陈程，陈鑫，徐凤，吴斌，李元媛，陆规

（1 中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司，江苏南京211102； 2 华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京102206； 3 中国能源建设集团安徽省电力设计院有限公司，安徽合肥230022）

引 言

我国水资源匮乏、环境问题突出，节约水资源与环境保护关系到我国能否可持续化发展。燃煤机组是耗水大户，也是污水排放大户。在燃煤电厂排放的废水中，湿法脱硫排出的废水属于火电厂最难处理的末端废水之一[1-3]。目前电厂主要采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，该技术产生的脱硫废水需要定期排放。脱硫废水主要处理方法是常规的化学沉淀法，使用该处理方法后脱硫废水满足国标GB 8978—1996《污水综合排放标准》规定的第二类一级标准。随着脱硫工艺水水质的变差，目前在用的脱硫废水系统较难达到这一标准。2015 年起《水污染防治行动计划》《排污许可证管理暂行规定》等系列政策相继发布，对脱硫废水排放标准要求越来越高。2017 年《火电厂污染防治技术政策》发布，鼓励火电厂实现废水的循环使用不外排，目前燃煤机组主要的解决途径是蒸发干燥处理工艺[4-10]。

脱硫废水水质呈弱酸性，具有氯离子浓度高、硬度大、易结垢等特点[11]。废水中还含有环保标准中要求控制的第一类污染物重金属，必须单独处理。其中悬浮物含量高, 细颗粒物比例大，易造成膜过滤装置污堵；废水中的Ca2+、Mg2+、使废水硬度高，易结垢；脱硫废水呈酸性，氯离子浓度高，腐蚀性强。上述特征造成了脱硫废水的处理极具挑战[12]。

脱硫废水传统处理工艺采用加药、混凝、澄清、调pH 处理，即通常说的“三联箱”处理工艺，通过该工艺处理后的脱硫废水各项指标低于国家排放标准限值[13]。但废水中含盐量、硫酸根、硬度等仍非常高，在厂内难以找到将其全部回用的场所。随着国家与地方环保政策愈加严格，脱硫废水作为终端废水必须进行深度处理，实现废水零排放要求[14-17]。脱硫废水零排放处理的难度非常大，主要有以下技术难点[18-20]：（1）废水污染组分受煤种、脱硫系统用水水质、排放周期等因素的影响，同一电厂因排放频次变化、煤质变化、用水水质波动，差别也很大；（2）脱硫废水为间断排放，造成水量波动较大；（3）废水硬度非常高，极易对后续的膜浓缩或蒸发系统造成结垢，加药软化运行成本较高；（4）废水中氯离子含量非常高，受脱硫塔运行控制影响较大，氯离子容易造成处理系统腐蚀。

因此，除了传统的“三联箱”化学处理工艺，最终要实现脱硫废水零排放，还需进行浓缩和固化。废水浓缩过程通常有膜法浓缩和热法浓缩。膜法浓缩工艺包括反渗透、电渗析和正渗透等方法。而热法浓缩包括烟气或蒸汽余热闪蒸浓缩、晶种法MVR 降膜蒸发等[21-25]。蒸发固化方面，可以采用蒸汽热源，也可采用烟气热流进行烟道干燥。总体而言，目前主要的脱硫废水固化工艺有四种：（1）低温烟道旋转雾化蒸发结晶[18]；（2）旁路烟气喷雾蒸发结晶；（3）多效蒸发（MED）浓缩和高温旁路烟气蒸发结晶相结合；（4）低温烟气余热浓缩和高温烟气旁路蒸发结晶相结合的方法。在这个过程中涉及物料-能源-水平衡等综合过程，三者之间的耦合规律是衡量脱硫废水零排放技术“受益比代价”的重要指标。此外，固化效果与系统集成与优化密切相关，目前主要的研究方法是性能估算和实验测试[26-30]，缺乏理论研究方法。

本文通过构建整个燃煤电厂热力系统虚拟仿真模型，综合考虑了能量流、物料流、水平衡和燃烧、脱硫过程的化学反应等。该模型能够真实反映燃煤机组生产过程的水-能-物料耦合关系。通过计算，对比分析了三种不同脱硫工艺路线的优劣。在此基础上，提出了新的脱硫工艺并验证其有效性。相关研究可以为燃煤机组脱硫废水零排放及深度节水提供理论分析及优化方法。

