发电厂节水及废水综合利用改造实例

针对淄博某发电厂现场存在的耗水量大、废水排放不达标、废水综合利用不彻底等问题，对水平衡优化后，通过全厂采用高效节水措施和废水综合利用工艺，实现废水的阶梯利用、分类处理、分质回用；从而保证全厂节水及废水的综合利用，最终实现废水零排放。

火电厂作为工业用水和排水大户，如何在安全生产的前提下，充分利用现有水资源、实现节水减排和废水综合利用，已成为我国火电厂面临的紧迫任务。本研究结合淄博某电厂全厂节水及废水综合利用改造项目实例，分析了火力发电厂节水措施和废水综合利用工艺在具体工程实践中的应用，为火力发电厂节水及废水综合利用研究提供了一定的参考。

01 改造前全厂节水及废水综合利用状况分析

1 改造前电厂取排水情况

淄博某电厂补给水水源全部来自大武水源地地下水。按用途和工艺流程分类，全厂取水用水主要由7个分系统组成，分别是循环水系统、化学除盐水系统、工业水系统、脱硫水系统、除渣及输煤水系统、生活及消防水系统及其他系统（办公楼制冷站冷却水）。所产生的污废水主要有循环水排污水、脱硫废水、含煤废水、渣溢流水、工业废水、生活污水、酸碱再生废水、反渗透浓水、设备反洗水等。

目前电厂取排水存在以下问题。

（1）取水、排水超过定额限制要求，排水水质超标。目前，电厂取水量和排水量分别为1 458 m3/h和240 m3/h，均超过取排水定额所规定的要求。电厂外排废水水质需同时满足《山东省小清河流域水污染物综合排放标准》（DB 37/656-2006）重点保护区域类标准及其修改单的要求，即含盐质量浓度、COD、BOD5、氨氮、总氮、总磷分别不大于1 600、50、10、5、15、0.5 mg/L，而电厂目前化学废水、循环水排污水、渣水、煤水和生活污水外排，其含盐质量浓度超过排放限值1 600 mg/L的要求，无法实现达标排放。

（2）水源水质碱度高，循环水浓缩倍率低。循环水补充水使用大武水源地地下水，碱度为190~200mg/L（CaCO3计），硬度约375 ~400 mg/L（CaCO3计）。地下水碱度、硬度均较高，直接补入冷却塔，限制了浓缩倍率的提高，导致循环水补充水和排污水的水量变大，使电厂总取水、排水超过定额限制要求。

（3）除渣技术落后。湿除渣没有设置渣水冷却热交换系统，需补充大量的冷却水来降低渣水温度，从而满足炉底密封水要求，使渣溢流水量大，水质难以满足排放要求。

（4）含煤废水收集、处理不彻底。二期煤场含煤废水收集不完全，部分煤水通过雨水井外排；三期煤场煤水转运站污水池体积小，满足不了大量含煤废水沉淀的需求。二、三期收集的煤水仅进行简单沉淀，不能满足回用要求，煤水外排存在环保风险。

（5）化学废水未进行分类回收、分质回用。目前化学除盐水系统过滤设备反洗水、反渗透浓水、阳阴混床再生水及化学取样水、锅炉排污水、精处理再生水统一收集到工业废水处理系统处理后达标排放，没有进行化学废水分类回收、分质回用。

（6）脱硫废水处理系统设备老化严重。电厂原有的脱硫废水处理系统设备损坏、腐蚀严重，无法正常恢复使用，出水水质悬浮物高，感观差。

2改造前全厂水平衡

水平衡试验是做好电厂节水工作、实现合理用水、科学管理的基础。通过试验，可以掌握电厂用水现状和各水系统用水量之间的定量关系，把握节水工作的重点，找出节水潜力，制定切实可行的用水、节水规划方案。所有试验的数据最终汇总成全厂水平衡图，可以直观地体现全厂耗水及排污实际情况。对于建立和完善全厂用水档案、实现全程用水分析及提高水的循环利用率均有切实可行的意义。

电厂在改造前对全厂水平衡进行了重新测量，最终形成改造前实测水平衡图，结果见图1。

由图1可知，改造前全厂水平衡存在以下问题。

（1）循环水浓缩倍率较低，改造前其控制数值为4.0，循环水耗水量为1 146 m3/h，循环水排污量为256 m3/h，均比较大。

（2）输煤、除渣系统耗水量异常。由于采用湿除渣系统，且没有设置渣水冷却热交换系统，造成冷却水补水量和排水量非常大。同时由于全厂含煤废水处理系统流程简单、设备老化，造成含煤废水无法回收利用。

