我國的電力來源中火電占絕對優勢，煤燃燒過程中，燃煤中硫化物會隨著煤的燃燒形成含硫煙氣，直接排放將造成大氣污染，因此火電廠的煙氣脫硫工藝是控制火電廠大氣污染源的必須措施。煙氣脫硫工藝（FGD）中以濕法脫硫工藝效果最好，總脫硫效率高達95%以上，該工藝應用比例最大。但是FGD工藝在脫硫過程中會產生高含鹽廢水，具有含重金屬離子、高濁度、高硬度、高氯離子、高硫酸根、呈酸性等特點，常規處理方式是通過三聯箱去除脫硫廢水中的重金屬離子，以實現DL/T997-2006達標排放。然而隨著環保要求的不斷提高，常規處理方法已經不能滿足要求，使得脫硫廢水的零排放成為了火電廠污染防治的關注焦點。

對于已建成的火電廠，脫硫廢水零排放基本是在原有的三聯箱工藝基礎上實施的，各類零排放工藝均作了有益的嘗試。主要包括雙堿軟化、去濁預處理工藝，反滲透等濃縮減量工藝和蒸發結晶工藝等。但是現有的零排放工藝存在工藝流程長、投資大、運行維護成本高和操作復雜等問題，還沒有一種方案占主導地位。

煙氣蒸發技術處理脫硫廢水，是通過霧化噴嘴將預處理后的脫硫廢水噴入煙道或旁路煙道內，霧化后的脫硫廢水液滴經過與熱煙氣的傳質與傳熱作用迅速蒸發，廢水中的污染物結晶析出后隨煙氣中的煙塵一起被后續除塵器捕集。該工藝可達到以廢治廢的目的，被推薦為實現脫硫廢水零排放的可行性技術。結合湖北中部某火電廠煙道噴霧蒸發處理脫硫廢水的工程實踐，研究煙氣噴霧蒸發處理脫硫廢水的工藝路線、技術關鍵點及處理效果。

1煙氣噴霧蒸發技術

煙氣噴霧蒸發技術處理脫硫廢水包含2種：

1種是經預處理、反滲透膜法減量，回用部分淡水，再將系統濃縮水霧化導入煙氣系統；

另1種是僅經簡單預處理后不再經過膜濃縮減量直接霧化導入煙氣系統。

按脫硫廢水導入煙氣的位置可分為2類，第1類如圖1所示，是在火電廠空氣預熱器后、電除塵器前的煙道內噴入經過霧化后的脫硫廢水，在低溫煙氣余熱的加熱作用下，水分被完全蒸發成汽相水蒸汽，而鹽分隨著水分蒸發結晶成固體顆粒，被除塵器捕捉進入粉煤灰；第2類如圖2所示，在空氣預熱器入口之前引出旁路高溫煙氣，脫硫廢水與高溫煙氣在噴淋塔中進行熱交換而蒸發，從而達到脫硫廢水零排放的目的。

高溫旁路法對主煙道內煙氣特性的影響小，但投資相對較大，由于抽取了大量鍋爐排出高溫煙氣，因此存在降低鍋爐效率的風險。當高溫旁路出口煙氣溫度低于電除塵進口溫度時，還需要通過加熱方式提高溫度，以平衡煙氣溫度。

圖1脫硫廢水的煙道噴霧蒸發零排放技術

圖2脫硫廢水的高溫旁路噴霧蒸發零排放技術

煙氣噴霧蒸發技術需要在一定時間內蒸發定量的脫硫廢水，而且不能對煙道結構及后續工藝產生負面影響。因此脫硫廢水形成的微小霧滴噴入到煙氣流后，需在盡量短的時間內完全蒸發汽化，否則未完全蒸發的霧滴會對煙道和電除塵器產生腐蝕。

本技術的關鍵是控制一定時間內液滴群的蒸發質量和霧化液滴在煙氣內的完全蒸發時間，以及減少噴霧蒸發后對后續電除塵等工藝的影響。如果主煙道尺寸和煙氣質量焓滿足脫硫廢水完全蒸干的要求，則采用主煙道蒸發方法，如果不能滿足要求，則宜考慮采用高溫旁路蒸發法。