1 燃煤电厂厂级尺度耦合模型

本文采用Aspen Plus 对燃煤电厂进行厂级尺度的建模，构建的模型包含四大系统，即锅炉系统、汽轮机系统、烟气治理系统（选择性催化反应脱硝、静电除尘、湿法脱硫）、脱硫废水处理系统，系统如图1所示。锅炉的炉膛由煤热解反应器、Gibbs 反应器和分离器构成。锅侧由空气预热器、省煤器、锅炉水冷壁、过热器和再热器组成。其中，煤热解反应器将煤粉分解成C、H、O、N、S 等单质，随后进入Gibbs 反应器发生化学反应，释放出热量。热量通过省煤器、锅炉水冷壁、过热器和再热器传给锅炉给水加热至高温高压蒸汽。高温高压蒸汽流经汽轮机高压缸系统、中压缸系统和低压缸系统。在高压缸做完功后经过高压加热器进行回热，高压缸设置2级抽汽，其排汽再热后进入中压缸，中压缸设置2 级抽汽；低压缸共设置4 级抽汽。此外，选用物流分流模块模拟抽汽分离过程，选用物流混合模块模拟疏水逐级回流过程，选用换热模块模拟加热器。模型参数采用600 MW 超临界机组实际运行数据，表1 为模型模拟参数与实际电厂运行参数的对比，与实际参数差异较小，说明本文建立的厂级尺度热力学模型具有可靠性。

图1 燃煤机组厂级尺度热力学耦合模型Fig.1 Plant-scale thermodynamic coupling model for coal units

表1 600 MW电厂模型验证Table 1 Validation of 600 MW power plant model

2 现有脱硫废水工艺及“物料-能-水”耦合机制

本文采用上述模型计算对比现有几种常见脱硫废水的处理工艺过程的优劣。目前常用的脱硫废水方案如图2所示，主要包括：

（1）低温/旁路烟气干燥技术

如图2（a）所示，低温/旁路烟气蒸发结晶技术（旁路烟气+干燥）是早期电厂普遍采用的脱硫废水处理技术。该方法主要有几种形式。一是直接在除尘器之前的烟气管道，采用旋流喷洒的方式将脱硫废水雾化。该技术利用雾化技术将脱硫废水雾化成细小液滴，喷入空气预热器与除尘器之间的烟道，利用烟气的余热加热废水液滴使其蒸发，废水蒸发后剩余的细小固体颗粒被烟气带走，被除尘器捕捉。二是在预热器前旁路出管道，将脱硫废水喷入旁路管道，加热蒸发干燥，再进入主烟气管道与烟气混合。三是加装干燥塔，用旁路烟气提供热量。这类方法处理能力有限，不能满足零排放需求。同时，脱硫废水中的大颗粒物质可能会造成双流体雾化器喷嘴的堵塞与磨损，造成喷嘴雾化效果下降。此外，废水水质成分的变化可能对烟气后续处理产生影响，而且受流场分布影响，部分脱硫废水在完全蒸发前即已经与烟道壁面接触，导致烟道腐蚀穿孔、烟道结垢难清理等；在空气预热器前或除尘器前直喷废水，均需要有足够烟道长度给予足够的蒸发时间。因此，本工艺路线对主机运行的安全性有较大影响。

图2 脱硫废水处理技术路线图Fig.2 Desulfurization Wastewater Treatment Technology Roadmap

本文以600 MW 机组的旁路烟气干燥塔工艺方案为例，脱硫废水总量约为28 t·h-1，脱硫废水的参数如表2所示，当烟气分流比率为0.06时，即主管道烟气旁路出6%的烟气用于干燥塔内的废水，废水中水分含量从15.9 t·h-1降低至6.7 t·h-1，约有9 t·h-1的水分被蒸干，处理后的废水中大部分为固体颗粒，被主烟气管道烟气带走，被除尘器捕捉。

