废水零排放技术优化选择

　　以海水直流电厂为对象，探讨了电厂优化用水的主要方案，通过废水分级分质回用大幅减少末端废水处理量，同时对目前常用的末端废水浓缩固化技术方案进行了技术经济比较。

　　关键词：海水直流冷却机组；废水零排放；优化用水；浓缩减量；高盐废水固化

　　我国淡水资源极度匮乏，人均水资源量仅为世界平均水平的１／４左右。资源型和水质型缺水已成为制约我国经济社会可持续发展的主要瓶颈之一［１］。国家陆续颁布“水十条”等相关法律法规，对水资源利用、水污染防治及排污等提出了更高要求［２］。为进一步降低火电机组耗水量和废水排放，火电厂必须通过用水流程优化配置、减少各用水系统外排水量、废水处理回用及末端废水处置等新技术，实现全生产过程的节水优化和末端废水的治理，满足相关节水和环保法律法规的要求［３］。笔者以某电厂２×６００ＭＷ亚临界海水直流冷却燃煤机组为研究对象，通过优化选择海水直流冷却电厂用水流程、废水分级分质回用和末端废水处置方案，对海水直流冷却火电厂的节水降污工作提供指导。

　　１电厂用水排水现状

　　本工程电厂采用海水作为凝汽器冷却用水，生产用水采用中水为水源，地下水作为生产备用水源，生活用水为地下水。中水输送至厂区后，在电厂内净水站经混凝、澄清、过滤处理后至工业、消防水池。工业消防水池水主要用于锅炉补给水系统用水、消防用水、脱硫系统补充水、厂区绿化用水、锅炉排污减温水、循泵冷却水箱补水、渣调湿用水、氨区用水和其他杂用水等。地下水经深井泵升压后经除铁滤罐处理后至生活水池，用于全厂生活用水。

　　１．１机组产生的废水、污水

　　电厂机组产生的各类废水、污水主要有净水站反洗和排泥水、化学除盐车间排放的废水、工艺冷却水外排水、含煤废水、脱硫废水、含油废水、生活废水等杂排水等：①净水站产生的废水包括：曝气生物滤池反洗水、机械加速澄清池排泥水、石英砂滤池反洗水。②化学除盐水系统产生的废水包括：超滤装置反洗水和浓水、反渗透冲洗水和反渗透浓排水、混床再生废水、精处理再生废水、锅炉排污水、化学取样水等。③脱硫废水：湿法烟气脱硫中维持浆液浓度而必须排放的废水。④含煤废水：输煤系统皮带栈桥冲洗和输煤区域冲洗所产生的废水。⑤循泵补充水池溢流水：杂用水系统的排水；生活污水：生产区域和生活区域所产生的生活污水。⑥含油废水：主要为主变含油废水坑排水产生的含油废水。

　　１．２废水处理系统

　　现有的废水处理系统包括：①脱硫废水处系统：脱硫废水经脱硫废水处理系统处理后一部分可用于干灰调湿，部分排至工业废水处理系统。②含煤废水处理系统：含煤废水经含煤废水处理系统处理后循环再利用。③生活污水处理系统：生活污水经过处理后排至工业废水处理系统中和池。④含油废水处理系统：含油废水经处理后排至工业废水处理系统中和池。⑤污泥脱水系统：净水站和脱硫废水处理系统各设有污泥脱水系统。⑥工业废水处理系统：主要是收集全厂产生的废水进行集中处理合格后，回用至脱硫、输煤、干灰调湿等用水。

　　２电厂用水方案的优化原则

　　为掌握电厂用水现状和各水系统用水量之间的定量关系，电厂开展了全厂水平衡试验工作。根据厂址水源条件和环保对污废水排放的要求，为创建节约环保型燃煤发电厂，在水平衡试验的基础上，基于全厂水平衡现状优化现有用水系统，达到水资源“分级、分质”利用，在达标排放基础上，减少废水排放量，并通过采用末端废水固化措施实现全厂废水零排放的目标。全厂用水优化通过节水、废水综合利用２种途径实现。电厂设计时，在用水方面已考虑了节水方案，通过采用再生水作为工业水水源、海水直流冷却以及其他节水技术措施，大大减少了淡水的取水量。因此本文全厂用水优化目标重点集中于废水综合利用方面，尽最大可能循环重复使用各类排水，并按照清污分流原则分类回收。排水重复利用的方式有：循环使用、分级梯次使用、处理后回用等多种方式［３］。当排水水质和温度可以满足工艺要求时直接回用，其他排水有条件时经过处理后再利用。