2實施方法

采用火電廠3#機組（330MW亞臨界自然循環鍋爐）產生的脫硫廢水進行煙氣蒸發零排放工程應用研究。機組產生脫硫廢水量最大為5t/h，日常量為3t/h左右。3#機組鍋爐煙氣從2臺空氣預熱器流出進入4個煙道，最后再進入2臺電除塵器，空氣預熱器出口至電除塵器進口單個煙道總長度44.5m。利用UG10.0軟件對單個煙道進行建模，其立體模型如圖3所示。

圖3煙道模擬

3#機組脫硫廢水經過簡單預處理去除廢水中的濁度，用水泵將廢水送到空氣預熱器和除塵器之間煙道中的介質霧化噴嘴進行霧化蒸發。根據電廠目前使用的燃煤數據進行燃燒計算，確定煙氣特性參數，進行熱平衡計算，確定噴霧后煙氣溫降，分析脫硫廢水噴霧蒸發對粉煤灰利用的影響。

煙氣中含有空氣、粉煤灰、二氧化硫、NOx等物質，可通過式（1）計算煙氣在不同負荷時煙氣的質量焓，以判定在不影響后續除塵工藝情況下，噴霧蒸發處理能否完全蒸干最大量的脫硫廢水。

式中，hg和hg0為計算和理論煙氣質量焓，ha0為理論空氣質量焓，hfly為粉煤灰的質量焓；α為不同機組負荷的過量空氣系數，100%、75%和50%負荷時分別取1.38、1.42和1.68。隨鍋爐負荷的增加，煙氣質量焓和粉煤灰質量焓都會上升，hg也會增加。

由于采用空氣預熱器后煙氣進行蒸發，煙氣溫度130℃左右，霧滴在煙道的停留時間短，且最大噴霧量大，因此要求霧化噴嘴在大流量時具有良好的霧化性能，且能夠形成粒徑均勻的霧滴，以保證蒸發效果。

介質霧化是利用高速噴射介質（一般為壓縮空氣）的沖擊作用來霧化液體，又稱作雙流體霧化。該種霧化方式在霧化流量較大時，具有平均霧化粒徑小的優點，可將霧化液滴直徑控制在優化的60μm左右，符合本項目的實際情況，針對本項目情況采用專用介質霧化噴嘴進行噴霧。此外，電廠有富余的壓縮空氣供應能力，無需新增壓縮空氣供應系統。

為保證脫硫廢水霧化質量，充分利用高溫煙氣熱量、減少煙道內壁積灰可能，在單煙道下彎頭上部均勻布置了多個霧化噴嘴，噴嘴采用專用防堵塞、耐磨型錐形噴嘴，以保證噴霧的均勻性和蒸發效果。設置煙道內窺監測系統，對可能積灰的位置進行窺視、監測。使用煙道吹灰裝置，利用蒸汽對可能積灰位置進行吹掃，防止積灰。

脫硫廢水煙道蒸發工藝單煙道流程如圖4所示。

圖4脫硫廢水煙道蒸發工藝單煙道流程

預處理后的脫硫廢水，經過緩沖罐均化水質后由脫硫廢水噴霧給水泵送至廢水分配器，廢水分配器起到均布3個霧化噴嘴水量的作用。廠區壓縮空氣經過空氣凈化器去除油分等雜質后進入壓縮空氣分配器，由壓縮空氣分配器均布進入霧化噴嘴的壓縮空氣量。

經過均布的脫硫廢水和壓縮空氣進入霧化噴嘴可使得3個霧化噴嘴保持一致工藝參數，從而保證霧化噴嘴噴霧的均一性。工程3#機組4個煙道上總共布置12個專用噴嘴，整個工藝流程短、設備少。

