脱硫废水零排低温低压蒸发技术
1.实验原因及目的
(1)实验原因
石灰石-石膏湿法烟气脱硫过程中，由于烟气中HCl及石灰石脱硫剂中含氯组分等的溶解吸收，会使脱硫浆液中Cl浓度逐渐升高，为了维持系统稳定运行和保证石膏品质，需控制脱硫浆液中Cl浓度不高于20000mg/L，定期排出一部分浆液，即脱硫废水，废水成分主要包括悬浮物、过饱和的亚硫酸盐和硫酸盐、无机盐离子（Ca2+、Mg2+、SO42-、Cl-）及重金属等，其中很多是国家环保标准中要求控制的第一类污染物。由于水质的特殊性及各种重金属离子对环境很强的污染性，脱硫废水处理难度大且需进行单独处理。因此，尽管脱硫废水水量在电厂废水中比例较小，但是其含盐量高、污染种类多、水质波动大，已成为燃煤电厂中成分最复杂、处理难度最大的废水。随着废水排放标准的日益严格及用水、排水收费制度的建立，火电厂作为用水、排水大户，无论从环境保护还是从经济运行角度，节约用水和减少外排废水已变得十分必要。
2015年4月16日，国务院印发《水污染防治行动计划》，简称“水十条”。严苛的环保政策促使电厂的废水必须实施零排放。
现有常规的脱硫废水零排放工艺路线比较，如表1。
通过表1比较结果，不难看出，低温蒸发浓缩+旁路烟道蒸发最大的优点就是无需进行预处理，而且不受废水处理总量限制，有很高的灵活性，且操作简单，日常维护量小等，在废水零排放市场，具有很强的优势，未来市场空间很大。同时，该工艺在运行过程中，将废水浓缩的同时，将废水中的水蒸发出来，回收利用，在实现废水零排放的同时，还可以实现节水的目的。
(2)实验目的
①由于废水含Ca2+、Mg2+、SO42-高，浓缩后设备尤其是换热器易堵塞，重点考虑晶种法防结垢问题，保证系统长期稳定运行；
②摸索各设备换热系数K。
2.实验原理及工艺描述
(1)实验原理
低温蒸发技术原理：将脱硫废水加热到一定温度后引入蒸发室，由于该蒸发室中的压力控制在低于热脱硫废水温度所对应的饱和蒸汽压的条件下，故热脱硫废水进入蒸发室后急速地部分气化，从而使热脱硫废水自身实现了浓缩的目的。
(2)工艺描述
本试验选择单效强制循环蒸发工艺，热源选用低品位蒸汽。
物料流向：原料经进料泵进入蒸发室，蒸发室内废水经强制循环泵输送至加热室管程，而后被加热后的废水再次进入蒸发室蒸发浓缩，达到浓缩要求后经出料泵排出。
蒸汽及冷凝水流向：饱和生蒸汽进入加热室壳程与原料进行换热，冷凝后排至界外再利用；分离产生的二次蒸汽进入间接冷凝器，与间接冷凝器壳程的循环水换热冷凝后，冷凝水进入冷凝水罐收集，输送至外界再利用，间接冷凝器内的不凝气由真空泵排出。
本套系统中会产生少量不凝气，长期积累会在冷凝侧的局部形成较高浓度，导致传热效率明显下降，本蒸发系统在加热室设有专用的不凝气排出口，因此在蒸发过程中可随时打开不凝气阀门进行定期排出，以提高传热效率。
3.实验数据及分析
本实验装置按照废水进料量1000kg/h，蒸发量按照667kg/h，浓缩倍率按照3倍进行设计。
试验过程中进行了两组168连续运行试验，一组原水取自澄清器后，另外一组原水取自三联箱前。
澄清器后原水中主要为可溶解性盐分及少量悬浮物，澄清器后取水168期间，进入系统的废水总量184t（含可溶性盐及悬浮物）,平均每小时废水给料量1095kg/h；二次蒸汽冷凝水总量116.28t,平均每小时蒸发量为692kg/h；平均浓缩倍率2.72倍。本组试验浓缩液出料泵排放量与进料泵流量连锁，进料泵流量与蒸发室液位连锁，由于蒸发室液位波动较大，未达到浓缩倍率要求，所以在8月14日19:10修改浓缩倍率为3.6，8月15日10:47修改浓缩倍率为4，15:28调整浓缩倍率为4.5。
三联箱前原水中主要为可溶解性盐分及悬浮物，悬浮物浓度为1%～3%，三联箱前取水168期间，进入系统的废水总量193t（含可溶性盐及悬浮物）,平均每小时废水给料量1149kg/h；二次蒸汽冷凝水总量122.69t，平均每小时蒸发量为730kg/h；平均浓缩倍率2.74倍。本组试验浓缩液出料泵排放量与二次蒸汽冷凝水流量连锁，进料泵流量与蒸发室液位连锁，蒸发室液位波动范围调小，且168试验期间未进行参数调整。
(1)热量平衡
①澄清器后取水
A.进入系统热量
B.带出系统热量
C.热量损失：11.06%
②三联箱前取水
A.进入系统热量
B.带出系统热量
C.热量损失：9.84%
(2)水平衡
(3)Cl平衡
①澄清器后取水
澄清器后取水试验过程，水质化验结果，据分析415号原水样品，430～433号浓缩液样品中Cl离子浓度有问题，故在Cl平衡计算过程中有问题的样品中的Cl浓度采用实验过程中自己化验的数据，得出以下计算结果。
由于废水来水水质有波动，所以取样化验结果与实际会有误差。
(4)pH变化曲线
(5)密度变化曲线
澄清器后取水：原水密度基本稳定在1.02～1.04t/m3之间，浓缩液后边密度升高，是因为提高了浓缩倍率。