从表2 可以看出，脱硫废水的干燥效果与烟气的量密切相关，而该系统的旁路烟气来自脱硝之后，一级省煤器之前。同时，旁路出烟气后进入空气预热器的烟气量也减少，也会影响到进入锅炉内的空气的温度，必然也会影响燃烧效率。图3 展示不同旁路烟气比例对废水浓缩倍率（n）、机组发电量（P）以及多耗煤量的影响。从图中可以看出，脱硫废水的浓缩倍率随着烟气比例的增大呈先增大后减小的变化规律，其增大的原因是加热量增大。但随着烟气量进一步增大，烟气中的水分进入脱硫废水中，造成“水”含量的增大。由于旁路高温烟气无法加热一级省煤器和空气预热器，因此该方案会导致发电量的减小，在分流比为0.3 时，约有10 MW的发电功率损失，一级省煤器出口给水温度下降3℃，总煤量增加约l t·h-1，对机组经济性稍有影响。根据上述“物料-水-能”耦合分析可知，该工艺具有以下优缺点：①抽取的烟气温度高，有利于废水液滴快速蒸干；②出口烟气温度高，与除尘器入口烟温相符，不会造成设备腐蚀；③旁路烟道系统简单，节省地面空间；④受电厂设备管道走向影响，空间狭小处无法实施该工艺；⑤进入旁路的烟气温度不可调，只能跟随负荷变动，废水调整量有限。

图3 高温烟气分流量对浓缩倍率和发电量的影响Fig.3 Effect of high temperature flue gas fractional flow rate on concentration multiplier and power production

表2 干燥塔进出口物料Table 2 Drying tower inlet and outlet parameters

（2）低温烟气余热浓缩+高温旁路干燥技术

低温烟气余热浓缩+高温旁路干燥技术（浓缩塔+干燥）是目前在电厂中使用最为广泛的一种方案，具体如图2（b）所示，低温浓缩高温干燥工艺从脱硫塔出来的脱硫废水与抽取的低温烟气在脱硫塔中接触换热，这部分低温烟气主要来自除尘器之后的烟气，温度大约为120～140℃，低温烟气蒸发部分水分进入烟气中，实现了脱硫废水的浓缩减量，浓缩后的废水经水泵进入干燥塔，在干燥塔中与高温烟气接触换热，完成蒸发干燥，水分和生成的颗粒物一同进入高温烟气，被空气夹带进入除尘器前烟道，被除尘器捕集，实现脱硫废水零排放。浓缩过程的热量主要来源于除尘器之后的烟气，高温干燥塔主要采用热二次风作为热源，利用热量将废水蒸干。低温浓缩高温干燥工艺系统较为复杂，不仅占地面积大，而且涉及的设备多，需要建立独立的控制系统。该工艺对于新建机组适用性高，由于利用了低温烟气作为浓缩热源，减少了高温烟气的使用量，因此能量消耗少，处理废水能力强。本文构建的浓缩干燥的模型如图4所示。

图4 低温浓缩-高温干燥模型Fig.4 Low temperature concentration-high temperature drying model

表3 为28.45 t·h-1脱硫废水进入浓缩塔和干燥塔之后废水含量的变化。经过浓缩塔之后水分含量从16.9 t·h-1降为5.87 t·h-1，大部分水分被浓缩塔蒸发。值得注意的是，浓缩塔的热量来自除尘器之后的废热，因此充分提高了节能指标。干燥塔出来的烟气含水率极低，已经完全固化。此时浓缩塔吸收热量7.68 MW，干燥塔吸收热量6.08 MW，大大减少了高温烟气的消耗。用于干燥塔的高温烟气经过省煤器和空气预热器能够对系统发电和省煤量有贡献，减少这部分烟气的消耗，对电厂节能有重要的意义。

1.1 品种选择不同品种抗病性存在明显差异，近年来推广玉米品种抗病性差，发病趋重。一般杂交种比其亲本自交系或一般品种较抗病;硬粒型玉米较抗病，马齿型次之，甜玉米较感病;雌穗的苞叶厚、长、紧密的较抗病，反之包不紧的较易感病。

表3 浓缩-干燥法进出口物料变化Table 3 Concentration-drying method of import and export material changes

图5 为浓缩塔不同的浓缩倍率下，干燥塔所需的高温烟气量，以及系统发电量和煤耗量的变化。全厂煤耗率b，是全厂发电过程中的热经济性指标之一，为火电厂所消耗的能量与输出能量之比，单位为g·kW-1·h-1。b=B/P，B为全厂的煤耗量，在生产过程中基本保持不变；P为机组功率。当排挤汽轮机抽汽后，多余的抽汽进入汽轮机中做功，机组功率Pe增加。当煤耗量B不变时，功率P越大，煤耗率b越小。从结果可以看出，浓缩塔的浓缩倍率越高，在达到相同的排放标准下，干燥塔所需的烟气量越小。相应的，系统的煤耗量也从311 g·kW-1·h-1降低至308 g·kW-1·h-1，煤耗降低了3 g·kW-1·h-1。相比于直接干燥的方案，如图2（a），先浓缩后干燥的方案充分实现了能量的梯级利用，低温废热将脱硫废水浓缩，高温烟气对浓缩液进行干燥，充分提高了能量利用效率。