　　３用水方案优化方法

　　３．１外排水量分析

　　根据本工程电厂生产生活用水情况，将生产用水按用途和流程分为７个系统，即原水预处理系统、开式工业水系统、锅炉补给水系统、脱硫系统、输煤和除灰渣系统、生活和消防水系统、其他系统。根据电厂水平衡测试结果，对电厂没有进行回收利用、直接排放或排至工业废水处理系统之后外排水量及来源进行了分析，结果如表１所示。分析结果表明，电厂外排水量达到１１７．２ｍ３／ｈ，外排水量偏大。废水没有实现分类回收，分质回用，少部分废水溢流至地沟，进入雨水系统；大部分废水都收集至工业废水处理系统调节ｐＨ值合格后，在中和池溢流至雨水池，通过雨水泵排至灰场。对机械搅拌澄清池溢流排水，通过加强运行管理，合理控制机械搅拌澄清池进出水流量，可以防止溢流现象。对于循泵冷却水溢流过大的问题，需要对冷却水箱补水系统进行改造，根据水箱水位实现自动补水避免水箱溢流。生活污水有机物、悬浮物含量高，有臭味且细菌数量多，经过厌氧和生物接触氧化处理可以回用于绿化用水等。含油废水可经过工业废水处理站中的含油废水处理系统进行处理后用于煤场喷洒等。经过对以上节水改造，电厂废水可大幅减少至４４．１ｍ３／ｈ，主要为锅炉补给水系统废水和脱硫系统废水。

　　３．２补给水分析

　　本工程锅炉补给水系统除盐水制备采用“ＵＦ＋２级ＲＯ＋混床”的制水流程，根据补给水处理系统各个装置废水产量、水质情况，排水可按照低盐废水和低盐废水进行分类回收。低盐废水含盐量较低、浊度较高，可经过再生水深度处理系统循环利用。高盐废水含盐量相对较高，如超滤加强反洗废水和浓排水、反渗透浓排水、再生废水等，根据各类废水水质，将超滤加强反洗废水排至回收水池，反渗透浓排水排至脱硫工艺水箱，反渗透冲洗水排至反洗回收水池回收至澄清池内，精处理再生废水及混床再生废水等高盐废水（约２．５ｍ３／ｈ）进入末端废水处理系统。需要注意的是，补给水处理系统废水回用至脱硫工艺系统时应密切关注脱硫系统对工艺水的指标要求。一般来说石灰石制浆、浆液输送设备及管道的冲洗以及除雾器的冲洗等工艺用水需要控制悬浮物、氯离子、有机物（ＣＯＤ）及油类物质等成分的含量。由于各类工艺用水大多都进入脱硫塔内，而悬浮物中如果存在较多的惰性物质可能导致石灰石颗粒的表面惰性物质的沉积，降低吸收剂的利用率，并影响系统的脱硫效率。吸收塔浆液中的氯离子含量一般均要求控制在２０ｇ／Ｌ以下，如果回用高盐废水中氯离子浓度过大将加大脱硫废水的排放量，并可能影响脱硫废水系统的稳定运行。此外，工艺水中的ＣＯＤ、油类、有机磷含量也均对脱硫系统的运行产生影响。回用于脱硫系统作为工艺水时，水质要求应满足脱硫系统工艺水水质各项要求［４］。脱硫废水来自脱硫综合楼石膏脱水系统废水旋流器的溢流。电厂脱硫废水由于其高浊度、高硬度易结垢，高含盐量、腐蚀性强、污染物种类多，且水质随时间和工况不同而变化等特点，因此电厂脱硫废水处理成为燃煤电厂中成分最为复杂、处理难度最大的工业废水。目前电厂采用三联箱工艺处理脱硫废水，通过化学加药的碱化、沉淀、絮凝、中和、分离的方法实现对脱硫废水的处理。该方法工艺流程复杂、可靠性不足，特别是处理后的废水仍然富含可溶性氯化物不能对环境直接排放，三联箱工艺处理后的脱硫废水用于煤场喷淋降温、灰场加湿等简单回用。为实现全厂废水零排放目标，脱硫废水作为高盐废水进入末端废水处理系统进行处理。

　　４末端废水处理方案的选择

　　“水十条”明确要求，到２０２０年，全国水环境质量得到阶段性改善，污染严重水体较大幅度减少，“狠抓工业污染防治”成为重要任务，多项标准进一步趋严，一些重点区域甚至禁止污水排放。随着国家对废水的排放要求的日益严苛，燃煤电厂高盐废水作为全厂终端的外排废水必须实施末端高盐废水处理，最终实现全厂废水的零排放。末端废水处理一般包括废水浓缩减量和末端废水固化２个阶段。

