燃煤电厂脱硫废水热法零排放技术热成本探讨

李翔

（广东省能源集团有限公司珠海发电厂，广东珠海519050）

截止2015年年底，国内发电总量已增长至57399亿kW·h，燃煤电厂是发电体系的重要构成，其发电量大概为38977亿kW·h，在发电总量中占据极高的比重。从客观层面上分析，燃煤电厂项目有部署灵活性强、建设成本偏低、发电设备有效率高等优势，但在燃煤自体质量与既有发电工艺等因素的作用下，燃烧活动中会形成很多副产物，若相关部门没有加强对该种问题的控制，那么伴随时间的推移容易损害自然环境，形成较严重的污染问题。1000MW装机容量形成的脱硫废水不到10m3/h，在电厂废水总量中占比不足5.0%。传统脱硫废水处理工艺暴露运行成本高、固体废物回收难度较大、水回收不完全等不足。为达到脱硫废水的零排放及盐分的高回收率，一定要进行深度脱盐。本课题中设计出了废水深度处置方案的热成本分析模型，融入多个方面的因素，判断不同方案的热成本消耗情况。

1 燃煤电厂脱硫废水的特征

为减少烟气内硫化物的排放量，国内大部分燃煤电厂应用了石灰石—石膏湿法。该种湿法脱硫工艺运转过程中会形成大量的高浓度悬浮物、高氯根及盐分含量较高的重金属废水。当下，国内常规的处理方法是采用添加适量碱去中和脱硫废水，诱导废水内的多种重金属形成沉淀物，随后再添加适量絮凝剂，这样沉淀物便能顺利的浓缩成污泥，污泥被压滤处理之后外运或者被堆置在灰场。利用如上常规物化工艺处理脱硫废水后，能基本符合国家相关部门设定的排放标准要求，但不可否认的事实是其回用范围的局限性较大[1]。故而，为弥补既往处理脱硫废水过程中暴露出的不足，尽早将排放量降至零，即实现零排放，对废水进行深度处理操作是有效方法之一。脱硫废水是燃煤电厂运行阶段形成的末端废水，水质复杂且会伴随时间发生改变。影响脱硫废水水质的因素相对较多，比如煤种、脱硫工艺与运转方式、烟气主要成分等，需要参照含硫废水的水质特征，选择最适宜的工艺方案。

2 方案组合

热量来源丰富是燃煤电厂的主要特征之一，本文站在便于获得和实现经济性生产两个不同的角度，把电厂厂用汽与尾部烟气设定成供热源，在蒸发或单级循环闪蒸法的协助下落实浓缩与蒸发析晶任务，但热效率不足，为提升热效率，减少能耗，选用了技术成熟度较高的多效蒸馏（MED）与多级闪蒸（MSF）技术，本文探究如下几种组合方案：1）汽驱动MED；2）汽驱动MED-TVC；3）汽驱动式MED-TVC；4）烟气供热MED；5）烟气驱动式MSF。

3 方案的热成本分析

3.1汽驱动MED

具体是将预处理所得的脱硫废水整合至入MED系统，而后利用浓缩技术作出相应处置，添加厂用汽作为供热源，当含盐废水浓缩到临近饱和状态时，可以暂停以上相关操作。在这样的工况下，MED内使用强制循环蒸发装置能够使浓盐废水实现析晶。本课题研究中配置的MED都应用了逆流串联部署，等同于当第1效被引进厂用汽作为加热蒸汽，并在该阶梯效上促进了浓盐水的析晶过程。采用其内某一效为实例，建设出图1的物理模型[2]。

图1 蒸发器模型图

参照质量守恒定律，有①式：

在①式内，mv[i-1]、mv，f[i-1]依次代表的是前一效二次、闪蒸蒸汽质量流量（kg/s）；md[i]代表本效总凝结水流量（kg/s）、mw，in[i]、mw，out[i]表示本效入、出口盐水流量（kg/s）；mv[i]为本效的二次蒸汽质量流量（kg/s）；Sin[i]、Sout[i]分别是本效入、出口盐水浓度。

遵照能量守恒定律，可推导出②式[3]：

在②式内：hv[i-1]、hv，f[i-1]分别是为前一效二次、闪蒸蒸汽焓值（kL/kg）；td[i]/hv[i]分别是本效凝结水、二次蒸汽焓值（kL/kg）；tw，in[i]、tw，out[i]分别是本效入口、出口盐水烩值 （kL/kg）；Q即为换热功率（kW）。

