系统阻力值为227 Pa。

3.8 锅炉效率分析

旁路蒸发器器引入电厂烟道内少量高温烟气，利用烟气余热为雾化后废水蒸发提供热量，因此进入空预器的高温烟气量减少，会影响锅炉效率。在测试工况及不投入旁路烟道蒸发器情况下测试空预器出口烟温等相关烟气参数，并记录机组燃煤量等相关DCS数据，测试旁路烟道蒸发器入口烟气量及烟温、烟气成分等相关烟气参数，最后通过计算得出锅炉效率影响值。测试结果显示3号机组旁路蒸发器试验期间锅炉效率平均影响值分别为0.06%和0.08%，满足锅炉效率影响值不大于0.10%的性能保证值要求。

通过本次改造电厂可以实现约10 m3/h的脱硫废水及精处理系统再生废水混合液的回收利用，减少电厂新鲜水取水量，从而达到节水目的。

综上所述，通过本次试验研究发现采用旁路蒸发器喷雾蒸发工艺实现高含盐废水零排放会对原烟气温度、湿度、粉尘含量、烟气成分及锅炉效率等产生一定影响，但是各项运行指标均在设计值范围内，满足设计要求。为今后火电厂高含盐废水零排放工艺选择提供一定参考。转自：清洗世界  作者：苑景丰