3運行結果與討論

在不同機組負荷條件下進行燃燒計算及鍋爐熱平衡計算，在不同負荷時噴入不同量的脫硫廢水、煙氣參數，如表1所示。

表1不同負荷下煙氣參數

廢水噴嘴至電除塵器進口煙道長度為34.5m，不同負荷下，煙道中煙氣停留時間均大于2s。表2為在機組不同負荷情況下，噴入不同量的脫硫廢水的完全蒸發時間t2、電除塵器入口煙氣溫度θg2、煙氣溫降Δθg以及煙氣質量流量的變化ΔqV。

表2不同脫硫廢水蒸發運行工況

由表2可知，完全蒸發時間遠小于煙氣在煙道中的停留時間，可保證脫硫廢水噴入后在進入電除塵器前完全蒸發，因此直接采用主煙道噴霧蒸發工藝是可行的。負荷增加時，煙氣質量焓增加，煙氣可蒸干更多的廢水。電除塵入口煙氣溫度都在110℃以上，均高于酸的露點，酸不會結露，不會對電除塵器及煙道產生腐蝕。脫硫廢水經過煙道噴霧蒸發后，煙氣平均溫度降低，降低程度降隨廢水噴入量的增加而增加。煙道內實際狀態下，100%、75%、50%負荷時煙氣體積流量分別減少了1.46%、1.47%、1.41%，減少量較小。

連續運行2個月時間后檢查的煙道內部情況，發現易積灰的彎頭部分和煙道水平段均未出現明顯積灰現象。根據脫硫廢水Cl-平衡計算可知（Cl-的質量濃度按20g/L計），廢水干燥后的產物全部進入粉煤灰，蒸發析出的固體總量占煙氣中粉煤灰總量小于0.6%，粉煤灰中Cl-的含量大約增加0.15%左右。按照GB175-2007要求，粉煤灰硅酸鹽水泥中Cl-的質量分數要求不大于0.06%。

根據此標準的要求，粉煤灰硅酸鹽水泥混入粉煤灰的質量分數應>20%且≤40%，脫硫廢水Cl-全部進入粉煤灰并混入硅酸鹽水泥中，水泥中Cl-的質量分數在0.03%～0.06%，滿足GB175-2007要求。

由于脫硫廢水的噴入，煙氣濕度由7.15%增加至7.63%，煙氣相對濕度增加0.5%左右，降低了粉煤灰的比電阻，可以防止和減弱高比電阻粉塵的反電暈，從而可以提高電除塵器的除塵效率。同時，在脫硫塔的噴淋冷卻作用下，水分凝結進入脫硫塔的漿液循環系統被重復利用，可以減少濕法脫硫工藝用水量。

4效益分析

工程總投資400萬元，遠少于雙堿軟化、過濾+膜濃縮+蒸發結晶的傳統工藝投資。工程中僅需對脫硫廢水進行簡單預處理，不需投加藥劑，僅有電氣系統、壓縮空氣系統的運行電耗，運行費用小于10元/t，遠低于傳統的工藝，且運行過程中無需專業操作人員及相關費用，實現無人值守，相比其他零排放工藝具有明顯的經濟效益優勢。

與傳統脫硫廢水零排放工藝相比，煙氣噴霧蒸發技術特點有：投資成本低；進水水質要求低，僅配套簡單的預處理單元去除濁度；系統操作簡單，運行中不需要添加藥劑，運行費用少；改造工期短、工程量小、可嵌入原發電系統，無需專門用地等。但是煙氣噴霧蒸發工藝不產生回用水，其他零排放工藝的產水可回用電廠生產。

5結論

控制霧化液滴直徑、合理優化布置霧化噴嘴、保證各個霧化噴嘴噴霧的均一性、準確計算噴入脫硫廢水后煙氣及粉煤灰特性變化是工程成功實施的關鍵點。

在不同機組負荷情況下，在空氣預熱器與電除塵器之間的煙道中噴入脫硫廢水，可以完全蒸發，實現脫硫廢水零排放。噴入脫硫廢水后的粉煤灰中Cl-含量僅增加了0.15%，不會對后續工藝產生負面影響。煙氣相對濕度增加0.5%左右，可以提高電除塵器的除塵效率。

煙氣噴霧蒸發進行脫硫廢水零排放技術，具有工藝流程短、操作簡單、占地面積小和成本優勢明顯等特點。