测评指标的公式是③：

在③式内，md[i]是第i个效出口淡水总量；mv[0]是引入系统内新蒸汽的质量流量，kg/s；GOR代表的是造水比，是单位质量蒸汽被整合至系统能够生成的淡水质量（和处理的废水质量近乎相等）。

把某600 MW机组参数设定成厂用汽，已知其主要运行参数是0.7MPa/320℃。经预处理工序所得的脱硫废水，可以将其近似的视为某个浓度下的氯化钠溶液，初始温度、浓度分别是60℃、为5%，据此勾画出脱硫废水处理的GOR图形，解读厂用汽成本伴随GOR的改变趋势，发现GOR值越高时，厂用汽应用过程中耗用的费用越高。采用了6效MED结构，第1效工作环境内温度达到90℃，造水比7，经计算得到每t废水处理时厂用汽投用费用是14.3元左右；如果作业温度取值130℃，GOD降6，成本升至16.8元/t。

3.2汽驱动MED-TVC

将方案1作为本节内容研究的基础，加装TVC装置，在厂用汽主体功力的作用下，对最后一级形成的部分蒸汽进行回收处理，合理应用潜热源，进而减少厂用汽的耗用量[4]。

分别探究GOR、用汽使用成本与TVC引射比之间的关系。选用6效MED为实例进行分析，当TVC装置引射比取值0.9时，GOR由初始值6.6L至11.2L，厂用汽应用成本由15.4元/t降到8.9元/t。由此可见，采用MED-TVC结构对造水比提升过程有一定促进作用，减少厂用汽的耗用量，在这样的工况下热成本也有压缩。

3.3汽驱动式MED-TVC

在烟道内安置蒸发换热面，将烟道作为媒介，把部分烟气导入MED系统的加热器内，利用烟气自身的热量去加温循环水，借此方式把其转变成蒸汽，替代厂用汽，主要是执行供热工艺。

脱硫废水的生成量是15～20kg/（MW·h），依然以某600MW机组为实例进行分析，加装换热器，并且MED的GOR是4时，烟温从366℃降到362.65℃，综合分析以上数据信息，我们可以认为，供热循环水泵电成本便是废水处理成本的主要构成[5]。如果现实生产中，发现烟道没有布设蒸发受热面的客观条件，那么可以基于闪蒸形式去捕获运行所需的蒸汽，实质上就是烟气供热MED。

3.4 烟气供热MED

当供热循环水被整合至烟气换热器，并由烟气内吸取一定热量以后，进入闪蒸罐真空闪蒸形成的饱和温度用是t1（f）的蒸汽，闪蒸蒸汽快速的被整合至MED系统内进行供热。闪蒸处理前后压力有所降低，这是造成供热循环水泵做功增多的直接动因。图2是方案3、4供热模式下循环水泵泵功用电成本伴随第1效温度改变而出现的变化。C用电成本，均取0.5元/（kW·h）][6]。

图2 循环水泵泵功用电成本变化曲线图

t1（f）是闪蒸压力工况下饱和温度数值，t1为方案3下的第1效工作温度值。对于没有闪蒸流程参与的方案3，它运行过程中的电费低于方案4。

3.5 烟气驱动式MSF

经脱热、回收的浓盐水吸收烟气中部分热量以后，按照预设的级别实现闪蒸，在闪蒸阶段浓盐水析出部分晶体物质，在最后一级别的分离工序中分离出固体盐颗粒。留置下的浓盐水与添加进的等待处理废水相互混合后，均被导送到温度偏低的热回收级内。多级闪蒸过程中盐水浓度始终临近饱和状态，降膜蒸发将多级闪蒸过程代替，站在这个层面上分析，其对最初盐浓度表现出较高的适应性。

图3 为MSF结构处理单位废水的泵功电费用，末级温度取值60℃。总温差是影响泵功电能消耗情况的主要因素之一，闪蒸前温度由120℃提升至200℃，这是引起主升压循环泵电成本从最初的0.3元/t上升到1.15元/t。烟道烟气驱动式MSF工况下泵功电成本显著高于MED电成本[7]。

图3 升压泵用电成本伴随温度与级数改变曲线

总之，燃煤电厂运行阶段形成的烟气、热水等多种介质均可以作为脱硫废水实现零排放处理的热源。本文笔者基于工作实践历程，制定了5种不同的集成方案，并构建了相配套的热成本定量分析模型，对不同方案下的热成本进行比较分析。回顾废水处理过程，发现汽驱动MED热成本均在10元/t之上，集成TVC能减少热成本10%～50%，配合使用烟气驱动能进一步压缩电成本。MED结构无法较好的处理高盐浓度废水，而MSF结构能弥补MED的不足，通过降低多级闪蒸总温差去压缩成本。