（3）化学除盐水系统废水未实现分质回收。除盐水系统中各类废水、凝结水精处理废水及锅炉排污的除盐水改造之前均混合排放，未实现回用。

（4）生活污水未实现回用，仅收集后排放，造成一定水资源浪费。

02 节水及废水综合利用改造项目的实施

1 节水及废水综合利用改造原则的确定

全厂水平衡是节水和废水综合利用改造的基础，针对水平衡反映出的问题，该电厂全厂节水及废水综合利用原则确定为：提高循环水浓缩倍率，改造煤水/除渣设施，减少系统水耗，对工业废水分类回收、分质处理，实现阶梯用水，实现全厂废水达标排放，最终实现废水零排放。

2 提高循环水浓缩倍率

（1）浓缩倍率的确定

影响浓缩倍率的主要因素为循环水中碳酸盐碱度、硬度、悬浮物、Cl-含量和凝汽器材质等。浓缩后的循环水中各离子含量应遵循的规定数值见表1。

原水水质中主要离子质量浓度见表2。

由于该电厂凝汽器管材采用S31603不锈钢，能耐1 000 mg/L的Cl-，故根据原水水质并结合表1数值，理论上该电厂循环水浓缩倍率可以达到8~10。

同时该电厂委托西安热工院对水源水质浓缩倍率的提高进行了缓释、阻垢试验和凝汽器管材耐腐蚀试验，结果表明，不同药剂条件下浓缩倍率均可达到9.5以上，但考虑加药成本和实际应用情况，应用系数取0.8，确定循环水浓缩倍率取值应不高于7.6。

经过二次水平衡后，改造后本工程浓缩倍率最终确定为7.26，高浓缩倍率运行后，Cl-＜425 mg/L，SO42-< 725 mg/L，完全可以作为下游脱硫、输煤、除渣系统的工艺用水消耗，不需外排废水。

（2）新建原水预处理系统

根据该电厂水质分析可知其钙镁硬度、碳酸盐碱度均较高，且未经任何处理直接补到冷却塔，限制了循环水浓缩倍率的提高，为实现高浓缩倍率运行，需将原水碱度控制在50 mg/L（CaCO3计）以内，故新建1套原水预处理系统，用于去除硬度和碱度。

循环水补水除硬度、碱度等致垢性离子的技术有石灰处理技术和离子交换技术等。相对于离子交换技术，由于石灰处理技术不仅去除硬度、碱度，同时可以去除悬浮物和有机物等杂质，减少化学药剂的消耗成本，且能实现自用水回用，不进一步产生额外废水，本工程原水预处理系统采用“石灰软化-过滤器”工艺，出水作为循环冷却水系统、化学水处理系统的补水及工业水，工艺流程：补充水→原水池→原水泵→石灰软化反应池→澄清水池→提升水泵→孔隙调节型纤维过滤器→清水池→清水泵→循环冷却水系统、化学水处理系统的补水及工业水。结合全厂水平衡，并考虑一定裕量，原水预处理系统出力按2×650 m3/h考虑。

系统出水水质为暂时硬度＜50 mg/L（CaCO3计），pH为6.8~8.5，悬浮物＜2 mg/L。

由于原水预处理系统排泥主要物质为CaCO3沉淀，相对于脱硫所需的石灰石总量，其占比很小，对脱硫效率和石膏品质影响很小，并且在多个电厂已经成功运行，故原水预处理排泥直接用于脱硫剂，输送至脱硫系统回用，一方面减少了脱硫系统石灰石的耗量；另一方面取消了原水预处理污泥处理设施，节约投资达300万元。

（3）循环水旁流处理

根据总体改造方案，为保证循环水清洁度，维持高浓缩倍率运行，循环水悬浮物应控制在100 mg/L之内，需建设旁流过滤系统，旁流处理量按照循环量的1.5%考虑，设置1 200 m³/h的旁流处理设施。旁流处理管道从冷却塔原有循环水管道接出，循环水经提升泵通过过滤器（4×400 m³/h，3运1备）去除悬浮物及微小杂质，出水再返回到循环水系统。过滤器反洗系统与原水预处理设施共用。设置1套过滤器反洗排水回收及转移系统，包含回收水池、回收水泵，与原水预处理系统共用。反洗排水回收至原水预处理系统原水池，从而达到节约废水排放和减少取水的目的。