图5 浓缩倍率对高温烟气分流量、发电功率和发电标准煤耗率的影响Fig.5 Effect of concentration rates on high temperature flue gas fraction flow rate,power,and coal consumption

（3）多效蒸发（MED）浓缩+旁路烟气干燥技术

多效蒸发（MED）浓缩+旁路烟气干燥技术（MED+干燥）如图2（c）所示，该方案是用多效蒸发技术代替方案（2）中的浓缩塔。方案（2）中浓缩塔的水分被加热成蒸汽后从浓缩塔顶部与烟气混合后排出，而干燥塔的水分也没法回收，因此该系统造成了大量的水的浪费。多效蒸发技术是将前效蒸发器的蒸汽作为后效的加热介质，利用二次蒸汽凝结放出的热焓加热蒸发器中的废水，使废水在流过各效蒸发器的过程中被不断蒸发、浓缩，分成淡水和浓水。通常第一效需要消耗外部蒸汽或烟气的热量。多效蒸发技术主要有两个优点：一方面通过外部热源加热蒸发废水，处理水量不受机组负荷影响；另一方面热源采用烟气余热时，运行费用低。其缺点主要有：如选择的工艺需避免结垢，需要适当的预处理，药耗、电耗较高；若采用蒸汽作为蒸发热源时，运行费用高；有真空设备，运行维护复杂。该方案最大的优点是回收下来的淡水水质好，可以直接用于工艺水，例如脱硫塔补水等。

以本文某600 MW 机组为例，将方案（2）中的浓缩塔系统替换成图6 的多效蒸发系统，其中首效入口水为系统脱硫废水，首效热量来源于其他热源。实际生产中多采用三效，根据本文工况，三效的操作温度分别为60、50、40℃。

图6 用于脱硫废水浓缩的多效蒸馏系统模型Fig.6 Model of multi-effect distillation system for desulfurization wastewater concentration

表4 为多效蒸馏进出口物料变化，从结果可以看出，脱硫废水经过多效蒸馏之后，出口浓缩废水中含水量很低，约有17 t·h-1的水被蒸馏出来，跟浓缩塔不一样，多效蒸馏的这部分水水质较好，经过简单处理后可直接用于脱硫塔工艺补水等生产过程。图7对比了多效蒸发与浓缩塔在不同吸热量的情况下的浓缩倍率。从图中可看出，在相同吸热量下，MED 的浓缩倍率比浓缩塔高，有更好的浓缩效果，表明多效蒸发的能源利用效率比浓缩工艺高。在本文研究中，采用三效蒸发的浓缩方法因为受首末效温度极限的限制，所构建的三效系统最多能消纳4 MW 的热量，浓缩倍率极限是2.33，在这一极限下，MED 的浓缩能力受限，但其最大的优势是能得到可以直接利用的淡水。但该方案的缺点在于，目前多效蒸发的首效热量一般来自汽轮机抽汽，这样降低了汽轮机的做功量，使系统发电量降低。因此，需要解决这种工艺路线的热源问题。

表4 多效蒸馏进出口物料变化Table 4 Multi-effect distillation import and export material changes

图7 低温烟气热量对不同浓缩方式的影响Fig.7 Effect of low temperature flue gas heat on different concentration methods