三联箱前取水：原水密度基本稳定在1.04～1.08t/m3之间，含固量1%～3%之间，其中14日化验结果显示，取样存在问题，剔除该点。整体来看，原水浓度发生变化时第二天浓缩液的数据也会随之发生变化，变化趋势与前一天原水浓度变化趋势一致。
(6)TDS变化曲线
澄清器后取水：原水TDS基本稳定，略有降低，浓缩液后边TDS浓度升高，是因为提高了浓缩倍率。一天之内即可达到设定浓缩倍率。
三联箱前取水：试运行第二天即可达到设定浓缩倍率，浓缩液TDS与原水TDS变化趋势基本一致。
(7)Cl变化曲线
澄清器后取水：原水Cl基本稳定，略有降低，浓缩液后期浓缩液Cl浓度升高，是因为提高了浓缩倍率。
(8)浓缩倍率变化曲线
本曲线浓缩倍率按照后一天浓缩液TDS浓度与前一天原水TDS值计算得来。
澄清器后取水168期间，中间出现循环水泵故障，导致停机2次，蒸汽管路泄露导致停机1次。
澄清器后取水168期间，浓缩液出料泵排放量与进料泵流量连锁，进料泵流量与蒸发室液位连锁，由于蒸发室液位波动较大，所以前期未达到浓缩倍率要求，所以在8月14日19:10修改浓缩倍率为3.6，8月15日10:47修改浓缩倍率为4，15:28调整浓缩倍率为4.5，浓缩倍率才达到要求。
三联箱前取水168期间，浓缩液出料泵排放量与二次蒸汽冷凝水流量连锁，进料泵流量与蒸发室液位连锁，蒸发室液位波动范围调小，且168试验期间未进行参数调整，所以浓缩倍率较为平稳。
(9)成分分析
①不带晶种
对第一组实验中分离室垢层、分离室人孔门垢层进行成分分析，CaSO4・2H2O≥99%。
②带晶种
对第二组试验中原水悬浮物、浓缩液悬浮物、浓缩液滤液结晶盐进行成分分析，悬浮物中半水硫酸钙考虑为烘干过程中失掉结晶水，所以悬浮物成分以CaSO4・2H2O为主；浓缩液滤液结晶盐成分以MgCl2・6H2O为主。
4.结垢情况
(1)澄清器后取水
2020年8月10日-2020年8月17日，进行了第一组168实验数据，废水从澄清器后引入蒸发浓缩系统，通过运行情况来看，运行期间，换热效果未出现明显下降，实验结束后，打开分离室人孔门及加热器变径管，观察系统结垢情况，分离室壁板结垢厚度约1mm，颜色呈红色，对分离室壁板结垢以及分离室人孔门结垢进行成分分析，CaSO4・2H2O≥99%，成分分析中未发现Fe3+存在，考虑可能是有机物导致废水颜色及结垢层颜色为红色。
(2)三联箱前取水
2020年10月10日-2020年10月17日，进行了第二组168实验数据，废水从三联箱前引入蒸发浓缩系统，运行前，系统内结垢未进行酸洗，在原结垢基础上继续运行，通过运行情况来看，运行期间换热效果未出现明显下降，实验结束后，打开分离室人孔门及加热器变径管，观察系统结垢情况，换热器及分离室壁板结垢厚度未出现明显增加，结垢层厚度仍为1mm左右，且分离室结垢出现了局部脱落情况。
5.传热系数
(1)加热室传热系数
用生蒸汽温度和循环浆液温度计算，加热室传热系数～1050kJ/(h.m2.℃)，低于设备厂家提供的600～800W/(h.m2.℃)；根据运行参数，加热室生蒸汽冷凝水温度低于50℃，说明加热室选型偏大，加热室内存有生蒸汽冷凝水，导致加热室换热面积并未得到充分利用，所以用设计换热面积核算的换热系数偏低。
(2)冷凝器传热系数
用循环水进出口温度、二次蒸汽温度、二次蒸汽冷凝水温度计算，冷凝器传热系数2200～2900kJ/(h.m2.℃)，高于设备厂家提供的500W/(h.m2.℃)。
6.结论
(1)系统运行
两次168试运行期间，系统运行稳定，换热效果良好，系统未出现处理能力下降情况。系统最大出力，二次蒸汽最大蒸发量可达1.27t/h。
(2)二次蒸汽冷凝水水质
①澄清器后取水168运行期间，二次蒸汽冷凝水水质非常好，TDS浓度为5～10mg/L，完全可以回收利用。
②三联箱前取水168运行期间，二次蒸汽冷凝水水质非常好，TDS浓度为＜15mg/L，完全可以回收利用。
(3)系统结垢
澄清器后取水168运行期间，系统内出现了少量结垢，结垢层厚度1mm左右，颜色呈红色，对分离室壁板结垢以及分离室人孔门结垢进行成分分析，CaSO4・2H2O≥99%，成分分析中未发现Fe3+存在，考虑可能是有机物导致废水颜色及结垢层颜色为红色。
三联箱前取水168运行期间，垢层在原有垢层基础上未见明显增加，而且出现了局部脱落情况。
结垢层没有影响系统换热效果以及系统的连续运行，且晶种法有良好的防结垢的效果。
(4)传热系数
加热室生蒸汽冷凝水温度低于50℃，说明加热室选型偏大，加热室内存有生蒸汽冷凝水，导致加热室换热面积并未得到充分利用，导致核算加热室传热系数～1050kJ/(h.m2.℃)。
冷凝器传热系数2200～2900kJ/(h.m2.℃)，高于设备厂家提供的500W/(h.m2.℃)。（来源：北京清新环境技术股份有限公司，安徽开发矿业有限公司）