3 含煤废水、除渣系统改造

（1）含煤废水系统改造。经过梳理老厂煤水系统现状，重新核算含煤雨水容量，对二、三期煤场煤水收集系统进行完善，设置煤场雨水收集池，对二期和三期煤场煤水沉淀池进行改造，并新建煤水深度处理设施，处理工艺选择预沉池+电絮凝，处理水量为30 m3/h，确保不再取用消防用水，实现煤水系统闭路循环，达到输煤系统废水零排放。

（2）渣系统零溢流改造。该电厂改造前湿式除渣系统没有设置渣水冷却热交换系统，需补充大量冷却水，降低渣水温度，满足炉底密封水要求，造成渣溢流水量大，不能满足排放要求。本次改造，将渣水循环系统改造升级为零溢流槽体内闭式冷却循环系统，实现渣系统零溢流。零溢流槽体内闭式冷却系统布置于捞渣机及渣水系统内。渣井固定补水系统加设流量计和截止阀，以控制渣井进水量，采用PLC实现闭环控制。为防止灰渣对换热器的冲击，每套换热器均设置防护罩。

4 工业废水

工业废水主要为锅炉补给水处理系统排水，包括过滤器反洗水、反渗透浓水、再生废水和化学取样及锅炉排污排水，此部分废水原设计为统一收集后排放，造成水资源浪费。通过改造，将以上各类废水进行分类收集、分质回用，全部实现综合利用。

（1）过滤单元反洗水的回收利用。此部分废水主要为锅炉补给水处理系统超滤和过滤器反洗排水，除悬浮物高外，离子含盐量与原水水质无差别，经过收集后，返回至原水预处理系统。

（2）反渗透浓水。此部分废水悬浮物和有机物含量很低，含盐量较高，根据原水水质，反渗透浓水中Cl-< 250 mg/L，SO42-< 400 mg/L，满足脱硫工艺水要求，故收集后用于脱硫工艺水。

（3）再生废水。再生废水主要为锅炉补给水和凝结水精处理系统酸碱再生废水。再生废水的排放是分段进行的，树脂输送、清洗、分离、混合步序以及阴/阳树脂正洗后期步序时，其排水为低盐废水；阴/阳树脂进酸/碱、置换以及阴/阳树脂前期正洗步序时，其排水为高盐废水；低含盐部分预计占再生废水总量的60%~70%左右，因此有必要进行回收。

为达到分段收集再生废水的目的，在各再生废水排水母管上设置在线电导率仪表，并将排水母管通过三通分为两路：一路用于收集低含盐废水；一路用于收集高含盐废水。低盐废水作为全厂原水补入原水预处理系统，高盐废水与脱硫废水排至灰场喷淋。

（4）化学取样及锅炉排污水。机组正常运行时，化学取样及锅炉排污水水质虽比除盐水水质差，但远好于水源水质，若此部分废水均外排，将造成较大浪费，本改造工程将此部分废水收集，作为原水补充水。

5 生活污水

该厂虽有生活污水处理装置，但由于工艺落后及设备老化，产水不达标，本阶段对生活污水进行改造，采用集中式生活污水处理装置，产品水用作循环水补充水。

6 末端高盐废水

本工程末端高盐废水主要为脱硫废水和再生高盐废水，由于脱硫工艺水采用高浓缩后的循环水，为保证脱硫效果，脱硫废水量增加2 m3/h达到15 m3/h，考虑到2 m3/h的再生高盐废水，本工程末端高盐废水量共计为17 m3/h。由于其含盐质量浓度达到40 000 mg/L以上，厂内无法回用；经过脱硫废水处理站对悬浮物、重金属、F-及COD等污染物去除后，本阶段用作灰场防尘喷淋，同时预留膜浓缩+结晶蒸发工艺场地，远期实现废水零排放。

03 改造后全厂水平衡

经过节水及废水综合利用改造后水平衡见图2。

由图2可知，相比于改造前，全厂取水节约288 m³/h，排水减少223 m³/h，除17 m³/h高盐废水外，全部废水实现了回用，同时为下一阶段废水零排放的实施创造了良好的条件。改造后各系统节水情况见表3。

04 结 论

发电厂节水及废水利用是一项综合工程，重点在于水平衡的优化，通过控制好循环水浓缩倍率和废水阶梯利用、分类处理、分质回用，从而实现节水及废水综合利用。改造后的该电厂可实现全年节水约153万m³，减少废水排放112万m³，水价为2.7元/m³，节省取水费用约413万元，实现了一定的社会和经济效益。