3 新型脱硫废水零排放工艺及优化

3.1 多效蒸发（MED）浓缩+热泵+旁路烟气干燥技术

针对上述脱硫废水零排放工艺的不足，本文提出如图8 所示的新型脱硫废水零排放设计方案，多效蒸发（MED）浓缩+热泵+旁路烟气干燥技术（MED+热泵+干燥）工作原理如下：从脱硫塔出来的脱硫废水送入三效闪蒸系统进行废水的浓缩减量，多效闪蒸技术利用真空降低水的沸点，并多次利用蒸汽，降低能量消耗。首效蒸发器的热量来源于吸收式热泵，而作为冷源的废水则蒸发产生二次蒸汽，作为下一效的加热蒸汽，并在下次换热后冷凝为淡水；吸收式热泵系统的蒸发器从除尘器与脱硫塔之间的乏汽余热回收低品位热量，产生冷剂蒸汽。运行时溴化锂稀溶液从溶液泵排出经溶液热交换器升温后进入发生器，喷淋在传热管表面,吸收驱动热源热量产生蒸气。发生器中浓溶液通过溶液热交换器换热后进入吸收器浓度稀释放热，从而完成溴化锂溶液循环。而从发生器蒸发的蒸气流经冷凝器加热热媒后流入蒸发器吸收低温余热，进而回到吸收器稀释溴化锂溶液，从而完成水循环。吸收器和冷凝器中两次放出的热量都用来作为首效蒸发的热源。经过多效闪蒸器浓缩的脱硫废水经水泵送入干燥塔从上至下喷淋，干燥塔抽取部分来自空气预热器前的高温烟气从下至上与浓缩液直接接触进行热交换，蒸发的水分和结晶物质随高温烟气一同进入主烟气，结晶物质被除尘器吸收。该方案较传统方案有如下优点：多效蒸发器浓缩作用强，能够大幅度减少进入固化单元的水量，以减小固化系统的投资、运行成本；引入吸收式热泵，能够利用除尘器后的烟气余热和闪蒸器末效的汽水混合物的热量，解决了首效需要外来热源输入而引起的成本增加问题，旁路烟道系统的高温烟气量减少，可以减少对主机运行安全性的影响。

图8 新型吸收式热泵驱动多效蒸馏浓缩干燥脱硫废水处理工艺Fig.8 Absorption heat pump driven multi-effect distillation concentration drying desulfurization wastewater treatment process

3.2 方案对比

图9 入口脱硫废水预热温度对系统热消耗的影响Fig.9 Effect of inlet desulfurization wastewater preheating temperature on system heat consumption

新方案的第二个优势体现在能源消耗上。表5对比了三种脱硫废水处理工艺与新型的固化效果和能耗。从表中可以看出，采用MED 方案能产生可以直接利用的凝结水，其中MED+干燥方案凝结水含量为7208.68 kg·h-1，而MED+热泵+干燥的凝结水含量达13208.57 kg·h-1。在能耗方面，浓缩再干燥总能耗最大，但其中约一半来自低温废热，因此节能效果显著。旁路烟气直喷固化消耗的高温烟气量最多。MED+干燥方案中，MED 的设计是跟浓缩干燥方案的浓缩塔达到相同的浓缩倍率，因此两个方案的高温烟气热量消耗一样。相比之下，MED 方案的总消耗热量比浓缩塔少。但由于MED 一般采用抽汽加热，没有低温废热有经济性。MED+热泵+干燥塔所需的高温烟气量最小，仅为旁路直喷式的1/5，为目前主流浓缩干燥方案的1/3，在回收水分的同时，极大降低高温烟气的消耗量，同时兼具节水节能效果。

表5 四种工艺路线定量对比Table 5 Quantitative comparison of four process routes

4 结 论

湿法脱硫排出的废水属于火电厂最难处理的末端废水之一，目前主流的处理方法是化学法调制后通过膜法或热法进行固化。本文分析了目前几种常用热法脱硫工艺的物料-水-能耦合机理，对比其优劣，进而提出综合考虑物料-水-能关系的新型脱硫废水工艺，主要结论如下：

（1）传统脱硫废水固化技术中，旁路烟气干燥工艺对锅炉效率和发电量影响较大，多效蒸发和高温干燥次之，多效蒸发浓缩+热泵+旁路烟道干燥的方案最节能，同时多效蒸馏方案还能回收部分凝结水，水质可达到直接用于生产的程度。

（2）脱硫废水热法固化过程涉及物料-能-水相互影响和制约，本文的物料-能-水耦合厂级尺度模型能很好描述三者的相互关系，为新方案的设计及验证提供理论分析工具。

（3）本文提出的新型脱硫废水方案引入吸收式热泵，能够利用除尘器后的烟气余热和闪蒸器末效的汽水混合物的热量，解决了首效需要外来热源输入而引起的成本增加问题；同时通过预热方式，利用低品位热流在MED 首效前先给脱硫废水预热，可使多效蒸发器浓缩作用强，大幅度减少进入固化单元的水量；该方案所需的高温烟气量最小，仅为旁路直喷式的1/5，为目前主流浓缩干燥方案的1/3，在回收水分的同时，极大降低高温烟气的消耗量，同时兼具节水节能效果，可以减少对主机运行安全性的影响。