作者：孔凡均 （茂名臻能热电有限公司，广东 茂名 525000）

【摘 要】近年来，随着国家环保要求的提高和新环保法的要求，越来越多的热电厂要求做到零排放，本文以沿海某热电有限公 司为例，阐述热火电厂末端高含盐量废水零排放改造处理方案，经过深入技术分析，推荐可行方案。

【关键词】热电厂；末端废水；零排放改造

1 项目概况 沿海某电厂厂区东面和背面紧靠石化公司炼油厂，厂区 南面 300 m 处是市区主要交通干线。2004 年 7 月，沿海某电 厂公司在国有企业改制的浪潮中注册成立，并承接了热电厂 发展壮大的改革使命。目前共有三台在运的燃煤发电机组，总 装机容量 1130 MW，分别为 5 号机组 （200 MW）、6 号机组 （330 MW）和 7 号机组（600 MW），分别于 2003 年 4 月、2007 年 5 月、2013 年 12 月投入商业运行。项目主要优化热电厂循 环水系统、渣水系统、生活污水处理系统、化水系统、非经常性 排水系统、工业废水系统、输煤水系统、水务管理系统，经优化 后，末端废水主要为化学再生废水（2.6 m3 /h）、精处理再生废水 （1.3 m3 /h）和脱硫废水处理系统出水（11.1 m3 /h），共计 15 m3 /h。

2 电厂排水系统目前存在的问题 （1）机组冷却塔的循环冷却塔排污水统一到西排口达标 排放，化学取样水、化水过滤器反洗排水等未实现废水分类回 收，分类处理，梯级回用。 （2）脱硫废水处理系统出水，用于煤场、输煤栈桥及转运 站喷淋消耗。由于脱硫废水含盐量和氯离子含量高，长期用于 煤场、输煤栈桥及转运站喷淋存在较大的风险。

3 项目实施步骤及规模 改造或新建的各子项目均在各水系统原址或根据系统实 际情况就近建设，建设场地均为电厂内部场地，不存在土地权 属问题。根据电厂现阶段存在的环保压力及电厂实际生产情 况，将全厂废水零排放改造分为深度节水改造和末端废水零 排放改造两部分，总体规划、分步实施，具体改造内容如下：通 过深度节水改造后，全厂最终产生的末端废水难以通过常规 工艺进行处理回用。通过新建末端废水零排放系统对末端废 水进行浓缩处理，最末端的浓缩液送至高温旁路烟道蒸干处 理，最终实现全厂废水零排放。

4 改造方案选择原则 （1）优化设计，节约能耗，减少工程基建投资和运行费用， 提高科学管理水平。 （2）工艺方案的选择在采用成熟工艺的基础上，尽量选用 先进可靠、切实可行的工艺设备，确保处理后水质满足用水系 统的水质要求，积极稳妥地利用和推广新技术、先进工艺。 （3）充分利用原有水处理系统设施、设备，并为出水水质 进一步提高保留余地。 （4）提高自动化水平，降低运行人员数量和操作强度，运 行方便、维护简单。

5 末端高含盐废水固化方案

5.1 蒸发结晶技术 国内现阶段成熟应用的蒸发结晶技术主要有多效蒸发技 术（MED）、蒸汽机械再压缩技术（MVR）。

5.2 主烟道蒸发技术 主烟道蒸发是指借助锅炉尾部烟气余热实现废水完全零 排放的废水处理方法。烟道蒸发通过将高盐废水经过分散雾 化为液滴，增加了蒸发表面积，可以实现高盐废水在高温烟气 中的快速蒸发。

5.3 旁路烟道蒸发技术 旁路烟道蒸发技术可以设计充足的蒸发时间和有效蒸发 距离，解决了烟道内雾化蒸发烟道长度不足、蒸发时间短的问 题。锅炉即使在运行状态下，结晶器也能单独进行维护和检 修。通过喷雾降低排烟温度，有利于脱硫设备的经济、稳定运 行；通过喷雾增加烟气湿度，提高除尘器效率；蒸发的水分进 入湿法脱硫系统，减少工艺水用量；通过计算，设计合理的蒸 发器喷雾方式，完全避免雾滴与蒸发器本体接触，从而防止设 备腐蚀。 由图 1 可知，旁路烟道蒸发方案核心为废水喷雾蒸发器。 该方案设计独立的废水喷雾蒸发器，蒸发器从空气预热器前 抽取一定量的 300 ℃左右热烟气，同时将脱硫废水雾化后喷 入蒸发器内，在蒸发器内热烟气使水分快速蒸发，水中的盐分 结晶并与烟气中灰分结合形成颗粒物在蒸发器内被捕捉、脱 除。废水喷雾蒸发器出口烟气温度控制在 125 ℃左右，出口烟 气并入主烟道系统，与空气预热器出口烟气混合。