　　４．１浓缩减量

　　浓缩减量技术目前在电力行业已经成功应用的方法有纳滤、海水反渗透、ＭＶＲ、ＭＥＤ等［３，５～８］。纳滤是指截留约纳米尺寸颗粒物的一种膜工艺，对高价离子去除率为９０％～９８％、单价离子去除率为２０％～８０％，其运行压力略低于反渗透。该工艺通常用于分离出一价离子、后续可制取较高品质的盐产品，并实现废水的减量。但纳滤浓水侧易结垢，需进行较严格的预处理及投加阻垢剂等。海水反渗透进水含盐量通常为８ｇ／Ｌ～５０ｇ／Ｌ，其工作压力可达６．９ＭＰａ，可以用于末端高盐废水的浓缩减量。高压反渗透膜进水含盐量通常为１０ｇ／Ｌ～５０ｇ／Ｌ的废水，其工作压力可达８ＭＰａ。海水反渗透膜和高压反渗透膜也存在浓水侧易结垢的问题，需进行较严格的预处理及投加阻垢剂等。机械式蒸汽再压缩（ＭｅｃｈａｎｉｃａｌＶａｐｏｒＲｅｃｏｍ－ｐｒｅｓｓｉｏｎ，ＭＶＲ）技术把二次蒸汽压缩作为热源的蒸发，利用蒸汽冷凝释放的潜热，使得部分废水蒸发汽化，实现废水的浓缩减量。为避免ＭＶＲ结垢，进水需要适当的预处理，药剂消耗和电耗均较高，运行成本一般高于膜法浓缩减量技术。多效蒸馏（Ｍｕｌｔｉ－ｐｌｅＥｆｆｅｃｔＤｉｓｔｉｌｌａｔｉｏｎ，ＭＥＤ）技术利用多效蒸汽在不同压力下的各效蒸发器中不断蒸发，实现高盐废水的浓缩，但ＭＥＤ技术同样需要进行适当的预处理，也存在运行成本高的问题。

　　４．２末端废水固化技术方案优选

　　４．２．１末端废水固化技术末端废水固化主要有旁路蒸发器烟气喷雾蒸发干燥技术、主烟道烟气喷雾蒸发干燥技术和蒸发结晶技术。４．２．１．１旁路蒸发器烟气喷雾蒸发干燥。旁路蒸发器烟气喷雾蒸发干燥技术可通过雾化喷嘴将（浓缩后的）末端废水喷入空气预热器旁路的蒸发干燥塔内，雾化后的废水经过高温烟气（通常为３００℃以上）加热迅速蒸发汽化干燥，固形物随烟气中的烟尘一起被除尘器捕集。旁路蒸发器烟气喷雾蒸发干燥技术处理能力不受机组负荷变动影响，适应能力强，易于控制，但对机组煤耗有一定程度的影响。４．２．１．２主烟道烟气喷雾蒸发干燥。主烟道烟气喷雾蒸发干燥技术通过雾化喷嘴将（浓缩后的）末端废水喷入空预器后烟道内，经过烟气（通常为１２０℃～１４０℃）加热后迅速蒸发干燥，随烟气中的烟尘一起被除尘器捕集。主烟道烟气喷雾蒸发干燥技术存在喷嘴易结垢堵塞、烟尘易挂壁、烟道腐蚀结垢的问题，且处理能力受机组负荷变动影响较大。４．２．１．３蒸发结晶。蒸发结晶可通过利用烟气、蒸气或热水等热源蒸发废水，废水中的溶解盐结晶干燥后装袋外运、综合利用或处置，蒸发产生的水蒸气可冷凝成水用于冷却塔补水、锅炉补给水等［８］。蒸发结晶技术可以获得较高纯度的结晶盐，且处理水量不受机组负荷影响，但需要进行严格的预处理避免结垢，运行操作技术要求较高，且需要考虑结晶盐去向［９］。４．２．２方案优选根据本工程用水优化结果，需要处理的末端高盐废水包括脱硫废水（１２．２ｍ３／ｈ）及锅炉补给水处理系统高盐废水（２．５ｍ３／ｈ），为选择合适的末端废水处理方案，对多种末端废水处理技术路线进行了技术经济比较。计算时，综合上网电价０．３４９９元／ｋＷ·ｈ，标煤价（含税）８９５元／ｔ，蒸汽单价１５０元／ｔ，熟石灰单价０．８元／ｋｇ，碳酸钠单价１．７元／ｋｇ；烟气浓缩＋末端压滤方案中，泥饼按含水量５０％考虑，泥饼处理费按８００元／ｔ，计算结果见表２。技术经济比较结果表明，三联箱预处理＋高温旁路烟道蒸发技术方案的占地面积最小，初期投资及运行成本较低，无需加药，方案的折合年费用最低，因此本工程决定选用。

　　５结束语

　　海水直流冷却机组采用海水冷却，可大大降低淡水资源的消耗，具有显著的节水效果。笔者以海水直流冷却机组为研究对象，通过优化用水和末端废水治理方案，帮助电厂实现废水零排放目标，大大降低取用水量和发电耗水量；优化方案在取得显著的节水效果的同时，可大幅减少环保风险。对于海水直流冷却电厂，电厂优化用水的主要方向为锅炉补给水排水的分质回收和梯级回用，应尽可能减少末端废水量，末端废水处理应结合技术经济比较，进行合理选择。

　　［参考文献］

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　　［９］王军．火电厂汽轮机的常见故障和检修策略分析［Ｊ］．内蒙古科技与经济，２０２０，（５）：９０．

　　作者：黄华汉 鞠付栋 陈越 陈文中 贾丹瑶

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