火力发电厂脱硫废水、含煤废水等系统节水技术

北极星环保网讯:本文分析了火力发电厂典型用水、排水系统及其水质、水量，介绍了传统及新兴的节水技术实施要点，重点介绍了循环排污水、化学水处理系统自用水回收利用及脱硫废水处理深度处理工艺，对火力发电厂节水工作具有参考价值。

1 引言

水资源是基础性的自然资源和战略性的经济资源，是社会经济可持续发展、维系生态平衡与和谐环境的重要基础。电力工业是国民经济基础产业和重要能源行业，全国发电总装机容量中，火力发电占70%以上，火力发电用水量占全部工业用水量的40%，由于火力发电厂用水量大，水的问题已成为北方地区建设、发展电力工业的制约因素。DL5000《火力发电厂设计技术规程》、GB/T18916.1《取水定额》及DL/T783《火力发电厂节水导则》的颁布实施，对指导火力发电厂规划、设计、施工及生产运行的节水工作具有重要意义。

2 火力发电厂典型用水、排水系统及水质、水量分析

2.1火力发电厂典型用、排水系统

火力发电厂按用、排水单元分为循环(辅机)冷却水系统、锅炉补给水系统、水力冲灰(渣)系统、生活水系统、消防水系统、含煤废水系统、含油废水系统、凝结水精处理系统、脱硫系统、干灰(渣)加湿系统、厂区绿化系统、机组排水(机组检修、机组启动、锅炉排污及汽水取样排水等)系统、空气预热器冲洗及锅炉化学清洗排水等。火电厂典型用、排水按是否经常性分为经常性用、排水和非经常性用、排水。由于锅炉干灰(渣)节水技术地应用及资源综合利用，锅炉水力冲灰(渣)系统基本取消，锅炉湿法脱硫用水、锅炉干灰(渣)加湿及含煤废水系统存在于燃煤电厂中。

2.2、火力发电厂典型用水、排水水质、水量分析

2.2.1 循环冷却水系统

循环冷却水系统主要用于冷却凝汽器排汽，分为湿式冷却和干式冷却。干式冷却节水效果明显，耗水量仅为湿式冷却的 1%-2%，在缺水地区常被采用。在水资源丰裕地区，常采用湿式冷却。一般情况下，湿式循环冷却水补充水采用地表水或城市再生水，由于循环补水量约占电厂总用水量80%以上，为节约水资源，锅炉采用干除灰(渣)技术，循环水设计浓缩倍率在3.0-3.5之间。地表水或城市再生水经浓缩后，其含有大量盐类、悬浮物、微生物及其粘泥、水质稳定及杀菌剂、结垢及腐蚀性离子等杂质，成分复杂，处理难度大。

2.2.2 锅炉补给水系统

锅炉补给水系统是火力发电的必备系统，主要用于补充热力系统汽水循环中的正常损失，其用量约占电厂总用水量5%-15%，与机组容量、是否供热及其大小以及供热疏水是否回收等因素有关。由于化学水处理设备在运行过程中需要排污、反洗及再生等会消耗一部分水，称之为化学水处理系统自用水，其水量大小与化学水处理系统水源、水处理工艺、设备选型及运行管理水平等因素有关，若使用地表水或循环排污水作为化学水处理水源，其典型水处理工艺流程为混凝澄清→过滤→叠片过滤→超滤→反渗透→一级除盐→二级除盐，化学水处理系统自用水率在30%-55%。不同设备自用水水量及水质特点参见表1。

2.2.3 生活水系统

电厂生活用水主要包括职工食堂、浴室、冲厕等，用水量与每个电厂的实际情况有关，包括职工的人数及是否对家属区供水等。一般情况下厂区生活水用量为5t/h-10t/h，排水主要包括悬浮物、有机物、氨氮、细菌等杂质。

表1 化学水处理主要设备自用水率及水质特点

2.2.3 含煤废水

含煤废水存在于燃煤电厂，主要包括储煤场及输煤栈桥卫生清扫排水，水量约为15t/h-20t/h，排水主要包括悬浮物、有机物、氨氮、色度等杂质。

2.2.5 含油废水

含油废水主要包括变压器事故油池隔油排水、油库区事故油池隔油排水及机组检修排水等，水量约为5t/h-10t/h，排水主要包括轻柴油、变压器油、透平油等杂质。

2.2.6 凝结水精处理系统

汽轮机组的凝结水精处理系统，应根据锅炉和汽轮机组型式及其参数、冷却水水质等因素确定，其系统设计执行DL/T5068《发电厂化学设计技术规程》有关规定。凝结水精处理系统包括除铁和除盐装置，其自用水包括除铁装置反洗及除盐装置再生排水，排水量很小，主要包括悬浮物、盐类及胶态铁杂质，pH在2.0-11.0之间。

2.2.7 脱硫用水

SO2是大气环境的主要污染物之一，其主要来源为火力发电机组。为防止大气污染，新建、改建和扩建的燃煤锅炉SO2排放满足GB13223《火电厂大气污染物排放标准》要求。燃煤电厂烟气脱硫技术按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿状态，可以分为湿法，半干法和干法，由于湿法脱硫工艺SO2脱除效率高而常被采用。

脱硫系统用水主要包括工艺水及工业水，工艺水主要用于浆液制备及吸收塔除雾器、GGH冲洗，以补充锅炉烟气水滴携带及为维持脱硫吸收塔内浆液氯离子含量的废水排放。工业水主要用于转动设备冷却及脱硫石膏水冲洗，其排水一般均回用于脱硫系统。

脱硫工艺及工业用水量与锅炉参数、运行负荷、燃煤含硫量、排烟温度等因素有关，一般占电厂总用水量10%-15%。脱硫工艺水对水质要求不太严格，脱硫废水主要含有悬浮物、重金属、氟化物及盐类杂质。

2.2.8 锅炉干灰(渣)加湿或事故灰场喷洒

目前，一般燃煤电厂锅炉采用干除灰(渣)技术，在经济发达地区，锅炉灰(渣)全部综合利用，在经济欠发达地区，锅炉灰(渣)综合利用率低，需要建设事故灰场。为防止锅炉干灰(渣)运输或灰场扬尘，需要干灰(渣)加湿或灰场喷淋降尘。锅炉干灰(渣)加湿或事故灰场喷洒水质要求悬浮物≤10mg/L，需用水量约5t/h。

2.2.9 厂区绿化

厂区绿化水质应满足GB/T 18920《城市污水再生利用城市杂用水水质》质量标准，水量一般为5t/h。

2.2.10 机组排水

机组排水为非经常性排水，包括机组检修、机组启动、锅炉排污及汽水取样排水、空气预热器冲洗及锅炉化学清洗排水等，水量少，水质差别大。机组检修用水主要包括凝汽器灌水查漏、设备试运等，机组启动用水主要包括热力系统水冲洗、启动初期不合格排水等，主要使用化学除盐水，水质较好;锅炉排污及汽水取样排水为机组正常运行期间排水，水质好;空气预热器冲洗一般在机组检修期间进行，其主要杂质为悬浮物，锅炉化学清洗一般在机组A级检修期间进行，排水量与锅炉型式、参数及化学清洗工艺有关，每台次排水在2000t-5000t，其主要杂质为悬浮物、有机物、重金属、酸碱及氨氮等。

3 火力发电厂节水技术

火力发电厂节水主要通过下列途径来实现：一是采用节水型设备系统，二是合理使用水资源，三是充分回收各种废水，重复利用。

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