目前，在脱硫废水烟气蒸发处理工艺中，应用得较多的雾 化喷嘴的类型主要是双流体雾化喷嘴和旋转式雾化喷嘴。

5.3.1 双流体雾化喷嘴 在旁路烟道蒸发工程实际应用中使用双流体雾化喷嘴工 艺时，旁路烟道蒸发通常采取“瘦高型”的高温旁路烟道蒸发 雾化蒸发方式，常规采用单机双塔设计，一台机组设置两个 “瘦高型”的旁路道烟道蒸发结晶器（即：一侧空预器对应一个 蒸发结晶器），单台蒸发结晶器含支架平台负重为 15～25 t，一 般直接利用锅炉尾部钢架安装，不需要额外占地。

5.3.2 旋转式雾化喷嘴 在旁路烟道蒸发工程实际应用中使用旋转式雾化喷嘴工 艺时，旁路烟道蒸发通常采取“矮胖型”的高温旁路烟道蒸发 雾化蒸发方式，常规采用单机单塔设计，一台机组设置一个 “矮胖型”的旁路烟道蒸发结晶器，单台蒸发结晶尺寸较大，需 要拉到尾部烟道边的空地单独设置基础及相应钢架，需要一 定的占地面积（通常 300 MW 机组需要的布置场地大小约为 300 m2 ；600 MW 机组需要的布置场地为 500 m2 ）。

5.3.3 双流体雾化喷嘴与旋转雾化器技术对比 （1）双流体雾化喷嘴：利用压缩空气对液体进行雾化，保 证雾化颗粒尽可能细小，且其雾化性能受悬浮物含量影响较 大，要求脱硫废水中基本不含固体悬浮物，需要经过深度过滤 等预处理。同时，由于两相流喷嘴运行过程中相对容易产生喷 射口结块及脱硫废水中盐分结晶析出而堵塞喷嘴，需要对脱 硫废水进行软化处理；需要额外配备空气压缩系统，压缩空气 能耗较大。另外，其负荷适应能力不及旋转雾化喷嘴。但双流 体喷嘴结构简单，更换方便，安装也相对简单。 （2）旋转式雾化喷嘴：利用高速旋转产生的离心力，使废 水在旋转表面上伸展为薄膜，并以不断增长的速度向雾化盘 的边缘运动，雾化成细小雾滴；由于处于高速旋转中，不容易 产生堵塞，在喷雾干燥法脱硫中，石灰浆液均能得到良好雾 化；东南大学曾开展了不同含固量下的旋转雾化性能测试，发 现悬浮物含量在 1～2 g/L 时雾化特性无明显影响；因此，一般 无须对脱硫废水进行预处理。另外，该雾化器负荷适应能力较 强，能够保证废水处理量改变时，雾化雾滴的粒径分布不发生 显著改变，一般在额定流量的一半至 2 倍工况下，雾化性能基 本未受影响。 综合上述分析，双流体喷嘴和旋转雾化两种方式均能满 足旁路烟气蒸发系统雾化要求，但是旋转雾化方式水质适用 范围更广泛，不容易出现喷嘴结块、结晶造成污堵而影响系统 运行的现象，因此本工程现阶段高温烟道旁路蒸发方案雾化 喷嘴的类型建议采用旋转雾化方式。 5.4 烟气余热蒸发干燥固化技术 该项技术主要采用低温烟气余热浓缩、高温热二次风干 燥的工艺路线，系统主要包括蒸发浓缩减量、药剂中和、干燥 固化三个单元，烟气余热蒸发干燥固化流程见图 2。 蒸发浓缩减量单元：烟气余热蒸发工艺下的末端高含盐 废水，直接送入废水浓缩系统；利用引风机后脱硫塔前的低温 烟气（90～130 ℃）作为热源，在浓缩喷淋塔内对废水进行 10 倍以上高倍率浓缩，蒸发后的湿烟气返回脱硫塔中，实现了洁 净水的利用；经过浓缩后的废水大幅减量，降低了下游工艺的 处理难度。 蒸发结晶虽已有成功应用案例，但相比主烟道蒸发和高 温旁路烟气蒸发，其投资成本以及运行成本均较高，而且目前 电厂所属区域盐综合利用并不具备良好稳定外售条件，基本 没有盐的销路，产生的结晶盐现阶段难以处置，存在较高的环 保风险。因此，本工程末端高含盐废水固化处理方案不考虑采 用蒸发结晶技术。

6 结束语 综上所述，由于双流体雾化工艺需要对废水进行严格预 处理（软化），需要较大的占地，且需要投加较多的药剂，运行 成本较高，同时喷头结垢风险较大，而旋转雾化工艺则无须严 格的预处理系统，机组附近尚有地方建造较大的旋转雾化工 艺的旁路干燥塔，本文认为旋转雾化工艺更加适合电厂末端 高，含盐废水固化环节使用。