国家能源电厂脱硫废水零排放项目中低温闪蒸浓缩工艺解析

北极星水处理网讯:近五年的统计数据显示，我国目前的发电结构仍然以火力发电为主，占比在70%左右；其次是水电，占比在14%左右；核电占比5%，风电和太阳能等占比较小。

火力发电又以燃煤发电为主导，煤炭燃烧过程中产生大量的二氧化硫、氮氧化物、烟尘等污染物。为了降低烟气外排污染，燃煤电厂一般会配置完善的烟气处理系统，其中脱硫系统是重要的组成部分。

石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术由于具有脱硫效率高、技术成熟、设备布置紧凑和对水质变化适应性强等优点，已成为我国当前电厂烟气脱硫的主流处理工艺。在湿法烟气脱硫工艺中，随着吸收反应的不断进行，浆液中Cl^-浓度逐渐升高，过高的Cl^-浓度一方面影响脱硫效率；另一方面会影响石膏品质，还会引起管道腐蚀。为了维持吸收系统稳定运行、保证石膏产品质量和脱硫效率，需要控制浆液中Cl^-浓度，一般要求低于20000ppm，因此需不断排出部分浆液。尽管脱硫废水水量在电厂废水中占比很小，但是其含盐量高、污染物种类多，水质波动大、高浊度、高硬度等特点，因此成为燃煤电厂中成分最为复杂、处理难度最大的废水。

项目综述

电厂项目为新建2×1000MW等级超超临界燃煤发电机组，同步配套建设2套石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置及其公用系统。

本项目脱硫废水要求达到零排放，设计处理水量：25m³/h，恶劣工况下脱硫废水总TDS值为40000--60000mg/L。整体零排放系统主要包括两个部分：低温闪蒸浓缩+旁路烟道喷雾干化。

合众思（北京）环境工程有限公司（以下简称合众思）负责低温闪蒸浓缩工艺段的工艺包（合众思®HLTC）设计、装置成套设备供货和技术服务。

设计目标

01 脱硫废水零排放系统处理能力≮25m³/h

02 整套装置年等效可用系数[(可用小时-降低出力等效停运小时)/统计期间小时]：不小于95%

03 有序用电实施原则年运行时间：6000小时

04 保证距设备(包括保温)及外罩1m空间处，测得的噪音值不大于85dB(A)

05 设备寿命期内，系统出力损失保证不超过20%

06 产水水质达到脱硫工艺水补水要求

工艺说明

湿法脱硫废水低温闪蒸浓缩处理技术是以石膏晶种技术原理为核心，合众思完成了工艺参数调整、设备结构优化等大量创造性的改进，最大程度上延缓甚至消除了蒸发器内部结垢积盐情况的发生。

核心设备：低温浓缩系统核心设备是一套三效强制循环蒸发装置，真空条件下操作，产水的回收率最高可达90%。

热源：低温闪蒸浓缩热源取自引风机后烟气余热，不增加新的能源消耗，过热蒸汽作为备用热源。

冷却水：系统内自建整套冷却循环水装置，仅需少量补水，不抽取厂区系统循环水，不影响主机运行。

废水流程：废水旋流器上清液进入缓冲池，由废水给料泵直接打入一效蒸发器，在强制循环泵的作用下，废水经过一效换热器加热后进入一效分离室完成气液分离。初步浓缩液进入二效继续浓缩，最终浓缩完成液由三效排出，经出料泵打入旁路烟道喷雾干化系统。

蒸汽/冷凝水流程：加热蒸汽进入一效加热室，冷凝放热后由首端冷凝水泵打出系统回用。废水蒸发产生的二次蒸汽最终冷凝后收集进入尾端冷凝水罐，由尾端冷凝水泵送入脱硫工艺水箱或作为循环冷却水补水。

工艺特点

01 浓缩系统采用负压低温操作，可以有效预防或减缓设备腐蚀。

02 不需要预处理，无药剂成本消耗，无固体盐产生，运行成本低。

03 低温闪蒸浓缩热源为烟气余热，不增加新的能源消耗。

04 整套系统设备少，流程短，投资成本低。