燃煤电厂脱硫废水零排放烟道蒸发技术

针对燃煤电厂脱硫废水高盐(TDS 30000-80000mg/L)、高氯离子(Cl⁻ 10000-50000mg/L)及重金属等污染特性，烟道蒸发技术通过“预处理-雾化喷射-高温蒸发-飞灰捕集”流程实现废水零排放。该技术利用锅炉尾部烟道300-400℃高温烟气作为热源，采用双流体雾化喷嘴将废水雾化为50-100μm液滴，在0.5-2秒内完成蒸发结晶，溶解性盐类随飞灰被除尘系统捕集，全程无液体排放，吨水处理能耗低于5kWh，整体投资成本较传统蒸发结晶工艺降低60%以上。

技术核心环节

预处理阶段通过化学软化(投加Ca(OH)₂和Na₂CO₃)降低废水硬度至50mg/L以下，并采用多级过滤(超滤+保安过滤)控制悬浮物(SS)<30mg/L，避免雾化喷嘴堵塞。雾化系统采用压缩空气压力0.4-0.6MPa的双流体喷嘴，确保雾滴粒径中值(D50)稳定在60-80μm，喷射流量根据烟温动态调节(0.5-3m³/h)。烟道蒸发区需维持350-380℃的烟气温度，停留时间≥1.5秒，蒸发效率>99%，烟气含水量增量控制在1%以内。结晶盐分随飞灰进入电除尘系统，通过检测确认含盐飞灰比例<3%，且飞灰浸出毒性符合《危险废物鉴别标准》(GB5085.3)，确保不影响粉煤灰资源化利用。

工程应用与效益

某660MW机组应用案例中，系统处理水量4m³/h，年减排废水3.2万吨。运行数据显示，烟道入口温度稳定在365℃，雾化压力0.5MPa时，蒸发效率达99.2%，飞灰氯离子含量仅增加0.15%，对除尘效率(维持99.85%)及SCR脱硝系统(NOx波动<3%)无显著影响。项目投资约600万元，年节约废水处理药剂费用80万元，结合节水效益可实现4年投资回收期。系统采用PLC+DCS全自动控制，与主机组同步投运率>98%，运行期间无需额外添加化学药剂。

技术创新与适应性

技术突破点包括分级雾化控制(90%液滴<50μm)、盐分结晶形态调控(抑制腐蚀性氯盐生成)以及基于烟气参数的自适应喷射算法。通过优化空预器前高温烟气(>400℃)的取热比例，可进一步提升蒸发效率15%以上。该技术尤其适用于改造项目，无需新增蒸发结晶车间，占地面积较传统工艺减少80%，且对水质波动(Cl⁻ 80000mg/L以内)具备强适应性。需注意控制低负荷(<50%BMCR)工况下的烟温稳定性，并定期检测喷嘴磨损(每2000h更换)，配套飞灰利用前需开展浸出毒性专项检测。目前已在华能、大唐等集团30余台机组成功应用，为火电行业提供了一条高效经济的零排放路径。